CH666253A5 - Einrichtung zur chemischen erzeugung von kohlendioxid. - Google Patents

Einrichtung zur chemischen erzeugung von kohlendioxid. Download PDF

Info

Publication number
CH666253A5
CH666253A5 CH2669/84A CH266984A CH666253A5 CH 666253 A5 CH666253 A5 CH 666253A5 CH 2669/84 A CH2669/84 A CH 2669/84A CH 266984 A CH266984 A CH 266984A CH 666253 A5 CH666253 A5 CH 666253A5
Authority
CH
Switzerland
Prior art keywords
gas
carbon dioxide
supplying
compressor
steam
Prior art date
Application number
CH2669/84A
Other languages
English (en)
Inventor
Charles Robert Stahl
Original Assignee
Gen Electric
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 Gen Electric filed Critical Gen Electric
Publication of CH666253A5 publication Critical patent/CH666253A5/de

Links

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23RGENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/02Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the air-flow or gas-flow configuration
    • F23R3/16Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the air-flow or gas-flow configuration with devices inside the flame tube or the combustion chamber to influence the air or gas flow
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01KSTEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/064Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle in combination with an industrial process, e.g. chemical, metallurgical
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02CGAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/34Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02CGAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/04Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output
    • F02C6/10Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output supplying working fluid to a user, e.g. a chemical process, which returns working fluid to a turbine of the plant
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23RGENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/42Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the arrangement or form of the flame tubes or combustion chambers
    • F23R3/44Combustion chambers comprising a single tubular flame tube within a tubular casing
    • 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
    • Y02CCAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • 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
    • Y02E20/16Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • 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
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10Process efficiency
    • 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
    • Y02TCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T50/00Aeronautics or air transport
    • Y02T50/60Efficient propulsion technologies, e.g. for aircraft

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
  • Saccharide Compounds (AREA)
  • Medicines That Contain Protein Lipid Enzymes And Other Medicines (AREA)

Description

BESCHREIBUNG 30 Die Erfindung betrifft eine Einrichtung zur chemischen Erzeugung von Kohlendioxid.
Gasturbinen werden bekanntlich in der Erzeugung mechanischer Energie verwendet, die beispielsweise zum Antrieb von Fahrzeugen oder zur Energieerzeugung benutzt 35 werden kann. Gasturbinen verbrennen normalerweise Brennstoff in einem offenen Kreislauf, in der Luft in einem Verdichter verdichtet und dann erhitzt wird durch Verbrennen von Brennstoff in einem Brenner. Die erwärmte Luft und Verbrennungsprodukte treffen auf Schaufeln von einem 40 oder mehreren Turbinenrädern auf, bevor sie in die Atmosphäre ausgestossen werden. Die Turbinenräder werden durch die energiehaltigen heissen Gase in Drehung versetzt, und die Drehenergie wird einer Last und auch dem Verdichter zugeführt.
45 An anderer Stelle ist bereits ein Gasturbinensystem mit geschlossenem Kreislauf vorgeschlagen worden, in dem reiner Sauerstoff, der dem Brenner zusammen mit Brennstoff und zurückgeführtem Abgas aus der Turbine zugeführt wird, einen relativ hohen Prozentsatz an Kohlendioxid in dem ge-50 schlossenen System erzeugt. Ein Teil dieser Abgasströmung wird abgezweigt, um den internen Bestand an Materialien in dem geschlossenen System konstant zu halten, und das Kohlendioxid in dem abgezweigten Teil wird für chemische oder industrielle Verwendung zurückgewonnen. Überschüs-55 sige Energie aus der Gasturbine wird dazu verwendet, elektrische Leistung als eine ökonomische Ausgangsgrösse zu erzeugen. Wärme aus dem Gasturbinenabgas wird in einem Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator zurückgewonnen, um entweder für die Erzeugung zusätzlicher elektrischer Lei-60 stung oder als eine ökonomische Ausgangsgrösse verwendet zu werden.
Einer der Nachteile des vorgenannten Systems besteht darin, dass die Anlage reinen Sauerstoff erzeugen muss. Eine derartige Sauerstoffanlage trennt üblicherweise die zwei 65 Hauptbestandteile in der Luft, nämlich Sauerstoff und Stickstoff, und liefert den Sauerstoff an den Gasturbinenverdichter. Wenn der Stickstoff ebenfalls wieder gewonnen und verkauft oder verwendet wird, kann dessen Wert wenigstens
3
666 253
teilweise den Aufwand und die Betriebskosten der Sauerstoffanlage rechtfertigen. Wenn jedoch die Anlage von einem Markt für Stickstoff weit entfernt liegt, wie es häufig bei derartigen Anwendungsfällen wie der tertiären Wiedergewinnung in einem Ölfeld der Fall ist, sind der Aufwand und die 5 Betriebskosten der Sauerstoffanlage ein negativer Faktor für die gesamte wirtschaftliche Lebensfähigkeit des Projekts.
Gemäss einer bekannten öffentlichen Benutzung liefert der Verdichter einer Gasturbine mit offenem Kreislauf einen Teil seiner verdichteten Luft an einen chemischen Prozess, in 1C dem der Sauerstoff in der Luft entfernt und der verbleibende Stickstoff zu einer Zentralstelle des Brenners zurückgeleitet wird. Der Rest der verdichteten Luft von dem Verdichter wird dem Verdichter als Verbrennungsluft in der Nähe der Brennstoffeinspritzung zugeführt, und der Stickstoffausfluss 15 des chemischen Prozesses wird der Verbrennungsgasströmung als Kühlungs- und Verdünnungsmittel stromabwärts vom Verbrennungsbereich zugeführt.
Es ist eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, eine eine Gasturbine aufweisende Einrichtung zur chemischen Erzeu- 20 gung von Kohlendioxid zu schaffen, die die Nachteile des Standes der Technik vermeidet. Weiterhin soll eine derartige Einrichtung geschaffen werden, die ihre Funktion unter Verwendung von Luft für die Verbrennung von Brennstoff erfüllen kann. Die Einrichtung soll ihre Ausgangsgrössen an 25 Kohlendioxid und elektrische Energie gemäss der Stufe der Ölwiedergewinnung proportionieren können.
Eine erfindungsgemässe Einrichtung zur chemischen Erzeugung von Kohlendioxid ist gekennzeichnet durch die Kombination der im Anspruch 1 angegebenen Merkmale. 30 Vorteilhafte Weiterbildungen ergeben sich aus den abhängigen Ansprüchen.
Die Erfindung schafft, kurz gesagt, eine eine Gasturbine enthaltende Einrichtung zur chemischen Erzeugung von Kohlendioxid, in der die Funktionen von Verbrennungsluft 35 und Verdünnungsgas in einem Gasturbinenbrenner getrennt sind. Verdichtete Verbrennungsluft und Brennstoff werden einem Verbrennungsabschnitt des Brenners zugeführt. Die Ausgangsströmung der Turbinenstufe der Gasturbine wird gekühlt und wieder zu ihrem Verdichter zurückgeleitet von 40 wo ein Teil einem Verdünnungsabschnitt ihres Brenners zugeführt wird, und der Rest wird zu einem chemischen Wiedergewinnungssystem geleitet, wo wenigstens Kohlenstoffdioxid zurückgewonnen wird. Das Kohlendioxid kann verkauft oder beispielsweise in einer teritären Ölwiedergewin- 45 nung verwendet werden. In einem bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung wird die Gasturbine dazu verwendet, einen elektrischen Generator anzutreiben. In einem weiteren bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung sind ein Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator und eine Dampf- 50 turbine vorgesehen, um zusätzliche Energie aus dem Gasturbinengas wiederzugewinnen. Die Dampfturbine kann dazu verwendet werden, eine Last anzutreiben, und vorzugsweise wird sie zum Antrieb des elektrischen Generators verwendet. Dem Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator kann zusätz- 55 liehe Wärme zugeführt werden, um die erzeugte Elektrizität zu vergrössern. Die zusätzliche Wärme wird vorzugsweise unter Verwendung von Wärmerückgewinnungsbrennern erzeugt, in denen die Funktionen von Verbrennung und Verdünnung getrennt sind. Das chemische Rückgewinnungssy- 60 stem kann Prozessdampf verwenden, der von einer Zwischenstufe der Dampfturbine abgezapft wird, um Kohlenstoffdioxid von einem absorbierenden flüssigen Medium abzuzweigen, das dazu verwendet wird, es von der zugeführten Gasströmung zu trennen. Wenn die Menge an Kohlenstoff- 65 dioxid in dem Brennstoff, der dem chemischen Prozessor zugeführt wird, zunimmt, wächst die Menge an Prozessdampf, die zum Abtrennen von dem absorbierenden Strömungsmittel erforderlich ist, und der Beitrag der durch die Dampfturbine erzeugten Elektrizität nimmt entsprechend ab.
Die Erfindung wird nun mit weiteren Merkmalen und Vorteilen anhand der Beschreibung und Zeichnung von Ausführungsbeispielen näher erläutert.
Figur 1 ist eine vereinfachte schematische Darstellung von einer eine Gasturbine enthaltenden erfindungsgemässen Einrichtung mit geschlossenem Kreislauf gemäss einem Aus-führungsbeispiel der Erfindung.
Figur 2 ist eine Querschnittsdarstellung eines Brenners der Einrichtung gemäss Figur 1.
Figur 3 ist eine genauere schematische Darstellung von einer eine Gasturbine enthaltenden Einrichtung mit geschlossenem Kreislauf gemäss einem Ausführungsbeispiel der Erfindung.
Figur 4 ist eine schematische Darstellung von einem weiteren Ausführungsbeispiel der Erfindung, das zusätzliche Details eines Wärmetauschers und eines Kohlenstoffdioxids-Rüclcgewinnungssystems enthält.
Figur 5 ist eine schematische Darstellung von einem weiteren Ausführungsbeispiel der Erfindung, bei dem ein gefeuerter Wärmerüclcgewinnungs- Dampfgenerator für eine erhöhte Erzeugung von Elektrizität verwendet ist.
Figur 6 ist eine vereinfachte schematische Darstellung und zeigt die Zurückleitung von Materialien, die zur Umwandlung des geschlossenen Prozessors in eine offene Gasturbine verwendet werden.
Wie einleitend bereits ausgeführt wurde, ist es bereits vorgeschlagen worden, reinen Sauerstoff mit dem Brennstoff und in ihrer Brauchbarkeit beeinträchtigten, zurückgeleiteten Gasen zu verwenden, die dem Brenner zugeführt werden, um eine zufriedenstellende Verbrennung des Brennstoffes zu erhalten. Dies erfordert auch die Berücksichtigung der Tatsache, dass das Molekulargewicht der heissen Gase, die zur Turbine strömen, die nahezu reines Kohlenstoffdioxid sind, wesentlich höher ist als dasjenige der normalen Gase, für die bestehende Turbinen ausgelegt sind. Eine Lösung besteht darin, Dampf in den Verdichter oder Brenner zu injizieren, um das Kohlenstoffdioxid mit dem Dampf zu verdünnen, der ein kleineres Molekulargewicht als Kohlenstoffdioxid aufweist. Diese Lösung leidet unter dem verminderten ther-modynamischen Wirkungsgrad, der durch die Dampfinjektion hervorgerufen wird. Eine weitere Lösung besteht darin, die Gasturbine bei einer kleineren Drehzahl zu betreiben. Dies ist unzweckmässig, wenn die elektrische Ausgangsleistung aus einem elektrischen Generator, der durch die Gasturbine angetrieben wird, einer Frequenz eines Leistungsgitters angepasst sein muss, das beispielsweise bei 60 Hz oder einer anderen Frequenz arbeitet. Das bedeutet, wenn die Turbine auf beispielsweise 3000 U/min verlangsamt wird, ist ein Getriebe zwischen der Turbine und dem elektrischen Generator mit 3600 U/min anzutreiben.
Die dem Gasturbinenbrenner zugeführte Luft hat normalerweise drei Funktionen nämlich:
Verbrennen des Brennstoffes
Kühlung des Brenners und seines ausströmenden Arbeitsmittels für die Turbinenstufe.
Infolgedessen werden Gasturbinen normalerweise mit 300 % überschüssiger Luft über der Menge betrieben, die zur vollständigen Verbrennung des Brennstoffes erforderlich ist. Der Prozentsatz an Kohlenstoffdioxid in der Verdichterausströmung ist deshalb relativ klein. Es wurde nun gefunden, dass es möglich ist, die Funktion der Verbrennung von den übrigen Funktionen in einem Brenner zu trennen, so dass die Verbrennung bei etwa 10 % überschüssiger Luft durchgeführt werden kann und die übrigen Funktionen dadurch herbeigeführt werden, dass in der Brauchbarkeit beeinträchtigte Gase, die reich an Kohlendioxid sind, dem
666 253
4
Brenner stromabwärts von einer Verbrennungszone zugeführt werden.
In Figur 1 ist eine vereinfachte schematische Darstellung von einem eine Gasturbine enthaltenden chemischen Prozessor 10 mit geschlossenem Kreislauf gezeigt. Es sei darauf hingewiesen, dass in Figur 1 die Grundprinzipien der Erfindung dargestellt sind, und dass gewisse Elemente, die im folgenden beschrieben werden, auf Wunsch zu der vereinfachten Ausführungsform hinzugefügt werden, um mehr Energie und einen besseren ökonomischen Wirkungsgrad zu erzielen.
Eine Gasturbine 12 erhält einen Verdichter 14, einen Brenner 16 und eine Turbine 18. Der Brenner 16 ist in einen Verbrennungsabschnitt 20 und einen Verdünnungsabschnitt 22 unterteilt. Ein Luftverdichter 24, der durch einen Motor 26 angetrieben ist, liefert verdichtete Verbrennungsluft auf einer Leitung 25 zum Verbrennungsabschnitt 20 in einer Menge, die zum Verbrennen des auf einer Leitung 28 zugeführten Brennstoffs ausreicht, mit einer möglichst kleinen Menge an überschüssiger Luft, um für eine im wesentlichen vollständige Verbrennung des Brennstoffs zu sorgen. Da sehr wenig überschüssige Luft in dem Verbrennungsabschnitt 20 verwendet wird, ist seine Ausströmung relativ reich an Kohlendioxid.
Der Brennstoff kann irgendeine zweckmässige Kohlenwasserstoffart sein, wozu beispielsweie flüssiger Petroleumbrennstoff, Erdgas und vergaste Kohle gehören. Gewisse Brennstoffeinigungsarbeiten können erforderlich sein, um aus dem Brennstoff Verunreinigungen zu entfernen, bevor er dem Verbrennungsabschnitt 20 zugeführt wird. Derartige Brennstoffreinigungen sind jedoch üblich, so dass sich eine weitere Beschreibung erübrigt.
Die expandierten Gase aus der Turbine 18 werden auf einer Leitung 29 zu einem Kühler 30 zurückgeleitet. Der Kühler 30 kann Elemente zum Verbessern des gesamten thermo-dynamischen Wirkungsgrades des Prozessors enthalten, wie es im folgenden noch erläutert wird. Die gekühlten Gase aus dem Kühler 30 werden auf einer Leitung 32 dem Verdichter 14 der Gasturbine 12 zugeführt. Die verdichteten Gase aus der Turbine 14 werden auf einer Leitung 34 einem Zumessventil 36 zugeführt. Das Messventil 36 unterteilt die Gasströmung in eine erste Strömung, die auf einer Leitung 38 dem Verdünnungsabschnitt 22 des Brenners 16 zugeführt wird, und eine zweite Strömung, die auf einer Leitung 40 einem Kohlenstoffdioxid-Rückgewinnungssystem 42 zugeführt wird. Das Kohlenstoffdioxid-Rückgewinnungssystem 42 trennt das Kohlenstoffdioxid an seinem Eingang von anderen darin enthaltenen Gasen und liefert das Kohlenstoffdioxid an ein nicht-gezeigtes Verwendungs- oder Speicherelement auf einer Leitung 44 und die anderen Gase an einen Abgaskamin oder für eine weitere Verarbeitung auf einer Leitung 46.
Üblicherweise wird ein Teil der mechanischen Ausgangsleistung der Turbine 18 an eine mechanische Verbindung 48 zurückgeleitet, um den Verdichter 14 anzutreiben. Der Rest der mechanischen Ausgangsleistung wird zum Antrieb eines elektrischen Generators 50 verwendet, von dem ein Teil der elektrischen Ausgangsleistung in der chemischen Prozessoranlage verwendet werden kann, um beispielsweise den Motor 26 zu speisen, und der Rest dieser Ausgangsleistung kann verkauft werden.
In Figur 2 ist ein Brenner 16 in Form eines becherartigen Brenners gezeigt, der ein äusseres Gehäuse 54 aufweist, um eine die Brennerverkleidung 56 umgebende Kammer zu bilden. Die Brennerauskleidung 56 enthält mehrere Öffnungen 58 in ihrer Oberfläche, um Gas aus dem äusseren Gehäuse 54 in den Innenraum der Brennerauskleidung 56 eintreten zu lassen. Die Brennerverkleidung 56 kann auch eine übliche Brennerverkleidung (nicht gezeigt) enthalten, damit der
Brenner 16 besser den hohen Temperaturen widerstehen kann, die durch die Verbrennungsreaktion erzeugt werden.
Ein Ring 60 um die Brennerverkleidung 56 herum passt mit einer Nut 62 in einem ringförmigen Halter 64 zusammen, um das Innere der Kammer innerhalb des Aussenge-häuses 54 in eine Brennkammer 66, die Verbrennungsluft durch eine Leitung 25 empfängt, und eine Verdünnungskammer 68 zu unterteilen, die stark verunreinigte, umgewälzte Verdünnungsgase mit einem hohen Prozentsatz an Kohlenstoffdioxid durch eine Leitung 38 empfängt. In den Brenner 16 auf der Leitung 28 eintretender Brennstoff wird mit auf der Leitung 25 eintretender Luft im allgemeinen innerhalb desjenigen Abschnitts der Brennerverkleidung 56 verbrannt, der in dem Verbrennungsraum 66 enthalten ist. Durch richtige Auslegung der Länge der Verbrennungskammer 66 und der Strömungsgeschwindigkeiten und Drucke des Brennstoffes und der Verbrennungsluft kann eine im wesentlichen vollständige Verbrennung des Brennstoffes mit nur etwa 10% Luftüberschuss erreicht werden. Der Rest der Brennerverkleidung 56, der innerhalb des Verdünnungsraums 68 angeordnet ist, lässt die stark verunreinigten Gase in die Verdünnungskammer 68 eintreten, um sowohl zu kühlen als auch ein zusätzliches Arbeitsmittel für die Turbine 18 zu bilden, zu der die Ausströmung des Brenners 16 durch eine Ausgangsdüse 70 austritt. Der Prozentsatz an Kohlendioxid auf der Leitung 38 kann beispielsweise 40% betragen, wobei der Rest der Gase Stickstoff, unverbrannter Sauerstoff und Brennstoff zusammen mit Spurenchemikalien und Elementen von der Luft und Brennstoff ist.
Zwar ist in Figuren 1 und 2 nur ein einzelner Brenner 16 gezeigt, aber für grössere Gasturbinen können auch zwei oder mehr Brenner 16 verwendet werden. In einer typischen grossen Gasturbine 12 kann ein Ring von beispielsweise 12 becherartigen Brennern 16 angeordnet sein, der den Zentralabschnitt der Gasturbine 12 umgibt. Da der Brenner 16, abgesehen von der Unterteilung des Brenners 16 in einen Verbrennungsabschnitt 20 und einen Verdünnungsabschnitt 22 und die getrennte Zufuhr von Verbrennungsluft und Verdünnungsgasen üblich ist, wird eine genauere Beschreibung nicht für erforderlich gehalten.
Gemäss Figur 3 wird Nutzen aus der Tatsache gezogen, dass die aus der Turbine 18 auf der Leitung 29 austretenden Gase immer noch eine grosse Menge an nicht zurückgewonnener thermischer Energie enthalten. Das heisst, die Gase auf der Leitung 29 können eine Temperatur von etwa 540 C (auf 1000 F) und einen Absolutdruck von etwa 10 bar (150 psia) aufweisen. Gemäss Figur 3 enthält der Kühler 30 einen Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator 72, durch den diese heissen Gasen hindurchströmen. Bei ihrem Durchtritt durch den Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator 32 bringen diese Gase Wasser in einer Spule 74 zum Sieden, um überhitzten Dampf zu erzeugen, der auf einer Leitung 75 einer Dampfturbine 76 zugeführt wird. Nach ihrem Austritt aus dem Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator 72 kann das in den Gasen enthaltene Wasser kondensiert und die Gase können weiter gekühlt werden, beispielsweise in einem Sprühkühler 78, bevor sie auf einer Leitung 32 zum Verdichter 14 zurückgeleitet werden. Verbrauchter Dampf aus der Dampfturbine 76 wird auf einer Leitung 80 zu einem Kondensor 82 geleitet, wo der verbrauchte Dampf zu Wasser kondensiert wird. Das Wasser aus dem Kondensor 82 wird .durch eine Pumpe 84 zu einer Spule 74 in dem Wärmerück-gewinnungs-Dampfgenerator 72 gepumpt, wo es wieder in Dampf umgewandelt und zur Dampfturbine 76 zurückgeleitet wird. Zusatzwassser wird dem Dampfturbinensystem vorzugsweise am Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator 72 durch eine Leitung 86 zugesetzt.
Die Dampfturbine 76 kann durch eine übliche Welle mit
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
5
666 253
der Gasturbine 12 verbunden sein, um für einen zusätzlichen Antrieb des elektrischen Generators 50 zu sorgen, wie es in Figur 3 gezeigt ist, oder alternativ kann sie mit einem getrennten Generator oder einer anderen Last (nicht gezeigt) verbunden sein. Als weitere Alternative kann die Dampftur- 5 bine 76 weggelassen werden, und Dampf aus dem Wärme-rüekgewinnungs-Dampfgenerator 72 kann für seinen ökonomischen Wert in irgendeinem anderen Prozess verwendet werden.
Es kann irgendeine geeignete Einrichtung in dem Koh- 10 lendioxid-Rückgewinnungssytem 42 verwendet werden, wie beispielsweise ein kryogener oder Tieftemperaturprozess. Ein kryogener Prozess ist relativ unwirtschaftlich bezüglich der thermischen Energie, die in der Gasströmung enthalten ist, die von dem Zumessventil 36 zugeführt wird. Ein bevorzug- 15 tes Ausführungsbeispiel für das Kohlenstoffdioxid-Rückge-winnungssystem 42 ist in Figur 4 gezeigt. Die Gase befinden sich in einer Gegenströmung mit einem absorbierenden flüssigen Medium in einem Absorptionsturm 88. Das flüssige Absorptionsmedium kann von irgendeiner geeigneten Art 20 sein, das einen wesentlichen Prozentsatz, von beispielsweise 90%, des Kohlenstoffdioxids in der Gasströmung absorbieren kann. Die übrigen Gase werden nach aussen abgeführt oder einem Trennungsprozess zugeführt, der hier nicht weiter interessiert. Ein geeignetes flüssiges Absorptionsmedium 25 ist eine Lösung von Kaliumcarbonat, das möglicherweise zusätzliche Ingredienten zum Verhindern von Korrosion oder für andere Zwecke enthält. In dem bevorzugten Ausführungsbeispiel ist eine 40%ige Lösung von Kaliumcarbonat, die dem Absorptionsturm 88 bei einer Temperatur von etwa 30 120 CC (250 °F) zugeführt wird, wirksam, um bis zu 95% des Kohlendioxids in der Gasströmung zu absorbieren.
Die heissen Gase verlassen das Zumessventil 36 bei einer Temperatur von etwa 315 °C (600 °F) und einem Absolutdruck von etwa 11 bar (160 psia). Bevor sie dem Absorptionsturm 88 zugeführt werden, werden sie auf etwa 120 °C (250 °F) abgekühlt, indem sie durch einen Wärmetauscher 90 geleitet werden. Der Wärmetauscher 90 kann zweckmässigerweise als ein Rekuperator oder Regenator verwendet werden, durch dessen Spule 92 eine gasförmige Brennstoffzufuhr 40 auf ihrem Weg zum Brenner 16 geleitet werden kann. Durch Erwärmen der Brennstoffzufuhr im Wärmetauscher wird ein verbesserter thermodynamischer Wirkungsgrad erhalten, indem die für die Verbrennung erforderliche Wärmemenge vermindert wird, um die Brennstofftemperatur auf die Reak- 45 tionstemperatur zu bringen. Zusätzlich kann das Zusatzwasser zum Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator 92 durch eine Spule 94 in dem Wärmetauscher 90 geleitet werden, um das Zusatzwasser für eine zusätzliche Verbesserung des Wirkungsgrades vorzuheizen. 50
Das flüssige Absorptionsmedium verlässt den Absorptionsturm 88 mit etwa dem gleichen Druck, mit dem es eingetreten ist, und mit einer Temperatur von etwa 114 °C (283 °F), wobei seine Temperatur um etwa 20 °C (33 °F) erhöht worden ist durch Wärmeaufnahme von dem Kohlen- 55 dioxid bei dem Durchtritt durch den Absorptionsturm 88. Das mit Kohlendioxid beladene flüssige Absorptionsmedium wird durch ein Expansionsventil 96 geleitet, wo dessen Druck schnell auf einen Wert reduziert wird, der zum Freisetzen des absorbierten Kohlendioxids förderlich ist. Der 60 verminderte Druck, der durch das Expansionsventil 96 erzeugt ist, kann beispielsweise etwa 1,37 bar (19,5 psia) betragen. Das flüssige Absorptionsmedium wird einem Schnellverdampfertank 98 zugeführt, wo ein wesentlicher Teil, beispielsweise ein Drittel, des absorbierten Kohlendioxids auf- 65 grund des verminderten Drucks schnell entspannt wird. Das freigesetzte Kohlendioxid aus dem Schnellverdampfertank 98 wird auf einer Leitung 100 einem üblichen Kühler 102 zu35
geführt, der beispielsweise Wasser als ein Kühlmittel verwendet, wobei die Temperatur auf etwa 38 °C (100 °F) abgesenkt wird. Der Rest des flüssigen Absorptionsmediums, der noch etwa 65% des ursprünglichen absorbierten Kohlendioxids enthält, wird auf einer Leitung 104 einem Abspalt- bzw. Strippertank 106 zugeführt. Eine Einspeisung von Niederdruck-Prozessdampf wird von einer Zwischenstufe der Dampfturbine 76' bei einem Absolutdruck von beispielsweise etwa 3,5 bar (50 psia) abgezapft und auf einer Leitung 108 dem Strippertank 106 zugeführt, wo er das darin flüssige Absorptionsmedium auf etwa 120 °C (250 T) erhitzt, um das gesamte, abgesehen von einigen wenigen Prozent, Kohlendioxid freizusetzen, das noch darin enthalten ist. In einem Ausführungsbeispiel der Erfindung verbraucht der Abspaltvorgang in dem Strippertank 106 etwa 450 g Dampf pro 3,45 x 28 dm3 zurückgewonnenem Kohlendioxid. Es können auch wirksamere flüssige Absorptionsmittel oder Mittel verwendet werden, die die Freisetzung des absorbierten Kohlendioxids bei vermindertem Dampfbedarf gestatten, verwendet werden.
Das zurückgewonnene Kohlendioxid aus dem Strippertank 106 wird auf einer Leitung 110 dem Kühler 102 zugeführt. Der Kühler 102 kühlt das Kohlendioxid auf einen gesättigten Dampf bei etwa 38 °C (100 °F). Das Kühlwasser aus dem Kühler 102 wird zum Strippertank 106 zurückgeleitet. Eine weitere Verarbeitung des Kohlendioxids hängt von der vorgesehenen Verwendung ab. Wenn das Kohlendioxid beispielsweise für eine Verwendung in einer tertiären Ölrück-gewinnung bestimmt ist, wird es vorzugsweise verdichtet für eine Injektion in einen Ölbehälter oder für eine Zwischenstufe. Für diese Verwendung wird das Kohlendioxid auf einer Leitung 112 einem Verdichter 114 zugeführt, wo es auf beispielsweise etwa 140 bar (2000 psia) verdichtet wird. Der Verdichter 114 ist vorzugsweise ein vielstufiger Verdichter mit beispielsweise fünf Stufen, wobei eine Zwischenstufenkühlung zwischen den Stufen vorgesehen ist. Die Zwischenstufenkühlung vermindert die Feuchtigkeit in dem Kohlendioxid, das auf einer Ausgangsleistung 116 geliefert wird, auf einen Wert, der genügend niedrig ist, damit keine zusätzliche Trocknung erforderlich ist.
Die Energie zum Antrieb des Verdichters 114 kann aus irgendeiner geeigneten Quelle erhalten werden, beispielsweise von einem Motor oder einer Dampfturbine, die mit Dampf aus dem Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator 72 beliefert wird. Wenn dies der Fall ist, kann der im Strippertank 106 erforderliche Prozessdampf von einer Zwischenstufe der Dampfturbine erhalten werden. In dem bevorzugten Ausführungsbeispiel, das in Figur 4 gezeigt ist, wird Nutzen aus der Tatsache gezogen, dass eine wesentliche Menge unverbrauchter Energie in den nicht-absorbierten Gasen, vorwiegend Stickstoff und Sauerstoff, verfügbar ist, von denen das Kohlendioxid in dem Absorptionsturm 88 entnommen ist. Die Energie dieser Gase, die eine Temperatur von etwa 120 QC (250 °F) und einen Absolutdruck von etwa 11 bar (156 psia) haben, passt genau exakt zu der Energie, die zum Antrieb des Verdichters 114 erforderlich ist. Die nicht-absor-bierten Gase werden auf einer Leitung 118 einer Expansionsturbine 120 zugeführt, die mit einem vielstufigen Verdichter durch irgendeine geeignete mechanische Verbindung, die durch eine Verbindungslinie 122 dargestellt ist, verbunden sein kann. Die Ausströmung aus der Expansionsturbine 120 wird über eine Leitung 124 einer Entlüftung zur Atmosphäre oder einem weiteren Trennungs- und Speicherprozess (nicht gezeigt) zugeführt, die hier an sich keine Rolle spielen und deswegen nicht weiter erläutert werden.
Es kann vorkommen, dass die in den nicht absorbierten Gasen aus dem Absorptionsturm 88 verfügbare Leistung nicht exakt mit den Leistungsanforderungen des vielstufigen
666 253
6
Verdichters 114 zusammenpasst. Unter diesen Umständen benötigt der vielstufige Verdichter 114 weniger Leistung als verfügbar ist. Um die erforderliche Leistung anzupassen, muss ein wesentlicher Teil der nicht-absorbierten Gase nach aussen abgeführt werden, ohne dass Nutzen aus der darin enthaltenen Energie gezogen wird. Ein Weg, um dem System zusätzliche Flexibilität zu geben, besteht in der Verwendung einer Expansionsturbine in der Weise, dass diese entweder Elektrizität erzeugt oder Elektrizität substituiert und dass der vielstufige Verdichter 122 mit einem Elektromotor (nicht gezeigt) angetrieben wird. Beispielsweise kann die Expansionsturbine 120 tandemartig mit dem Motor 26 verbunden sein, um die Verdichtung von Luft in dem Luftverdichter 24 zu unterstützen. Die durch den Motor 26 nicht verbrauchte Elektrizität kann zur Speisung des den vielstufigen Verdichter 114 antreibenden Motors verwendet werden, und irgendwelche überschüssige Elektrizität kann verkauft oder verwendet werden.
Wenn der eine Gasturbine enthaltende chemische Prozessor 10 in einer teritären Ölwiedergewinnung wiederverwendet wird, wird das verdichtete Kohlendioxid in einen Injektionsbehälter oder Injektionsschacht oder eine Reihe von Injektionsschächten injiziert, die im Abstand von vorgesehenen Wiedergewinnungsschächten angeordnet sind. Das Kohlendioxid beginnt sich in Richtung auf die Wiedergewinnungsschächte zu bewegen, wobei das Öl in die davor liegenden Gebirgsschichten gedrückt wird. Zunächst zeigen die Wiedergewinnungsschächte keine Änderung in Ihrer Öllieferung. Nach einer Anfangsperiode, die von wenigen Wochen bis zu einem Jahr oder mehr dauern kann, zeigt sich eine verstärkte Wiedergewinnung von Öl. Während der Anfangsperiode liegt die einzige Möglichkeit, in das System investiertes Kapital zurückzuerhalten, in dem Wert der Elektrizität, die durch den elektrischen Generator 50 erzeugt wird. Somit besteht wenigstens in der Anfangsperiode ein wirtschaftlicher Anreiz, soviel Elektrizität wie möglich zum Verkauf oder zur Verwendung zu erzeugen. Die Erzeugung von Elektrizität steht im Wettbewerb mit der Kohlenstoffdioxiderzeugung für Dampf aus dem Wärmerückgewinnungs-Dampfgenera-tor 72. Das heisst, die Umleitung von Prozessdampf von der Dampfturbine 76' für eine Verwendung in dem Kohlendi-oxid-Wiedergewinnungsprozess im Strippertank 106 vermindert den Dampf, der zum Antrieb der Dampfturbine 76' zur Erzeugung von Elektrizität im Generator 50 zur Verfügung steht.
Um das Dampferzeugungsvermögen zu verbessern und um auch die Erzeugung von Kohlendioxid zu vergrössern, verwendet das in Figur 5 gezeigte Ausführungsbeispiel der Erfindung einen Wärmerückgewinnungsbrennner 126, um dem Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator 72 Wärme zuzuführen. Für einen grössten Wirkungsgrad kann der Wärmerückgewinnungsbrenner 126 in einen Verbrennungsabschnitt 126 und einen Verdünnungsabschnitt 130 unterteilt werden, die funktional den entsprechenden Elementen des Brenners 16 in diesem und den vorhergehenden Ausführungsbeispielen analog ist. Der Verbrennungsabschnitt 128 erhält Brennstoff auf einer Zweigleitung 28' und Verbrennungsluft, die durch ein Gebläse 131 verdichtet ist, auf einer Leitung 133. Eine Kühlung und Verdünnung der Verbrennungsprodukte von dem Verbrennungsabschnitt 128 wird dadurch herbeigeführt, dass ein Teil des umgewälzten, koh-lenstoffdioxidreichen Gases aus dem Wärmerückgewin-nungs-Dampfgenerator 72, möglicherweise durch ein Gebläse 35 unterstützt, in den Verdünnugsabschnitt 130 injiziert wird. Wenn die an Kohlendioxid reiche Ausströmung aus dem Wärmerückgewinnungsbrenner 126 seine Wärmeenergie verbraucht hat, indem die Erzeugung von zusätzlichen Dampf in dem Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator 72
verstärkt wird, verbindet sie sich mit den umgewälzten Gasen, die dem Sprühkühler 78 zugeführt werden, und verbleibt somit in dem System.
In einigen Anwendungsfällen kann der Wärmerückgewinnungsbrenner 126 ein mehr übliches System verwenden, im dem nur Luft und Brennstoff zugeführt werden sowohl für eine Verbrennung als auch eine Verdünnung, ohne dass die in ihrer Brauchbarkeit beeinträchtigten umgewälzten Gase verwendet werden.
Obwohl in Figur 5 nur ein einzelner Wärmerückgewinnungsbrenner 126 gezeigt ist, so wird deutlich, dass zusätzliche Wärme auch durch mehrere Wärmerückgewinnungsbrenner 126 für eine Verwendung in grossen Systemen erzeugt werden kann.
In dem späteren Wiedergewinnungsprozess kann die Erzeugung von Öl in den Wiedergewinnungsschächten durch das Kohlendioxid verstärkt werden, das in die Injektionsschächte eingeführt wird. Eventuell schliesst ein Teil des Kohlendioxids den Kreis und erscheint in den Rückgewinnungsschächten. Wenn der Brennstoff, der durch den eine Gasturbine enthaltenden chemischen Prozessor 10 verwendet wird, ein Erdgas ist, das aus den Wiedergewinnungsschächten erhalten wird, beginnt der den Verbrennungsabschnitten 20 und 128 zugeführte Brennstoff zunehmende Anteile an Kohlendioxid aufzuweisen. Da die Ausströmung aus den Verbrennungsabschnitten 20 und 128 nun einen erhöhten Anteil an Kohlendioxid enthält, nimmt die Menge an Kohlendioxid ab, die in die Verdünnungsabschnitte 22 und 130 injiziert werden muss. Das Zumessventil 36 kann deshalb betätigt werden, um die Menge an umgewälzten Gasen zu vermindern, die den Verdünnungsabschnitten 22 und 130 zugeführt werden, und die Menge zu vergrössern, die dem Koh-lendioxid-Rückgewinnungssystem zugeführt wird. Die erhöhte Menge an Kohlendioxid, die in dieser späteren Stufe zurückgewonnen werden muss, stellt selbstverständlich erhöhte Forderungen für Prozessdampf für eine Verwendung in dem Strippertank 106 an den Dampf aus dem Wärmege-winnungs-Dampfgenerator 72, der der Dampfturbine 76' zugeführt wird. Um das Erfordernis für zusätzlichen Dampf zu erfüllen, wird die Dampfmenge, die Ihre Expansion auf Atmosphärendruck auf der Leitung 80 abschliesst, proportional vermindert. Diese Proportionalität vermindert die gesamte Ausgangsleistung, die durch den Generator 50 erzeugt wird. In dieser späteren Stufe in dem tertiären Ölrückgewin-nungsprozess kann der verkleinerte Wert an erzeugter Elektrizität mehr als kompensiert werden durch das erzeugte zusätzliche Öl und Kohlendioxid, so dass diese Stufe eine Zeit einer Spitzenrückzahlung von investiertem Kapital darstellt.
Der wirtschaftliche Wert an gelieferter Elektrizität und chemischem Ausstoss der Einrichtung gemäss der Erfindung kann von Zeit zu Zeit schwanken, so dass die Möglichkeit der Elektrizitätserzeugung den Wert der chemischen Produkte ausgleichen kann. Aufgrund der vorstehenden Ausführungen wird deutlich, dass die Erzeugung chemischer Produkte Energie verbraucht und deshalb die Elektrizität vermindert, die erzeugt werden kann. Um die Erzeugung von Elektrizität zu maximieren, kann jedes hier beschriebene Ausführungsbeispiel nach Wahl als ein offenes System betrieben werden, vorausgesetzt, dass die Umweltbedingungen dieses gestatten. Beispielsweise kann das Ausführungsbeispiel gemäss Figur 1 in ein offenes System umgewandelt werden, indem die in Figur 6 gezeigten Abwandlungen vorgenommen werden, wobei X eine Sperrung der angegebenen Leitungen und gestrichelte Linien neue Verbindungen angeben. Eine derartige Abwandlung des Systems kann auf einfache Weise durch übliche Ventile vorgenommen werden. In Ausführungsbeispielen mit einem Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator wird eine Entlüftung bzw. Gasableitung vorzugsweise stromab-
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
7 666 253
wärts von dem Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator den kann, die in der Ausströmung der Gasturbine verbleibt,
durchgeführt, so dass Nutzen aus der Energie gezogen wer-
C
3 Blatt Zeichnungen

Claims (15)

666 253
1. Einrichtung zur chemischen Erzeugung von Kohlendioxid, gekennzeichnet durch ein Gasturbinenaggregat (12) mit einem Verdichter (14), einer Brennkammer (16) und einer Gasturbine (18), Mittel zum Koppeln der Gasturbine (18) zwecks Antriebs des Verdichters (14) und einer Last (50), Trennmittel (60-64), die in der Brennkammer (16) einen Verbrennungsabschnitt (20) von einem Verdünnungsabschnitt (22) trennen, Mittel (28) zum Zuführen von Brennstoff und Mittel (24) zum Einspeisen von Druckluft in den Verbrennungsabschnitt (20), Mittel (34—38) zum Zuführen einer ersten Teilmenge des aus dem Verdichter (14) austretenden Gases in den Verdünnungsabschnitt (22), Mittel (30) zum Kühlen des aus der Gasturbine (18) austretenden Gases und zum Zuführen dieses gekühlten Gases zum Verdichter (14), so dass ein Kreislauf (14, 16, 18, 30, 36) gebildet ist, ein chemisches Gewinnungssystem (42) zum Gewinnen von wenigstens Kohlendioxid aus einer zugeführten Gasströmung und Mittel (36, 40) zum Zuführen einer zweiten Teilmenge des aus dem Verdichter (14) austretenden Gases zum chemischen Gewinnungssystem (42) in einer Grösse, die den Stoffbestand im Kreislauf im wesentlichen konstant hält.
2. Einrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Mittel zum Einspeisen von Druckluft einen Luftverdichter (24) aufweisen.
2
PATENTANSPRÜCHE
3. Einrichtung nach Anspruch 1, gekennzeichnet durch ein äusseres Gehäuse (54) der Brennkammer, ein darin angeordnetes Flammrohr (56) mit einer Mehrzahl von Öffnungen (58) für den Eintritt der Druckluft und von aus dem Verdichter austretenden Gas, einen zwischen dem Gehäuse (54) und dem Flammrohr (56) angeordneten Raum, der durch die Trennmittel (60-64) in einen Brennraum (66) und einen Verdünnungsraum (68) unterteilt ist, und Mittel zum getrennten Zuführen der Druckluft in den Brennraum (66) einerseits und der ersten Teilmenge in den Verdünnungsraum (68) andererseits, derart, dass die Funktionen der Druckluft als Verbrennungsluft und der ersten Teilmenge als Verdünnungsgas getrennt sind.
4. Einrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Mittel (36, 40) zum Zuführen der ersten Teilmenge zum chemischen Gewinnungssystem (42) ein Zumessventil (36) aufweisen, das die Grössen der beiden Teilmengen steuert.
5. Einrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Last ein elektrischer Generator (50) ist.
6. Einrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Kühlmittel einen Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator (72) zum Antreiben einer Dampfturbine (76) aufweisen,
7. Einrichtung nach den Ansprüchen 5 und 6, dadurch gekennzeichnet, dass Mittel zum Koppeln der Dampfturbine (76) mit dem elektrischen Genertator (50) zum gemeinsamen Antrieb durch das Gasturbinenaggregat (12) vorgesehen sind.
8. Einrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Mittel (28) zum Zuführen von Brennstoff einen Wärmetauscher (90) umfassen, in dem Wärme von dem im Kreislauf enthaltenen Gas auf den Brennstoff übertragbar ist.
9. Einrichtung nach den Ansprüchen 6 und 8.
10. Einrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Wärmetauscher (90) Mittel (94) zum Übertragen von Wärme von der zweiten Teilmenge auf Zusatzwasser für den Wärmerückgewinnungs- Dampfgenerator (72) aufweist.
11. Einrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Wärmerückgewinnungs-Brennkammer (126) zum Zuführen von Wärme und Dampf enthält.
12. Einrichtung nach Anspruch 11, gekennzeichnet durch Mittel, die in der Wärmerückgewinnungs-Brennkammer (126) einen Verbrennungsabschnitt (128) von einem Verdünnungsabschnitt (130) trennen, Mittel (28', 133) zum Zuführen 5 von Brennstoff und Druckluft zu diesem Verbrennungsabschnitt (128), Mittel zum Zuführen des austretenden Gases eines Gebläses (135) zum Verdünnungsabschnitt (130), und Mittel (28') zum Zuführen des Abgases der Wärmerückgewinnungs -Brennkammer (120) zum Gas im Kreislauf. IC
13. Einrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das chemische Gewinnungssystem (42) einen Absorptionsturm (88) mit Mitteln zum Absorbieren von Kohlendioxid aus der zweiten Teilmenge in ein flüssiges Absorptionsmedium zum Freisetzen eines wesentlichen Teils des 15 Kohlendioxids, und Mittel (114) zum Verdichten des im Entspannungstank (98) freigesetzten Kohlendioxids aufweist.
14. Einrichtung nach den Ansprüchen 6 und 13, dadurch gekennzeichnet, dass das chemische Gewinnungssystem (42) ferner einen Abspalt- bzw. Strippertank (106) aufweist, der
20 zusätzliches Kohlendioxid aus dem flüssigen Absorptionsmedium zurückgewinnt, und dass die Dampfturbine (76) Mittel aufweist zur Lieferung von Niederdruck-Prozess-dampf zum Abspalt- bzw. Strippertanlc(106).
15. Einrichtung nach den Ansprüchen 1 und 5, gekenn-25 zeichnet durch Mittel zum selektiven Betätigen des Gasturbinenaggregats (12) zum Maximieren der Erzeugung von Elektrizität.
CH2669/84A 1983-06-03 1984-05-30 Einrichtung zur chemischen erzeugung von kohlendioxid. CH666253A5 (de)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/500,815 US4528811A (en) 1983-06-03 1983-06-03 Closed-cycle gas turbine chemical processor

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CH666253A5 true CH666253A5 (de) 1988-07-15

Family

ID=23991059

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CH2669/84A CH666253A5 (de) 1983-06-03 1984-05-30 Einrichtung zur chemischen erzeugung von kohlendioxid.

Country Status (8)

Country Link
US (1) US4528811A (de)
JP (1) JPS6040733A (de)
CH (1) CH666253A5 (de)
DE (1) DE3419216A1 (de)
FR (1) FR2546976B1 (de)
GB (1) GB2140873B (de)
IT (1) IT1175501B (de)
NO (1) NO842209L (de)

Families Citing this family (165)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3418699A1 (de) * 1984-05-19 1985-11-21 LGA Gastechnik GmbH, 5480 Remagen Vorrichtung zur erzeugung von injektionsgas, vorzugsweise zum austreiben von erdoel aus lagerstaetten
GB2171984B (en) * 1985-03-04 1988-12-21 Boc Group Plc Separation of a gas mixture
US4942734A (en) * 1989-03-20 1990-07-24 Kryos Energy Inc. Cogeneration of electricity and liquid carbon dioxide by combustion of methane-rich gas
JP2744090B2 (ja) * 1989-10-18 1998-04-28 丙植 朴 火力発電プラントおよび火力発電方法
US5247791A (en) * 1989-10-25 1993-09-28 Pyong S. Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
US5175995A (en) * 1989-10-25 1993-01-05 Pyong-Sik Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
US5342702A (en) * 1993-01-05 1994-08-30 Integrated Energy Development Corp. Synergistic process for the production of carbon dioxide using a cogeneration reactor
US5416245A (en) * 1993-11-12 1995-05-16 Integrated Energy Development Corp. Synergistic process for the production of methanol
NO180520C (no) * 1994-02-15 1997-05-07 Kvaerner Asa Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser
DE4407619C1 (de) * 1994-03-08 1995-06-08 Entec Recycling Und Industriea Verfahren zur schadstoffarmen Umwandlung fossiler Brennstoffe in technische Arbeit
AT409162B (de) * 1994-06-15 2002-06-25 Inst Thermische Turbomaschinen Wärmekraftanlage mit verbrennung von kohlenwasserstoffen mit reinem sauerstoff zur stromerzeugung bei rückhaltung von kohlendioxyd
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
DE19539756C2 (de) * 1995-07-27 1999-09-02 Soon Ad-/Desorptionskühlverfahren zur Kraftwerksleistungssteigerung
US5724805A (en) * 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
AU740616B2 (en) * 1996-06-21 2001-11-08 Syntroleum Corporation Synthesis gas production system and method
PE17599A1 (es) 1996-07-09 1999-02-22 Syntroleum Corp Procedimiento para convertir gases a liquidos
US5950732A (en) * 1997-04-02 1999-09-14 Syntroleum Corporation System and method for hydrate recovery
US6256976B1 (en) * 1997-06-27 2001-07-10 Hitachi, Ltd. Exhaust gas recirculation type combined plant
DE19728151C2 (de) * 1997-07-03 2000-06-08 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zum Erzeugen von Energie
AU9690298A (en) * 1997-10-10 1999-05-03 Syntroleum Corporation System and method for converting light hydrocarbons to heavier hydrocarbons withseparation of water into oxygen and hydrogen
EP0953748B1 (de) * 1998-04-28 2004-01-28 ALSTOM (Switzerland) Ltd Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
NO982504D0 (no) * 1998-06-02 1998-06-02 Aker Eng As Fjerning av CO2 i r°kgass
JP2000120447A (ja) 1998-10-12 2000-04-25 Toshiba Corp 火力発電プラント
DE19952884A1 (de) * 1999-11-03 2001-05-10 Abb Alstom Power Ch Ag CO¶2¶-Gasturbinenanlage und Verfahren zum Betrieb derselben
NL1013804C2 (nl) * 1999-12-09 2001-06-12 Wouter Willem Van De Waal Milieuvriendelijke werkwijze voor het opwekken van energie uit aardgas.
US6247316B1 (en) 2000-03-22 2001-06-19 Clean Energy Systems, Inc. Clean air engines for transportation and other power applications
US6637183B2 (en) 2000-05-12 2003-10-28 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
DE10064270A1 (de) * 2000-12-22 2002-07-11 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage sowie eine diesbezügliche Gasturbinenanlage
US6412284B1 (en) * 2001-03-07 2002-07-02 General Electric Company Methods and apparatus for supplying air to gas turbine engines
FR2825935B1 (fr) * 2001-06-14 2003-08-22 Inst Francais Du Petrole Generateur de puissance a faibles rejets de co2 et procede associe
JP3814206B2 (ja) * 2002-01-31 2006-08-23 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収プロセスの排熱利用方法
US6532745B1 (en) 2002-04-10 2003-03-18 David L. Neary Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US6794417B2 (en) 2002-06-19 2004-09-21 Syntroleum Corporation System and method for treatment of water and disposal of contaminants produced by converting lighter hydrocarbons into heavier hydrocarbon
US6742339B2 (en) 2002-09-06 2004-06-01 General Electric Company Methods and apparatus for exhausting gases from gas turbine engines
US7637093B2 (en) * 2003-03-18 2009-12-29 Fluor Technologies Corporation Humid air turbine cycle with carbon dioxide recovery
US7074033B2 (en) * 2003-03-22 2006-07-11 David Lloyd Neary Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7124589B2 (en) * 2003-12-22 2006-10-24 David Neary Power cogeneration system and apparatus means for improved high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US20050241311A1 (en) 2004-04-16 2005-11-03 Pronske Keith L Zero emissions closed rankine cycle power system
WO2007019632A1 (en) * 2005-08-16 2007-02-22 Co2Crc Technologies Pty Ltd Plant and process for removing carbon dioxide from gas streams
US7905109B2 (en) * 2005-09-14 2011-03-15 Taiwan Semiconductor Manufacturing Co., Ltd. Rapid cooling system for RTP chamber
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
WO2007133595A2 (en) * 2006-05-08 2007-11-22 The Board Of Trustees Of The University Of Illinois Integrated vacuum absorption steam cycle gas separation
WO2007147216A1 (en) * 2006-06-23 2007-12-27 Bhp Billiton Innovation Pty Ltd Power generation
US7895822B2 (en) * 2006-11-07 2011-03-01 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US7739864B2 (en) * 2006-11-07 2010-06-22 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
EP2125164A1 (de) * 2007-01-25 2009-12-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Verfahren zur herstellung eines unter druck stehenden co2-stroms in einem mit einer co2-abfangeinheit integrierten kraftwerk
CN101622054B (zh) * 2007-01-25 2012-12-05 国际壳牌研究有限公司 减少发电装置中二氧化碳排放的方法
WO2008090166A1 (en) * 2007-01-25 2008-07-31 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for enabling constant power output in a power plant integrated with a carbon dioxide capture unit
WO2009041617A1 (ja) * 2007-09-28 2009-04-02 Central Research Institute Of Electric Power Industry タービン設備及び発電設備
EP2268897B1 (de) 2008-03-28 2020-11-11 Exxonmobil Upstream Research Company System und verfahren zur emissionsarmen energieerzeugung sowie rückgewinnung von kohlenwasserstoff
EP2276559A4 (de) 2008-03-28 2017-10-18 Exxonmobil Upstream Research Company Systeme und verfahren zur emissionsarmen stromerzeugung und kohlenwasserstoffrückgewinnung
WO2011059567A1 (en) 2009-11-12 2011-05-19 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US8397482B2 (en) * 2008-05-15 2013-03-19 General Electric Company Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx
US7579700B1 (en) * 2008-05-28 2009-08-25 Moshe Meller System and method for converting electrical energy into pressurized air and converting pressurized air into electricity
EP2145667A1 (de) * 2008-07-17 2010-01-20 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Abtrennen von Kohlendioxid aus einem Abgas einer fossilbefeuerten Kraftwerksanlage
US20100024433A1 (en) * 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
US20100071878A1 (en) * 2008-09-19 2010-03-25 General Electric Company System and method for cooling using system exhaust
CA2737133C (en) 2008-10-14 2017-01-31 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for controlling the products of combustion
CH699804A1 (de) 2008-10-29 2010-04-30 Alstom Technology Ltd Gasturbinenanlage mit Abgasrückführung sowie Verfahren zum Betrieb einer solchen Anlage.
US20100180565A1 (en) * 2009-01-16 2010-07-22 General Electric Company Methods for increasing carbon dioxide content in gas turbine exhaust and systems for achieving the same
US8631639B2 (en) * 2009-03-30 2014-01-21 General Electric Company System and method of cooling turbine airfoils with sequestered carbon dioxide
US9353940B2 (en) * 2009-06-05 2016-05-31 Exxonmobil Upstream Research Company Combustor systems and combustion burners for combusting a fuel
CH701803A1 (de) * 2009-09-03 2011-03-15 Alstom Technology Ltd Gasturbogruppe und Verfahren zum Betrieb einer solchen Gasturbogruppe.
US20110067405A1 (en) * 2009-09-18 2011-03-24 Concepts Eti, Inc. Integrated Ion Transport Membrane and Combustion Turbine System
EP2305364A1 (de) * 2009-09-29 2011-04-06 Alstom Technology Ltd Kraftwerksanlage zur CO2-Erfassung
EP2333256B1 (de) * 2009-12-08 2013-10-16 Alstom Technology Ltd Kraftwerk mit CO2-Erfassung und Verfahren zum Betrieb eines solchen Kraftwerks
US20110138766A1 (en) * 2009-12-15 2011-06-16 General Electric Company System and method of improving emission performance of a gas turbine
US20120090325A1 (en) * 2010-01-07 2012-04-19 Lewis Michael J Ethanol production system for enhanced oil recovery
EP2395205A1 (de) * 2010-06-10 2011-12-14 Alstom Technology Ltd Kraftwerk mit CO2 Abscheidung und Verdichtung
WO2011155886A1 (en) * 2010-06-11 2011-12-15 Klas Jonshagen A system for supplying energy to a co2 separation unit at a power plant
JP5759543B2 (ja) 2010-07-02 2015-08-05 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 排ガス再循環方式及び直接接触型冷却器による化学量論的燃焼
MY160833A (en) 2010-07-02 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
TWI593878B (zh) * 2010-07-02 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 用於控制燃料燃燒之系統及方法
EA029301B1 (ru) 2010-07-02 2018-03-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Интегрированные системы для получения со(варианты) и способ производства электроэнергии
US9732675B2 (en) * 2010-07-02 2017-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
US9410481B2 (en) * 2010-09-21 2016-08-09 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a nitrogen gas working fluid
US8813472B2 (en) * 2010-10-21 2014-08-26 General Electric Company System and method for controlling a semi-closed power cycle system
RU2466285C2 (ru) * 2010-11-09 2012-11-10 Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный институт авиационного моторостроения имени П.И. Баранова" Парогенерирующая установка
CH704381A1 (de) * 2011-01-24 2012-07-31 Alstom Technology Ltd Verfahren zum Betrieb eines Gasturbinenkraftwerks mit Abgasrezirkulation sowie Gasturbinenkraftwerk mit Abgasrezirkulation.
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
TWI563166B (en) * 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
US20130036723A1 (en) * 2011-08-08 2013-02-14 Air Liquide Process And Construction Inc. Oxy-combustion gas turbine hybrid
US9127598B2 (en) 2011-08-25 2015-09-08 General Electric Company Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US8266913B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant and method of use
US8453462B2 (en) 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US8245492B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and method of operation
US8205455B2 (en) 2011-08-25 2012-06-26 General Electric Company Power plant and method of operation
US8347600B2 (en) 2011-08-25 2013-01-08 General Electric Company Power plant and method of operation
US8713947B2 (en) 2011-08-25 2014-05-06 General Electric Company Power plant with gas separation system
US8245493B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and control method
US8453461B2 (en) 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Power plant and method of operation
US8266883B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant start-up method and method of venting the power plant
US9175604B2 (en) * 2011-09-08 2015-11-03 Siemens Energy, Inc. Gas turbine engine with high and intermediate temperature compressed air zones
WO2013095829A2 (en) 2011-12-20 2013-06-27 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
US20130160456A1 (en) * 2011-12-22 2013-06-27 General Electric Company System and method for controlling oxygen emissions from a gas turbine
US20130269355A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling an extraction pressure and temperature of a stoichiometric egr system
US20130269356A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a stoichiometric egr system on a regenerative reheat system
US20130269357A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a secondary flow system
US20130269360A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a powerplant during low-load operations
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US10273880B2 (en) 2012-04-26 2019-04-30 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine
GB201218611D0 (en) * 2012-10-17 2012-11-28 Tuyere Ltd Heat engine
US10119472B2 (en) 2012-10-26 2018-11-06 Powerphase Llc Gas turbine energy supplementing systems and heating systems, and methods of making and using the same
US10107495B2 (en) 2012-11-02 2018-10-23 General Electric Company Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US10161312B2 (en) * 2012-11-02 2018-12-25 General Electric Company System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10215412B2 (en) 2012-11-02 2019-02-26 General Electric Company System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
TWI602985B (zh) * 2012-11-02 2017-10-21 艾克頌美孚上游研究公司 用於在化學計量廢氣再循環氣渦輪系統中之擴散燃燒的系統及方法
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
TWI602987B (zh) * 2012-11-02 2017-10-21 艾克頌美孚上游研究公司 用於在化學計量廢氣再循環氣渦輪系統中以燃料-稀釋劑混合進行擴散燃燒之系統及方法
US10208677B2 (en) 2012-12-31 2019-02-19 General Electric Company Gas turbine load control system
US9581081B2 (en) 2013-01-13 2017-02-28 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
TW201500635A (zh) 2013-03-08 2015-01-01 Exxonmobil Upstream Res Co 處理廢氣以供用於提高油回收
CN105008499A (zh) 2013-03-08 2015-10-28 埃克森美孚上游研究公司 发电和从甲烷水合物中回收甲烷
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
NO20130881A1 (no) * 2013-06-25 2014-12-26 Sargas As Forbedringer ved gassturbinanlegg med CO2 fangst
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US9903588B2 (en) 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
CN104196630A (zh) * 2014-08-11 2014-12-10 胡晋青 一种燃气轮机
WO2015180540A1 (zh) * 2014-05-30 2015-12-03 胡晋青 一种燃气轮机
CN105157060A (zh) * 2014-05-30 2015-12-16 胡晋青 一种透平燃烧室
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10443501B2 (en) * 2015-02-05 2019-10-15 Powerphase Llc Turbocooled vane of a gas turbine engine
US10358979B2 (en) * 2015-02-05 2019-07-23 Powerphase Llc Turbocooled vane of a gas turbine engine
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
US10145269B2 (en) 2015-03-04 2018-12-04 General Electric Company System and method for cooling discharge flow
US10480792B2 (en) 2015-03-06 2019-11-19 General Electric Company Fuel staging in a gas turbine engine
WO2016183588A2 (en) * 2015-05-14 2016-11-17 University Of Central Florida Research Foundation, Inc. Compressor flow extraction apparatus and methods for supercritical co2 oxy-combustion power generation system
EP3106645B1 (de) * 2015-06-15 2018-08-15 Rolls-Royce Corporation Durch sco2-zyklus mit erweiterter wärmeabgabe angetriebener gasturbinenmotor
CN105736079B (zh) * 2015-08-22 2018-08-03 广东东南输变电工程有限公司 发电系统电网运行控制方法
US10280760B2 (en) * 2015-09-30 2019-05-07 General Electric Company Turbine engine assembly and method of assembling the same
RU2690604C1 (ru) * 2018-08-17 2019-06-04 Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный институт авиационного моторостроения имени П.И. Баранова" Парогенерирующая установка

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB367130A (en) * 1931-01-20 1932-02-18 Hellmuth Walter Improvements in gas turbines
US2756215A (en) * 1950-08-02 1956-07-24 Garrett Corp Method of preparing a substantially dry inert gas useful for inerting spaces
US2646633A (en) * 1951-07-17 1953-07-28 William L Jahn Shoulder shaping attachment for road working machines
DE1103687B (de) * 1959-06-30 1961-03-30 Siemens Ag Gasturbinen-Anlage
US3559402A (en) * 1969-04-24 1971-02-02 Us Navy Closed cycle diesel engine
DE2124193C3 (de) * 1971-05-15 1975-02-20 Steag Ag, 4300 Essen Gasturbinenanlage mit Hauptkreislauf und nachgeschaltetem thermodynamischem ArbeitskrelsprozeB
US3844115A (en) * 1973-02-14 1974-10-29 Gen Electric Load distributing thrust mount
FR2221960A5 (en) * 1973-03-12 1974-10-11 Rigollot Georges Closed cycle power producing system - uses pair of compressors and turbine with exhaust recycling circuit
US3866411A (en) * 1973-12-27 1975-02-18 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel and recirculated flue gases
US3949548A (en) * 1974-06-13 1976-04-13 Lockwood Jr Hanford N Gas turbine regeneration system
GB1524194A (en) * 1974-12-06 1978-09-06 Secr Defence Combustion apparatus
US4204401A (en) * 1976-07-19 1980-05-27 The Hydragon Corporation Turbine engine with exhaust gas recirculation
US4434613A (en) * 1981-09-02 1984-03-06 General Electric Company Closed cycle gas turbine for gaseous production

Also Published As

Publication number Publication date
FR2546976B1 (fr) 1987-02-27
FR2546976A1 (fr) 1984-12-07
JPS6040733A (ja) 1985-03-04
DE3419216A1 (de) 1984-12-06
GB2140873B (en) 1987-05-28
GB8413003D0 (en) 1984-06-27
IT1175501B (it) 1987-07-01
IT8421164A1 (it) 1985-11-30
GB2140873A (en) 1984-12-05
US4528811A (en) 1985-07-16
NO842209L (no) 1984-12-04
IT8421164A0 (it) 1984-05-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CH666253A5 (de) Einrichtung zur chemischen erzeugung von kohlendioxid.
DE602004011762T2 (de) Verfahren zum betrieb einer gasturbinengruppe
DE4301100C2 (de) Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerkes mit Kohle- oder Oelvergasung
CH698466A2 (de) Verbrennungssystem mit Gasturbine und Sauerstoffquelle.
CH623888A5 (de)
DE10330859A1 (de) Verfahren zum Betrieb von emissionsfreien Gasturbinenkraftwerken
EP0666412B1 (de) Verfahren zur Kühlung von Kühlluft für eine Gasturbine
DE2437782C3 (de) Verfahren zum Anfahren einer Gasturbinen-Anlage zur Stromerzeugung aus Brenngas von einem Kohle-Druckvergaser
CH661097A5 (de) Verfahren zum verteilen von restgas in die atmosphaere.
EP0462458B1 (de) Verfahren zur Erhöhung des verdichterbedingten Druckgefälles der Gasturbine einer Krafterzeugungsmaschine
DE19652349A1 (de) Solar- und Niedertemperaturwärme-Kombianlage-Solico
DE630624C (de) Gasturbinenanlage
DE2508846A1 (de) Verfahren und vorrichtung zum anfahren eines nassluftoxydationsaggregats
DE3419560A1 (de) Verfahren zum betrieb einer gasturbinenanlage sowie anlage zur durchfuehrung des verfahrens
EP1275820B1 (de) Gasturbinenanlage sowie ein zugehöriges Betriebsverfahren
EP0162368A2 (de) Vorrichtung zur Erzeugung von Injektionsgas, vorzugsweise zum Austreiben von Erdöl aus Lagerstätten
DE942954C (de) Verfahren zur Ausnutzung von festen und fluessigen Brennstoffen in Gasturbinen
DE1103687B (de) Gasturbinen-Anlage
WO2002038927A1 (de) Verfahren zum betreiben einer gasturbinenanlage sowie eine dementsprechende anlage
EP3995673B1 (de) Verfahren und einrichtung zur rekuperation von energie aus wärmeführenden medien
DE3346255A1 (de) Verfahren und einrichtung zum erhitzen eines stroemungsmittels durch verbrennung von kohle- bzw. kohlenstoffhaltigem brennstoff, der schwefel enthaelt, zusammen mit teilchenfoermigem schwefelabsorbierendem material
AT395635B (de) Kombinierte gasturbine - dampfkraftanlage
CH249944A (de) Verfahren zum Betrieb einer Verbrennungsturbinenanlage in Verbindung mit einer Druckgaserzeugungsanlage.
DE2749985A1 (de) Verfahren und einrichtung zur waermeversorgung von in geschlossenem raum verlaufenden technologischen vorgaengen
DE102020129357A1 (de) Verfahren und einrichtung zur rekuperation von energie aus wärmeführenden medien

Legal Events

Date Code Title Description
PL Patent ceased