application is as a household cooki

application is as a household cooking fuel [Lucas, 2002].
In this paper, we present detailed process designs and
performance estimates for production of DME from coal,
together with cost analysis. Since there are many similarities
to methanol production, which is more widely understood,
we include self-consistent analyses of methanol
from coal for reference.
2. Basic process configurations for indirect coal
liquefaction
Figure 1 illustrates two basic process configurations for
making MeOH, DME, or Fischer-Tropsch fuels by indirect
coal liquefaction. The difference between the two is
that in one case the only output from the facility is a
liquid fuel. In the other case, electricity is a major coproduct.
The two configurations are essentially identical
through the first few process steps.
The first process step is gasification, which converts
the coal into a ‘‘synthesis gas’’ (or syngas) containing primarily
hydrogen (H2) and carbon monoxide (CO). A variety
of gasifier designs are in commercial operation
worldwide using coal or other dirty, low-value feedstocks
(e.g., petroleum coke generated at refineries) [Simbeck
and Johnson, 2001]. Here we have chosen to consider a
design based on the technology of Chevron/Texaco. This
design uses partial oxidation of the coal in oxygen (generated
in a dedicated air separation unit) to provide the
requisite heat to drive the gasification reactions. The coal
is fed into the reactor in a water slurry, which has two
important implications. Feeding can be done into a vessel
operating at relatively high pressures (75 bar in plant configurations
considered in this paper), which provide thermodynamic
and cost benefits to the overall process, and
the additional hydrogen (in the slurry water) promotes a
larger H2 fraction in the syngas compared to a dry-feed
gasifier design.
Following gasification, the raw syngas is cooled and
cleaned of contaminants. Two approaches for the initial
cooling step are the use of a direct water quench or abonds, and NOx emissions are lower than when using conventional
diesel fuel [Fleisch et al., 1997; Zhou et al.,
2000; Fleisch et al., 1995; Sorenson and Mikkelsen,
1995]. DME can be reformed into hydrogen at least as
easily as methanol, and thus is potentially suitable for future
use as a hydrogen source for stationary or vehicle
fuel cells. One drawback of DME as a vehicle fuel is the
need for modest pressurization to store it as a liquid (Table
1). DME can also be used as an LPG substitute in domestic
applications, e.g., cooking, where it burns with a
clean blue flame over a wide range of air/fuel ratios
[Fleisch et al., 1995; ICC, 2003]. DME is relatively inert,
non-corrosive, non-carcinogenic, almost non-toxic, and
does not form peroxides by prolonged exposure to air
[Hansen et al., 1995].
DME is produced globally today at a rate of about
150,000 tonnes (t) per year in small-scale facilities by dehydration
of MeOH [Naqvi, 2002]. Technologies are
available for converting syngas from natural gas or coal
directly into DME (rather than with intermediate methanol
production), but the small size of today’s DME markets
has not justified building direct conversion facilities,
which require relatively large scale to achieve attractive
economics. The Chinese Ningxia coal-to-DME project has
a planned output capacity of 830,000 t/yr DME using a
direct conversion process, and the principal intendedhigh-temperature syngas cooler. Either of these would be
followed by a wet scrubbing step to remove fine particles.
A water-gas shift (WGS) reactor is incorporated after the
initial cooling to adjust the ratio of H2 to CO in the syngas
to give an optimal ratio for subsequent downstream
chemical processing. Sulfur-tolerant water-gas shift catalysts
are available (e.g., a CoMo catalyst made by Haldor
Topsoe [2002]), so that sulfur removal (which is necessary
to protect further-downstream catalysts) can be done after
the shift. Additional steam may be added to the shift reactor
to ensure a sufficient steam-carbon ratio to avoid
coke formation [Katofsky, 1993]. Before the sulfur removal
step, an inexpensive activated carbon filter would
be used to capture trace contaminants such as mercury
and other heavy metals [Rutkowski et al., 2002].
The sulfur removal step is critical, both to limit SO2
emissions from the conversion facility (e.g., in the case
where some of the syngas is burned in a gas turbine) and
to protect the catalysts used in the downstream synthesis
step. The latter requirement places a stricter constraint on
sulfur removal than the former [Turk et al., 2001]. Sulfur
levels below 1 ppmv in the synthesis feed gas are required
to guarantee adequate catalyst life [Moore, 2003]. Several
technologies are commercially available that can achieve
such levels, including those that operate using physical
absorption into organic fluids (e.g., Selexol®
or Rectisol®
)
and others that operate by chemical reaction of amines
with the sulfur compounds in the gas.
Unlike chemical absorption processes, the effectiveness
of physical absorption processes is proportional to the partial
pressure of the gases to be removed (e.g., H2S). Since
the syngas is available at elevated pressure (> 60 bar) in
the systems considered here, physical absorption is the
preferred sulfur removal technology. The characteristics
and costs of Selexol®
technology, which in typical applications
(e.g., sulfur removal from syngas for gas turbine
combustion) achieves H2S concentrations down to 20
ppmv, but which can also achieve H2S removal to the 1
ppm level [Sharp et al., 2002], are the basis for the H2S
removal designs here. The captured H2S is typically converted
to elemental sulfur using the Claus process, with
tail gas clean-up in a SCOT plant. Following the Selexol
unit, a final sulfur guard bed (e.g, using zinc-oxide bed
material) is used to remove residual H2S to ppb levels.
Selexol solvent absorbs CO2 in addition to H2S. (The
solubility of CO2 in Selexol is about one-ninth that of
H2S [Breckenridge et al., 2000].) In theory, the removal
of all CO2 (along with the H2S) is desirable to maximize
downstream synthesis to methanol or DME (as discussed
in Section 3.1 below), but in practice some CO2 is required
in the gas to provide oxygen needed to maintain
the activity of the synthesis catalyst[3]. The CO2 may be
vented, captured for sale as a by-product, or captured for
below-ground storage. The idea of co-capture and co-storage
of H2S and CO2 has also been proposed [Chiesa et
al., 2003]. This would have significant cost advantages
for coping with sulfur, since no Claus/SCOT plant would
be needed to convert the H2S into elemental sulfur, and
separate systems for desorbing H2S and CO2 from theSelexol solvent would not be needed.
The clean syngas leaving the sulfur removal area is sent
to the synthesis area of the plant. The gas is preheated to
the operating temperature of the synthesis reactor
(~260ºC) before being fed into it. In a single pass of gas
through the synthesis reactor, only a portion of the CO
and H2 will be converted to the desired liquid fuel. After
synthesis, purification of the raw synthesis product by a
series of flash tanks and/or distillation steps produces the
final liquid fuel of interest.
In one of the basic plant configurations considered here
(Figure 1, upper) the syngas is passed only once through
the synthesis reactor (‘‘once-through’’ configuration). The
unconverted gas is used as fuel for a gas turbine. The hot
exhaust of the turbine is used, together with waste heat
recovered from various places in the process, to raise
steam to drive a steam turbine. The power generated by
the gas turbine/steam turbine combined cycle is sufficient
to provide the power needed to operate the plant, plus a
significant amount of power for export to the grid.
In the other basic plant configuration (Figure 1, lower),
most of the unconverted gas from the product recovery
area is returned to the synthesis reactor to generate additional
liquid fuel (‘‘recycle’’ configuration). The remainder
of the unconverted gas fuels a power cycle making only
enough power to meet the process needs, with no additional
electricity for export.

ผลลัพธ์ (ไทย) 1:

application is as a household cooking fuel [Lucas, 2002].In this paper, we present detailed process designs andperformance estimates for production of DME from coal,together with cost analysis. Since there are many similaritiesto methanol production, which is more widely understood,we include self-consistent analyses of methanolfrom coal for reference.2. Basic process configurations for indirect coalliquefactionFigure 1 illustrates two basic process configurations formaking MeOH, DME, or Fischer-Tropsch fuels by indirectcoal liquefaction. The difference between the two isthat in one case the only output from the facility is aliquid fuel. In the other case, electricity is a major coproduct.The two configurations are essentially identicalthrough the first few process steps.The first process step is gasification, which convertsthe coal into a ‘‘synthesis gas’’ (or syngas) containing primarilyhydrogen (H2) and carbon monoxide (CO). A varietyof gasifier designs are in commercial operationworldwide using coal or other dirty, low-value feedstocks(e.g., petroleum coke generated at refineries) [Simbeckand Johnson, 2001]. Here we have chosen to consider adesign based on the technology of Chevron/Texaco. Thisdesign uses partial oxidation of the coal in oxygen (generatedin a dedicated air separation unit) to provide therequisite heat to drive the gasification reactions. The coalis fed into the reactor in a water slurry, which has twoนัยสำคัญ สามารถทำอาหารในเรือการทำงานที่ความดันค่อนข้างสูง (75 แถบโรงงานต่างหากพิจารณาในเอกสารนี้), ให้ทางอุณหพลศาสตร์และต้นทุนผลประโยชน์กระบวนการโดยรวม และไฮโดรเจนเพิ่มเติม (ในสารละลายน้ำส่งเสริมการเศษส่วน H2 ใหญ่ใน syngas เมื่อเทียบกับอาหารแห้งการออกแบบของ gasifierต่อการแปรสภาพเป็นแก๊ส syngas ดิบคือระบายความร้อนด้วย และความสะอาดของสารปนเปื้อน วิธีที่สองสำหรับการเริ่มต้นขั้นตอนการทำความเย็นใช้ระงับน้ำโดยตรงหรือ abonds และโรงแรมน็อกซ์ปล่อยต่ำกว่าเมื่อใช้ทั่วไปน้ำมันดีเซล [Fleisch et al., 1997 โจว et al.,2000 Fleisch et al., 1995 Sorenson และ Mikkelsen1995] ได้ DME สามารถจะกลับเนื้อกลับตัวเป็นไฮโดรเจนน้อยเป็นได้เป็นเมทานอล และจึงอาจเหมาะสมสำหรับอนาคตใช้เป็นแหล่งไฮโดรเจนสำหรับเขียนหรือยานพาหนะเซลล์เชื้อเพลิง คืนหนึ่งของ DME เป็นเชื้อเพลิงยานพาหนะมีการต้องการ pressurization เจียมเนื้อเจียมตัวเพื่อเก็บไว้เป็นของเหลว (ตาราง1) ยังสามารถใช้ DME เป็นการทดแทนแก๊ส LPG ในประเทศโปรแกรมประยุกต์ เช่น ทำอาหาร ที่การเผาไหม้ด้วยการเปลวไฟสีฟ้าสะอาดมากกว่าความหลากหลายของอัตราส่วนอากาศ/เชื้อเพลิง[Fleisch et al., 1995 ICC, 2003] DME จะค่อนข้าง inertไม่กัดกร่อนไม่ใช่ carcinogenic เกือบจะไม่เป็น พิษ และแบบฟอร์ม peroxides นานตามอากาศ[แฮนเซ่น et al., 1995]DME ที่ผลิตทั่วโลกวันนี้ในอัตราเกี่ยวกับบริการ 150000 ตัน (t) ต่อปีในระบุโดยการคายน้ำของทานอ [Naqvi, 2002] เทคโนโลยีมีสำหรับแปลง syngas จากก๊าซธรรมชาติหรือถ่านหินลง DME (แทน ด้วยเมธานอกลางผลิต), แต่ตลาดขนาดเล็ก ๆ ของ DME วันนี้มีชิดอาคารสิ่งอำนวยความสะดวกโดยตรงแปลงซึ่งต้องมีขนาดค่อนข้างใหญ่เพื่อให้น่าสนใจเศรษฐศาสตร์ โครงการถ่านหิน DME นิงเซียจีนมีความจุผลผลิตแผน t/ปี 830,000 ใช้ DMEขั้นตอนการแปลงโดยตรง และ syngas หลัก intendedhigh-อุณหภูมิเย็น อย่างใดอย่างหนึ่งเหล่านี้จะตาม ด้วยเปียกที่ขัดขั้นตอนการเอาละอองเครื่องปฏิกรณ์แบบกะ (WGS) แก๊สน้ำเป็นส่วนประกอบหลังจากเริ่มต้นการทำความเย็นเพื่อปรับอัตราส่วนของ H2 จะ CO ใน syngasให้อัตราส่วนเหมาะสมที่สุดสำหรับต่อปลายน้ำการประมวลผลทางเคมี กำมะถันป้องกันน้ำแก๊สกะสิ่งที่ส่งเสริมจะพร้อมใช้งาน (เช่น เป็นโคโม catalyst ทำ โดย HaldorTopsoe [2002]), ดังนั้น ที่กำมะถันเอา (ซึ่งเป็นสิ่งจำเป็นเพื่อปกป้องสิ่งที่ส่งเสริมเพิ่มเติมปลายน้ำ) สามารถทำได้หลังจากกะ ไอน้ำเพิ่มเติมอาจจะเพิ่มเครื่องปฏิกรณ์กะให้เป็นอัตราส่วนคาร์บอนไอน้ำเพียงพอเพื่อหลีกเลี่ยงโค้กก่อ [Katofsky, 1993] ก่อนการกำจัดกำมะถันขั้นตอน ตัวกรองคาร์บอนราคาไม่แพงจะใช้จับติดตามสารปนเปื้อนเช่นสารปรอทและโลหะหนักอื่น ๆ [Rutkowski et al., 2002]ขั้นตอนการกำจัดกำมะถันเป็นสำคัญ ทั้งขีดจำกัด SO2ปล่อยจากแปลงสิ่งอำนวยความสะดวก (เช่น ในกรณีwhere some of the syngas is burned in a gas turbine) andto protect the catalysts used in the downstream synthesisstep. The latter requirement places a stricter constraint onsulfur removal than the former [Turk et al., 2001]. Sulfurlevels below 1 ppmv in the synthesis feed gas are requiredto guarantee adequate catalyst life [Moore, 2003]. Severaltechnologies are commercially available that can achievesuch levels, including those that operate using physicalabsorption into organic fluids (e.g., Selexol® or Rectisol®)and others that operate by chemical reaction of amineswith the sulfur compounds in the gas.Unlike chemical absorption processes, the effectivenessof physical absorption processes is proportional to the partialpressure of the gases to be removed (e.g., H2S). Sincethe syngas is available at elevated pressure (> 60 bar) inthe systems considered here, physical absorption is thepreferred sulfur removal technology. The characteristicsand costs of Selexol® technology, which in typical applications(e.g., sulfur removal from syngas for gas turbinecombustion) achieves H2S concentrations down to 20ppmv, but which can also achieve H2S removal to the 1ppm level [Sharp et al., 2002], are the basis for the H2Sremoval designs here. The captured H2S is typically convertedto elemental sulfur using the Claus process, withtail gas clean-up in a SCOT plant. Following the Selexolunit, a final sulfur guard bed (e.g, using zinc-oxide bedใช้วัสดุ) จะเอาไข่เน่าเหลือระดับ ppbSelexol ตัวทำละลายดูดซับ CO2 นอกจากไข่เน่า (การละลายของ CO2 ใน Selexol คือเกี่ยวกับหนึ่งไนน์ไข่เน่า [เบรกเคนริดจ์และ al., 2000]) ในทางทฤษฎี การกำจัดของ CO2 ทั้งหมด (รวมทั้งไข่เน่า) เป็นสิ่งที่ต้องการเพิ่มปลายน้ำสังเคราะห์เมทานอลหรือ DME (ดังที่กล่าวไว้ในส่วน 3.1 ด้านล่าง แต่ในทางปฏิบัติ บาง CO2 เป็นสิ่งจำเป็นในก๊าซเพื่อให้ออกซิเจนที่จำเป็นในการรักษากิจกรรมของ catalyst สังเคราะห์ [3] CO2 อาจvented จับขายเป็นสินค้าพลอย หรือจับภาพสำหรับเก็บใต้ดิน ความคิดร่วมจับและเก็บข้อมูลร่วมไข่เน่าและ CO2 ได้ถูกเสนอ [เคียซาเอ็ดal., 2003] นี้จะมีข้อได้เปรียบของต้นทุนที่สำคัญในการรับมือกับกำมะถัน เนื่องจากพืชไม่มีคลอสฟรี/สกอตแลนด์จะต้องแปลงไข่เน่าที่เป็นกำมะถันธาตุ และระบบแยกต่างหากสำหรับ desorbing ไข่เน่าและ CO2 จาก theSelexol ตัวทำละลายจะไม่ถูกต้องส่ง syngas สะอาดออกจากพื้นที่การกำจัดกำมะถันพื้นที่การสังเคราะห์ของพืช ก๊าซจะต่ำไปอุณหภูมิทำงานของเครื่องปฏิกรณ์การสังเคราะห์(~ 260ºC) ก่อนการเลี้ยงมา ในเดียวผ่านของก๊าซผ่านระบบสังเคราะห์ เฉพาะส่วนของ COและ H2 จะถูกแปลงเป็นเชื้อเพลิงเหลวที่ต้องการ หลังจากการสังเคราะห์ การทำให้บริสุทธิ์ของผลิตภัณฑ์วัตถุดิบสังเคราะห์โดยการชุดถังแฟลชหรือกลั่นขั้นตอนการผลิตเชื้อเพลิงเหลวขั้นสุดท้ายที่น่าสนใจในการกำหนดค่าพื้นฐานพืชที่ถือว่าที่นี่(Figure 1, upper) the syngas is passed only once throughthe synthesis reactor (‘‘once-through’’ configuration). Theunconverted gas is used as fuel for a gas turbine. The hotexhaust of the turbine is used, together with waste heatrecovered from various places in the process, to raisesteam to drive a steam turbine. The power generated bythe gas turbine/steam turbine combined cycle is sufficientto provide the power needed to operate the plant, plus asignificant amount of power for export to the grid.In the other basic plant configuration (Figure 1, lower),most of the unconverted gas from the product recoveryarea is returned to the synthesis reactor to generate additionalliquid fuel (‘‘recycle’’ configuration). The remainderof the unconverted gas fuels a power cycle making onlyenough power to meet the process needs, with no additionalelectricity for export.

ผลลัพธ์ (ไทย) 3:

ใช้เป็นอาหารในครัวเรือน ลูคัสเชื้อเพลิง [ 2002 ] .
ในกระดาษนี้เรานำเสนอการออกแบบกระบวนการและการปฏิบัติของประมาณการสำหรับการผลิต DME

จากถ่านหิน ร่วมกับการวิเคราะห์ต้นทุน เนื่องจากมีความคล้ายคลึงกันมาก
การผลิตเมทานอลซึ่งเป็นอย่างกว้างขวางมากขึ้นเข้าใจ
เรารวมถึงตนเองสอดคล้องและเมทานอลจากถ่านหินอ้างอิง
.
2การกำหนดค่าพื้นฐานสำหรับทางอ้อม

รูปที่ 1 แสดงให้เห็นการแปรรูปถ่านหินสองกระบวนการพื้นฐานการกำหนดค่าสำหรับ
ทำให้ปริมาณเชื้อเพลิง DME หรือฟิชเชอร์ tropsch โดยการแปรรูปถ่านหินทางอ้อม

ความแตกต่างระหว่างสองคือ
ว่าในกรณีหนึ่ง ผลผลิตจากโรงงานเป็น
เชื้อเพลิงเหลว ในกรณีอื่น ๆ , ไฟฟ้าเป็นหลัก coproduct .
2
ตั้งค่าเป็นหลักเหมือนกันผ่านขั้นตอนกระบวนการสองสามครั้งแรก ขั้นตอนแรกคือ

จากที่แปลงถ่านหินเป็นก๊าซ ( หรือ ' ' ' 'synthesis แก๊สไฮโดรเจน ( H2 ) ที่ประกอบด้วยหลัก
) และคาร์บอนมอนอกไซด์ ( CO ) ความหลากหลายของการออกแบบเตาผลิตก๊าซเชื้อเพลิงใน

ทั่วโลกในเชิงพาณิชย์การใช้ถ่านหินหรือสกปรกอื่น ๆวัตถุดิบมูลค่าต่ำ
( เช่นการสร้างโรงกลั่นปิโตรเลียมโค้ก ) [ simbeck
และจอห์นสัน , 2544 ] .ที่นี่ที่เราได้เลือกที่จะพิจารณา
การออกแบบที่ใช้เทคโนโลยีของ บริษัท เชฟรอนเท็กซาโก / . การออกแบบนี้
ใช้ปฏิกิริยาออกซิเดชันบางส่วนของถ่านหินในออกซิเจน ( ที่สร้างขึ้นในหน่วยแยกอากาศโดยเฉพาะ

) การให้ความร้อนที่จำเป็นเพื่อขับก๊าซปฏิกิริยา ถ่านหิน
ถูกป้อนเข้าไปในเครื่องปฏิกรณ์น้ำน้ำซึ่งมี 2
นัยยะสำคัญ อาหารสามารถทำในเรือ
อุณหภูมิความกดดันค่อนข้างสูง ( 75 บาร์แบบพืช
พิจารณาในบทความนี้ ) ซึ่งให้ประโยชน์และต้นทุนทาง

กระบวนการโดยรวม และไฮโดรเจน เพิ่มเติม ( ในสารละลายน้ำ ) โฆษณาขนาดใหญ่เศษส่วนในแก๊ส H2

ให้อาหารแห้งเมื่อเทียบกับการออกแบบกระบวนการผลิตก๊าซ .
ต่อไปนี้ได้ แก๊สดิบเป็นเย็นและ
ทำความสะอาดของสารปนเปื้อน