Способ и устройство для производства электрической энергии на газо- и паротурбинной (гип)-электростанции

Способ и устройство для производства электрической энергии на газо- и паротурбинной (гип)-электростанции

Реферат

Изобретение относится к способу производства электрической энергии на газо- и паротурбинной (далее ГиП)-электростанции с помощью газифицированного газа, произведенного из носителей углерода и кислородосодержащего газа, а также к устройству для реализации этого способа.

Примерно в середине 20 века сооружались первые электростанции с газовой турбиной и последующим использованием отработанного тепла в паровой турбине. Они обозначаются в технике как газо- и паротурбинные (ГиП)-электростанции или также (Combined Cycle)-электростанции (комбинированного цикла). Эти электростанции в качестве энергоносителя используют полностью природный газ, который с удовлетворительным коэффициентом полезного действия может преобразовываться в газовых турбинах в механическую энергию. За счет высокой чистоты природного газа является возможной также эксплуатация без больших проблем коррозии, даже при высоких температурах лопастей турбины. Горячий отработанный газ газовой турбины используется в подключенном паровом котле для производства пара высокого давления для использования в подключенных паровых турбинах. С помощью этой комбинации можно достигать наивысших для настоящего времени электрических коэффициентов полезного действия для тепловых электростанций.

Другие, прежде всего твердые горючие материалы, такие как уголь, не были применимы для этой техники. Ниже описанная техника IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle [комбинированный цикл, включающий газификацию]) должна решать эту проблему. При этой технике для производства необходимого для газовой турбины газообразного продукта сгорания используется установка газификации угля. Посредством газификации угля может производиться чистый газ, который удовлетворяет требованиям газовых турбин.

Однако при обычных газификаторах подготовка поступающего при газификации неочищенного газа является очень дорогостоящей. Должны вымываться пылевидные загрязнения. Исходя из этого, в зависимости от способа газификации должны удаляться все конденсируемые органические углеводороды. Большое внимание нужно уделять также сере, которая поступает при газификации как Н₂S и COS. За счет каскадов газовой очистки можно достигать, тем не менее, приемлемой для газовых турбин чистоты.

Как отходы - сера, угольные шлаки, а также органические и неорганические вредные вещества должны выводиться и подвергаться надежному складированию или обезвреживанию. Из-за этого возникают высокие издержки на удаление отходов. При отделении диоксида углерода для секвестрации, в силу относительно незначительных концентраций диоксида углерода в дымовом газе, необходимы дорогие и не очень эффективные установки. Поэтому через так называемую шифт-реакцию окись углерода превращается в диоксид углерода, что обусловливает дополнительную часть установки.

Описание способа IGCC-процесса программы Siemens

Разделение воздуха: для газификации необходим чистый кислород. Для этого воздух сжимается компрессором газовой турбины или при помощи отдельного компрессора на 10-20 бар и сжижается. Отделение кислорода происходит дистилляцией при температурах около -200°С.

Газификация: при этом возникает неочищенный газ, который состоит преимущественно из окиси углерода (СО) и водорода (H₂). С помощью водяного пара СО переводится в CO₂ и следующий водород. Для газификации твердых горючих материалов, таких как уголь или нефтяной кокс, имеются три принципиальных способа, из которых при IGCC доминирует газификация летучего потока: угольная пыль с транспортным газом, таким как азот, подводится под давлением к горелке и в газификаторе с кислородом и водяным паром превращается в синтез-газ.

Охлаждение неочищенного газа: синтез-газ перед дальнейшей обработкой должен охлаждаться. При этом возникает пар, который в паровой турбине ГиП-установки способствует производству электроэнергии.

Очистка: после снижения температуры газа фильтры удерживают сначала частицы шлака, затем по требованию может удаляться также двуокись углерода. Другие вредные вещества, такие как сера или тяжелые металлы, связываются также посредством химических и физических методов. Это одновременно приводит к необходимой чистоте горючего материала для эксплуатации газовых турбин.

Сгорание: богатый водородом газ смешивается перед камерой сгорания газовой турбины с азотом из разделения воздуха или с водяным паром. Это понижает температуру горения и таким образом значительно подавляет образование оксидов азота. Возникающий тогда из сгорания с воздухом дымовой газ устремляется на лопасти газовой турбины. Он состоит по существу из азота, СO₂ и водяного пара. За счет смешивания с азотом или водой удельное энергосодержание газа сокращается примерно на 5000 килоджоулей/кг. Напротив, природный газ имеет десятикратное энергосодержание. Поэтому при той же самой производительности на IGCC-электростанции массовый поток горючего материала через горелки газовых турбин должен быть примерно в десять раз выше.

Охлаждение отработанного газа: после снятия давления дымового газа в газовой турбине и последующего использования отходящего тепла в парогенераторе отработанный газ отдается в атмосферу. Потоки пара из охлаждения неочищенного и отработанного газа комбинируются и вместе подводятся к паровой турбине. После снятия давления в паровой турбине пар через конденсатор и водяной питающий резервуар попадает назад в круговорот воды и соответственно пара. Газовая и паровая турбина соединены с генератором, в котором происходит преобразование в электрическую энергию.

Из-за высоких температур горения в камере сгорания газовой турбины через реакцию с азотом возникает высокое содержание NO_x в отработанном газе, которое должно удаляться вторичными мероприятиями, такими как SCR-способ.

Следующее ограничение для эксплуатируемой с угольным газом ГиП-электростанции получается также из ограниченной в настоящее время производительности газификации наличествующих на рынке способов газификации.

Три варианта способа зарекомендовали себя на рынке:

- способ стационарного слоя для кускового угля,

- способ псевдоожиженного слоя для мелкозернистого угля и

- способ летучей пыли для угольных пылей.

На основе всех этих способов были развиты многочисленные варианты способов, которые работают, например, под давлением или имеют выпуск жидкого шлака и т.д. Некоторые из них описаны в последующем.

Газификация кускового угля: LURGI

Этот тип газификатора имеет традиции уже много десятилетий и используется во всем мире в угольной газификации. Наряду с каменным углем при модифицированных производственных условиях также может использоваться бурый уголь. Недостаток этого способа состоит в выпадении ряда побочных продуктов, таких как смолы, шламы и неорганические соединения, такие как аммиак. Вследствие этого необходимы дорогостоящие очистка и обработка газа.

Также эти побочные продукты должны реализовываться или устраняться. Как преимущество нужно ценить продолжительный опыт применения этого агрегата, который выстраивается уже более 70 лет. Из-за технологического режима стационарного слоя может использоваться, тем не менее, только кусковой уголь. Как средство газификации служит смесь из кислорода и/или воздуха и водяного пара. Водяной пар необходим для умеренного понижения температуры газификации, чтобы не превосходить точку плавления шлака, так как этот процесс работает с выпуском твердого шлака. Это невыгодно влияет на коэффициент полезного действия газификации.

За счет технологического режима противотока температурный профиль угля доходит от температуры окружающей среды при загрузке вплоть до температуры газификации почти над самой шлаковой решеткой. Это обусловливает, что газы пиролиза и смолы с неочищенным газом покидают газификатор и должны удаляться в подключенной газовой очистке. При этом выпадают похожие побочные продукты как в коксовом производстве.

Самые большие из этих газификаторов пропускают примерно 24 т угля (daf=сухой и свободный от шлака) в час и производят примерно 2250 м³ _n неочищенного газа на тонну угля (daf). Возникают как побочный продукт 40-60 кг смолы на тонну угля (daf). Потребность в кислороде составляет 0,14 м³ _n/м³ _n газа. Рабочее давление составляет 3 МПа. Время выдержки угля в газификаторе составляет 1-2 часа. Самые большие газификаторы имеют внутренний диаметр 3,8 м. До сих пор были сданы в эксплуатацию более 160 блоков.

Газовый состав при использовании каменного угля (Южная Африка)

СO₂ 32,0%

СО 15,8%

Н₂ 39,8%

СН₄ 11,8%

С_nН_m 0,8%

Газификатор псевдоожиженного слоя для угольной мелочи

Теперь имеются в распоряжении различные конструктивные разновидности, причем высокотемпературный газификатор Винклера нужно рассматривать в настоящее время как более всего развитый вариант, так как он производит давление примерно 1,0 МПа и работает при более высоких температурах, чем другие газификаторы псевдоожиженного слоя. В настоящее время находятся в эксплуатации два блока на основе бурого угля. Вынос шлака является сухим. Однако слишком незначительна производительность с 1 т угля в час, чтобы иметь возможность покрывать газовые потребности установки IGCC. Обычный газификатор Винклера производит слишком незначительное давление примерно 0,1 МПа. Производительность этих газификаторов составляет примерно 20 т угля в час.

Газификатор с отходом жидкого шлака для угля и остатков нефти

Для производства активной газовой среды могут использоваться также мелкозернистые носители углерода. Общий признак этих способов - это абсолютно жидкий шлак. Сегодня применяются следующие способы:

Способ Koppers-Totzek

Для загрузки используется угольная мелочь и кислород. Для управления температурой прибавляется водяной пар. Шлак гранулируется в водяной бане. Высокая температура газа используется для производства пара. Давление слишком незначительно для IGCC- электростанций.

Способ Prenflo

Для загрузки используется угольная мелочь и кислород. При этом речь идет о варианте совершенствования Koppers-Totzek-способа, который работает под давлением 2,5 МПа и подошел бы для IGCC-электростанций. До сих пор еще не имеется больших коммерческих установок.

Способ Shell

Для загрузки используется угольная мелочь и кислород. Этот способ также еще не имеется в коммерческом распоряжении в больших блоках. Его рабочее давление 2,5 МПа, что подошло бы для IGCC-электростанций.

Способ Техасо

Этот способ находится в эксплуатации в нескольких блоках уже в течение многих лет. Тем не менее рабочая пропускная способность примерно с 6-8 т угля (daf) в час слишком незначительна для электростанций комбинированного цикла с большей производительностью. Несколько установок должны эксплуатироваться параллельно, что означает высокие стоимости капиталовложений. Это отрицательно влияет на экономичность. Рабочее давление лежит при 8 МПа.

Кислородно-топливное сжигание

При этом способе не стремятся ни к какой газификации, а к сгоранию. При кислородно-топливных способах азот из воздуха для сжигания удаляется за счет разложения воздуха. Так как сжигание с чистым кислородом вело бы к слишком высоким температурам горения, часть отработанного газа подводится обратно и заменяет таким образом атмосферный азот. Отводимый отработанный газ состоит в сущности только лишь из СO₂ после того, как конденсировался водяной пар и отделялись загрязнения, такие как SO_x, NO_x и пыль.

Ожижение воздуха для выработки кислорода, правда, уже используется в промышленных масштабах примерно до 5000 т O₂ в день, которые соответствуют потреблению 300 МВт ТЭЦ на угле. Тем не менее большая проблема таких установок состоит в высоких энергетических издержках примерно 250-270 кВч на тонну O₂, которые еще поднимаются с возрастающими требованиями чистоты. Также не существует никакого гарантированного пути применения для шлака, который образуется из угольных шлаков.

Способ восстановления расплава

При способе восстановления расплава для производства доменного чугуна из угля и руд, преимущественно железных руд, скапливаются отходные газы с разной чистотой и теплотворной способностью, которые могут подводиться для теплового применения. Прежде всего, при способах COREX® и FINEX® отходной газ обладает идеальным качеством для сгорания в газовых турбинах. Как сера, так и органические и неорганические вредные вещества были удалены из газа в рамках металлургического процесса. Отходной газ этих технологий может использоваться без ограничений для ГиП-электростанции.

Установка комбинированного цикла с фреймом 9Е газовой турбины с производительностью 169 МВт сооружается у новой установки С-3000 COREX® при Baoshan Steel в Китае фирмой Дженерал Электрик.

Идея сцепления между установкой COREX® и энергетически эффективной установкой электростанции согласно системе комбинированного цикла не нова. Уже в 1986 заявлялся и выдавался патент (ЕР 0269609 В1) для этой формы максимально эффективного преобразования энергии. Следующий патент (AT 392079 В) описывает способ похожего вида, причем за счет разделения тонкой и грубой фракции можно избегать размалывания угля.

Поскольку для выгодной эксплуатации IGCC-электростанции нуждаются в чистом кислороде для газификации носителей углерода, то возможно интегрированное производство кислорода с помощью произведенных в установке газификации горючих газов. Это описано в немецком патенте DE 3908505 С2.

В патенте ЕР 9089003 7.6 описан „способ производства горючих газов в плавильном газификаторе".

Невыгодно при всех этих указанных способах, что при сгорании газифицированного газа в газовой турбине вступает в действие воздух. Вследствие этого получаются, с одной стороны, невыгодно большие массы отработанного газа, которые из-за ограниченной конечной температуры в цепи использования до котла-утилизатора обусловливают высокие энтальпические потери тепла через отходящий газ, с другой стороны, вследствие этого уменьшается высокая эффективность электростанций комбинированного цикла. Отработанный газ имеет высокое содержание азота до 70%, что значительно затрудняет секвестрацию СО₂ и поэтому требует больших и таким образом дорогих разделительных установок.

При кислородно-топливном способе, правда, СO₂ также обратно проводится непосредственно в процесс, однако сначала должна происходить очистка газа от вредных веществ, которая очень трудоемка. Вредные вещества должны выводиться и вызывают таким образом загрязнение окружающей среды. До сих пор не имеется еще никакой готовой к эксплуатации установки. Также не решена проблема использования шлака.

Настоящее изобретение имеет целью предотвращение и преодоление вышеназванных проблем и недостатков, проявляющихся в состоянии техники, и ставит себе задачу предоставить способ производства электрической энергии в газовой и паровой турбинах (ГиП)-электростанции, который делает возможным получение энергии по возможности с меньшим выпуском вредного вещества и повышенным содержанием двуокиси углерода в отработанном газе с целью более экономичной секвестрации. В частности, все неорганические вредные вещества, также как органические соединения из угля должны быть обезврежены во время технологического процесса, и одновременно неразрушаемые вредные вещества, такие как сера или вредные составные части шлаков горючих материалов, должны связываться в перерабатываемые продукты.

Эта задача решается согласно изобретению способом упомянутого в начале вида посредством того, что

- носители углерода газифицируются в зоне плавильной газификации с помощью кислорода или богатого кислородсодержащего газа, который имеет содержание кислорода минимум 95 об.%, предпочтительно минимум 99 об.%,

- произведенный таким образом газификационный газ проводится через зону десульфурации, содержащую средства обессеривания, причем расходное средство обессеривания загружается в зону плавильной газификации и удаляется после образования жидкого шлака,

- десульфурированный газификационный газ, преимущественно после очистки и охлаждения, сжигается в камере сгорания вместе с чистым кислородом, и возникающие газообразные продукты сгорания, Н₂О и СO₂, проводятся для выработки электроэнергии в газовую турбину,

- газообразные продукты сгорания разделяются после газовой турбины в паровом котле на водяной пар и двуокись углерода,

- водяной пар проводится затем в паровую турбину, и

- двуокись углерода, по меньшей мере, частично проводится обратно в камеру сгорания для регулирования температуры.

Согласно предпочтительной форме выполнения в зону десульфурации дополнительно вводится железо и/или железная руда как вспомогательный материал, который загружается вместе с расходным средством обессеривания в зону плавильной газификации, там расплавляется и удаляется.

При этом преимущественно удаленное из зоны плавильной газификации железо проводится обратно в зону десульфурации.

Следующая предпочтительная форма выполнения изобретения отличается тем, что в зону десульфурации дополнительно вводится железная руда, железная руда в зоне десульфурации подогревается и предварительно раскисляется, загружается вместе с расходным средством обессеривания в зону плавильной газификации, там окончательно восстанавливается, расплавляется и выводится как доменный чугун.

При этом с особенным предпочтением десульфурация газа газификатора, а также подогрев и предварительное раскисление железной руды проводится в двух или нескольких последовательно подключенных зонах псевдоожиженного слоя, причем железная руда проводится от зоны к зоне псевдоожиженного слоя, и газ газификатора протекает по зоне псевдоожиженного слоя в обратном направлении к железной руде.

В зоне плавильной газификации преимущественно устанавливается температура >800°С, предпочтительно >850°С.

Выгодным образом для всех продувок в технологическом процессе используется СО₂ или смеси из СО, Н₂, СО₂ и водяного пара.

Преимущественно образованный в зоне плавильной газификации жидкий шлак используется для производства цемента.

Соответствующая изобретению установка для проведения вышеупомянутого способа, которая содержит газификатор для носителя углерода, который имеет подвод для носителя углерода, подвод для кислородосодержащего газа, отвод для жидкого шлака и отвод для произведенного газа газификатора, устройство десульфурации, которое имеет подвод для средства обессеривания, подвод для газа газификатора и отвод для очищенного газа газификатора, и комбинированную установку газо- и паротурбинной электростанции с камерой сгорания газотурбинной установки, в которую впадает отвод для очищенного газа газификатора и подвод для кислородосодержащего газа, и с паровым котлом паротурбинной установки, в который впадает выходящий от газовой турбины трубопровод для газообразных продуктов сгорания и который имеет отвод для дымового газа, отличается тем, что

- газификатор выполнен как плавильный газификатор с угольным и/или плавильным слоем и снабжен выпуском для жидкого шлака,

- подвод для кислородсодержащего газа представляет собой подвод для кислорода или богатого кислородом газа, который имеет содержание кислорода минимум 95 об.%, предпочтительно минимум 99 об.%,

- отвод для произведенного в плавильном газификаторе газа газификатора впадает в устройство десульфурации,

- устройство десульфурации выполнено как, по меньшей мере, один реактор с подвижным или псевдоожиженным слоем, который соответственно проводке связан с плавильным газификатором для подачи расходного средства обессеривания,

- подвод для чистого кислорода является подводом и для кислородсодержащего газа,

- от отвода для дымового газа ответвляется снабженная регулировочным устройством ветвь трубопровода, которая впадает в камеру сгорания.

Согласно предпочтительной форме выполнения, по меньшей мере, один реактор десульфурации имеет подвод для железа и/или железной руды, и в плавильном газификаторе дополнительно предусмотрен выпуск для доменного чугуна.

Преимущественно выпуск для доменного чугуна при этом соответственно проводке связан с подводом для железа и/или железной руды.

Следующая предпочтительная форма выполнения установки отличается тем, что устройство десульфурации выполнено как каскад реакторов псевдоожиженного слоя, причем подвод для рудной мелочи впадает в реактор псевдоожиженного слоя, расположенный в каскаде сначала в направлении транспортировки материала, между реакторами псевдоожиженного слоя предусмотрено как одно соответствующее проводке соединение для газа газификатора, так и одно для рудной мелочи и средства обессеривания, и отвод для произведенного в плавильном газификаторе газа газификатора впадает в расположенный в самом конце реактор псевдоожиженного слоя, который для подачи расходного средства обессеривания, а также подогретой и предварительно раскисленной рудной мелочи соответственно проводке связан с плавильным газификатором, и что в плавильном газификаторе предусмотрен выпуск для доменного чугуна.

Газификация содержащего углерод горючего материала или угля происходит с помощью чистого кислорода или богатого кислородсодержащего газа, чтобы в качестве газифицированного газа возникали только окись углерода, водород и незначительное количество диоксида углерода и водяного пара, и в технологический процесс не попадает никакого или только очень незначительное количество азота. За счет установления температуры от >800°С в газовой камере плавильного газификатора органическое загрязнение газа может эффективно уменьшаться после времени выдержки газа в течение нескольких секунд.

Для загрузки сырья под атмосферным давлением в область высокого давления установки должна попеременно загружаться и разгружаться промежуточная емкость с так называемыми барическими шлюзами (блокировочными), чтобы иметь возможность проводить транспортировку материала. Как защитный газ для этих процессов загрузки используется, как правило, азот. Как защитный газ для всех продувок в технологическом процессе согласно изобретению используется все же главным образом СO₂ или смеси из СО, Н₂, СО₂ и водяного пара, чтобы избегать загрузки азота или других трудно отделяемых газов.

Как газификатор используется модифицированный плавильный газификатор, который работает при помощи стационарного слоя или частично сжиженного угольного/плавильного слоя, причем из угольных отходов поступает только жидкий шлак.

Согласно изобретению для десульфурации газа предусматривается проточная для газа газификатора камера десульфурации или реактор с движущимся слоем, из которого / в который согласно потребности в плавильный газификатор загружается средство обессеривания, например известь, чтобы производить применимый для цементной промышленности шлак. При этом можно избегать отходов. Этот шлак воспринимает также другие вредные вещества из шлаков загрузочных материалов. Они, конечно, связываются в цементе и таким образом больше не представляют никакого риска для окружающей среды.

Согласно одной форме выполнения изобретения в зону десульфурации наряду со средством обессеривания загружаются железные частицы или железная руда, которые также связывают соединения серы из газа газификатора и за счет загрузки в газификатор превращаются в пригодные для цемента шлаки и жидкое железо. Выпущенное железо может снова подводиться в десульфуратор и при этом вестись в кругообороте без существенного потребления железа. Находящееся в поде плавильного газификатора жидкое железо облегчает, сверх того, выгодным образом выпуск шлака, прежде всего после производственных застоев, если шлак затвердел и не может больше расплавляться обычными средствами. Находящееся в поде железо может посредством кислорода через выпуск расплавляться и с затвердевшим шлаком образуется текучая смесь из окисленного железа и шлака. Таким образом "замороженный" плавильный газификатор может снова сдаваться в эксплуатацию.

Однако в зону десульфурации могут загружаться железные частицы или железная руда, а также наполнители, такие как, например, известь. Выпущенный доменный чугун может перерабатываться обычным способом, например, в сталь.

Вместо реактора с движущимся слоем для десульфурации может использоваться реактор псевдоожиженного слоя или для сравнительного ограничения времени выдержки материала загрузки также каскад псевдоожиженного слоя. Вместе с тем также может использоваться мелкозернистая шихта с размерами зерен <10 мм.

При этом, также как при доменной печи, однако, также у установок непосредственного восстановления, получается избыточный газ, который обладает еще значительным энергосодержанием (экспортный газ).

Примеры газового состава таких экспортных газов:

	СO,%	Н2,%	СO2,%	СН4,%	H2S, ppm	N2,%	Нu, МДж/Мn 3
COREX®	35-40	15-20	33-36	1-3	10-70	4-6	7,5
Колошниковый газ	17-20	1-2	20-25			Остаток	3,5-4
FINEX®	35-40	15-20	35	1-3	10-70	4-6	7,5

Этот газ может сжигаться как газ газификации в газовой турбине. Для этого, чтобы не вносить никакого или только очень небольшое количество азота, в плавильном газификаторе используется чистый кислород или богатый кислородсодержащий газ с минимум 95 об.% O₂, предпочтительно минимум 99 об.% O₂.

Чтобы понижать высокие температуры горения до оптимальной для турбины области, как средство понижения согласно изобретению используется проведенный обратно чистый диоксид углерода. В газовой турбине для установки температуры в камере сгорания используется СO₂, который имеет существенно более высокую удельную теплоемкость по сравнению с азотом, и за счет этого поступают меньшие газовые объемы. Это ведет к более компактным, вместе с тем более недорогим установкам. Этот СО₂ может предоставляться в распоряжение за счет возвращения части дымового газа. Благодаря отсутствию N₂ в смеси горючего газа (обусловленному применением чистого кислорода или газа с минимум 99 об.% O₂) также не может образовываться никакого вредного NO_x.

За счет достигнутого согласно изобретению очень высокого содержания СO₂ в отходящем из газовой турбины газе возможно лучшее использование энергии в подключенном паровом котле, благодаря повышенному излучению по сравнению с содержащими азот дымовыми газами. При этом можно достигать более высокой удельной производительности котельной установки.

Дальнейшее преимущество состоит в том, что за счет меньших газовых объемов также подключенные котлы-утилизаторы, газопроводы и устройства обработки газов могут выполняться более компактными и более экономически целесообразно.

Увеличение концентрации СO₂ в отработанном газе парового котла не является необходимым (как это необходимо при применяемых теперь способах), так как в дымовом газе не содержится никаких балластных газов, а занесенный водяной пар не представляет никакой проблемы.

Осаждение занесенного в дымовые газы водяного пара может просто и экономически целесообразно выполняться посредством конденсации различными известными способами, такими как впрыскивающее охлаждение или косвенный теплообмен.

Выработанный таким образом СO₂ может использоваться для возвращения к газовой турбине, с одной стороны, как средство понижения температуры без существенных издержек и, с другой стороны, известным способом подводиться для секвестрации.

Кроме того, при соответствующем изобретению способе не является необходимым никакое дорогостоящее удаление H₂S/COS. Также для этого не нужно устанавливать соответствующего устройства. Также не требуется шифт-реакция и вместе с тем дорогая и энергоемкая установка.

Пример

Чертеж представляет одну форму выполнения настоящего изобретения.

В реактор с движущимся слоем устройства 1 десульфурации загрузочными механизмами загружаются средства обессеривания (2, 3), такие как известь. Образованная таким образом шихта 20 подогревается в противотоке с очищенным от пыли газом из циклона 6, частично кальцинируется и частично раскисляется. Затем эта (частично) восстановленная шихта 21 с помощью разгрузочных устройств транспортируется через свободный объем 13 плавильного газификатора 4 в его плавильный слой 12. Плавильный слой 12 образуется за счет высокотемпературного пиролиза в подводе 7 углерода, который прибывает из угольных бункеров 18, 19 за счет горячих газов газификации форсунок, вдувающих кислород. В этом горячем плавильном слое 12 частично восстановленная шихта 21 окончательно восстанавливается и кальцинируется и затем расплавляется до доменного чугуна 14 и шлака 15. Температурные характеристики в плавильном слое 12 можно в качестве примера брать из представленной на фиг.1 диаграммы.

Доменный чугун 14 и шлак 15 выпускаются с интервалами через отверстие выпуска 16. Согласно следующей форме выполнения шлак 15 выпускается раздельно с доменным чугуном 14 через собственное отверстие выпуска 17 (представлено штрихом). Выпущенный доменный чугун может затем снова проводиться обратно в реактор с движущимся слоем устройства 1 десульфурации с целью обновленной загрузки как средства обессеривания (соединение 16а, представлено штрихом).

Неочищенный газ (газ газификатора) 5 покидает плавильный газификатор 4 в верхнем конце свободного объема 13 и очищается в циклоне 6 от горячей пыли 8, которая с подведенным через регулирующий клапан 41 кислородом подвода 40 проводится обратно в свободный объем 13 плавильного газификатора 4 и там газифицируется и расплавляется. Возникающий при этом расплав принимается плавильным слоем 12 и транспортируется вниз к ванне шлака 15 и доменного чугуна 14. Очищенный от пыли газ из отвода очищенного газа 22 входит с температурой, например, 800°С в реактор с движущимся слоем устройства 1 десульфурации и совершает после этого только что описанные реакции, и при этом становится окисленным и охлажденным до термодинамически обусловленной степени. В верхнем конце реактора с движущимся слоем устройства 1 десульфурации неочищенный экспортный газ покидает его. Так как он еще богат пылью, он очищается в подключенном сепараторе 23 пыли и охлаждается в холодильнике 39. Он может быть выполнен так, что большая часть энтальпии этого газа может регенерироваться.

Очищенный и охлажденный газ доводится в компрессоре 24 до давления, необходимого для сгорания в камере 25 сгорания газовой турбины 30, и вместе с кислородом подвода 40 и сжатым в каскаде компрессора 27 дымовым газом 28 (в сущности, диоксидом углерода) сжигается в камере 25 сгорания. Газообразные продукты сгорания проходят затем через газовую турбину 30, причем произведенная при этом механическая энергия отдается в присоединенный генератор 29.

Теперь еще горячий отработанный газ из газовой турбины 30 подводится к подключенному паровому котлу 31. В нем производится перегретый пар, который используется в подключенной паровой турбине 32 для производства механической энергии, которая переносится на генератор 33. Отработанный пар сгущается в конденсаторе 34 и подводится к промежуточному накопителю 36. Через конденсатный насос 37 конденсат снова подводится к паровому котлу 31.

Выходящий из парового котла 31 дымовой газ 28 состоит из чистого диоксида углерода и небольшого количества водяного пара. Теперь они могут через регулировочное устройство 26 и компрессор 27 проводить водяной пар, подвергаться секвестрации или без обработки проводиться в атмосферу.

В случае использования рудной мелочи вместо реактора с движущимся слоем устройства 1 десульфурации устанавливается реактор псевдоожиженного слоя или каскад из, по меньшей мере, двух реакторов псевдоожиженного слоя.

1. Способ производства электрической энергии на газо- и паротурбинной (ГиП)-электростанции с помощью газификационного газа, произведенного из носителей углерода и кислородсодержащего газа, причем носители углерода газифицируются в зоне плавильной газификации с кислородом или богатым кислородсодержащим газом, который содержит долю кислорода минимум 95 об.%, предпочтительно минимум 99 об.%, и произведенный таким образом газификационный газ проводится через зону десульфурации, содержащую средство обессеривания, причем расходное средство обессеривания загружается в зону плавильной газификации и удаляется после образования жидкого шлака, причем десульфурированный газификационный газ преимущественно после очистки и охлаждения сжигается в камере сгорания вместе с чистым кислородом, и возникающие газообразные продукты сгорания, H₂O и СO₂ проводятся в газовую турбину для выработки электроэнергии, причем газообразные продукты сгорания разделяются после газовой турбины в паровом котле на водяной пар и двуокись углерода, причем водяной пар проводится затем в паровую турбину, а двуокись углерода, по меньшей мере, частично проводится обратно в камеру сгорания для установки температуры, отличающийся тем, что в зоне десульфурации дополнительно применяется железная руда, которая вместе с расходным средством обессеривания загружается в зону плавильной газификации, там расплавляется и удаляется.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в зоне десульфурации дополнительно как вспомогательный материал применяется железо, которое вместе с расходным средством обессеривания загружается в зону плавильной газификации, там расплавляется и удаляется.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что удаленное из зоны плавильной газификации железо проводится обратно в зону десульфурации.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно примененная в зоне десульфурации железная руда подогревается и предварительно раскисляется в зоне десульфурации, загружается вместе с расходным средством обессеривания в зону плавильной газификации, там окончательно восстанавливается, расплавляется и как доменный чугун удаляется.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что десульфурация газа газификатора, а также подогрев и предварительное раскисление железной руды проводится в двух или нескольких последовательно подключенных зонах псевдоожиженного слоя, причем железная руда проводится от зоны к зоне псевдоожиженного слоя, и газ газификатора протекает по зоне псевдоожиженного слоя в противоположном направлении к железной руде.

6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что в зоне плавильной газификации устанавливается температура >800°С, предпочтительно >850°С.

7. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что для всех продувок в технологическом процессе используется СO₂ или смеси из СО, H₂, СO₂ и водяного пара.

8. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что образованный в зоне плавильной газификации жидкий шлак используют для производства цемента.

9. Устройство для проведения способа по п.1, содержащее газификатор (4) для носителя углерода, который имеет подвод (7) для носителя углерода, подвод (40) для кислородсодержащего газа, отвод для жидкого шлака (15) и отвод для произведенного газа (5) газификатора, и устройство (1) десульфурации, которое содержит подвод для средства обессеривания (2, 3) и отвод для очищенного газа (22) газификатора, который ведет к сепаратору (23) пыли для очистки газа газификатора, причем в устройство (1) десульфурации впадает подвод для газа (5) газификатора, а также комбинированную установку газо- и паротурбинной электростанции с камерой (25) сгорания газотурбинной установки, в которую впадает отвод для очищенного газа (22) газификатора и подвод (40) для кислородсодержащего газа или для богатого кислородом газа, имеющего долю кислорода минимум 95 об.%, предпочтительно минимум 99 об.%, и паровым котлом (31) установки паровой турбины, в который впадает исходящий от газовой турбины (30) трубопровод для