Nothing Special   »   [go: up one dir, main page]

KR101717863B1 - 연소를 위한 오염된 저등급 석탄의 용도 - Google Patents

연소를 위한 오염된 저등급 석탄의 용도 Download PDF

Info

Publication number
KR101717863B1
KR101717863B1 KR1020157011469A KR20157011469A KR101717863B1 KR 101717863 B1 KR101717863 B1 KR 101717863B1 KR 1020157011469 A KR1020157011469 A KR 1020157011469A KR 20157011469 A KR20157011469 A KR 20157011469A KR 101717863 B1 KR101717863 B1 KR 101717863B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
low grade
stream
grade coal
coal feedstock
feedstock
Prior art date
Application number
KR1020157011469A
Other languages
English (en)
Other versions
KR20150065821A (ko
Inventor
아비나쉬 시르데쉬판드
케네스 피. 케클러
얼 티. 로빈슨
파타히 케이. 라만
Original Assignee
그레이트포인트 에너지, 인크.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 그레이트포인트 에너지, 인크. filed Critical 그레이트포인트 에너지, 인크.
Publication of KR20150065821A publication Critical patent/KR20150065821A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101717863B1 publication Critical patent/KR101717863B1/ko

Links

Images

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23KFEEDING FUEL TO COMBUSTION APPARATUS
    • F23K1/00Preparation of lump or pulverulent fuel in readiness for delivery to combustion apparatus
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L5/00Solid fuels
    • C10L5/02Solid fuels such as briquettes consisting mainly of carbonaceous materials of mineral or non-mineral origin
    • C10L5/34Other details of the shaped fuels, e.g. briquettes
    • C10L5/36Shape
    • C10L5/366Powders
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L9/00Treating solid fuels to improve their combustion
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L9/00Treating solid fuels to improve their combustion
    • C10L9/08Treating solid fuels to improve their combustion by heat treatments, e.g. calcining
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23CMETHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C10/00Fluidised bed combustion apparatus
    • F23C10/02Fluidised bed combustion apparatus with means specially adapted for achieving or promoting a circulating movement of particles within the bed or for a recirculation of particles entrained from the bed
    • F23C10/04Fluidised bed combustion apparatus with means specially adapted for achieving or promoting a circulating movement of particles within the bed or for a recirculation of particles entrained from the bed the particles being circulated to a section, e.g. a heat-exchange section or a return duct, at least partially shielded from the combustion zone, before being reintroduced into the combustion zone
    • F23C10/08Fluidised bed combustion apparatus with means specially adapted for achieving or promoting a circulating movement of particles within the bed or for a recirculation of particles entrained from the bed the particles being circulated to a section, e.g. a heat-exchange section or a return duct, at least partially shielded from the combustion zone, before being reintroduced into the combustion zone characterised by the arrangement of separation apparatus, e.g. cyclones, for separating particles from the flue gases
    • F23C10/10Fluidised bed combustion apparatus with means specially adapted for achieving or promoting a circulating movement of particles within the bed or for a recirculation of particles entrained from the bed the particles being circulated to a section, e.g. a heat-exchange section or a return duct, at least partially shielded from the combustion zone, before being reintroduced into the combustion zone characterised by the arrangement of separation apparatus, e.g. cyclones, for separating particles from the flue gases the separation apparatus being located outside the combustion chamber
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23KFEEDING FUEL TO COMBUSTION APPARATUS
    • F23K1/00Preparation of lump or pulverulent fuel in readiness for delivery to combustion apparatus
    • F23K1/02Mixing solid fuel with a liquid, e.g. preparing slurries
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23KFEEDING FUEL TO COMBUSTION APPARATUS
    • F23K1/00Preparation of lump or pulverulent fuel in readiness for delivery to combustion apparatus
    • F23K1/04Heating fuel prior to delivery to combustion apparatus
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23KFEEDING FUEL TO COMBUSTION APPARATUS
    • F23K3/00Feeding or distributing of lump or pulverulent fuel to combustion apparatus
    • F23K3/02Pneumatic feeding arrangements, i.e. by air blast
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23LSUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L7/00Supplying non-combustible liquids or gases, other than air, to the fire, e.g. oxygen, steam
    • F23L7/007Supplying oxygen or oxygen-enriched air
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23KFEEDING FUEL TO COMBUSTION APPARATUS
    • F23K2201/00Pretreatment of solid fuel
    • F23K2201/10Pulverizing
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23KFEEDING FUEL TO COMBUSTION APPARATUS
    • F23K2201/00Pretreatment of solid fuel
    • F23K2201/20Drying
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23KFEEDING FUEL TO COMBUSTION APPARATUS
    • F23K2900/00Special features of, or arrangements for fuel supplies
    • F23K2900/01001Cleaning solid fuel before combustion to achieve reduced emissions
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/34Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)

Abstract

본 발명은 일반적으로, 스팀을 생성하고, 바람직하게는 전기를 열병합발전시키기 위해 유동화 연료 연소기에서 연소를 위한 무기 나트륨 및/또는 염소 오염된 저등급 석탄 공급원료를 제조하는 방법에 관한 것이다.

Description

연소를 위한 오염된 저등급 석탄의 용도 {USE OF CONTAMINATED LOW-RANK COAL FOR COMBUSTION}
본 발명은 일반적으로, 스팀을 생성하고, 바람직하게는 전기를 열병합발전시키기 위해 유동화 연료 연소기에서 연소를 위한 무기 나트륨 및/또는 염소 오염된 저등급 석탄 공급원료를 제조하는 방법에 관한 것이다. 특히, 본 발명은 이러한 시나리오에서 방법의 연소 (및 임의적인 전기) 생성 섹션으로부터의 저압 스팀을 방법의 공급원료 가공 섹션과 통합시킴으로써, 뿐만 아니라 방법 전체에서 물 회수 및 재순환을 통합시킴으로써 최적의 물 사용량 및 증가된 효율을 제공한다.
석탄은 오랫동안 연소를 위한 연료로서 사용되어 왔다. 현재, 이러한 석탄은 전형적으로 유동화 연료 연소기, 예컨대 순환 유동층 연소기 ("CFB") 및 미분탄 보일러 ("PCB")에서 가압된 공기 및 산소를 사용하여 연소된다. CFB는 일반적으로 약 760℃ 내지 약 930℃의 비교적 중간 온도에서 작동하고, 전형적으로 약 3000 마이크로미터 내지 약 6000 마이크로미터 범위의 dp(50)을 갖는 "보다 조대한" 연료 입자를 이용한다. PCB는 약 1300℃ 내지 약 1700℃의 보다 높은 온도에서 작동하고, 전형적으로 약 100 내지 약 200 마이크로미터 범위의 dp(50)을 갖는 "보다 미세한" 연료 입자를 이용한다.
연소는 전기를 생성하기 위해 터빈을 구동하는 것을 비롯한 다양한 용도를 위한 스팀 (예를 들어, 스팀 보일러)을 생성하는데 사용될 수 있는 열 에너지를 발생한다. 연소는 또한 전기를 생성하기 위해 터빈을 구동하는데 사용될 수 있는 고온의 가스를 생산한다. 열병합발전 설비는 연소의 에너지 방출을 보다 효율적으로 이용하기 위해 전기 및 스팀 둘 다가 제조되는 것이며, 여기서 스팀은 종종 추가의 전기 생성을 위해 스팀 터빈을 구동하는데 사용된다.
그러나, 다수의 석탄은 오염 및 물리적 특성으로 인해 이러한 사용에 경제적으로 실행불가능하다. 예를 들어, 상당한 양의 불순물, 예컨대 나트륨 및 염소 (예를 들어, NaCl)를 함유하는 석탄은 실제로 이러한 성분의 고도의 부식성 및 오손 특성으로 인해 연소 방법에서 사용불가능할 수 있으며, 따라서 이러한 불순물을 제거하기 위한 전처리를 필요로 한다. 이러한 석탄의 연소로부터의 가스상 유출물 스트림은, 특히 석탄이 연소 이전에 충분히 세정되지 않는 경우에 또한 문제가 될 수 있다. 예를 들어, 문헌 [Tillman, Duong, Figueroa and Miller, "Chlorine in Solid Fuels Fired in Pulverized Coal Boilers - Sources, Forms, Reactions, and Consequences: A Literature Review", Foster Wheeler AG, Presented at Fuel Quality Conference, Banff, Canada, September 28-October 3, 2008]을 참조한다.
세척이 이러한 석탄을 세정하기 위한 시도에 사용될 수 있지만, 세척은 지구의 많은 지역, 특히 담수를 구하기 힘든 지역 (예를 들어, 건조 지대)에서 경제적으로 실행할 수 없는 다량의 담수를 필요로 한다. 추가로, 세척은 다수의 폐수 문제를 만든다.
전형적으로 이러한 전처리의 추가는 나트륨 및/또는 염소 오염된 석탄의 사용을 경제적으로 실행불가능하게 만든다. 따라서, 담수 사용량을 최소화하면서, 적어도 무기 나트륨 및/또는 염소 함량의 실질적인 부분을 제거하기 위해 이들 오염된 석탄을 보다 효율적으로 전처리하는 방식을 찾는 것이 바람직할 것이다.
"저등급" 석탄은 전형적으로 무광택 토상 외관을 갖는 보다 무른 이쇄성 물질이다. 이들은 비교적 보다 높은 수분 수준 및 비교적 보다 낮은 탄소 함량, 및 이에 따른 보다 낮은 에너지 함량을 특징으로 한다. 저등급 석탄의 예는 토탄, 갈탄 및 아역청탄을 포함한다. "고등급" 석탄의 예는 역청탄 및 무연탄을 포함한다.
저등급 석탄의 사용은 이들의 비교적 낮은 발열량 이외에도 다른 결점을 갖는다. 예를 들어, 이러한 석탄의 이쇄성은 공급원료 제조 (분쇄 및 다른 가공)에서 및 이러한 석탄의 연소에서 높은 미세물 손실로 이어질 수 있다. 이러한 미세물은 관리되거나 또는 심지어 폐기되어야 하며, 이는 통상적으로 이러한 석탄의 사용에 대한 경제성 및 효율성 단점 (경제성 및 가공성 저해요소)를 의미한다. 매우 고도의 이쇄성 석탄, 예컨대 갈탄의 경우에, 이러한 미세물 손실은 원래 물질의 50%에 근접하거나 또는 심지어 초과할 수 있다. 즉, 저등급 석탄의 가공 및 사용은 채굴된 저등급 석탄에서 물질 백분율의 탄소 함량의 손실 (또는 덜 바람직한 사용)을 초래할 수 있다.
따라서, 나트륨 및/또는 염소로 오염된 저등급 석탄은 일반적으로 경제적으로 임의의 목적에 대해 부적합한 것으로 간주된다.
따라서, 다양한 연소 방법에서 나트륨 및/또는 염소 오염된 저등급 석탄 물질의 공급원료 가공 및 궁극적인 전환 둘 다에서 담수 요구량을 감소시키거나 또는 심지어 제거하고, 뿐만 아니라 미세물 손실을 잠재적으로 감소시키면서, 나트륨 및/또는 염소 오염된 저등급 석탄을 연소 사용에 보다 경제적으로 실행가능하게 만들기 위해 이러한 석탄을 효율적으로 가공하는 방식을 찾는 것이 바람직할 것이다.
제1 측면에서, 본 발명은
(a) 초기 오염물 함량을 포함하는 미가공 저등급 석탄 공급원료를 제공하며, 여기서 초기 오염물 함량은
(1) 미가공 저등급 석탄 공급원료의 건조 중량을 기준으로 하여 적어도 약 0.1 중량%의 초기 무기 염소 함량, 또는
(2) 미가공 저등급 석탄 공급원료의 건조 중량을 기준으로 하여 적어도 약 0.1 중량%의 초기 무기 나트륨 함량, 또는
(3) (1) 및 (2) 둘 다
를 포함하는 것인 단계;
(b) 미가공 저등급 석탄 공급원료를 분쇄하여 분쇄된 저등급 석탄 공급원료를 생산하는 단계;
(c) 분쇄된 저등급 석탄 공급원료를 수성 세척 스트림으로 세척하여 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 및 폐수 스트림을 생성하며, 여기서 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료는
(1) 초기 무기 염소 함량의 약 50 중량% 미만, 그러나 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료의 건조 중량을 기준으로 하여 약 0.1 중량% 이하의 세척된 무기 염소 함량, 및
(2) 초기 무기 나트륨 함량의 약 50 중량% 미만, 그러나 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료의 건조 중량을 기준으로 하여 약 0.1 중량% 이하의 세척된 무기 나트륨 함량
을 갖는 것인 단계;
(d) 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료를 열 건조 유닛 내에서 건조 가스 스트림 및 열 에너지와 접촉시켜 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 및 수분 회수 스트림을 생성하며, 여기서 열 에너지의 적어도 일부는 약 10 psig (약 170 kPa 절대압) 내지 약 50 psig (약 446 kPa 절대압)의 압력에서 보다 낮은-압력 스팀 스트림에 의해 제공되고, 여기서 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료는 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료의 총 중량을 기준으로 하여 약 40 중량% 이하의 수분 함량으로 자유 유동성인 단계;
(e) 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 및 산소-함유 가스 스트림을 연소기에 공급하는 단계;
(f) 연소기 내의 감소된-수분의 저등급 석탄 공급원료를 산소와 연소시켜 스팀, 이산화탄소 및 열 에너지를 포함하는 연소 가스 스트림을 생성하는 단계;
(g) 적어도 약 150 psig (적어도 약 1136 kPa 절대압)의 압력에서 보다 높은-압력 스팀 스트림을 생성함으로써 연소 가스 스트림으로부터 열 에너지를 회수하는 단계;
(h) 보다 높은-압력 스팀 스트림의 적어도 일부를 전환시켜 보다 낮은-압력 스팀 스트림을 생성하는 단계;
(i) 단계 (d)로부터의 수분 회수 스트림의 적어도 일부를 응축시켜 응축된 수분 스트림을 생성하는 단계;
(j) 세척 단계 (c)로부터의 폐수 스트림을 처리하여 회수된 물 스트림을 생성하는 단계; 및
(k) (1) 응축된 수분 스트림의 적어도 일부, 또는 (2) 회수된 물 스트림의 적어도 일부, 또는 (3) (1) 및 (2) 둘 다를 세척 단계 (c)로 재순환시키며, 여기서 수성 세척 스트림은 응축된 수분 스트림 및 회수된 물 스트림의 재순환된 부분을 적어도 부분적으로 포함하는 것인 단계
를 포함하는, 미립자 저등급 석탄 공급원료로부터 스팀을 생성하는 방법을 제공한다.
세척 단계 (c)는 (1) 분쇄 단계 (b)와 동시에 및 일부로서, 또는 (2) 분쇄 단계 (b)에 후속으로, 또는 (3) (1) 및 (2) 둘 다로서, 그러나 임의의 경우에 "건조" 단계 (d) 이전에 발생할 수 있다.
하나의 옵션에서, 전기는 전기 발생기에 연결된 터빈을 통해 (발생기를 구동하는 터빈에 의해 생성된 기계적 에너지를 사용하여) 열 회수 단계 (g) 이전에 또는 후속으로 연소 가스 스트림을 유동시킴으로써 생성된다.
또 다른 옵션에서, 전기는 전기 발생기에 연결된 터빈을 통해 (발생기를 구동하는 터빈에 의해 생성된 기계적 에너지를 사용하여) 보다 높은-압력 스팀 스트림을 유동시킴으로써 생성된다.
또 다른 옵션에서, 연소 가스 및 보다 높은-압력 스팀 스트림 둘 다로부터의 전기 에너지의 열병합발전이 존재한다.
또 다른 옵션에서, 미가공 저등급 석탄 공급원료는 초기 수분 함량을 갖고, 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료의 수분 함량은 미가공 저등급 석탄 공급원료의 초기 수분 함량 (총 중량/중량 기준) 미만이다.
또 하나의 옵션에서, 물은 연소 가스에서 스팀의 적어도 일부를 응축시킴으로써 연소 가스로부터 회수될 수 있다. 축합은, 예를 들어 연소 가스로부터의 열 회수의 일부로서 및/또는 이에 후속으로 방법으로부터의 연소 가스의 배출 이전에 발생할 수 있다. 임의의 회수된 물은 폐수 처리로 보내지고/거나 다르게는 방법으로 다시 재순환될 수 있다.
공급원료 건조를 위한 스팀 생성 및 재순환의 결과로서, 및 공급원료 건조로부터 세척 단계로의 수분 스트림의 재순환의 결과로서, 본 발명은 스팀 (및 바람직하게는 전기)이 생성되는 연소 방법에서 무기 염소 및/또는 무기 나트륨 오염된 저등급 석탄의 증가된 효율 및 경제적 사용에 대한 잠재성을 제공한다.
추가로, 미가공 저등급 석탄 공급원료로부터의 수분 함량의 일부는, 특히 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료의 수분 함량이 미가공 저등급 석탄 공급원료의 초기 수분 함량보다 적은 경우에 실제로 본 발명의 방법에서 회수될 수 있다. 이는 전체 방법의 담수 요구량을 감소시킨다. 실제로, 미가공 저등급 석탄 공급원료와 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (및 연소 가스로부터의 임의적인 수분의 회수)의 수분 함량 사이의 차이에 따라, 본 발명은 담수를 구하기 힘든 곳 (예를 들어, 건조 환경)에서 석탄 연소 방법을 작동시키는데 매우 바람직한, 물 중성 또는 심지어 물 양성인 방법을 제공할 수 있다.
본 발명의 이들 및 다른 실시양태, 특징 및 이점은 하기 상세한 설명을 판독함으로써 통상의 기술자에 의해 보다 용이하게 이해될 것이다.
도 1은 무기 나트륨 및/또는 무기 염소가 또한 감소되고 궁극적으로는 연소기에 공급되는 감소된-수분의 저등급 석탄 공급원료를 제조하기 위해 미가공 저등급 석탄 공급원료를 가공하는 본 발명의 방법의 부분 (공급원료 제조 부분)의 한 실시양태의 일반적 다이어그램이다.
도 2는 감소된-수분의 저등급 석탄 공급원료가 스팀을 생산하고 전력을 열병합발전시키기 위해 연소되는 본 발명의 방법의 부분 (연소 부분)의 한 실시양태의 일반적 다이어그램이다.
도 3은 전기의 임의적인 열병합발전과 함께 보다 높은-압력 스팀을 생산하기 위한 본 발명의 방법의 연소 부분의 또 다른 실시양태의 일반적 다이어그램이다.
본 발명은, 특정 연소 방법에 사용하기에 적합한 저등급 석탄으로부터 공급원료를 제조하고, 제조된 공급원료를 연소시켜 스팀 및 임의로 전기를 생성하고, 연소 섹션으로부터 생산된 스팀을 공급원료 제조 섹션과 통합시켜 통합된 방법에 요구되는 담수의 양을 최소화하는 (또는 심지어 제거하는) 방법에 관한 것이다. 추가 세부사항은 하기에 제공된다.
본 명세서의 문맥에서, 본원에 언급된 모든 간행물, 특허 출원, 특허 및 다른 참고문헌은, 달리 나타내지 않는 한, 마치 이것이 완전히 설명된 것처럼 모든 목적을 위해 그의 전문이 명백히 본원에 참조로 포함된다.
달리 정의되지 않는 한, 본원에 사용된 모든 전문 과학 용어는 본 개시내용이 속하는 분야의 통상의 기술자에 의해 통상적으로 이해되는 바와 동일한 의미를 갖는다. 상충되는 경우에, 정의를 비롯하여 본 명세서가 우선할 것이다.
명백히 나타낸 경우를 제외하고는, 상표는 대문자로 표기된다.
달리 언급되지 않는 한, 모든 백분율, 부, 비 등은 중량 기준이다.
달리 언급되지 않는 한, psi 단위로 표현된 압력은 게이지압이고, kPa 단위로 표현된 압력은 절대압이다. 그러나, 압력차는 절대압으로 표현된다 (예를 들어, 압력 1은 압력 2보다 25 psi 더 높다).
양, 농도, 또는 다른 값 또는 파라미터가, 범위 또는 상한값 및 하한값의 목록으로서 주어지는 경우에, 이는 이러한 범위가 개별적으로 개시되는지에 상관없이, 임의의 상한 범위 한계치 및 하한 범위 한계치의 임의의 쌍으로부터 형성된 모든 범위를 구체적으로 개시하는 것으로 이해되어야 한다. 수치값 범위가 본원에 언급되는 경우에, 달리 언급되지 않는 한, 범위는 이들의 종점, 및 범위 내의 모든 정수 및 분수를 포함하는 것으로 의도된다. 본 개시내용의 범주가, 범위를 한정할 때 언급된 특정한 값으로 제한되도록 의도되지는 않는다.
용어 "약"이 값 또는 범위의 끝값을 기재하는데 사용되는 경우에, 이러한 개시는 지칭된 구체적인 값 또는 끝값을 포함하는 것으로 이해되어야 한다.
본원에 사용된 용어 "포함하다", "포함하는", "비롯하다", "비롯한", "갖다", "갖는" 또는 이들의 임의의 다른 변형은 비-배타적 포함을 포괄하는 것으로 의도된다. 예를 들어, 일련의 요소들을 포함하는 공정, 방법, 물품 또는 장치는 반드시 상기 요소로만 제한되지는 않으나, 이러한 공정, 방법, 물품 또는 장치에 명백하게 열거되지 않거나 내재되지 않은 다른 요소를 포함할 수 있다.
추가로, 상반되게 명백히 언급되지 않는 한, "또는" 및 "및/또는"은 포괄적인 것을 지칭하며 배타적인 것을 지칭하지 않는다. 예를 들어, 조건 A 또는 B, 또는 A 및/또는 B는 하기 중 어느 하나에 의해 충족된다: A가 참이고 (또는 존재함) 및 B가 거짓임 (또는 존재하지 않음), A가 거짓이고 (또는 존재하지 않음) 및 B가 참임 (또는 존재함), 및 A 및 B 둘 다가 참임 (또는 존재함).
본원에서 다양한 요소 및 성분을 기재하는데 단수를 사용하는 것은 단지 편의를 위한 것이며, 본 개시내용의 일반적 개념을 제공하기 위한 것이다. 이러한 기재는 하나 또는 적어도 하나를 포함하는 것으로 판독되어야 하며, 달리 의도하는 것이 명백하지 않는 한, 단수형은 또한 복수형을 포함한다.
본원에 사용된 용어 "실질적인"은, 본원에 달리 정의되지 않는 한, 언급된 물질의 약 90% 초과, 바람직하게는 언급된 물질의 약 95% 초과, 보다 바람직하게는 언급된 물질의 약 97% 초과를 의미한다. 명시되지 않는 경우에, 퍼센트는 분자 (예컨대 메탄, 이산화탄소, 일산화탄소 및 황화수소)를 언급하는 경우에는 몰 기준이고, 다른 경우에는 (예컨대 탄소 함량의 경우에) 중량 기준이다.
본원에 사용된 용어 "우세한 부분"은, 본원에 달리 정의되지 않는 한, 언급된 물질의 50% 초과를 의미한다. 명시되지 않는 경우에, 퍼센트는 분자 (예컨대 수소, 메탄, 이산화탄소, 일산화탄소 및 황화수소)를 언급하는 경우에는 몰 기준이고, 다른 경우에는 (예컨대 탄소 함량의 경우에) 중량 기준이다.
용어 "고갈된" 또는 "감소된"은 원래 존재하는 것으로부터 감소됨과 동의어이다. 예를 들어, 스트림으로부터 물질의 실질적인 부분을 제거하는 것은 상기 물질이 실질적으로 고갈된 물질-고갈 스트림을 제공할 것이다. 반대로, 용어 "풍부" 또는 "증가된"은 원래 존재하는 것보다 많아짐과 동의어이다.
본원에 사용된 용어 "탄소질"은 탄화수소와 동어의이다.
본원에 사용된 용어 "탄소질 물질"은 유기 탄화수소 함량을 함유하는 물질이다. 탄소질 물질은 본원에 정의된 바와 같은 바이오매스 또는 비-바이오매스 물질로서 분류될 수 있다.
본원에 사용된 용어 "바이오매스"는 식물계 바이오매스 및 동물계 바이오매스를 비롯한, 최근의 (예를 들어, 지난 100년 내의) 살아있는 유기체로부터 유래된 탄소질 물질을 지칭한다. 명확하게 하기 위해, 바이오매스는 화석계 탄소질 물질, 예컨대 석탄을 포함하지 않는다. 예를 들어, US2009/0217575A1, US2009/0229182A1 및 US2009/0217587A1을 참조한다.
본원에 사용된 용어 "식물계 바이오매스"는 녹색 식물, 작물, 조류 및 나무, 예컨대 비제한적으로 단수수, 바가스, 사탕수수, 대나무, 잡종 포플러, 잡종 버드나무, 자귀나무, 유칼립투스, 알팔파, 클로버, 기름 야자, 스위치그래스, 수단그래스, 기장, 자트로파 및 억새 (예를 들어, 미스칸투스 x 기간테우스(Miscanthus x giganteus))로부터 유래된 물질을 의미한다. 바이오매스는 농업 재배, 가공 및/또는 분해로부터의 폐기물, 예컨대 옥수수 속대 및 껍질, 옥수수 대, 짚, 견과 껍질, 식물성 오일, 카놀라 오일, 평지씨 오일, 바이오디젤, 목피, 목편, 톱밥 및 정원 폐기물을 추가로 포함한다.
본원에 사용된 용어 "동물계 바이오매스"는 동물 사육 및/또는 이용으로부터 생성된 폐기물을 의미한다. 예를 들어, 바이오매스는 가축 사육 및 가공으로부터의 폐기물, 예컨대 동물 퇴비, 구아노, 가금류 깔짚, 동물 지방 및 도시 고형 폐기물 (예를 들어, 하수오물)을 포함하나, 이에 제한되지는 않는다.
본원에 사용된 용어 "비-바이오매스"는, 본원에 정의된 바와 같은 용어 "바이오매스"에 포괄되지 않는 탄소질 물질을 의미한다. 예를 들어, 비-바이오매스는 무연탄, 역청탄, 아역청탄, 갈탄, 석유 코크스, 아스팔텐, 액체 석유 잔사 또는 그의 혼합물을 포함하나, 이에 제한되지는 않는다. 예를 들어, US2009/0166588A1, US2009/0165379A1, US2009/0165380A1, US2009/0165361A1, US2009/0217590A1 및 US2009/0217586A1을 참조한다.
"액체 중질 탄화수소 물질"은 주위 조건에서 유동성이거나, 또는 승온 조건에서 유동성이 될 수 있는 점성 액체 또는 반고체 물질이다. 이들 물질은 전형적으로 탄화수소 물질, 예컨대 원유의 가공으로부터의 잔사이다. 예를 들어, 원유의 정제에서의 제1 단계는 통상적으로 탄화수소의 복합적 혼합물을 다양한 휘발성 물질의 분획으로 분리하기 위한 증류이다. 보다 높은 온도는 열 분해로 이어질 수 있기 때문에, 전형적인 제1-단계 증류는 대기압에서 가열하여 약 650℉ (약 343℃)의 실제 온도를 초과하지 않으면서 가능한 많은 탄화수소 함량을 증발시키는 것을 필요로 한다. 대기압에서 증류되지 않은 분획은 통상적으로 "상압 석유 잔사"로 지칭된다. 분획은 최대 약 650℉ (약 343℃)의 실제 온도에서 훨씬 많은 물질이 증발될 수 있도록 진공 하에 추가로 증류될 수 있다. 남아있는 증류불가능한 액체는 "감압 석유 잔사"로 지칭된다. 상압 석유 잔사 및 감압 석유 잔사는 둘 다 본 발명의 목적을 위한 액체 중질 탄화수소 물질로 고려된다.
액체 중질 탄화수소 물질의 비제한적 예는 감압 잔유; 상압 잔유; 중질 및 잔사 석유 원유; 피치, 아스팔트 및 역청 (자연 발생 뿐만 아니라 석유 정제 방법으로부터 생성된 것); 타르 샌드 오일; 셰일 오일; 촉매 크래킹 방법으로부터의 탑저물; 석탄 액화 탑저물; 및 상당량의 중질 또는 점성 물질, 예컨대 석유 왁스 분획을 함유하는 다른 탄화수소 공급스트림을 포함한다.
본원에 사용된 용어 "아스팔텐"은 실온에서 방향족 탄소질 고체이고, 예를 들어 원유 및 원유 타르 샌드의 가공으로부터 유래될 수 있다. 아스팔텐은 또한 액체 중질 탄화수소 공급원료로 고려될 수 있다.
액체 중질 탄화수소 물질은 본래 소량의 고체 탄소질 물질, 예컨대 석유 코크스 및/또는 고체 아스팔텐을 함유할 수 있으며, 이는 일반적으로 액체 중질 탄화수소 매트릭스 내에 분산되고, 본 발명의 방법을 위한 공급 조건으로서 이용되는 승온 조건에서 고체로 남아있다.
본원에 사용된 용어 "석유 코크스" 및 "펫코크"는 (i) 석유 가공에서 수득되는 고-비점 탄화수소 분획의 고체 열 분해 생성물 (중질 잔사 - "잔유 펫코크"); 및 (ii) 가공 타르 샌드의 고체 열 분해 생성물 (역청질 샌드 또는 오일 샌드 - "타르 샌드 펫코크") 둘 다를 포함한다. 이러한 탄화 생성물은, 예를 들어 미처리, 하소, 니들 및 유동층 펫코크를 포함한다.
잔유 펫코크는 또한, 예를 들어 중질 잔사 원유 (예컨대 액체 석유 잔사)를 고품위화하는데 사용되는 코킹 방법에 의해 원유로부터 유래될 수 있으며, 펫코크는 소량의 성분으로서의 회분을, 코크스의 중량을 기준으로 하여 전형적으로 약 1.0 중량% 이하, 보다 전형적으로 약 0.5 중량% 이하로 함유한다. 전형적으로, 이러한 저회분 코크스 중의 회분은 주로 니켈 및 바나듐과 같은 금속을 포함한다.
타르 샌드 펫코크는, 예를 들어 오일 샌드를 고품위화하는데 사용되는 코킹 방법에 의해 오일 샌드로부터 유래될 수 있다. 타르 샌드 펫코크는 소량의 성분으로서의 회분을, 타르 샌드 펫코크의 전체 중량을 기준으로 하여 전형적으로 약 2 중량% 내지 약 12 중량% 범위, 보다 전형적으로 약 4 중량% 내지 약 12 중량% 범위로 함유한다. 전형적으로, 이러한 고회분 코크스 중의 회분은 주로 실리카 및/또는 알루미나와 같은 물질을 포함한다.
석유 코크스는 석유 코크스의 총 중량을 기준으로 하여 적어도 약 70 중량% 탄소, 적어도 약 80 중량% 탄소, 또는 적어도 약 90 중량% 탄소를 포함할 수 있다. 전형적으로, 석유 코크스는 석유 코크스의 중량을 기준으로 하여 약 20 중량% 미만의 무기 화합물을 포함한다.
본원에 사용된 용어 "석탄"은 토탄, 갈탄, 아역청탄, 역청탄, 무연탄 또는 그의 혼합물을 의미한다. 특정 실시양태에서, 석탄은 총 석탄 중량을 기준으로 하여 약 85 중량% 미만, 또는 약 80 중량% 미만, 또는 약 75 중량% 미만, 또는 약 70 중량% 미만, 또는 약 65 중량% 미만, 또는 약 60 중량% 미만, 또는 약 55 중량% 미만, 또는 약 50 중량% 미만의 탄소 함량을 갖는다. 다른 실시양태에서, 석탄은 총 석탄 중량을 기준으로 하여 약 85 중량% 이하, 또는 약 80 중량% 이하, 또는 약 75 중량% 이하 범위의 탄소 함량을 갖는다. 유용한 석탄의 예는 일리노이(Illinois) #6, 피츠버그(Pittsburgh) #8, 뷸라(Beulah) (ND), 유타 블라인드 캐년(Utah Blind Canyon), 및 파우더 리버 베이신(Powder River Basin) (PRB) 석탄을 포함하나, 이에 제한되지는 않는다. 무연탄, 역청탄, 아역청탄 및 갈탄은 각각 건량 기준으로 석탄의 총 중량의 약 10 중량%, 약 5 내지 약 7 중량%, 약 4 내지 약 8 중량%, 및 약 9 내지 약 11 중량%의 회분을 함유할 수 있다. 그러나, 임의의 특정한 석탄 공급원의 회분 함량은 석탄의 등급 및 공급원에 따라 달라질 것이며, 이는 통상의 기술자에게 친숙하다. 예를 들어, 문헌 ["Coal Data: A Reference", Energy Information Administration, Office of Coal, Nuclear, Electric and Alternate Fuels, U.S. Department of Energy, DOE/EIA-0064(93), February 1995]을 참조한다.
석탄의 연소로부터 생산된 회분은 전형적으로 통상의 기술자에게 친숙한 바와 같이 비산 회분 및 바닥 회분 둘 다를 포함한다. 역청탄으로부터의 비산 회분은 비산 회분의 총 중량을 기준으로 하여 약 20 내지 약 60 중량% 실리카 및 약 5 내지 약 35 중량% 알루미나를 포함할 수 있다. 아역청탄으로부터의 비산 회분은 비산 회분의 총 중량을 기준으로 하여 약 40 내지 약 60 중량% 실리카 및 약 20 내지 약 30 중량% 알루미나를 포함할 수 있다. 갈탄으로부터의 비산 회분은 비산 회분의 총 중량을 기준으로 하여 약 15 내지 약 45 중량% 실리카 및 약 20 내지 약 25 중량% 알루미나를 포함할 수 있다. 예를 들어, 문헌 [Meyers, et al. "Fly Ash. A Highway Construction Material," Federal Highway Administration, Report No. FHWA-IP-76-16, Washington, DC, 1976]을 참조한다.
역청탄으로부터의 바닥 회분은 바닥 회분의 총 중량을 기준으로 하여 약 40 내지 약 60 중량% 실리카 및 약 20 내지 약 30 중량% 알루미나를 포함할 수 있다. 아역청탄으로부터의 바닥 회분은 바닥 회분의 총 중량을 기준으로 하여 약 40 내지 약 50 중량% 실리카 및 약 15 내지 약 25 중량% 알루미나를 포함할 수 있다. 갈탄으로부터의 바닥 회분은 바닥 회분의 총 중량을 기준으로 하여 약 30 내지 약 80 중량% 실리카 및 약 10 내지 약 20 중량% 알루미나를 포함할 수 있다. 예를 들어, 문헌 [Moulton, Lyle K. "Bottom Ash and Boiler Slag," Proceedings of the Third International Ash Utilization Symposium, U.S. Bureau of Mines, Information Circular No. 8640, Washington, DC, 1973]을 참조한다.
메탄과 같은 물질은 그의 기원에 따라 상기 정의 하의 바이오매스 또는 비-바이오매스일 수 있다.
"비-가스상" 물질은 실질적으로 주위 조건에서 액체, 반고체, 고체 또는 혼합물이다. 예를 들어, 석탄, 펫코크, 아스팔텐 및 액체 석유 잔사는 비-가스상 물질인 반면에, 메탄 및 천연 가스는 가스상 물질이다.
용어 "유닛"은 유닛 작업을 지칭한다. 하나 초과의 "유닛"이 존재하는 것으로 기재되는 경우에, 이들 유닛은 달리 언급되지 않는 한 병렬 방식으로 작동된다. 그러나, 단일 "유닛"은 맥락에 따라서는 직렬 또는 병렬의 하나 초과의 유닛을 포함할 수 있다. 예를 들어, 사이클론 유닛은 내부 사이클론에 이어서 직렬로 외부 사이클론을 포함할 수 있다. 또 다른 예로서, 펠릿화 유닛은 제1 입자 크기/입자 밀도로 펠릿화하기 위한 제1 펠릿화기에 이어서 직렬로 제2 입자 크기/입자 밀도로 펠릿화하기 위한 제2 펠릿화기를 포함할 수 있다.
본원에 사용된 용어 "자유-유동성" 입자는 관련 기술분야의 통상의 기술자에 의해 널리 이해되는 바와 같이 입자가 수분 함량으로 인해 물질적으로 응집되지 않는 것 (예를 들어, 물질적으로 결집하거나, 뭉치거나, 덩어리지지 않음)을 의미한다. 자유-유동성 입자는 "건조"할 필요는 없지만, 바람직하게는 입자의 수분 함량은 최소량의 (또는 전혀 없는) 표면 수분이 되도록 실질적으로 내부에 함유된다.
본 발명의 문맥의 용어 "과열 스팀"은 관련 기술분야의 통상의 기술자에 의해 통상적으로 이해되는 바와 같이 이용되는 조건 하에 비-응축성인 스팀 스트림을 지칭한다.
본 발명의 문맥의 용어 "건조 포화 스팀" 또는 "건조 스팀"은 관련 기술분야의 통상의 기술자에 의해 통상적으로 이해되는 바와 같이 비-응축성인 약간 과열된 포화 스팀을 지칭한다.
용어 "HGI"는 ASTM D409/D409M-11ae1에 따라 측정된 바와 같은 하드그로브 분쇄 지수(Hardgrove Grinding Index)를 지칭한다.
용어 "dp(50)"은 ASTM D4749-87(2007)에 따라 측정된 바와 같은 입자 크기 분포의 평균 입자 크기를 지칭한다.
본원에 기재된 것과 유사하거나 동등한 방법 및 물질이 본 개시내용의 실시 또는 시험에서 사용될 수 있지만, 적합한 방법 및 물질은 본원에 기재된다. 따라서, 본원의 물질, 방법 및 예는 단지 예시적인 것일 뿐이고, 구체적으로 언급된 경우를 제외하고는 제한하려는 의도가 아니다.
저등급 석탄 공급원료
본 발명은 부분적으로 미가공 저등급 석탄 공급원료를 가공하여 연소 적용에 적합한 가공된 저등급 석탄 공급원료를 형성하는 다양한 방법에 관한 것이다.
단계 (a)에서 미가공 저등급 석탄 공급원료가 제공된다.
용어 "저등급 석탄"은 일반적으로 관련 기술분야의 통상의 기술자에 의해 이해된다. 저등급 석탄은 전형적인 아역청탄, 뿐만 아니라 갈탄 및 토탄을 포함한다. 저등급 석탄은 일반적으로 고등급 역청탄 및 무연탄보다 "덜 오래된" 석탄인 것으로 간주되고, 이러한 고등급 석탄보다 낮은 입자 밀도, 높은 기공률, 낮은 고정된 탄소 함량, 높은 수분 함량, 높은 휘발성 물질 함량, 및 많은 경우에 높은 무기 회분 함량을 갖는 경향이 있다.
한 실시양태에서, 미가공 저등급 석탄 공급원료는 약 25 중량% 이상의 고유 (총) 수분 함량 (ASTM D7582-10e1에 따라 측정된 바와 같음), 약 6500 kcal/kg (건량 기준) 이하의 발열량 (ASTM D5865-11a에 따라 측정된 바와 같음), 및 약 45 중량% 이하의 고정된 탄소 함량 (ASTM D7582-10e1에 따라 측정된 바와 같음)을 갖는다.
전형적으로, 미가공 저등급 미립자 석탄 공급원료는 약 50 이상의 HGI를 가질 것이다. 본 발명에 사용하기 위한 저등급 석탄의 한 실시양태는 약 70 이상, 또는 약 70 내지 약 130의 HGI를 갖는 미가공 석탄이다. 한 실시양태에서, 저등급 석탄은 갈탄이다.
전형적으로, 본 발명의 방법에 사용하기 위한 미가공 미립자 저등급 석탄 공급원료는 실질적으로 저등급 석탄, 또는 단지 저등급 석탄일 것이다. 2종 이상의 상이한 저등급 석탄의 혼합물이 또한 사용될 수 있다.
본 발명에 사용하기에 적합한 미가공 저등급 석탄 공급원료 (단일 또는 혼합물)는 초기 수분 함량을 보유할 것이다. 미가공 저등급 석탄 공급원료의 초기 (고유) 수분 함량은, 바람직하게는 석탄의 고유 물 함량의 일부가 건조 단계 (d)의 결과로서 회수되도록 충분히 높다. 즉, 건조 단계로부터의 "가공된" 석탄의 수분 함량은, 가공 단계로 들어가는 미가공 저등급 석탄의 고유 수분 함량보다 적어야 한다. 한 실시양태에서, 미가공 저등급 석탄 공급원료의 초기 수분 함량은 미가공 저등급 석탄 공급원료의 총 중량을 기준으로 하여 적어도 약 25 중량%, 또는 적어도 약 30 중량%, 또는 적어도 약 35 중량%, 또는 적어도 약 40 중량%이다.
본 발명에 사용하기에 적합한 미가공 저등급 석탄 공급원료 (단일 또는 혼합물)는 또한 초기 오염물 함량을 보유한다. 미가공 저등급 석탄 공급원료의 오염물 함량은 염소 성분 또는 나트륨 성분 또는 둘 다를 갖는다.
염소 성분은 미가공 저등급 석탄 공급원료의 건조 중량을 기준으로 하여 적어도 약 0.1 중량%, 또는 적어도 약 0.2 중량%, 또는 적어도 약 0.25 중량%의 초기 무기 염소 함량이다. 바람직하게는, 석탄은 또한 미가공 저등급 석탄 공급원료의 건조 중량을 기준으로 하여 약 0.25 중량% 미만, 또는 약 0.2 중량% 미만, 또는 약 0.15 중량% 미만, 또는 약 0.1 중량% 미만의 초기 유기 염소 함량을 가져야 한다.
나트륨 성분은 미가공 저등급 석탄 공급원료의 건조 중량을 기준으로 하여 적어도 약 0.1 중량%, 또는 적어도 약 0.2 중량%, 또는 적어도 약 0.25 중량%의 초기 무기 나트륨 함량이다.
전형적으로, 무기 염소 성분이 존재하는 경우에 관련 무기 나트륨 성분이 또한 존재하며, 따라서 무기 염소는 종종 "염 염소"로 지칭된다.
나트륨 및 염소 함량과 관련된 "무기"는 일반적으로 하기에 추가로 상술된 바와 같이 나트륨 및 염소가 물에 용해될 수 있도록 (및 따라서 잠재적으로 세척에 의해 제거될 수 있도록) 유기 결합을 통해 석탄 매트릭스 내에 결합되지 않은 것을 의미한다.
석탄의 나트륨 함량은 ASTM D4326-11에 따라 결정된다. 본 발명의 문맥에서, "무기 나트륨 함량"은 이 ASTM 방법에 따라 측정된 석탄 샘플의 나트륨 함량이다 (모든 이렇게 측정된 나트륨이 본 발명의 목적을 위한 무기인 것으로 간주됨).
석탄의 염소 함량은 ASTM D4208-13에 따라 결정된다. 본 발명의 문맥에서, "총 염소 함량"은 ASTM 표준에 따라 미가공 (미세척된) 석탄 샘플에 대해 측정된 염소 함량이다. "유기 염소 함량"은 ASTM 표준에 따라 물-세척된 석탄 샘플에 대해 측정된 염소 함량이다 (즉, 물 세척을 통해 용이하게 제거되지 않은 염소의 양). 본 발명의 문맥에서의 "무기 염소 함량"은 "총 염소 함량"과 "유기 염소 함량" 사이의 차이다.
정의를 위해서, 유기 염소 함량을 측정하기 위한 석탄 샘플의 물 세척은 하기 절차를 통해 수행된다:
(1) 1200g DDI (증류된 탈이온) 물을 2개의 2L 에를렌마이어(Erlenmeyer) 플라스크 각각에 첨가하는 단계;
(2) 200g의 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (ASTM D4208-13에 따라)를 각 플라스크에 첨가하는 단계;
(3) 각 플라스크를 300 내지 450 rpm의 속도를 사용하여 실온에서 30분 동안 교반하는 단계 (모든 고체가 물에 잘 혼합되는 것을 보장함);
(4) 두 배치를 진공 흡인을 위해 설치된 부흐너 깔때기에 붓는 단계;
(5) 진공 흡인을 시작하고, 3개의 400ml 분취액의 DDI 물로 헹구어 필터 케이크를 생성하는 단계;
(6) 필터 케이크가 "건조"될 때까지 진공 흡인을 지속하는 단계 (흡인으로부터 점적하는 것을 실질적으로 중지함); 이어서
(7) 진공 흡인을 중단하고, 남아있는 필터 케이크를 수집하는 단계.
이 방법은 ASTM D4208-13을 통한 분석을 위해 충분한 샘플 크기를 수집하기 위해 필요에 따라 반복된다.
우세한 양의 하나 이상의 저등급 석탄과 소량의 하나 이상의 다른 비-가스상 탄소질 공급원료와의 혼합물이 또한 사용될 수 있다. 이러한 다른 비-가스상 공급원료는, 예를 들어 고등급 석탄, 석유 코크스, 액체 석유 잔사, 아스팔텐 및 바이오매스를 포함한다. 저등급 석탄과 비-가스상 탄소질 물질의 또 다른 유형과의 조합물의 경우에, 저등급 석탄 성분으로부터의 발열량은 조합물의 우세한 부분이어야 한다. 또 다른 방식으로 표현하자면, 조합물 공급원료의 전체 발열량은 저등급 석탄 공급원으로부터 50% 초과, 또는 약 66% 초과, 또는 약 75% 초과, 또는 약 90% 초과이다.
하기에 보다 상세히 논의된 바와 같이, 특정의 다른 비-가스상 탄소질 물질을 이용하는 경우가 방법 중 다양한 다른 단계에서 첨가될 수 있다. 예를 들어, 펠릿화 작업이 존재하는 경우에, 이러한 물질은 분쇄된 저등급 석탄 공급원료, 예컨대 액체 석유 잔사, 아스팔텐 및 특정 바이오매스, 예컨대 계분의 펠릿화 (결합)를 보조하는데 사용될 수 있다. 이러한 물질은 또한 조합물 공급원료의 다른 특성, 예컨대 전체 탄소 함량, 물 함량, 회분 함량, 및 관련 기술분야의 통상의 기술자에게 인식가능한 다른 특성을 변형하는데 사용될 수 있다.
미가공 저등급 석탄 공급원료는 광산으로부터 직접 제공될 수 있거나, 또는 이는 관련 기술분야에 널리 공지된 바와 같이 철도, 트럭 또는 컨베이어를 통해 수송하는데 보다 적합한 조대 분쇄에 의해 예비-가공될 수 있다.
일반적 공급원료 제조 방법 정보
단계 (a)에 제공된 미가공 저등급 석탄 공급원료는 목적하는 초기 입자 크기로 분쇄하고, 세척하고, 임의로 펠릿화하고, 건조시키고, 이어서 임의로 목적하는 최종 입자 크기로 사이징함로써 초기에 가공되며, 이의 한 실시양태는 도 1에 도시된다.
상기 실시양태에 따라, 상기 기재된 바와 같은 미가공 저등급 석탄 공급원료 (10)는 단계 (b)에서 제공되고 분쇄되어 명시된 입자 크기의 분쇄된 저등급 석탄 공급원료를 생성한다.
분쇄 단계 (b)에서, 미가공 저등급 석탄 공급원료 (10)는 관련 기술분야에 공지된 임의의 방법, 예컨대 충격 파쇄 및 습식 또는 건식 분쇄에 따라 분쇄 유닛 (110) 내에서 파쇄, 분쇄 및/또는 미분쇄되어 후속 가공에 적합한 입자 크기 분포의 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (20)를 의도된 최종 사용을 위한 최종 입자 크기 프로파일로 산출할 수 있다.
상기에 나타낸 바와 같이, 분쇄 단계에 제공된 바와 같은 미가공 저등급 석탄 공급원료 (10)는 광산으로부터 직접 취해진 것일 수 있거나, 또는 예를 들어 조분쇄 단계에서 보다 미세하게 분쇄되도록 충분히 큰 입자 크기로 조대 파쇄함으로써 초기에 가공될 수 있다.
관련 최종-사용 기술분야의 통상의 기술자는 목적하는 최종 사용을 위한 목적하는 입자 크기 프로파일을 용이하게 결정할 수 있을 것이다. 다양한 방법은 하기에 보다 상세히 논의된 바와 같이 그의 보다 좁은 범위의 입자 크기 분포를 가질 것이다.
분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (20)는 "조대" 및/또는 "미세" 물질을 제거함으로써 입자 크기 분포를 정밀화하기 위해 분쇄 직후에 임의로 사이징될 수 있다.
한 실시양태에서, 미가공 저등급 석탄 공급원료 (10)는 목적하는 초기 입자 크기 프로파일로 건식 분쇄된다.
또 다른 실시양태에서, 미가공 저등급 석탄 공급원료 (10)는 수성 매질의 스트림 (40)을 분쇄 방법에 첨가함으로써 습식 분쇄된다. 석탄 공급원료의 습식 분쇄에 적합한 방법의 예는 관련 기술분야의 통상의 기술자에게 널리 공지되어 있다.
방법의 단계 (c)에 따라, 분쇄된 저등급 석탄 공급원료는 수성 세척 스트림으로 세척된다. 이러한 세척은 습식 분쇄 방법의 통합 부분으로서 실시될 수 있으며 (세척 단계는 분쇄 단계와 동시에 발생함), 이러한 경우에 스트림 (40)은 수성 세척 스트림이다. 제거된 오염물을 함유하는 세척 스트림은 폐수 스트림 (46)으로서 배출된다.
대안적으로, 이러한 세척은 세척 유닛 (120)에서 분쇄 (및 임의적인 사이징) 단계 후에 실시될 수 있으며, 이러한 경우에 스트림 (44)은 수성 세척 스트림이다. 제거된 오염물을 함유하는 세척 스트림은 폐수 스트림 (42)으로서 배출된다.
추가로, 이러한 세척은 분쇄 방법의 일부로서 뿐만 아니라 또한 분쇄된 저등급 석탄 공급원료와 개별적으로 (임의적인 사이징 이전 또는 이후에) 실시될 수 있다.
도 1에 도시된 바와 같이, 미가공 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (20)는 세척 유닛 (120)으로 보내지고, 여기서 이는 수성 세척 스트림 (44)과 접촉되어 무기 염소 및 무기 나트륨을 비롯한 다양한 수용성 오염물을 제거하여 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (22)를 생성한다.
세척 유닛 (120)에 사용하기에 적합한 석탄 세척 방법은 관련 기술분야의 통상의 기술자에게 널리 공지되어 있다. 하나의 적합한 이러한 방법은 하나 또는 일련의 진공 벨트 필터를 이용하는 것을 포함하며, 여기서 분쇄된 석탄은 수성 매질, 전형적으로 방법으로부터의 폐수 스트림의 처리로부터 (예를 들어, 폐수 스트림 (42) 및/또는 폐수 스트림 (46)의 처리로부터) 회수된 재순환 물로 분무되면서 진공 벨트 상에서 수송된다. 첨가제, 예컨대 계면활성제, 응집제 및 펠릿화 보조제는 또한 이 단계에서 적용될 수 있다. 예를 들어, 계면활성제 및 응집제는 진공 벨트 필터 및/또는 임의의 후속 탈수 단계에서 탈수하는 것을 보조하기 위해 적용될 수 있다.
생성된 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (22)는 전형적으로 높은 물 함량을 갖는 습윤 필터 케이크 또는 농축된 슬러리의 형태일 것이며, 이는 전형적으로 물 함량의 일부를 제거하고 후속 가공에 적합한 물 함량을 갖는 초기 탈수된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (34)를 생성하기 위한 초기 탈수 단계 (임의적인 탈수 유닛 (130))를 필요로 할 것이다.
상기 탈수 단계에서 습윤 석탄 필터 케이크 및 농축된 석탄 슬러리를 탈수하기에 적합한 방법 및 장비는 관련 기술분야의 통상의 기술자에게 널리 공지되어 있으며, 예를 들어 여과 (중력 또는 진공), 원심분리 및 유체 프레스 방법 및 장비를 포함한다. 석탄 입자에 대한 친화도를 갖는 소수성 유기 화합물 및 용매는 탈수를 촉진시키는데 사용될 수 있다.
탈수 유닛 (130)으로부터 생성된 폐수 스팀 (38)은, 예를 들어 폐수 스트림 (42) 및 (46)과 함께 처리를 위한 폐수 처리 유닛 (160)으로 보내져서 세정된 물 스트림 (54) 및 농축된 오염물 스트림 (52)을 생성할 수 있다.
폐수 처리 유닛 (160)으로부터 회수된 세정된 물 스트림 (54)은 바람직하게는 방법 중 어느 곳에서든 사용하기 위해 재순환된다. 예를 들어, 세정된 물 스트림 (54)의 전부 또는 일부는 재순환 물 스트림 (56)으로서 재순환되고, 이는 담수 스트림 (12)과 조합되어 수성 세척 스트림 (40) 및/또는 (44)로서 사용하기 위해 물 공급 스트림 (14)을 생성할 수 있다. 대안적으로 또는 추가로, 세정된 물 스트림 (54)의 전부 또는 일부는 하기에 보다 상세히 논의된 바와 같이 스팀을 생성하는데 사용하기 위해 방법의 연소 섹션으로 재순환될 수 있다.
농축된 오염물 스트림 (52) 중 오염물의 유형 및 양에 따라, 상기 스트림은 바람직하게는 오염 성분의 일부를 회수하기 위해 추가로 가공되거나, 또는 허용가능한 방식으로 폐기될 수 있다.
미가공 저등급 석탄 공급원료 (예를 들어, HGI)의 특성 및 목적하는 최종 사용에 따라, 후속 펠릿화 유닛 (135) 내에서 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (22) (또는 존재하는 경우에 초기 탈수된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (34))를 응집시켜 궁극적인 최종 사용에 적합한 입자 크기 분포의 펠릿화된 저등급 석탄 공급원료 (36)를 생성하는 것이 바람직할 수 있다. 본 발명의 목적을 위해, 응집/펠릿화는 관련 기술분야의 통상의 기술자에게 일반적으로 공지된 유형의, 응집시키고 입자 크기를 증가시키기 위한 펠릿화 및 단광 방법 둘 다를 지칭한다.
응집된 저등급 석탄 공급원료를 제조하는 한 특정한 방법은 이전에 포함된 US 출원 일련 번호 __/___,___ (대리인 문서 번호 FN-0073 US NP1, 발명의 명칭 " Agglomerated Particulate Low-Rank Coal Feedstock and Uses Thereof")에 개시되어 있다.
응집화가 이용되는 경우에, 다른 공급원으로부터의 적절한 입자 크기의 추가의 미세물 물질 (도시되지 않음)은 펠릿화 유닛 (135) 이전의 다양한 장소에서 방법에 첨가될 수 있다. 예를 들어, 다른 석탄 및/또는 펫코크 가공 작업으로부터의 미세물 물질은 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (22) (또는 존재하는 경우에 초기 탈수된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (34))와 조합되어 물 함량을 변형 (예를 들어, 추가로 감소시킴)하고/거나 상기의 탄소 함량을 증가시킬 수 있다.
다양한 분류의 결합제가 전형적으로 응집 단계에 이용된다. 적합한 결합제는 관련 기술분야의 통상의 기술자에게 일반적으로 널리 공지되어 있으며, 유기 및 무기 결합제를 포함한다. 유기 결합제는, 예를 들어 다양한 전분, 응집제, 천연 및 합성 중합체, 바이오매스, 예컨대 계분 및 분산된/유화된 오일 물질, 예컨대 분산된 액체 석유 잔유를 포함한다. 무기 결합제는 미네랄 결합제를 포함한다.
펠릿화 단계는 목적하는 최종 사용을 위한 표적 dp(50)에 근접한 dp(50)을 갖는 습윤 응집된 저등급 석탄 입자 (36)를 생성하여야 하고, dp(50)은 하기에 논의된 바와 같은 사이징 단계에 의해 추가로 정밀화될 수 있다.
습윤 응집된 저등급 석탄 입자 (36)의 수분 함량에 따라, 상기 입자는 자유 유동성일 수 있거나 또는 아닐 수 있고/거나, 구조적으로 안정하지 않고/거나, 목적하는 최종 사용을 위해 매우 높은 수분 함량을 가질 수 있고, 임의로 탈수된 응집된 저등급 석탄 공급원료를 생성하기 위해 탈수 유닛 (도시되지 않음) 내에서 추가의 중간 탈수 단계를 통과할 필요가 있을 수 있다. 탈수 단계에서 습윤 응집된 저등급 석탄 입자 (36)를 탈수하는데 적합한 방법은 관련 기술분야의 통상의 기술자에게 널리 공지되어 있으며, 예를 들어 여과 (중력 또는 진공), 원심분리 및 유체 프레스를 포함한다.
방법의 단계 (d)에 따라, 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (22) (또는 탈수 유닛 (130)이 존재하는 경우에 초기 탈수된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (34), 또는 펠릿화 유닛 (135)이 존재하는 경우에 습윤 응집된 저등급 석탄 입자 (36))는 가스 스트림 (80)과 접촉시키고 열원으로서 보다 낮은-압력 스팀 스트림 (48)을 이용함으로써 열 건조 유닛 (140) 내에서 건조되어 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (78), 회수 스팀 스트림 (50) 및 회수된 수분 스트림 (82)을 생성한다. 생성된 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (78)가 자유-유동성 미립자가 되도록 충분한 수분이 제거된다. 제거에 필요한 수분의 양은 열 건조 유닛 (140)으로 들어가는 상기 물질의 조성 및 특성을 기준으로 하여 통상의 기술자에 의해 용이하게 결정될 수 있다.
본 발명에 따라, 보다 낮은-압력 스팀 스트림 (48)은 하기에 보다 상세히 논의된 바와 같이 본 발명의 방법의 연소 섹션으로부터 유도되고 재순환된 스팀 스트림이다.
열 건조 유닛 (140)은 전형적으로 유동층 건조기이며, 여기서 석탄 입자는 열 건조 유닛 (140)에 공급된 가스 스트림 (80)에 의해 유동한다. 가스 스트림 (80)은 전형적으로 "건조" 공기 또는 질소-풍부 가스 스트림, 예를 들어 도 2에 제시되고 하기에 보다 상세히 논의된 바와 같은 공기 분리 유닛 (550)으로부터의 질소-풍부 스트림 (570)이다. 이러한 유동층 건조기는 관련 기술분야의 통상의 기술자에게 널리 공지되어 있으며, 일반적으로 상업적으로 이용가능하고, 본 발명의 문맥에서의 "건조 가스 스트림"은 관련 기술분야의 통상의 기술자에 의해 이해되는 바와 같이 열 건조 유닛 (140) 내에서 이용되는 조건 하에 습윤 석탄으로부터의 수분을 취할 수 있도록 충분히 건조한 것을 의미한다.
가스 스트림 (80)은 전형적으로 약간 상승된 압력, 예를 들어 대기압의 약간 초과 내지 약 50 psig (약 446 kPa 절대압), 또는 내지 약 30 psig (약 308 kPa 절대압), 또는 내지 약 15 psig (약 205 kPa 절대압)의 압력에서 제공된다.
보다 낮은-압력 스팀 스트림 (48)은 약 10 psig (약 170 kPa 절대압), 또는 약 15 psig (약 205 kPa 절대압) 내지 약 50 psig (약 446 kPa 절대압), 또는 내지 약 40 psig (약 377 kPa 절대압), 또는 내지 약 30 psig (약 308 kPa 절대압)의 압력에서 제공된다.
가스 스트림 (80) 중 건조 가스 + 보다 낮은-압력 스팀 스트림 (48)으로부터 전달된 열 에너지의 조합은, 자유 유동성인 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (78)를 생성하기 위해 습윤 공급물로부터 목적하는 양의 수분을 제거하기에 충분하다. 바람직하게는, 보다 낮은-압력 스팀 스트림 (48)의 양, 및 열 건조 유닛 (140)에 공급된 가스 스트림은 생성된 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (78)가 미가공 저등급 석탄 공급원료 (10)의 초기 수분 함량 미만, 그러나 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (78)의 총 중량을 기준으로 하여 약 40 중량% 이하, 또는 약 35 중량% 이하, 또는 약 30 중량% 이하의 수분 함량을 갖도록 조합물 중에서 충분하다.
열 건조 유닛 (140)으로부터의 회수 스팀 스트림 (50)은 바람직하게는, 방법의 연소 섹션으로 다시 재순환되는 재순환 스팀 스트림 (74), 및/또는 공급원료 제조 단계로 다시 재순환되는 재순환 스팀 스트림 (58), 예를 들어 수성 스트림 (40) 및/또는 (44)의 일부로서 방법에 다시 재순환된다. 공급원료 제조 단계에 사용하기 위해 다시 재순환되는 경우에, 재순환 스팀 스트림 (58)은, 예를 들어 재순환 물 스트림 (76)을 생성하기 위해 공기-냉각된 응축기 (170)를 통해 전형적으로 물로 응축되는 매우 저등급 스팀이다. 회수 스팀 스트림 (50)은 또한 또는 대안적으로 응축된 후 물 처리 유닛 (160)으로 전체적으로 또는 부분적으로 재순환될 수 있다.
회수된 수분 스트림 (82) 중의 수분은 또한 바람직하게는 방법으로 다시 재순환된다. 전형적으로, 이러한 수분은, 예를 들어 응축된 후 전형적으로 물 처리 유닛 (160)에 공급되는 재순환 물 스트림 (84)을 생성하기 위해 공기-냉각된 응축기 (180)를 통해 물로 응축된다. 재순환 물 스트림은 또한 또는 대안적으로, 예를 들어 수성 스트림 (40) 및/또는 (44)의 일부로서 공급원료 제조 단계로 전체적으로 또는 부분적으로 재순환될 수 있다. 이어서, 수분이 응축된 가스는 가스 스트림 (80)으로서, 임의로 스트림 (570)으로부터의 보충 가스와 조합되어 재순환될 수 있다.
전형적으로, 그러나 임의로, 사이징 유닛 (150)에서의 최종 사이징 단계는 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 (78)의 입자 분포를 정밀화하도록 제공되며, 여기서 표적 상한 크기 초과의 입자 (큼 또는 "대입자") (스트림 (70)) 및 표적 하한 입자 크기 미만의 입자 (미세물 또는 "소입자") (스트림 (72))의 전부 또는 일부가 제거되어 연소기에 공급하기 위해 저등급 석탄 공급원료 (32)를 생성한다. 사이징에 적합한 방법은 관련 기술분야의 통상의 기술자에게 일반적으로 공지되어 있으며, 전형적으로 적절하게 사이징된 스크린을 갖는 스크리닝 유닛을 포함한다. 한 실시양태에서, 대입자 및 소입자 중 어느 하나 또는 둘 다 (바람직하게는)의 적어도 90 중량%, 또는 적어도 95 중량% (방법의 연소 섹션에 공급되는 바와 같은 저등급 석탄 공급원료 (32)에 대한 정의된 입자 크기 분포를 기준으로 함)는 상기 최종 사이징 단계에서 제거된다.
상승된 온도 및 압력 조건에서 실시되는 임의의 열 건조 이외에, 공급원료 제조 단계에서의 모든 작업은 일반적으로 주위 온도 및 압력 조건 하에 실시된다. 그러나, 한 실시양태에서, 세척 단계는 승온 조건 (예를 들어, 가열된 세척수를 사용함) 하에 실시되어 세척 방법 동안에 제거되는 오염물의 용해를 촉진시킬 수 있다.
상기에 나타낸 바와 같이, 저등급 석탄 공급원료 (32)에 대한 최종 입자 크기 분포, 뿐만 아니라 다른 특성, 예컨대 수분 함량은 궁극적인 최종 사용을 위해 명시될 것이고, 연소기의 유형, 공급원료 물리적 및 화학적 특성과 같은 인자, 및 관련 기술분야의 통상의 기술자에 의해 인식되고 이해되는 바와 같은 다른 공지된 인자에 따라 달라질 것이다.
한 실시양태에서, 생성된 저등급 석탄 공급원료 (32)는 순환 유동층 연소기에 적합한 입자 크기 분포, 예를 들어 약 3000 마이크로미터 내지 약 6000 마이크로미터 범위의 값인 dp(50)을 갖는다.
또 다른 실시양태에서, 생성된 저등급 석탄 공급원료 (32)는 미분탄 보일러에 적합한 입자 크기 분포, 예를 들어 약 100 마이크로미터 내지 약 200 마이크로미터 범위의 값인 dp(50)을 갖는다.
바람직하게는, 재순환 물 스트림 (56) 및 재순환 스팀 스트림 (58) (또는 재순환 스팀 스트림 (58)이 응축된 경우에 재순환 물 스트림 (76))의 조합은 담수 스트림 (12)을 최소화하거나 또는 심지어 제거하도록 한다. 한 실시양태에서, 전체 방법은 방법의 정상 상태 작업에 실질적으로 담수가 첨가되지 않는다는 점에서 실질적으로 물 중성이며, 예를 들어 여기서 담수 스트림 (12)은 담수 스트림 (12), 재순환 물 스트림 (56) 및 재순환 스팀 스트림 (58) (또는 재순환 스팀 스트림 (58)이 응축된 경우에 재순환 물 스트림 (76))의 조합된 중량을 기준으로 하여 약 5 중량% 이하, 또는 약 2 중량% 이하, 또는 약 0 중량%이다. 또 다른 실시양태에서, 전체 방법은 물이 실제로 예를 들어 세정된 물 스트림 (54)의 일부로서 시스템으로부터 제거될 수 있으며 어느 곳에서든 사용될 수 있다는 점에서 물 양성이다.
연소 방법
일반적 개념으로서, 연소 방법에서, 석탄 중 탄소는, 예를 들어 전기 생성을 포함하나 이에 제한되지는 않는 다양한 산업 사용을 위한 스팀을 생성하기 위해 회수될 수 있는 열, 및 전기 생성을 위한 터빈을 구동하는데 사용될 수 있는 배기 가스를 위해 연소된다.
적합한 연소 기술, 작동 조건, 및 장비 및 구성은 관련 기술분야의 통상의 기술자에게 일반적으로 공지되어 있으며, 많은 적용가능한 기술은 상업적으로 이용가능하다.
이러한 기술에는 순환 유동층 연소기 ("CFB")를 이용한다. CFB는 전형적으로 약 760℃ 내지 약 930℃의 비교적 중간 온도에서 일반적으로 작동한다. CFB는 전형적으로 약 3000 마이크로미터 내지 약 6000 마이크로미터 범위의 dp(50)을 갖는 보다 조대한 입자를 이용한다.
또 다른 기술은 미분탄 보일러 ("PCB")를 이용한다. PCB는 전형적으로 약 1300℃ 내지 약 1700℃ 범위의 고온에서 작동한다. PCB는 전형적으로 약 100 내지 약 200 마이크로미터 범위의 dp(50)을 갖는 보다 미세한 입자를 이용한다.
연소기는 대기압 내지 훨씬 높은 압력 조건 범위의 다양한 압력에서 작동될 수 있고, 전형적으로 유동화 매질을 위한 공기를 사용하며, 이는 전형적으로 산소 중에 풍부하여 연소를 촉진시킨다.
모든 연소 방법은 일반적으로 도 2에서 (500) 및 도 3에서 (400)으로 도시되는 반응기 (연소기)를 포함할 것이며, 여기서 저등급 석탄 공급원료 (32)는 연소되어 열 에너지 및 배기 가스 (510) (도 2) 및 (410) (도 3)를 생산할 것이다.
도 2에 대하여, 스팀 및 전기의 열병합발전, 및 연소 가스 뿐만 아니라 생성된 스팀으로부터의 전기의 열병합발전이 있는 본 발명의 연소 섹션의 한 실시양태가 도시된다.
도 2에서, 저등급 석탄 공급원료 (32) 및 공기 또는 산소-풍부 공기 스트림 (552)은 층 (502)을 함유하는 연소 반응기 (500)에 공급되며, 여기서 탄소는 연소되어, 석탄 조성물 및 연소 조건에 따라 전형적으로 이산화탄소, 스팀, 열 에너지, 연행 고체 및 다른 오염물 부산물을 포함하는 연소 가스를 생성한다.
특정한 방법에 따라, 저등급 석탄 공급원료 (32)는 관련 기술분야의 통상의 기술자에 의해 인식되는 바와 같이 특정한 연소 방법에 최적화된 하나 이상의 상이한 위치에서 연소 반응기 (500)에 공급될 수 있다.
연소 반응기 (500) 내의 연소는 전형적으로, 연소 반응기 (500)에 공급될 수 있는 공기 또는 산소-풍부 공기 스트림 (552) 및/또는 다른 유동화 가스 (예컨대 이산화탄소 및/또는 질소)의 유량에 의해 유동하는 공급원료 (32)의 층 (502) 내에서 발생할 것이다.
전형적으로, 연소는 비-촉매 방법이고, 따라서 촉매는 공급원료 (32) 또는 연소 반응기 (500)에 첨가될 필요가 없으나; 연소를 촉진시키는 촉매는 이용될 수 있다.
전형적으로, 탄소 전환은 연소 방법에서 실질적으로 완전하고, 임의의 남아있는 고체 잔류물은 주로 탄소 잔류물이 거의 없거나 전혀 없는 무기 회분이다. 반응 조건에 따라, 연소는 슬래깅 또는 비-슬래깅될 수 있으며, 여기서 잔류물 (514)은 연소 반응기 (500)로부터 용융 (슬래깅) 또는 고체 (비-슬래깅) 회분 또는 차르 (고체 잔류물 중에 상당한 탄소 함량이 여전히 존재하는 정도로)로서 배출된다. 전형적으로, 잔류물은 층 (502) 아래의 섹션 (506)에서 수집되고, 연소 반응기 (500)의 저부로부터 배출되지만, 회분은 또한 미가공 연소 가스 스트림 (510)과 함께 연소 반응기 (500)의 상단 (504)으로부터 배출될 수 있다.
섹션 (506) 및 유동층 (502)은, 예를 들어 그리드 플레이트 (508)에 의해 분리될 수 있다.
미가공 연소 가스 스트림 (510)은 전형적으로 연소 반응기 (500)의 상단 또는 상부 부분 (504)으로부터 배출된다.
연소 반응기 (500)의 층 (502)을 떠나는 고온의 가스 유출물은, 이탈 구역으로서 작용하는, 연소 반응기 (500) 내에 및/또는 그 외부에 통합된 미세물 제거기 유닛 (예컨대 사이클론 어셈블리 (530))을 통과할 수 있다. 연소 반응기 (500)를 떠나는 가스에 의해 연행되기에 너무 무거운 입자는 연소 반응기 (500), 예를 들어 층 (502)으로 되돌아갈 수 있다.
남아있는 연행 미세물은 실질적으로 임의의 적합한 장치, 예컨대 내부 및/또는 외부 사이클론 분리기 (530)에 의해 제거되어 미세물-고갈 미가공 연소 가스 스트림 (516)을 생성한다. 이들 미세물의 적어도 일부는 재순환 라인 (562) 및 (566)을 통해 층 (502)으로, 특히 이러한 미세물이 물질 탄소 함량을 여전히 함유하는 정도로 되돌아갈 수 있다 (차르로 고려될 수 있음). 대안적으로, 임의의 미세물 또는 회분 (572)은 라인 (562)을 통해 제거될 수 있다.
도 2에 제시된 바와 같이, 연소 반응기 (500)는 미세물-고갈 미가공 연소 가스 스트림 (516)이 터빈 (542)을 기계적으로 구동하는데 사용될 수 있도록 충분한 압력 조건 하에 작동된다. 터빈 (542)은 샤프트 (536) 또는 다른 기계적 커플링에 의해 전기 발생기 (572)에 연결되고, 터빈 (542)에 의해 생성된 기계적 에너지는 전력 (574)이 생산되도록 발생기 (572)를 구동한다.
터빈 (542)은 또한 바람직하게는 샤프트 (556) 또는 다른 기계적 커플링에 의해 공기 압축기 (548) 또는 유사한 장치에 기계적으로 연결될 수 있고, 터빈 (542)에 의해 생성된 기계적 에너지는 공기 압축기 (548)를 구동하여 공기 스트림 (552)으로서 연소 반응기 (500)에 공급하기 위해 공기 스트림 (546)을 압축하고, 압축된 공기 스트림 (568)을 생성한다. 압축된 공기 스트림 (568)은 임의로 공기 분리 장치 (550), 예를 들어 막 또는 극저온 분리기에 공급되어 산소-풍부 스트림 (552)으로서 사용하기 위해 압축된 공기 스트림 (568)의 산소 함량을 풍부하게 할 수 있다. 한 실시양태에서, 공기 분리 장치 (550)는 극저온 분리기이고, 방법으로부터 생성된 전기는 상기 유닛에 동력 공급하는데 사용될 수 있다.
스트림 (570)으로서 제시되고 주로 질소인 분리된 가스상 성분은 배출될 수 있거나, 또는 방법 중 어느 곳에서든, 예를 들어 상기에 논의된 바와 같이 열 건조 유닛 (140)에 사용하기 위해 스트림 (80) 또는 스트림 (80)을 위한 보충 가스로서 사용될 수 있다.
터빈 (542)을 빠져나가는 배기 가스 (578)는, 예를 들어 열 회수 스팀 발생기 ("HSRG") (560)에서 회수될 수 있는 실질적인 열 에너지를 여전히 함유한다. HSRG은 일반적 의미에서 관련 기술분야의 통상의 기술자에게 널리 공지되어 있다. 예를 들어, 배기 가스 (578)는 HSRG (560) 내의 가열 코일 (도시되지 않음)을 통해 공급되어 HSRG (560)에 공급된 물 및/또는 스팀일 수 있는 수성 스트림 (62)으로부터 스팀 또는 추가의 열 스팀을 생성하여 스팀 스트림 (524) 및 감소된 열 배기 가스 스트림 (522)을 생성할 수 있다. 감소된 열 배기 가스 스트림 (522)은 전형적으로 상당한 양의 물 함량 (스팀으로서)을 함유하기 때문에, 스트림 (522)은 냉각 유닛 (574), 예컨대 관련 기술분야의 통상의 기술자에게 널리 공지된 유형의 공기 냉각 유닛을 통과하여 수분을 응축시키고, 물 회수 스트림 (582) 및 냉각된 배기 가스 스트림 (580)을 생성할 수 있다.
냉각된 배기 가스 스트림 (580)은 전형적으로 분위기로 배출되지만, 배출 이전에 공지된 방법에 의해 추가로 처리될 수 있다.
물 회수 스트림 (582)은 또한 바람직하게는 방법으로 다시 재순환된다. 전형적으로, 물 회수 스트림 (582)은 도 1에 제시된 바와 같이 물 처리 유닛 (160)에 공급될 것이다. 물 회수 스트림 (582)은 또한 또는 대안적으로, 예를 들어 수성 스트림 (40) 및/또는 (44)의 일부로서 공급원료 제조 단계에 다시 전체적으로 또는 부분적으로 재순환될 수 있다.
스팀 스트림 (524)은 전형적으로 샤프트 (580) 또는 다른 기계적 커플링에 의해 전기 발생기 (558)에 연결된 제2 터빈 (540)에 공급될 수 있는 중압 스팀 스트림이고, 터빈 (540)에 의해 생성된 기계적 에너지는 전력 (560)이 생산되도록 발생기 (558)를 구동한다.
보다 낮은 압력 스팀 스트림 (48)은 터빈 (540)을 빠져나가고, 이는 도 1에 제시된 바와 같이 열 건조 유닛 (140)에 공급되어 열 건조 에너지를 제공할 수 있다.
보다 낮은 압력 스팀 스트림 (48)의 일부는 또한 HSRG (560)에 스트림 (60)으로서 다시 재순환될 수 있으며, 이는 수성 스트림 (62)으로서 사용하기 위한 세정된 물 스트림 (54) 및/또는 재순환 스팀 스트림 (74)의 일부와 조합될 수 있다. 그러나, 바람직하게는 세정된 물 스트림 (54) 및/또는 재순환 스팀 스트림 (74)의 일부는 또한 어떠한 보다 낮은 압력 스팀 스트림 (48)도 이용하지 않으면서 보다 낮은 압력 스팀 스트림 (48)의 열 에너지 사용이 열 건조 유닛 (140)에서 최대화될 수 있도록 수성 스트림 (62)으로서 사용될 수 있다.
이제 도 3에 대하여, 보다 높은-압력 스팀 및 전기의 열병합발전이 있는 본 발명의 연소 섹션의 또 다른 실시양태가 도시된다.
도 3에서, 저등급 석탄 공급원료 (32) 및 공기 또는 산소-풍부 공기 스트림 (406)은 층 (402)을 함유하는 연소 반응기 (400)에 공급되며, 여기서 탄소는 연소되어, 석탄 조성물 및 연소 조건에 따라 전형적으로 이산화탄소, 스팀, 열 에너지, 연행 고체 및 다른 오염물 부산물을 포함하는 연소 가스를 생성한다.
특정한 방법에 따라, 저등급 석탄 공급원료 (32)는 관련 기술분야의 통상의 기술자에 의해 인식되는 바와 같이 특정한 연소 방법에 최적화된 하나 이상의 상이한 위치에서 연소 반응기 (400)에 공급될 수 있다.
연소 반응기 (400) 내의 연소는 전형적으로, 연소 반응기 (400)에 공급될 수 있는 공기 또는 산소-풍부 공기 스트림 (406) 및/또는 다른 유동화 가스 (예컨대 이산화탄소 및/또는 질소)의 유량에 의해 유동하는 공급원료 (32)의 층 (402) 내에서 발생할 것이다.
전형적으로, 연소는 비-촉매 방법이고, 따라서 촉매는 공급원료 (32) 또는 연소 반응기 (400)에 첨가될 필요가 없으나; 연소를 촉진시키는 촉매는 이용될 수 있다.
전형적으로, 탄소 전환은 연소 방법에서 실질적으로 완전하고, 임의의 남아있는 고체 잔류물은 주로 탄소 잔류물이 거의 없거나 전혀 없는 무기 회분이다. 반응 조건에 따라, 연소는 슬래깅 또는 비-슬래깅될 수 있으며, 여기서 고체 잔류물 (414)은 연소 반응기 (400)로부터 용융 (슬래깅) 또는 고체 (비-슬래깅) 회분 또는 차르 (고체 잔류물 중에 상당한 탄소 함량이 여전히 존재하는 정도로)로서 배출된다. 전형적으로, 잔류물은 층 (402) 아래의 섹션 (416)에서 수집되고, 연소 반응기 (400)의 저부로부터 배출되지만, 회분은 또한 미가공 연소 가스 스트림 (410)과 함께 연소 반응기 (400)의 상단 (404)으로부터 배출될 수 있다.
섹션 (416) 및 유동층 (402)은, 예를 들어 그리드 플레이트 (408)에 의해 분리될 수 있다.
미가공 연소 가스 스트림 (410)은 전형적으로 연소 반응기 (400)의 상단 또는 상부 부분 (404)으로부터 배출된다.
연소 반응기 (400)의 층 (402)을 떠나는 고온의 가스 유출물은, 이탈 구역으로서 작용하는, 연소 반응기 (400) 내에 및/또는 그 외부에 통합된 미세물 제거기 유닛 (예컨대 사이클론 어셈블리 (460))을 통과할 수 있다. 연소 반응기 (400)를 떠나는 가스에 의해 연행되기에 너무 무거운 입자는 연소 반응기 (400), 예를 들어 층 (402)으로 되돌아갈 수 있다.
남아있는 연행 미세물은 실질적으로 임의의 적합한 장치, 예컨대 내부 및/또는 외부 사이클론 분리기 (460)에 의해 제거되어 미세물-고갈 미가공 연소 가스 스트림 (430)을 생성한다. 이들 미세물의 적어도 일부는 재순환 라인 (462) 및 (466)을 통해 층 (402)으로, 특히 이러한 미세물이 물질 탄소 함량을 여전히 함유하는 정도로 되돌아갈 수 있다 (차르로 고려될 수 있음). 대안적으로, 임의의 미세물 또는 회분 (472)은 라인 (462)을 통해 제거될 수 있다.
도 3에 제시된 바와 같이, 연소 반응기 (400)에서 생성된 열은, 스트림 (422)을 통해 열 교환기 (412)에 공급되는 물로부터의 스팀 또는 과열 스팀을 생성하는데 사용될 수 있는 열 교환기 (412)를 통해 회수될 수 있다. 열 교환기 (412)는 연소 반응기 (400)에 내재 및/또는 그 외부에 있을 수 있다. 예를 들어, 저압 스팀 스트림은, 전기의 생성을 위해 스팀 터빈을 구동하는 것을 포함하나 이에 제한되지는 않는 다양한 산업 방법에 사용될 수 있는 고압 스팀 스트림 (424)을 생산하기 위해 과열된 열 교환기 (412)를 통과할 수 있다. 상기 문맥에서, 스트림 (422)은 세정된 물 스트림 (54) 및/또는 재순환 스팀 스트림 (74)으로부터 전체적으로 또는 부분적으로 보충될 수 있고, 하기에 논의된 바와 같은 터빈 (434)을 빠져나오는 보다 낮은-압력 스팀 스트림 (432)의 일부를 포함할 수 있다.
도 3의 구성에서, 스팀 스트림 (424)은 전형적으로, 샤프트 (440) 또는 다른 기계적 커플링에 의해 전기 발생기 (458)에 연결된 터빈 (434)에 스트림 (436)을 통해 전체적으로 또는 부분적으로 공급될 수 있는 고압 스팀 스트림 (또한 전형적으로 건조 또는 과열된 스팀 스트림)이고, 터빈 (434)에 의해 생성된 기계적 에너지는 전력 (470)이 생산되도록 발생기 (458)를 구동한다.
보다 낮은 압력 스팀 스트림 (432)은 터빈 (434)을 빠져나가고, 이는 상기 논의된 바와 같이 열 건조 유닛 (140)에 공급하기 위해 보다 낮은-압력 스팀 스트림 (48)으로서 전체적으로 또는 부분적으로 사용된다.
터빈 (434)에 공급되지 않은 고압 스팀 스트림 (424)의 일부는 스팀 스트림 (472)으로서 제거되고 어느 곳에서든 이용될 수 있다. 일반적으로, 도 3의 구성에서, 충분한 고압 스팀이 생산되어, 그 일부만이 터빈 (434)에 공급되고 궁극적으로 보다 낮은-압력 스팀 스트림 (48)을 생성하는데 요구된다.
보다 낮은 압력 스팀 스트림 (432)의 일부는 또한 스트림 (422)으로서 열 교환기 (412)에 다시 재순환될 수 있으며, 이는 스트림 (422)으로서 사용하기 위한 세정된 물 스트림 (54) 및/또는 재순환 스팀 스트림 (74)의 일부와 조합될 수 있다. 그러나, 바람직하게는 세정된 물 스트림 (54) 및/또는 재순환 스팀 스트림 (74)의 일부는 또한 어떠한 보다 낮은 압력 스팀 스트림 (432)도 이용하지 않으면서 스트림 (432) 전부가 보다 낮은 압력 스팀 스트림 (48)으로서 사용되고 보다 낮은 압력 스팀 스트림 (48)의 열 에너지 사용이 열 건조 유닛 (140)에서 최대화될 수 있도록 스트림 (422)으로서 사용될 수 있다.
미세물-고갈 미가공 연소 가스 스트림 (430)은 실질적인 열 에너지 뿐만 아니라 스팀을 여전히 함유하며, 도 2의 논의와 관련하여 상기 제시된 유사한 방식으로 추가로 가공되어 전력 생성을 위해 터빈을 기계적으로 구동할 수 있고/거나, 공기 압축기를 구동할 수 있고/거나, 열 에너지 및/또는 스팀을 회수할 수 있다.
멀티-트레인 방법
본 발명의 방법에서, 각각의 방법은 하나 이상의 가공 유닛에서 수행될 수 있다. 예를 들어, 하나 이상의 연소기에 하나 이상의 공급원료 제조 유닛 작업으로부터 공급원료가 공급될 수 있다.
특정 실시양태에서, 방법은 2개 이상의 연소기 (예를 들어, 2 - 4개 연소기)를 이용한다. 이러한 실시양태에서, 방법은, 궁극적으로 공급원료를 복수의 연소기에 제공하기 위해 연소기 이전에 분기형 가공 유닛 (즉, 연소기의 총수보다 적음), 및/또는 복수의 연소기에 의해 생성된 복수의 연소 가스 스트림의 가공을 위해 연소기 이후에 수렴형 가공 유닛 (즉, 연소기의 총수보다 적음)을 함유할 수 있다.
시스템이 수렴형 가공 유닛을 함유하는 경우에, 수렴형 가공 유닛 각각은 수렴형 가공 유닛으로의 총 공급 스트림의 1/n 부분 (여기서, n은 수렴형 가공 유닛의 개수임) 초과를 수용하는 용량을 갖도록 선택될 수 있다. 유사하게, 시스템이 분기형 가공 유닛을 함유하는 경우에, 분기형 가공 유닛 각각은 수렴형 가공 유닛에 공급되는 총 공급 스트림의 1/m 부분 (여기서, m은 분기형 가공 유닛의 개수임) 초과를 수용하는 용량을 갖도록 선택될 수 있다.

Claims (34)

  1. (a) 초기 오염물 함량을 포함하는 미가공 저등급 석탄 공급원료를 제공하며, 여기서 초기 오염물 함량은
    (1) 미가공 저등급 석탄 공급원료의 건조 중량을 기준으로 하여 적어도 0.1 중량%의 초기 무기 염소 함량, 또는
    (2) 미가공 저등급 석탄 공급원료의 건조 중량을 기준으로 하여 적어도 0.1 중량%의 초기 무기 나트륨 함량, 또는
    (3) (1) 및 (2) 둘 다
    를 포함하고, 여기서 미가공 저등급 석탄 공급원료는 미가공 저등급 석탄 공급원료의 총 중량을 기준으로 하여 적어도 25 중량%의 초기 수분 함량을 보유하는 것인 단계;
    (b) 미가공 저등급 석탄 공급원료를 분쇄하여 분쇄된 저등급 석탄 공급원료를 생산하는 단계;
    (c1) 분쇄된 저등급 석탄 공급원료를 수성 세척 스트림으로 세척하여 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료 및 폐수 스트림을 생성하며, 여기서 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료는
    (1) 초기 무기 염소 함량의 50 중량% 미만의 세척된 무기 염소 함량, 및
    (2) 초기 무기 나트륨 함량의 50 중량% 미만의 세척된 무기 나트륨 함량
    을 갖는 것인 단계;
    (c2) 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료를 응집시켜 미가공 저등급 석탄 공급원료의 초기 수분 함량 (총 중량/중량 기준) 미만의 수분 함량을 갖는 펠릿화된 저등급 석탄 공급원료를 생성하는 단계;
    (d) 펠릿화된 저등급 석탄 공급원료를 건조 가스 스트림 및 열 에너지로 건조시켜 감소된-수분의 펠릿화된 저등급 석탄 공급원료 및 수분 회수 스트림을 생성하며, 여기서 열 에너지의 적어도 일부는 스팀에 의해 제공되고, 여기서 감소된-수분의 펠릿화된 저등급 석탄 공급원료는 감소된-수분의 펠릿화된 저등급 석탄 공급원료의 총 중량을 기준으로 하여 40 중량% 이하의 수분 함량으로 자유 유동성인 단계;
    (e) 감소된-수분의 펠릿화된 저등급 석탄 공급원료 및 산소-함유 가스 스트림을 연소기에 공급하는 단계;
    (f) 연소기 내의 감소된-수분의 펠릿화된 저등급 석탄 공급원료를 산소와 연소시켜 스팀, 이산화탄소 및 열 에너지를 포함하는 연소 가스 스트림을 생성하는 단계;
    (g) 적어도 150 psig (적어도 1136 kPa 절대압)의 압력에서 보다 높은-압력 스팀 스트림을 생성함으로써 연소 가스 스트림으로부터 열 에너지를 회수하는 단계;
    (h) 보다 높은-압력 스팀 스트림의 적어도 일부를 전환시켜 보다 낮은-압력 스팀 스트림을 생성하는 단계;
    (i) 단계 (d)로부터의 수분 회수 스트림을 응축시켜 응축된 수분 스트림을 생성하는 단계;
    (j) 세척 단계 (c)로부터의 폐수 스트림을 처리하여 회수된 물 스트림을 생성하는 단계; 및
    (k) (1) 응축된 수분 스트림의 적어도 일부, 또는 (2) 회수된 물 스트림의 적어도 일부, 또는 (3) (1) 및 (2) 둘 다를 세척 단계 (c)로 재순환시키며, 여기서 수성 세척 스트림은 응축된 수분 스트림 및 회수된 물 스트림의 재순환된 부분을 적어도 부분적으로 포함하는 것인 단계
    를 포함하는, 미가공 저등급 석탄 공급원료로부터 스팀을 생성하는 방법.
  2. 제1항에 있어서, 미가공 저등급 석탄 공급원료가 50 이상의 하드그로브 분쇄 지수(Hardgrove Grinding Index)를 갖는 것을 특징으로 하는 방법.
  3. 제2항에 있어서, 미가공 저등급 석탄 공급원료가 70 이상의 하드그로브 분쇄 지수를 갖는 것을 특징으로 하는 방법.
  4. 제3항에 있어서, 미가공 저등급 석탄 공급원료가 70 내지 130의 하드그로브 분쇄 지수를 갖는 것을 특징으로 하는 방법.
  5. 제1항 내지 제4항 중 어느 한 항에 있어서, 분쇄 단계가 습식 분쇄 단계이고 분쇄 단계 이후에 발생하는 세척 단계가 존재하는 것을 특징으로 하는 방법.
  6. 제5항에 있어서, 연소기에 공급된 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료가, dp(50)이 100 마이크로미터 내지 6000 마이크로미터의 값인 입자 크기 분포를 갖는 것을 특징으로 하는 방법.
  7. 제6항에 있어서, dp(50)이 3000 마이크로미터 내지 6000 마이크로미터 범위의 값인 것을 특징으로 하는 방법.
  8. 제7항에 있어서, 연소기가 순환 유동층 연소기인 것을 특징으로 하는 방법.
  9. 제6항에 있어서, dp(50)이 100 마이크로미터 내지 200 마이크로미터 범위의 값인 것을 특징으로 하는 방법.
  10. 제9항에 있어서, 연소기가 미분탄 보일러인 것을 특징으로 하는 방법.
  11. 제1항 내지 제4항 중 어느 한 항에 있어서, 분쇄 단계가 건식 분쇄 단계이고 분쇄 단계 이후에 발생하는 세척 단계가 존재하는 것을 특징으로 하는 방법.
  12. 제11항에 있어서, 연소기에 공급된 감소된-수분의 세척된 분쇄된 저등급 석탄 공급원료가 dp(50)이 100 마이크로미터 내지 6000 마이크로미터의 값인 입자 크기 분포를 갖는 것을 특징으로 하는 방법.
  13. 제12항에 있어서, dp(50)이 3000 마이크로미터 내지 6000 마이크로미터 범위의 값인 것을 특징으로 하는 방법.
  14. 제13항에 있어서, 연소기가 순환 유동층 연소기인 것을 특징으로 하는 방법.
  15. 제11항에 있어서, dp(50)이 100 마이크로미터 내지 200 마이크로미터 범위의 값인 것을 특징으로 하는 방법.
  16. 제15항에 있어서, 연소기가 미분탄 보일러인 것을 특징으로 하는 방법.
  17. 삭제
  18. 삭제
  19. 삭제
  20. 삭제
  21. 삭제
  22. 삭제
  23. 삭제
  24. 삭제
  25. 삭제
  26. 삭제
  27. 삭제
  28. 삭제
  29. 삭제
  30. 삭제
  31. 삭제
  32. 삭제
  33. 삭제
  34. 삭제
KR1020157011469A 2012-10-01 2013-09-27 연소를 위한 오염된 저등급 석탄의 용도 KR101717863B1 (ko)

Applications Claiming Priority (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261708104P 2012-10-01 2012-10-01
US61/708,104 2012-10-01
US201361775771P 2013-03-11 2013-03-11
US61/775,771 2013-03-11
US201361815800P 2013-04-25 2013-04-25
US61/815,800 2013-04-25
PCT/US2013/062334 WO2014055365A1 (en) 2012-10-01 2013-09-27 Use of contaminated low-rank coal for combustion

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20150065821A KR20150065821A (ko) 2015-06-15
KR101717863B1 true KR101717863B1 (ko) 2017-03-17

Family

ID=49448261

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020157011469A KR101717863B1 (ko) 2012-10-01 2013-09-27 연소를 위한 오염된 저등급 석탄의 용도

Country Status (4)

Country Link
US (1) US9328920B2 (ko)
KR (1) KR101717863B1 (ko)
CN (1) CN104704204B (ko)
WO (1) WO2014055365A1 (ko)

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101405478B1 (ko) * 2012-12-26 2014-06-11 주식회사 포스코 성형탄 제조 방법 및 성형탄 제조 장치
US9777235B2 (en) 2016-04-04 2017-10-03 Allard Services Limited Fuel oil compositions and processes
EP3440163A1 (en) 2016-04-04 2019-02-13 Arq Ip Limited Solid-liquid crude oil compositions and fractionation processes thereof
US10464872B1 (en) 2018-07-31 2019-11-05 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification to produce methanol
US10344231B1 (en) 2018-10-26 2019-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization
US10435637B1 (en) 2018-12-18 2019-10-08 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization and power generation
US10618818B1 (en) 2019-03-22 2020-04-14 Sure Champion Investment Limited Catalytic gasification to produce ammonia and urea
CN112892845B (zh) * 2021-01-13 2022-12-20 鄯善华越型煤制造有限公司 一种选煤压块设备

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004132689A (ja) * 2002-09-17 2004-04-30 Ebara Engineering Service Co Ltd 廃活性炭の熱回収再利用方法及びシステム
US20100005710A1 (en) * 2008-07-09 2010-01-14 Pipal Energy Resources, Llc Upgrading Carbonaceous Materials
KR101073780B1 (ko) * 2010-11-22 2011-10-13 김민중 저등급탄의 개량장치, 및 유동층연소로 석탄재를 이용한 순환유동층 발전소 전용 저등급탄의 개량방법

Family Cites Families (442)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB593910A (en) 1945-01-15 1947-10-29 Standard Oil Dev Co Improved process for the catalytic synthesis of hydrocarbons from carbon monoxide and hydrogen
GB676615A (en) 1946-08-10 1952-07-30 Standard Oil Dev Co Improvements in or relating to processes involving the contacting of finely divided solids and gases
GB640907A (en) 1946-09-10 1950-08-02 Standard Oil Dev Co An improved method of producing normally gaseous fuels from carbon-containing materials
US2605215A (en) 1949-01-15 1952-07-29 Texas Co Conversion of heavy carbonaceous oils to motor fuels, fuel gas, and synthesis gas
US2694623A (en) 1949-05-14 1954-11-16 Standard Oil Dev Co Process for enrichment of water gas
GB701131A (en) 1951-03-22 1953-12-16 Standard Oil Dev Co Improvements in or relating to gas adsorbent by activation of acid sludge coke
GB798741A (en) 1953-03-09 1958-07-23 Gas Council Process for the production of combustible gas enriched with methane
BE529007A (ko) 1953-05-21
US2813126A (en) 1953-12-21 1957-11-12 Pure Oil Co Process for selective removal of h2s by absorption in methanol
US2791549A (en) 1953-12-30 1957-05-07 Exxon Research Engineering Co Fluid coking process with quenching of hydrocarbon vapors
US2860959A (en) 1954-06-14 1958-11-18 Inst Gas Technology Pressure hydrogasification of natural gas liquids and petroleum distillates
US2886405A (en) 1956-02-24 1959-05-12 Benson Homer Edwin Method for separating co2 and h2s from gas mixtures
GB820257A (en) 1958-03-06 1959-09-16 Gas Council Process for the production of gases containing methane from hydrocarbons
US3034848A (en) 1959-04-14 1962-05-15 Du Pont Compaction of dyes
US3150716A (en) 1959-10-01 1964-09-29 Chemical Construction Corp Pressurizing oil fields
DE1403859A1 (de) 1960-09-06 1968-10-31 Neidl Dipl Ing Georg Umlaufpumpe
US3114930A (en) 1961-03-17 1963-12-24 American Cyanamid Co Apparatus for densifying and granulating powdered materials
GB996327A (en) 1962-04-18 1965-06-23 Metallgesellschaft Ag A method of raising the calorific value of gasification gases
US3351563A (en) 1963-06-05 1967-11-07 Chemical Construction Corp Production of hydrogen-rich synthesis gas
GB1033764A (en) 1963-09-23 1966-06-22 Gas Council Improvements in or relating to the production of methane gases
DE1494806C3 (de) 1966-10-14 1975-07-10 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zur Schwefelwasserstoff- und Kohlendioxyd-Wäsche von Brenn- und Synthesegasen und Regenerierung des beladenen Waschmittels
US3435590A (en) 1967-09-01 1969-04-01 Chevron Res Co2 and h2s removal
US3544291A (en) 1968-04-22 1970-12-01 Texaco Inc Coal gasification process
US3615300A (en) 1969-06-04 1971-10-26 Chevron Res Hydrogen production by reaction of carbon with steam and oxygen
US3594985A (en) 1969-06-11 1971-07-27 Allied Chem Acid gas removal from gas mixtures
US3814725A (en) 1969-08-29 1974-06-04 Celanese Corp Polyalkylene terephthalate molding resin
US3759036A (en) 1970-03-01 1973-09-18 Chevron Res Power generation
CH530262A (de) 1971-10-22 1972-11-15 Hutt Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Ausnützung von bei der Spanplattenherstellung anfallenden Sägespäne- und Schleifstaubteilchen
US3740193A (en) 1971-03-18 1973-06-19 Exxon Research Engineering Co Hydrogen production by catalytic steam gasification of carbonaceous materials
US3689240A (en) 1971-03-18 1972-09-05 Exxon Research Engineering Co Production of methane rich gases
US3768988A (en) * 1971-07-19 1973-10-30 Trw Inc Removal of pyritic sulfur from coal using solutions containing ferric ions
US3915670A (en) 1971-09-09 1975-10-28 British Gas Corp Production of gases
US3746522A (en) 1971-09-22 1973-07-17 Interior Gasification of carbonaceous solids
US3969089A (en) 1971-11-12 1976-07-13 Exxon Research And Engineering Company Manufacture of combustible gases
US3779725A (en) 1971-12-06 1973-12-18 Air Prod & Chem Coal gassification
US3985519A (en) 1972-03-28 1976-10-12 Exxon Research And Engineering Company Hydrogasification process
US3817725A (en) 1972-05-11 1974-06-18 Chevron Res Gasification of solid waste material to obtain high btu product gas
DE2229213C2 (de) 1972-06-15 1982-12-02 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zur Aufarbeitung der bei der Entgasung oder Vergasung von Kohlen anfallenden Abwässer
CA1003217A (en) 1972-09-08 1977-01-11 Robert E. Pennington Catalytic gasification process
US3929431A (en) 1972-09-08 1975-12-30 Exxon Research Engineering Co Catalytic reforming process
US4094650A (en) 1972-09-08 1978-06-13 Exxon Research & Engineering Co. Integrated catalytic gasification process
US3920229A (en) 1972-10-10 1975-11-18 Pcl Ind Limited Apparatus for feeding polymeric material in flake form to an extruder
US3870481A (en) 1972-10-12 1975-03-11 William P Hegarty Method for production of synthetic natural gas from crude oil
DE2250169A1 (de) 1972-10-13 1974-04-25 Metallgesellschaft Ag Verfahren zur entschwefelung technischer brenngase und synthesegase
JPS5323777B2 (ko) 1972-12-04 1978-07-17
GB1448562A (en) 1972-12-18 1976-09-08 British Gas Corp Process for the production of methane containing gases
US3828474A (en) 1973-02-01 1974-08-13 Pullman Inc Process for producing high strength reducing gas
US4021370A (en) 1973-07-24 1977-05-03 Davy Powergas Limited Fuel gas production
CA1041553A (en) 1973-07-30 1978-10-31 John P. Longwell Methanol and synthetic natural gas concurrent production
US3847567A (en) 1973-08-27 1974-11-12 Exxon Research Engineering Co Catalytic coal hydrogasification process
US3904386A (en) 1973-10-26 1975-09-09 Us Interior Combined shift and methanation reaction process for the gasification of carbonaceous materials
US4053554A (en) 1974-05-08 1977-10-11 Catalox Corporation Removal of contaminants from gaseous streams
DE2427530C2 (de) 1974-06-07 1984-04-05 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Methanisierungsreaktor
US3958957A (en) 1974-07-01 1976-05-25 Exxon Research And Engineering Company Methane production
JPS5512181Y2 (ko) 1974-08-06 1980-03-17
US3904389A (en) 1974-08-13 1975-09-09 David L Banquy Process for the production of high BTU methane-containing gas
US4104201A (en) 1974-09-06 1978-08-01 British Gas Corporation Catalytic steam reforming and catalysts therefor
US4046523A (en) 1974-10-07 1977-09-06 Exxon Research And Engineering Company Synthesis gas production
US3971639A (en) 1974-12-23 1976-07-27 Gulf Oil Corporation Fluid bed coal gasification
DE2501376A1 (de) 1975-01-15 1976-07-22 Metallgesellschaft Ag Verfahren zur entfernung von mono- und diphenolen und dergleichen aus abwaessern
DE2503507C2 (de) 1975-01-29 1981-11-19 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zur Reinigung von durch Vergasung fester fossiler Brennstoffe mittels Wasserdampf und Sauerstoff unter Druck erzeugter Gase
US3989811A (en) 1975-01-30 1976-11-02 Shell Oil Company Process for recovering sulfur from fuel gases containing hydrogen sulfide, carbon dioxide, and carbonyl sulfide
GB1508712A (en) 1975-03-31 1978-04-26 Battelle Memorial Institute Treating solid fuel
US3975168A (en) 1975-04-02 1976-08-17 Exxon Research And Engineering Company Process for gasifying carbonaceous solids and removing toxic constituents from aqueous effluents
US3998607A (en) 1975-05-12 1976-12-21 Exxon Research And Engineering Company Alkali metal catalyst recovery process
US4017272A (en) 1975-06-05 1977-04-12 Bamag Verfahrenstechnik Gmbh Process for gasifying solid carbonaceous fuel
US4162902A (en) 1975-06-24 1979-07-31 Metallgesellschaft Aktiengesellschaft Removing phenols from waste water
US4091073A (en) 1975-08-29 1978-05-23 Shell Oil Company Process for the removal of H2 S and CO2 from gaseous streams
US4005996A (en) 1975-09-04 1977-02-01 El Paso Natural Gas Company Methanation process for the production of an alternate fuel for natural gas
US4052176A (en) 1975-09-29 1977-10-04 Texaco Inc. Production of purified synthesis gas H2 -rich gas, and by-product CO2 -rich gas
US4057512A (en) 1975-09-29 1977-11-08 Exxon Research & Engineering Co. Alkali metal catalyst recovery system
US4077778A (en) 1975-09-29 1978-03-07 Exxon Research & Engineering Co. Process for the catalytic gasification of coal
JPS5420003Y2 (ko) 1975-10-28 1979-07-21
US4322222A (en) 1975-11-10 1982-03-30 Occidental Petroleum Corporation Process for the gasification of carbonaceous materials
DE2551717C3 (de) 1975-11-18 1980-11-13 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen und ggf. COS aus Gasen
US4113615A (en) 1975-12-03 1978-09-12 Exxon Research & Engineering Co. Method for obtaining substantially complete removal of phenols from waste water
US4069304A (en) 1975-12-31 1978-01-17 Trw Hydrogen production by catalytic coal gasification
US3999607A (en) 1976-01-22 1976-12-28 Exxon Research And Engineering Company Recovery of hydrocarbons from coal
US4330305A (en) 1976-03-19 1982-05-18 Basf Aktiengesellschaft Removal of CO2 and/or H2 S from gases
US4044098A (en) 1976-05-18 1977-08-23 Phillips Petroleum Company Removal of mercury from gas streams using hydrogen sulfide and amines
JPS5311893A (en) 1976-07-20 1978-02-02 Fujimi Kenmazai Kougiyou Kk Catalysts
US4270937A (en) 1976-12-01 1981-06-02 Cng Research Company Gas separation process
JPS572706Y2 (ko) 1976-12-29 1982-01-18
US4159195A (en) 1977-01-24 1979-06-26 Exxon Research & Engineering Co. Hydrothermal alkali metal recovery process
JPS5753084Y2 (ko) 1977-02-14 1982-11-17
US4211538A (en) 1977-02-25 1980-07-08 Exxon Research & Engineering Co. Process for the production of an intermediate Btu gas
US4118204A (en) 1977-02-25 1978-10-03 Exxon Research & Engineering Co. Process for the production of an intermediate Btu gas
JPS53106623A (en) 1977-03-01 1978-09-16 Univ Tohoku Method of recovering nickel from coal ash residue containing nickel
US4100256A (en) 1977-03-18 1978-07-11 The Dow Chemical Company Hydrolysis of carbon oxysulfide
IT1075397B (it) 1977-04-15 1985-04-22 Snam Progetti Reattore per metanazione
US4116996A (en) 1977-06-06 1978-09-26 Ethyl Corporation Catalyst for methane production
GB1599932A (en) 1977-07-01 1981-10-07 Exxon Research Engineering Co Distributing coal-liquefaction or-gasifaction catalysts in coal
US4152119A (en) 1977-08-01 1979-05-01 Dynecology Incorporated Briquette comprising caking coal and municipal solid waste
US4158053A (en) 1977-08-05 1979-06-12 Eli Lilly And Company Aqueous emulsion polymer nail coating formulations
US4204843A (en) 1977-12-19 1980-05-27 Exxon Research & Engineering Co. Gasification process
US4617027A (en) 1977-12-19 1986-10-14 Exxon Research And Engineering Co. Gasification process
US4200439A (en) 1977-12-19 1980-04-29 Exxon Research & Engineering Co. Gasification process using ion-exchanged coal
US4192652A (en) 1977-12-27 1980-03-11 Atlantic Richfield Company Process for preparing sulfur-containing coal or lignite for combustion having low SO2 emissions
US4157246A (en) 1978-01-27 1979-06-05 Exxon Research & Engineering Co. Hydrothermal alkali metal catalyst recovery process
US4265868A (en) 1978-02-08 1981-05-05 Koppers Company, Inc. Production of carbon monoxide by the gasification of carbonaceous materials
JPS54150402U (ko) 1978-04-10 1979-10-19
US4193771A (en) 1978-05-08 1980-03-18 Exxon Research & Engineering Co. Alkali metal recovery from carbonaceous material conversion process
US4219338A (en) 1978-05-17 1980-08-26 Exxon Research & Engineering Co. Hydrothermal alkali metal recovery process
US4193772A (en) 1978-06-05 1980-03-18 Exxon Research & Engineering Co. Process for carbonaceous material conversion and recovery of alkali metal catalyst constituents held by ion exchange sites in conversion residue
US4189307A (en) 1978-06-26 1980-02-19 Texaco Development Corporation Production of clean HCN-free synthesis gas
US4318712A (en) 1978-07-17 1982-03-09 Exxon Research & Engineering Co. Catalytic coal gasification process
US4372755A (en) 1978-07-27 1983-02-08 Enrecon, Inc. Production of a fuel gas with a stabilized metal carbide catalyst
GB2027444B (en) 1978-07-28 1983-03-02 Exxon Research Engineering Co Gasification of ash-containing solid fuels
US4173465A (en) 1978-08-15 1979-11-06 Midrex Corporation Method for the direct reduction of iron using gas from coal
US4280817A (en) * 1978-10-10 1981-07-28 Battelle Development Corporation Solid fuel preparation method
US4211669A (en) 1978-11-09 1980-07-08 Exxon Research & Engineering Co. Process for the production of a chemical synthesis gas from coal
US4223728A (en) 1978-11-30 1980-09-23 Garrett Energy Research & Engineering Inc. Method of oil recovery from underground reservoirs
US4235044A (en) 1978-12-21 1980-11-25 Union Carbide Corporation Split stream methanation process
US4249471A (en) 1979-01-29 1981-02-10 Gunnerman Rudolf W Method and apparatus for burning pelletized organic fibrous fuel
US4225457A (en) 1979-02-26 1980-09-30 Dynecology Incorporated Briquette comprising caking coal and municipal solid waste
US4609388A (en) 1979-04-18 1986-09-02 Cng Research Company Gas separation process
US4243639A (en) 1979-05-10 1981-01-06 Tosco Corporation Method for recovering vanadium from petroleum coke
US4260421A (en) 1979-05-18 1981-04-07 Exxon Research & Engineering Co. Cement production from coal conversion residues
US4334893A (en) 1979-06-25 1982-06-15 Exxon Research & Engineering Co. Recovery of alkali metal catalyst constituents with sulfurous acid
AR228573A1 (es) 1979-09-04 1983-03-30 Tosco Corp Metodo para producir un gas de sintesis a partir de la gasificacion por vapor de coque de petroleo
US4412840A (en) 1979-10-09 1983-11-01 Goksel Mehmet A Pelletizing lignite
US4315758A (en) 1979-10-15 1982-02-16 Institute Of Gas Technology Process for the production of fuel gas from coal
US4462814A (en) 1979-11-14 1984-07-31 Koch Process Systems, Inc. Distillative separations of gas mixtures containing methane, carbon dioxide and other components
US4284416A (en) 1979-12-14 1981-08-18 Exxon Research & Engineering Co. Integrated coal drying and steam gasification process
US4292048A (en) 1979-12-21 1981-09-29 Exxon Research & Engineering Co. Integrated catalytic coal devolatilization and steam gasification process
AT366405B (de) * 1980-01-21 1981-04-13 Voest Alpine Ag Verfahren zum trocknen und umwandeln von organischen feststoffen, insbesondere braunkohlen mit dampf
US4331451A (en) 1980-02-04 1982-05-25 Mitsui Toatsu Chemicals, Inc. Catalytic gasification
US4336034A (en) 1980-03-10 1982-06-22 Exxon Research & Engineering Co. Process for the catalytic gasification of coal
GB2072216A (en) 1980-03-18 1981-09-30 British Gas Corp Treatment of hydrocarbon feedstocks
DK148915C (da) 1980-03-21 1986-06-02 Haldor Topsoe As Fremgangsmaade til fremstilling af hydrogen eller ammoniaksyntesegas
JPS56145982U (ko) 1980-04-02 1981-11-04
US4385905A (en) 1980-04-04 1983-05-31 Everett Metal Products, Inc. System and method for gasification of solid carbonaceous fuels
JPS56157493U (ko) 1980-04-25 1981-11-24
US4298584A (en) 1980-06-05 1981-11-03 Eic Corporation Removing carbon oxysulfide from gas streams
GB2078251B (en) 1980-06-19 1984-02-15 Gen Electric System for gasifying coal and reforming gaseous products thereof
US4353713A (en) 1980-07-28 1982-10-12 Cheng Shang I Integrated gasification process
US4315753A (en) 1980-08-14 1982-02-16 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior Electrochemical apparatus for simultaneously monitoring two gases
US4540681A (en) 1980-08-18 1985-09-10 United Catalysts, Inc. Catalyst for the methanation of carbon monoxide in sour gas
US4341531A (en) 1980-12-08 1982-07-27 Texaco Inc. Production of methane-rich gas
US4347063A (en) 1981-03-27 1982-08-31 Exxon Research & Engineering Co. Process for catalytically gasifying carbon
US4344486A (en) 1981-02-27 1982-08-17 Standard Oil Company (Indiana) Method for enhanced oil recovery
JPS57147590A (en) 1981-03-06 1982-09-11 Agency Of Ind Science & Technol Gasification of coal and its device
DE3264214D1 (en) 1981-03-24 1985-07-25 Exxon Research Engineering Co Apparatus for converting a fuel into combustible gas
NL8101447A (nl) 1981-03-24 1982-10-18 Shell Int Research Werkwijze voor de bereiding van koolwaterstoffen uit koolstofhoudend materiaal.
DE3113993A1 (de) 1981-04-07 1982-11-11 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zur gleichzeitigen erzeugung von brenngas und prozesswaerme aus kohlenstoffhaltigen materialien
EP0067580B1 (en) 1981-06-05 1986-01-15 Exxon Research And Engineering Company An integrated catalytic coal devolatilisation and steam gasification process
JPS6053730B2 (ja) 1981-06-26 1985-11-27 康勝 玉井 ニツケル精錬法
US4365975A (en) 1981-07-06 1982-12-28 Exxon Research & Engineering Co. Use of electromagnetic radiation to recover alkali metal constituents from coal conversion residues
US4428535A (en) 1981-07-06 1984-01-31 Liquid Carbonic Corporation Apparatus to cool particulate matter for grinding
US4500323A (en) 1981-08-26 1985-02-19 Kraftwerk Union Aktiengesellschaft Process for the gasification of raw carboniferous materials
US4348486A (en) 1981-08-27 1982-09-07 Exxon Research And Engineering Co. Production of methanol via catalytic coal gasification
US4432773A (en) 1981-09-14 1984-02-21 Euker Jr Charles A Fluidized bed catalytic coal gasification process
US4439210A (en) 1981-09-25 1984-03-27 Conoco Inc. Method of catalytic gasification with increased ash fusion temperature
US4348487A (en) 1981-11-02 1982-09-07 Exxon Research And Engineering Co. Production of methanol via catalytic coal gasification
US4397656A (en) 1982-02-01 1983-08-09 Mobil Oil Corporation Process for the combined coking and gasification of coal
DE3209856A1 (de) 1982-03-18 1983-09-29 Rheinische Braunkohlenwerke AG, 5000 Köln Verfahren zur oxidation von schwefelwasserstoff, der im abwasser von kohlvergasungsanlagen geloest ist
DE3377360D1 (en) 1982-03-29 1988-08-18 Asahi Chemical Ind Process for thermal cracking of carbonaceous substances which increases gasoline fraction and light oil conversions
US4468231A (en) 1982-05-03 1984-08-28 Exxon Research And Engineering Co. Cation ion exchange of coal
DE3217366A1 (de) 1982-05-08 1983-11-10 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zur herstellung eines weitgehend inertfreien gases zur synthese
US4436028A (en) 1982-05-10 1984-03-13 Wilder David M Roll mill for reduction of moisture content in waste material
US4407206A (en) 1982-05-10 1983-10-04 Exxon Research And Engineering Co. Partial combustion process for coal
US5630854A (en) 1982-05-20 1997-05-20 Battelle Memorial Institute Method for catalytic destruction of organic materials
DE3222653C1 (de) 1982-06-16 1983-04-21 Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim Verfahren zum Umsetzen von kohlenstoffhaltigem Brennstoff zu einem brennbaren Produktgas
US4443415A (en) 1982-06-22 1984-04-17 Amax Inc. Recovery of V2 O5 and nickel values from petroleum coke
DE3229396C2 (de) 1982-08-06 1985-10-31 Bergwerksverband Gmbh, 4300 Essen Verfahren zur Herstellung von mit Elementarschwefel imprägnierten kohlenstoffhaltigen Adsorptionsmitteln
US4436531A (en) 1982-08-27 1984-03-13 Texaco Development Corporation Synthesis gas from slurries of solid carbonaceous fuels
EP0102828A3 (en) 1982-09-02 1985-01-16 Exxon Research And Engineering Company A method for withdrawing solids from a high pressure vessel
US4597776A (en) 1982-10-01 1986-07-01 Rockwell International Corporation Hydropyrolysis process
US4478425A (en) 1982-10-21 1984-10-23 Benko John M Fifth wheel plate
US4459138A (en) 1982-12-06 1984-07-10 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Recovery of alkali metal constituents from catalytic coal conversion residues
US4524050A (en) 1983-01-07 1985-06-18 Air Products And Chemicals, Inc. Catalytic hydrolysis of carbonyl sulfide
US4482529A (en) 1983-01-07 1984-11-13 Air Products And Chemicals, Inc. Catalytic hydrolysis of COS in acid gas removal solvents
US4620421A (en) 1983-05-26 1986-11-04 Texaco Inc. Temperature stabilization system
US4551155A (en) 1983-07-07 1985-11-05 Sri International In situ formation of coal gasification catalysts from low cost alkali metal salts
US4699632A (en) 1983-08-02 1987-10-13 Institute Of Gas Technology Process for gasification of cellulosic materials
EP0134344A1 (en) 1983-08-24 1985-03-20 Exxon Research And Engineering Company The fluidized bed gasification of extracted coal
GB2147913A (en) 1983-10-14 1985-05-22 British Gas Corp Thermal hydrogenation of hydrocarbon liquids
JPS6077938U (ja) 1983-11-04 1985-05-31 株式会社富士通ゼネラル 空気調和機
US4497784A (en) 1983-11-29 1985-02-05 Shell Oil Company Solution removal of HCN from gaseous streams, with hydrolysis of thiocyanate formed
US4505881A (en) 1983-11-29 1985-03-19 Shell Oil Company Ammonium polysulfide removal of HCN from gaseous streams, with subsequent production of NH3, H2 S, and CO2
US4508693A (en) 1983-11-29 1985-04-02 Shell Oil Co. Solution removal of HCN from gaseous streams, with pH adjustment of reacted solution and hydrolysis of thiocyanate formed
US4515764A (en) 1983-12-20 1985-05-07 Shell Oil Company Removal of H2 S from gaseous streams
FR2559497B1 (fr) 1984-02-10 1988-05-20 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de residus petroliers lourds en hydrogene et hydrocarbures gazeux et distillables
GB2154600A (en) 1984-02-23 1985-09-11 British Gas Corp Producing and purifying methane
US4619864A (en) 1984-03-21 1986-10-28 Springs Industries, Inc. Fabric with reduced permeability to down and fiber fill and method of producing same
US4594140A (en) 1984-04-04 1986-06-10 Cheng Shang I Integrated coal liquefaction, gasification and electricity production process
US4597775A (en) 1984-04-20 1986-07-01 Exxon Research And Engineering Co. Coking and gasification process
US4558027A (en) 1984-05-25 1985-12-10 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Catalysts for carbon and coal gasification
US4704136A (en) 1984-06-04 1987-11-03 Freeport-Mcmoran Resource Partners, Limited Partnership Sulfate reduction process useful in coal gasification
DE3439487A1 (de) 1984-10-27 1986-06-26 M.A.N. Maschinenfabrik Augsburg-Nürnberg AG, 4200 Oberhausen Energieguenstiges verfahren zur erzeugung von synthesegas mit einem hohen methangehalt
US4808194A (en) 1984-11-26 1989-02-28 Texaco Inc. Stable aqueous suspensions of slag, fly-ash and char
US4682986A (en) 1984-11-29 1987-07-28 Exxon Research And Engineering Process for separating catalytic coal gasification chars
US4572826A (en) 1984-12-24 1986-02-25 Shell Oil Company Two stage process for HCN removal from gaseous streams
US4854944A (en) 1985-05-06 1989-08-08 Strong William H Method for gasifying toxic and hazardous waste oil
DE3600432A1 (de) 1985-05-21 1987-02-05 Gutehoffnungshuette Man Verfahren zum vergasen eines kohlenstoffhaltigen brennstoffs, insbesondere kohle
US4690814A (en) 1985-06-17 1987-09-01 The Standard Oil Company Process for the production of hydrogen
US4668428A (en) 1985-06-27 1987-05-26 Texaco Inc. Partial oxidation process
US4668429A (en) 1985-06-27 1987-05-26 Texaco Inc. Partial oxidation process
US4720289A (en) 1985-07-05 1988-01-19 Exxon Research And Engineering Company Process for gasifying solid carbonaceous materials
USH478H (en) * 1985-09-24 1988-06-07 Shell Oil Company Selective reduction of sodium in coal by water wash and ion exchange with tailored electrolyte
IN168599B (ko) 1985-11-29 1991-05-04 Dow Chemical Co
US4872886A (en) 1985-11-29 1989-10-10 The Dow Chemical Company Two-stage coal gasification process
US4675035A (en) 1986-02-24 1987-06-23 Apffel Fred P Carbon dioxide absorption methanol process
JPS62241991A (ja) 1986-04-15 1987-10-22 Univ Tohoku 石炭の低温接触水蒸気ガス化による高カロリ−ガス製造法
US4747938A (en) 1986-04-17 1988-05-31 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Low temperature pyrolysis of coal or oil shale in the presence of calcium compounds
US5223173A (en) 1986-05-01 1993-06-29 The Dow Chemical Company Method and composition for the removal of hydrogen sulfide from gaseous streams
JPS62257985A (ja) 1986-05-02 1987-11-10 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 微粉炭スラリフイ−ド空気吹きガス化装置
CA1300885C (en) 1986-08-26 1992-05-19 Donald S. Scott Hydrogasification of biomass to produce high yields of methane
IT1197477B (it) 1986-09-10 1988-11-30 Eniricerche Spa Processo per ottenere una miscela gassosa ad alto contenuto di metano dal carbone
JPS6395292A (ja) 1986-10-09 1988-04-26 Univ Tohoku 塩化物を利用した石炭の接触ガス化法
US4876080A (en) 1986-12-12 1989-10-24 The United States Of Americal As Represented By The United States Department Of Energy Hydrogen production with coal using a pulverization device
US4803061A (en) 1986-12-29 1989-02-07 Texaco Inc. Partial oxidation process with magnetic separation of the ground slag
GB8705275D0 (en) 1987-03-06 1987-04-08 Foster Wheeler Energy Ltd Production of fuel gas
US5132007A (en) 1987-06-08 1992-07-21 Carbon Fuels Corporation Co-generation system for co-producing clean, coal-based fuels and electricity
US4810475A (en) 1987-08-18 1989-03-07 Shell Oil Company Removal of HCN, and HCN and COS, from a substantially chloride-free gaseous stream
US5055181A (en) 1987-09-30 1991-10-08 Exxon Research And Engineering Company Hydropyrolysis-gasification of carbonaceous material
IT1222811B (it) 1987-10-02 1990-09-12 Eniricerche Spa Procedimento per la liquefazione del carbone in un unico stadio
US4781731A (en) 1987-12-31 1988-11-01 Texaco Inc. Integrated method of charge fuel pretreatment and tail gas sulfur removal in a partial oxidation process
US4861346A (en) 1988-01-07 1989-08-29 Texaco Inc. Stable aqueous suspension of partial oxidation ash, slag and char containing polyethoxylated quaternary ammonium salt surfactant
US4892567A (en) 1988-08-15 1990-01-09 Mobil Oil Corporation Simultaneous removal of mercury and water from fluids
US5093094A (en) 1989-05-05 1992-03-03 Shell Oil Company Solution removal of H2 S from gas streams
AU6352890A (en) * 1989-08-29 1991-04-08 Minnesota Power And Light Improved beneficiation of carbonaceous materials
US4960450A (en) 1989-09-19 1990-10-02 Syracuse University Selection and preparation of activated carbon for fuel gas storage
JPH075895B2 (ja) 1989-09-29 1995-01-25 宇部興産株式会社 ガス化炉壁へのアッシュ分の付着防止法
US5057294A (en) 1989-10-13 1991-10-15 The University Of Tennessee Research Corporation Recovery and regeneration of spent MHD seed material by the formate process
US5074357A (en) 1989-12-27 1991-12-24 Marathon Oil Company Process for in-situ enrichment of gas used in miscible flooding
US5225044A (en) 1990-03-14 1993-07-06 Wayne Technology, Inc. Pyrolytic conversion system
US5059406A (en) 1990-04-17 1991-10-22 University Of Tennessee Research Corporation Desulfurization process
US5084362A (en) 1990-08-29 1992-01-28 Energy Research Corporation Internal reforming molten carbonate fuel cell system with methane feed
US5094737A (en) 1990-10-01 1992-03-10 Exxon Research & Engineering Company Integrated coking-gasification process with mitigation of bogging and slagging
DE4041569A1 (de) 1990-12-22 1992-06-25 Hoechst Ag Verfahren zur aufarbeitung schwefelwasserstoff, cyanwasserstoff und ammoniak enthaltender waessriger loesungen
US5242470A (en) 1991-08-09 1993-09-07 Zeigler Coal Holding Company Pelletizing coal or coke with starch particles
IL104508A (en) * 1992-01-29 1999-03-12 Ormat Inc Method and means for producing flammable gases from solid fuels with low caloric value
US5277884A (en) 1992-03-02 1994-01-11 Reuel Shinnar Solvents for the selective removal of H2 S from gases containing both H2 S and CO2
US5250083A (en) 1992-04-30 1993-10-05 Texaco Inc. Process for production desulfurized of synthesis gas
CA2137261C (en) 1992-06-05 2003-08-19 Douglas C. Elliott Method for the catalytic conversion of organic materials into a product gas
US5865898A (en) 1992-08-06 1999-02-02 The Texas A&M University System Methods of biomass pretreatment
US5733515A (en) 1993-01-21 1998-03-31 Calgon Carbon Corporation Purification of air in enclosed spaces
CN1093616A (zh) * 1993-04-14 1994-10-19 詹尼塞斯研究公司 洗煤工艺
US5720785A (en) 1993-04-30 1998-02-24 Shell Oil Company Method of reducing hydrogen cyanide and ammonia in synthesis gas
DE4319234A1 (de) 1993-06-09 1994-12-15 Linde Ag Verfahren zur Entfernung von HCN aus Gasgemischen und Katalysator zur Zersetzung von HCN
US5388650B1 (en) 1993-06-14 1997-09-16 Mg Nitrogen Services Inc Non-cryogenic production of nitrogen for on-site injection in downhole drilling
US5566755A (en) 1993-11-03 1996-10-22 Amoco Corporation Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation
US5388645A (en) 1993-11-03 1995-02-14 Amoco Corporation Method for producing methane-containing gaseous mixtures
US5435940A (en) 1993-11-12 1995-07-25 Shell Oil Company Gasification process
US5536893A (en) 1994-01-07 1996-07-16 Gudmundsson; Jon S. Method for production of gas hydrates for transportation and storage
US5964985A (en) 1994-02-02 1999-10-12 Wootten; William A. Method and apparatus for converting coal to liquid hydrocarbons
US5505746A (en) * 1994-03-15 1996-04-09 Iowa State University Research Foundation, Inc. Method of treating coal to reduce sulphur and chlorine emissions
US5670122A (en) 1994-09-23 1997-09-23 Energy And Environmental Research Corporation Methods for removing air pollutants from combustion flue gas
US6506349B1 (en) 1994-11-03 2003-01-14 Tofik K. Khanmamedov Process for removal of contaminants from a gas stream
US5641327A (en) 1994-12-02 1997-06-24 Leas; Arnold M. Catalytic gasification process and system for producing medium grade BTU gas
US5855631A (en) 1994-12-02 1999-01-05 Leas; Arnold M. Catalytic gasification process and system
US5496859A (en) 1995-01-28 1996-03-05 Texaco Inc. Gasification process combined with steam methane reforming to produce syngas suitable for methanol production
IT1275410B (it) 1995-06-01 1997-08-05 Eniricerche Spa Procedimento per la conversione completa di materiali idrocarburici ad alto peso molecolare
US5669960A (en) 1995-11-02 1997-09-23 Praxair Technology, Inc. Hydrogen generation process
US5769165A (en) 1996-01-31 1998-06-23 Vastar Resources Inc. Method for increasing methane recovery from a subterranean coal formation by injection of tail gas from a hydrocarbon synthesis process
CA2250803C (en) 1996-04-23 2005-04-12 Exxon Research And Engineering Company Process for removal of hydrogen cyanide from synthesis gas
AU702510B2 (en) 1996-10-25 1999-02-25 Jgc Corporation Coal-water slurry producing process, system therefor, and slurry transfer mechanism
US6028234A (en) 1996-12-17 2000-02-22 Mobil Oil Corporation Process for making gas hydrates
US6048374A (en) 1997-08-18 2000-04-11 Green; Alex E. S. Process and device for pyrolysis of feedstock
US6090356A (en) 1997-09-12 2000-07-18 Texaco Inc. Removal of acidic gases in a gasification power system with production of hydrogen
US6180843B1 (en) 1997-10-14 2001-01-30 Mobil Oil Corporation Method for producing gas hydrates utilizing a fluidized bed
US6187465B1 (en) 1997-11-07 2001-02-13 Terry R. Galloway Process and system for converting carbonaceous feedstocks into energy without greenhouse gas emissions
US6168768B1 (en) 1998-01-23 2001-01-02 Exxon Research And Engineering Company Production of low sulfer syngas from natural gas with C4+/C5+ hydrocarbon recovery
US6015104A (en) 1998-03-20 2000-01-18 Rich, Jr.; John W. Process and apparatus for preparing feedstock for a coal gasification plant
US6032737A (en) 1998-04-07 2000-03-07 Atlantic Richfield Company Method and system for increasing oil production from an oil well producing a mixture of oil and gas
NO317870B1 (no) 1998-09-16 2004-12-27 Statoil Asa Fremgangsmate for a fremstille en H<N>2</N>-rik gass og en CO<N>2</N>-rik gass ved hoyt trykk
CN1536270A (zh) 1998-11-05 2004-10-13 株式会社荏原制作所 可燃物气化发电系统
JP2979149B1 (ja) 1998-11-11 1999-11-15 財団法人石炭利用総合センター 熱化学的分解による水素の製造方法
EP1004746A1 (en) 1998-11-27 2000-05-31 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the production of liquid hydrocarbons
FI110266B (fi) 1999-01-25 2002-12-31 Valtion Teknillinen Menetelmä hiilipitoisen polttoaineen kaasuttamiseksi leijukerroskaasuttimessa
US6389820B1 (en) 1999-02-12 2002-05-21 Mississippi State University Surfactant process for promoting gas hydrate formation and application of the same
CA2300521C (en) 1999-03-15 2004-11-30 Takahiro Kimura Production method for hydrate and device for proceeding the same
JP4054934B2 (ja) 1999-04-09 2008-03-05 大阪瓦斯株式会社 燃料ガスの製造方法
JP4006560B2 (ja) 1999-04-09 2007-11-14 大阪瓦斯株式会社 燃料ガスの製造方法
US6641625B1 (en) 1999-05-03 2003-11-04 Nuvera Fuel Cells, Inc. Integrated hydrocarbon reforming system and controls
AUPQ118899A0 (en) 1999-06-24 1999-07-22 Woodside Energy Limited Natural gas hydrate and method for producing same
KR20020020931A (ko) 1999-07-09 2002-03-16 마에다 시게루 가연물의 가스화에 의한 수소제조방법과 장치 및연료전지발전방법과 연료전지발전시스템
US7056359B1 (en) 1999-10-05 2006-06-06 Somerville Robin B Process for modifying coal so as to reduce sulfur emissions
US6379645B1 (en) 1999-10-14 2002-04-30 Air Products And Chemicals, Inc. Production of hydrogen using methanation and pressure swing adsorption
US6790430B1 (en) 1999-12-09 2004-09-14 The Regents Of The University Of California Hydrogen production from carbonaceous material
CN1215592C (zh) 2000-03-02 2005-08-17 株式会社荏原制作所 燃料电池发电方法及系统
FR2808223B1 (fr) 2000-04-27 2002-11-22 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion
US6506361B1 (en) 2000-05-18 2003-01-14 Air Products And Chemicals, Inc. Gas-liquid reaction process including ejector and monolith catalyst
US6419888B1 (en) 2000-06-02 2002-07-16 Softrock Geological Services, Inc. In-situ removal of carbon dioxide from natural gas
KR100347092B1 (ko) 2000-06-08 2002-07-31 한국과학기술원 하이드레이트 촉진제를 이용한 혼합가스의 분리방법
JP2002105467A (ja) 2000-09-29 2002-04-10 Osaka Gas Co Ltd 水素−メタン系燃料ガスの製造方法
US7074373B1 (en) 2000-11-13 2006-07-11 Harvest Energy Technology, Inc. Thermally-integrated low temperature water-gas shift reactor apparatus and process
SE0004185D0 (sv) 2000-11-15 2000-11-15 Nykomb Synergetics B V New process
JP3989838B2 (ja) 2000-12-21 2007-10-10 ジョー・エンタープライジズ・リミテッド・ライアビリティ・カンパニー バイオマスガス化システムおよび方法
WO2002075112A1 (fr) 2001-03-15 2002-09-26 Alexei Leonidovich Zapadinski Procede de mise en valeur de reserves d'hydrocarbures (et variantes) et complexe destine a sa mise en oeuvre (et variantes)
US6894183B2 (en) 2001-03-26 2005-05-17 Council Of Scientific And Industrial Research Method for gas—solid contacting in a bubbling fluidized bed reactor
EP1375630A1 (en) 2001-03-29 2004-01-02 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Gas hydrate production device and gas hydrate dehydrating device
US7118720B1 (en) 2001-04-27 2006-10-10 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Method for combined removal of mercury and nitrogen oxides from off-gas streams
US6969494B2 (en) 2001-05-11 2005-11-29 Continental Research & Engineering, Llc Plasma based trace metal removal apparatus and method
US7077202B2 (en) 2001-06-15 2006-07-18 The Petroleum Oil and Gas Corporation of South Africa (Proprietary Limited) Process for the recovery of oil from a natural oil reservoir
JP4259777B2 (ja) 2001-07-31 2009-04-30 井上 斉 バイオマスのガス化方法
EP1417395B1 (en) 2001-08-15 2006-06-07 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Tertiary oil recovery combined with gas conversion process
JP5019683B2 (ja) 2001-08-31 2012-09-05 三菱重工業株式会社 ガスハイドレートスラリーの脱水装置及び脱水方法
WO2003018958A1 (en) 2001-08-31 2003-03-06 Statoil Asa Method and plant for enhanced oil recovery and simultaneous synthesis of hydrocarbons from natural gas
US20030070808A1 (en) 2001-10-15 2003-04-17 Conoco Inc. Use of syngas for the upgrading of heavy crude at the wellhead
DE10151054A1 (de) 2001-10-16 2003-04-30 Karlsruhe Forschzent Verfahren zur Behandlung von Biomasse
US6797253B2 (en) 2001-11-26 2004-09-28 General Electric Co. Conversion of static sour natural gas to fuels and chemicals
CA2468769A1 (en) 2001-12-03 2003-06-12 Clean Energy Systems, Inc. Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
US6955695B2 (en) 2002-03-05 2005-10-18 Petro 2020, Llc Conversion of petroleum residua to methane
US7132183B2 (en) 2002-06-27 2006-11-07 Intellergy Corporation Process and system for converting carbonaceous feedstocks into energy without greenhouse gas emissions
US7220502B2 (en) 2002-06-27 2007-05-22 Intellergy Corporation Process and system for converting carbonaceous feedstocks into energy without greenhouse gas emissions
US6878358B2 (en) 2002-07-22 2005-04-12 Bayer Aktiengesellschaft Process for removing mercury from flue gases
AU2003260832A1 (en) 2002-09-17 2004-04-08 Foster Wheeler Energy Corporation Advanced hybrid coal gasification cycle utilizing a recycled working fluid
AU2002351515A1 (en) 2002-12-13 2004-07-09 Petrosa (The Petroleum Oil & Gas Corporation Of Sa (Pty) Ltd A method for oil recovery from an oil field
NO20026021D0 (no) 2002-12-13 2002-12-13 Statoil Asa I & K Ir Pat Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning
ITVI20030030A1 (it) 2003-02-13 2004-08-14 Xarox Group Ltd Procedimento ed impianto per la conversione di rifiuti
JP2004292200A (ja) 2003-03-26 2004-10-21 Ube Ind Ltd セメントクリンカーの焼成工程における可燃性燃料の燃焼性改良方法
JP2004298818A (ja) 2003-04-01 2004-10-28 Tokyo Gas Co Ltd 有機物の超臨界水処理における前処理方法及び装置
CN1477090A (zh) 2003-05-16 2004-02-25 中国科学院广州能源研究所 生物质间接液化一步法合成二甲醚的方法
KR100524875B1 (ko) 2003-06-28 2005-10-31 엘지.필립스 엘시디 주식회사 청정시스템
US7176246B2 (en) 2003-10-01 2007-02-13 Intevep, S.A. Process for converting heavy crude oils and petroleum coke to syngas using external source of radiation
US7205448B2 (en) 2003-12-19 2007-04-17 Uop Llc Process for the removal of nitrogen compounds from a fluid stream
AU2005225449A1 (en) 2004-03-22 2005-10-06 The Babcock & Wilcox Company Dynamic halogenation of sorbents for the removal of mercury from flue gases
US20050287056A1 (en) 2004-06-29 2005-12-29 Dakota Gasification Company Removal of methyl mercaptan from gas streams
US7345210B2 (en) 2004-06-29 2008-03-18 Conocophillips Company Blending for density specifications using Fischer-Tropsch diesel fuel
US20080022586A1 (en) 2004-07-07 2008-01-31 Applied Silicate Technologies Limited Fuel Product and Process
KR100569120B1 (ko) 2004-08-05 2006-04-10 한국에너지기술연구원 바이오메스 정제연료의 저온 촉매가스화 장치 및가스제조방법
US7309383B2 (en) 2004-09-23 2007-12-18 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for removing solid particles from a gas-solids flow
US20060149423A1 (en) 2004-11-10 2006-07-06 Barnicki Scott D Method for satisfying variable power demand
JP4556175B2 (ja) 2004-12-20 2010-10-06 昌弘 小川 製油所水素製造装置の生成ガスからの一酸化炭素分離回収方法。
CA2603545C (en) 2005-04-06 2014-05-27 Cabot Corporation Method to produce hydrogen or synthesis gas
US7575613B2 (en) 2005-05-26 2009-08-18 Arizona Public Service Company Method and apparatus for producing methane from carbonaceous material
US20070000177A1 (en) 2005-07-01 2007-01-04 Hippo Edwin J Mild catalytic steam gasification process
DE202005021662U1 (de) 2005-09-07 2009-03-05 Siemens Aktiengesellschaft Vorrichtung zur Erzeugung von Synthesegasen durch Partialoxidation von aus aschehaltigen Brennstoffen erzeugten Slurries mit Teilquenchung und Abhitzegewinnung
DK1768207T3 (da) 2005-09-27 2010-12-13 Haldor Topsoe As Fremgangsmåde til fremstilling af flydende brændsel indeholdende ethanol og til frembringelse af elektricitet
US8114176B2 (en) 2005-10-12 2012-02-14 Great Point Energy, Inc. Catalytic steam gasification of petroleum coke to methane
WO2007068682A1 (en) 2005-12-12 2007-06-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Enhanced oil recovery process and a process for the sequestration of carbon dioxide
US7644587B2 (en) 2005-12-21 2010-01-12 Rentech, Inc. Method for providing auxiliary power to an electric power plant using fischer-tropsch technology
WO2007077137A1 (en) 2005-12-30 2007-07-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for enhanced oil recovery and a process for the sequestration of carbon dioxide
WO2007077138A1 (en) 2005-12-30 2007-07-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Enhanced oil recovery process and a process for the sequestration of carbon dioxide
FR2896508B1 (fr) 2006-01-23 2008-06-20 Arkema Sa Promoteur d'adhesion destine a etre applique sur un substrat en polymere thermoplastique elastomere et procedes de traitement de surface et d'assemblage par collage correspondant
US7758663B2 (en) 2006-02-14 2010-07-20 Gas Technology Institute Plasma assisted conversion of carbonaceous materials into synthesis gas
US20070220810A1 (en) 2006-03-24 2007-09-27 Leveson Philip D Method for improving gasification efficiency through the use of waste heat
US9605522B2 (en) 2006-03-29 2017-03-28 Pioneer Energy, Inc. Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases
US7506685B2 (en) 2006-03-29 2009-03-24 Pioneer Energy, Inc. Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases
US7654320B2 (en) 2006-04-07 2010-02-02 Occidental Energy Ventures Corp. System and method for processing a mixture of hydrocarbon and CO2 gas produced from a hydrocarbon reservoir
AU2006201957B2 (en) 2006-05-10 2008-06-05 Outotec Oyj Process and plant for producing char and fuel gas
US7772292B2 (en) 2006-05-31 2010-08-10 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Synthesis gas production and use
US7922782B2 (en) 2006-06-01 2011-04-12 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic steam gasification process with recovery and recycle of alkali metal compounds
FR2904832B1 (fr) 2006-08-08 2012-10-19 Inst Francais Du Petrole Procede de production de gaz de synthese avec conversion de co2 a l'hydrogene
US8535840B2 (en) 2006-11-09 2013-09-17 Paul Scherrer Institut Method and plant for converting solid biomass into electricity
DE102006054472B4 (de) 2006-11-18 2010-11-04 Lurgi Gmbh Verfahren zur Gewinnung von Kohlendioxid
US7767007B2 (en) 2006-12-08 2010-08-03 Praxair Technology, Inc. Mercury adsorbents compatible as cement additives
US20080141591A1 (en) 2006-12-19 2008-06-19 Simulent Inc. Gasification of sulfur-containing carbonaceous fuels
FR2911629A1 (fr) 2007-01-19 2008-07-25 Air Liquide Procede d'extraction de produits petroliferes au moyen de fluides d'aide a l'extraction
FR2906879A1 (fr) 2007-02-06 2008-04-11 Air Liquide Integration d'une unite de separation cryogenique d'air et d'une unite de separation de dioxyde de carbone pour la production d'un gaz sous haute pression charge en azote et en dioxyde de carbone
US7694736B2 (en) 2007-05-23 2010-04-13 Betzer Tsilevich Maoz Integrated system and method for steam-assisted gravity drainage (SAGD)-heavy oil production to produce super-heated steam without liquid waste discharge
US20100159352A1 (en) 2007-06-18 2010-06-24 Patrick Gelin Process for producing energy preferably in the form of electricity and/or heat using carbon dioxide and methane by catalytic gas reaction and a device for performing the process
US7976593B2 (en) 2007-06-27 2011-07-12 Heat Transfer International, Llc Gasifier and gasifier system for pyrolizing organic materials
AU2008282518B2 (en) 2007-08-02 2012-03-01 Greatpoint Energy, Inc. Catalyst-loaded coal compositions, methods of making and use
US20090090056A1 (en) 2007-10-09 2009-04-09 Greatpoint Energy, Inc. Compositions for Catalytic Gasification of a Petroleum Coke
US20090090055A1 (en) 2007-10-09 2009-04-09 Greatpoint Energy, Inc. Compositions for Catalytic Gasification of a Petroleum Coke
EP2058471A1 (en) 2007-11-06 2009-05-13 Bp Exploration Operating Company Limited Method of injecting carbon dioxide
US20090156696A1 (en) 2007-12-18 2009-06-18 Chevron U.S.A. Inc. Process for the capture of co2 from ch4 feedstock and gtl process streams
US20090165384A1 (en) 2007-12-28 2009-07-02 Greatpoint Energy, Inc. Continuous Process for Converting Carbonaceous Feedstock into Gaseous Products
CN101910373B (zh) 2007-12-28 2013-07-24 格雷特波因特能源公司 从焦炭中回收碱金属的催化气化方法
CA2713661C (en) 2007-12-28 2013-06-11 Greatpoint Energy, Inc. Process of making a syngas-derived product via catalytic gasification of a carbonaceous feedstock
US20090170968A1 (en) 2007-12-28 2009-07-02 Greatpoint Energy, Inc. Processes for Making Synthesis Gas and Syngas-Derived Products
US20090165361A1 (en) 2007-12-28 2009-07-02 Greatpoint Energy, Inc. Carbonaceous Fuels and Processes for Making and Using Them
US20090165380A1 (en) 2007-12-28 2009-07-02 Greatpoint Energy, Inc. Petroleum Coke Compositions for Catalytic Gasification
CA2713656C (en) 2007-12-28 2014-07-08 Greatpoint Energy, Inc. Steam generating slurry gasifier for the catalytic gasification of a carbonaceous feedstock
WO2009086383A2 (en) 2007-12-28 2009-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification process with recovery of alkali metal from char
WO2009086363A1 (en) 2007-12-28 2009-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification and process for its preparation
WO2009086374A2 (en) 2007-12-28 2009-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification process with recovery of alkali metal from char
WO2009086361A2 (en) 2007-12-28 2009-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification process with recovery of alkali metal from char
JP2011508066A (ja) 2007-12-28 2011-03-10 グレイトポイント・エナジー・インコーポレイテッド 触媒ガス化のための石油コークス組成物
US8528343B2 (en) 2008-01-07 2013-09-10 General Electric Company Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
WO2009111331A2 (en) 2008-02-29 2009-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Steam generation processes utilizing biomass feedstocks
US20090217582A1 (en) 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Processes for Making Adsorbents and Processes for Removing Contaminants from Fluids Using Them
US20090220406A1 (en) 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Selective Removal and Recovery of Acid Gases from Gasification Products
US20090217575A1 (en) 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Biomass Char Compositions for Catalytic Gasification
US8366795B2 (en) 2008-02-29 2013-02-05 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification particulate compositions
US7926750B2 (en) 2008-02-29 2011-04-19 Greatpoint Energy, Inc. Compactor feeder
US20090260287A1 (en) 2008-02-29 2009-10-22 Greatpoint Energy, Inc. Process and Apparatus for the Separation of Methane from a Gas Stream
US8114177B2 (en) 2008-02-29 2012-02-14 Greatpoint Energy, Inc. Co-feed of biomass as source of makeup catalysts for catalytic coal gasification
WO2009111335A2 (en) 2008-02-29 2009-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US8361428B2 (en) 2008-02-29 2013-01-29 Greatpoint Energy, Inc. Reduced carbon footprint steam generation processes
US8297542B2 (en) 2008-02-29 2012-10-30 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
CN101959996B (zh) 2008-02-29 2013-10-30 格雷特波因特能源公司 用于气化作用的颗粒状组合物及其制备和连续转化
US8286901B2 (en) 2008-02-29 2012-10-16 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US8496717B2 (en) 2008-03-18 2013-07-30 Westport Power Inc. Actively cooled fuel processor
CA2718295C (en) 2008-04-01 2013-06-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for the separation of methane from a gas stream
CN101983228A (zh) 2008-04-01 2011-03-02 格雷特波因特能源公司 从气流中除去一氧化碳的酸性变换方法
DE102008035222A1 (de) * 2008-05-02 2010-12-02 Hans Werner Verfahren und Verwendung einer Vorrichtung zur Herstellung von Brennstoff aus feuchter Biomasse
CN107022393A (zh) 2008-06-26 2017-08-08 谐和能源有限责任公司 工程燃料原料
WO2009158583A2 (en) 2008-06-27 2009-12-30 Greatpoint Energy, Inc. Four-train catalytic gasification systems
US20090324461A1 (en) 2008-06-27 2009-12-31 Greatpoint Energy, Inc. Four-Train Catalytic Gasification Systems
AU2009262073B2 (en) 2008-06-27 2012-09-06 Greatpoint Energy, Inc. Four-train catalytic gasification systems for SNG production
CN102112585B (zh) 2008-06-27 2013-12-04 格雷特波因特能源公司 用于sng生产的三列催化气化系统
CN102076828A (zh) 2008-06-27 2011-05-25 格雷特波因特能源公司 用于合成气制备的四列催化气化体系
AP3085A (en) * 2008-07-16 2015-01-31 Bruce L Bruso Method and apparatus for refining coal
EP2310478A2 (en) 2008-07-31 2011-04-20 Alstom Technology Ltd System for hot solids combustion and gasification
EP2337621B1 (de) 2008-09-01 2016-10-12 Basf Se Adsorbermaterial und verfahren zur entschwefelung von kohlenwasserstoffhaltigen gasen
US8502007B2 (en) 2008-09-19 2013-08-06 Greatpoint Energy, Inc. Char methanation catalyst and its use in gasification processes
EP2326699A2 (en) 2008-09-19 2011-06-01 Greatpoint Energy, Inc. Processes for gasification of a carbonaceous feedstock
WO2010033848A2 (en) 2008-09-19 2010-03-25 Greatpoint Energy, Inc. Processes for gasification of a carbonaceous feedstock
US8647402B2 (en) 2008-09-19 2014-02-11 Greatpoint Energy, Inc. Processes for gasification of a carbonaceous feedstock
CN201288266Y (zh) 2008-09-22 2009-08-12 厦门灿坤实业股份有限公司 电熨斗隔热套
CN102197117B (zh) 2008-10-23 2014-12-24 格雷特波因特能源公司 碳质原料的气化方法
CN101555420B (zh) 2008-12-19 2012-10-24 新奥科技发展有限公司 煤催化气化反应的方法、系统及设备
CN102272267A (zh) 2008-12-30 2011-12-07 格雷特波因特能源公司 制备催化的碳质微粒的方法
US8734548B2 (en) 2008-12-30 2014-05-27 Greatpoint Energy, Inc. Processes for preparing a catalyzed coal particulate
US20110197501A1 (en) 2010-02-12 2011-08-18 Darrell Neal Taulbee Method for producing fuel briquettes from high moisture fine coal or blends of high moisture fine coal and biomass
WO2010132551A2 (en) 2009-05-13 2010-11-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US8268899B2 (en) 2009-05-13 2012-09-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
CN102482597B (zh) 2009-05-13 2014-08-20 格雷特波因特能源公司 含碳原料的加氢甲烷化方法
CN102597181B (zh) 2009-08-06 2014-04-23 格雷特波因特能源公司 碳质原料的氢化甲烷化方法
CN102021037B (zh) 2009-09-14 2013-06-19 新奥科技发展有限公司 一种由煤催化气化制甲烷的方法和装置
CN102021036B (zh) 2009-09-14 2013-08-21 新奥科技发展有限公司 煤的气化过程中催化剂的循环方法
CN101792680B (zh) 2009-09-14 2013-01-02 新奥科技发展有限公司 煤的综合利用方法及系统
CN102021039A (zh) 2009-09-14 2011-04-20 新奥科技发展有限公司 多区煤气化制备含甲烷的气体的方法及设备
WO2011029285A1 (zh) 2009-09-14 2011-03-17 新奥科技发展有限公司 多层流化床气化炉
CN102549121B (zh) 2009-09-16 2015-03-25 格雷特波因特能源公司 整体加氢甲烷化联合循环方法
CN102575181B (zh) 2009-09-16 2016-02-10 格雷特波因特能源公司 集成氢化甲烷化联合循环方法
JP5771615B2 (ja) 2009-09-16 2015-09-02 グレイトポイント・エナジー・インコーポレイテッド 炭素質フィードストックの水添メタン化方法
US20110064648A1 (en) 2009-09-16 2011-03-17 Greatpoint Energy, Inc. Two-mode process for hydrogen production
US8479834B2 (en) 2009-10-19 2013-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
CN102667057B (zh) 2009-10-19 2014-10-22 格雷特波因特能源公司 整合的强化采油方法
CN102079685B (zh) 2009-11-26 2014-05-07 新奥科技发展有限公司 两级气化炉煤气化制甲烷的方法
CN102652205A (zh) 2009-12-17 2012-08-29 格雷特波因特能源公司 注入氮气的整合的提高石油采收率的方法
CA2780375A1 (en) 2009-12-17 2011-07-14 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
WO2011106285A1 (en) 2010-02-23 2011-09-01 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation fuel cell power generation
US8652696B2 (en) 2010-03-08 2014-02-18 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation fuel cell power generation
CN102858925B (zh) 2010-04-26 2014-05-07 格雷特波因特能源公司 碳质原料的加氢甲烷化与钒回收
WO2011150217A2 (en) 2010-05-28 2011-12-01 Greatpoint Energy, Inc. Conversion of liquid heavy hydrocarbon feedstocks to gaseous products
CA2806673A1 (en) 2010-08-18 2012-02-23 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
CA2807072A1 (en) 2010-09-10 2012-03-15 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
JP6124795B2 (ja) 2010-11-01 2017-05-10 グレイトポイント・エナジー・インコーポレイテッド 炭素質フィードストックの水添メタン化
JP2013541622A (ja) 2010-11-01 2013-11-14 グレイトポイント・エナジー・インコーポレイテッド 炭素質フィードストックの水添メタン化
US8864854B2 (en) 2011-02-23 2014-10-21 Rain Cll Carbon LLC Pelletization and calcination of green coke using an organic binder
US8648121B2 (en) 2011-02-23 2014-02-11 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with nickel recovery
US20120271072A1 (en) 2011-04-22 2012-10-25 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US9127221B2 (en) 2011-06-03 2015-09-08 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
WO2013025812A1 (en) 2011-08-17 2013-02-21 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
CN103890148A (zh) 2011-08-17 2014-06-25 格雷特波因特能源公司 碳质原料加氢甲烷化
WO2013052553A1 (en) 2011-10-06 2013-04-11 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004132689A (ja) * 2002-09-17 2004-04-30 Ebara Engineering Service Co Ltd 廃活性炭の熱回収再利用方法及びシステム
US20100005710A1 (en) * 2008-07-09 2010-01-14 Pipal Energy Resources, Llc Upgrading Carbonaceous Materials
KR101073780B1 (ko) * 2010-11-22 2011-10-13 김민중 저등급탄의 개량장치, 및 유동층연소로 석탄재를 이용한 순환유동층 발전소 전용 저등급탄의 개량방법

Also Published As

Publication number Publication date
US20140090584A1 (en) 2014-04-03
US9328920B2 (en) 2016-05-03
CN104704204B (zh) 2017-03-08
CN104704204A (zh) 2015-06-10
WO2014055365A1 (en) 2014-04-10
KR20150065821A (ko) 2015-06-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101717863B1 (ko) 연소를 위한 오염된 저등급 석탄의 용도
KR101576781B1 (ko) 응집된 미립자 저등급 석탄 공급원료 및 그의 용도
RU2702662C2 (ru) Изготовление углеродсодержащего исходного сырья из источника углерода, включающего отходы
US6664302B2 (en) Method of forming a feed for coal gasification
KR101543136B1 (ko) 탄소질 공급원료의 히드로메탄화
US9434615B2 (en) Method and apparatus for producing liquid biofuel from solid biomass
RU2480425C2 (ru) Обработка сточных вод, полученных в процессе переработки биомассы в жидкое биотопливо, который включает получение синтез-газа, и интегрированная производственная установка
JP4334857B2 (ja) バイオマスの改質方法及び改質バイオマス
KR101646890B1 (ko) 응집된 미립자 저등급 석탄 공급원료 및 그의 용도
Maguyon-Detras et al. Thermochemical conversion of rice straw
KR20130043227A (ko) 탄소질 공급원료의 히드로메탄화
KR20110069106A (ko) 탄소질 공급원료의 기체화 방법
KR101534461B1 (ko) 응집된 미립자 저등급 석탄 공급원료 및 그의 용도
US20140054503A1 (en) Apparatus and method for upgrading coal
JP2023523800A (ja) 原料処理システム、並びにフィッシャー・トロプシュ液体及び輸送燃料を生成する方法
CN112654692A (zh) 煤颗粒的热破碎和微碳分离
Dahmen et al. Biomass liquefaction and gasification
CA2788471A1 (en) Apparatus and method for upgrading coal
AU2002248786B2 (en) Method of forming a feed for coal gasification
WO2022085793A1 (ja) スラリー燃料、スラリー燃料の製造方法、並びにスラリー燃料及びバイオオイルの製造方法

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
PA0105 International application

Patent event date: 20150430

Patent event code: PA01051R01D

Comment text: International Patent Application

PA0201 Request for examination

Patent event code: PA02012R01D

Patent event date: 20150430

Comment text: Request for Examination of Application

PG1501 Laying open of application
E902 Notification of reason for refusal
PE0902 Notice of grounds for rejection

Comment text: Notification of reason for refusal

Patent event date: 20160504

Patent event code: PE09021S01D

E701 Decision to grant or registration of patent right
PE0701 Decision of registration

Patent event code: PE07011S01D

Comment text: Decision to Grant Registration

Patent event date: 20170213

GRNT Written decision to grant
PR0701 Registration of establishment

Comment text: Registration of Establishment

Patent event date: 20170313

Patent event code: PR07011E01D

PR1002 Payment of registration fee

Payment date: 20170313

End annual number: 3

Start annual number: 1

PG1601 Publication of registration
FPAY Annual fee payment

Payment date: 20200228

Year of fee payment: 4

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20200228

Start annual number: 4

End annual number: 4

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20210226

Start annual number: 5

End annual number: 5

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20220223

Start annual number: 6

End annual number: 6

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20230223

Start annual number: 7

End annual number: 7

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20240226

Start annual number: 8

End annual number: 8