CN102459850A - 燃烧器系统和使用燃烧器系统的方法 - Google Patents

燃烧器系统和使用燃烧器系统的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN102459850A
CN102459850A CN2010800332331A CN201080033233A CN102459850A CN 102459850 A CN102459850 A CN 102459850A CN 2010800332331 A CN2010800332331 A CN 2010800332331A CN 201080033233 A CN201080033233 A CN 201080033233A CN 102459850 A CN102459850 A CN 102459850A
Authority
CN
China
Prior art keywords
oxygen
carbon dioxide
combustion
burner
zone
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Granted
Application number
CN2010800332331A
Other languages
English (en)
Other versions
CN102459850B (zh
Inventor
F·F·米特里克
D·M·奥戴
H·W·德克马尼
C·C·拉斯马森
D·R·诺布尔
J·M·塞茨曼
T·C·利厄文
S·K·达努卡
R·亨廷顿
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ExxonMobil Upstream Research Co
Original Assignee
Exxon Production Research Co
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 Exxon Production Research Co filed Critical Exxon Production Research Co
Publication of CN102459850A publication Critical patent/CN102459850A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN102459850B publication Critical patent/CN102459850B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C9/00—Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C9/00—Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber
    • F23C9/006—Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber the recirculation taking place in the combustion chamber
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L7/00—Supplying non-combustible liquids or gases, other than air, to the fire, e.g. oxygen, steam
    • F23L7/007—Supplying oxygen or oxygen-enriched air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N5/00—Systems for controlling combustion
    • F23N5/003—Systems for controlling combustion using detectors sensitive to combustion gas properties
    • F23N5/006—Systems for controlling combustion using detectors sensitive to combustion gas properties the detector being sensitive to oxygen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/02—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the air-flow or gas-flow configuration
    • F23R3/04—Air inlet arrangements
    • F23R3/06—Arrangement of apertures along the flame tube
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C2202/00—Fluegas recirculation
    • F23C2202/10—Premixing fluegas with fuel and combustion air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C2202/00—Fluegas recirculation
    • F23C2202/50—Control of recirculation rate
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07001—Injecting synthetic air, i.e. a combustion supporting mixture made of pure oxygen and an inert gas, e.g. nitrogen or recycled fumes
    • Y—GENERAL 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
    • Y—GENERAL 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)

Abstract

提供了一种用于氧气燃料型燃烧反应的系统和方法。在一个或多个实施方案中，燃烧系统可以包括至少两个混合区，其中第一混合区将氧气和二氧化碳至少部分地混合以生成第一混合器，第二混合区将第一混合物与燃料至少部分地混合以生成第二混合物。燃烧系统还可以包含燃烧区，所述燃烧区配置为燃烧第二混合物以生成燃烧产物。在一个或多个实施方案中，第一混合物可以具有空间上可变的氧气-二氧化碳比，所述空间上可变的氧气-二氧化碳比配置为在燃烧区中产生热区以便提高燃烧区中的火焰稳定性。

Description

燃烧器系统和使用燃烧器系统的方法
相关申请的交叉引用
本申请要求于2009年6月5日提交的序列号61/184,584的美国临时专利申请的权益，该申请通过引用并入本文。
技术领域
本公开的实施方案一般涉及用于燃烧燃料的系统和方法。更特别地，公开的实施方案涉及用于氧气燃料型燃烧反应的系统和方法。
背景技术
该部分旨在介绍该技术领域的各个方案，这些方案可与本公开的发明的示例性实施方案相关联。认为该讨论将有助于提供便于更好地理解本公开的发明的特定方案的框架。因此，应理解为，应当据此阅读该部分，而不一定作为现有技术的供认。
降低二氧化碳(CO2)排放的一些方法包括燃料脱碳作用或燃烧后俘获。然而，这些方案昂贵并且降低了发电效率，使得发电产量降低、燃料需求增加以及满足国内电力需求的电的成本增加。另一方法是组合周期的氧气燃料型燃气轮机。然而，无法在市场上获得能够以这种周期运转的燃气轮机。
氧气燃料的构思是基于碳氢化合物与纯氧气(O2)燃烧生成二氧化碳和水(H2O)。然而，这种燃烧过程产生了极高的温度，这种极高的温度减少了燃烧器的寿命并且产生了碳烟和其它不期望的燃烧产物。因此，期望使用某类型的冷却气体。
已经提出了各种方案，这些方案研究的是使用二氧化碳或蒸汽作为通过涡轮机的质量流气体，而非空气。已经了进行了一些基本的实验室试验来更好地理解在这些氧气燃料布置中燃烧过程的物理现象。尽管在基于蒸汽的氧气燃料布置中已经做出了一些试验性进展，尚未实现氧气燃料燃气轮机与二氧化碳工作流体的用于商业应用的设计和实施。用于二氧化碳型燃气轮机的燃烧器的设计的进展从未超越实验室规模的试验。
与在实际的燃气轮机燃烧器中二氧化碳和氧气混合燃烧的设计和实施相关的难题之前尚未解决。与蒸汽不同，二氧化碳对于燃烧过程具有抑制效果，这要求独特的设计来处理由于抑制效果引起的较低发火速度。而且，二氧化碳比氮气或蒸汽辐射更多的能量，这使得具有通过辐射性热传递对反应物进行预热的可能性。由于可独立于火焰温度来控制氧气-燃料比，氧气燃料型燃烧器中还存在附加自由度，这主要取决于氧气-二氧化碳比。
由于氧气燃料型燃烧系统中的附加自由度，能够独立于惰性稀释剂(蒸汽或二氧化碳)来控制氧气的流量。这与典型的空气燃气轮机中的情况不同，在典型的空气燃气轮机中，对于氧化剂蒸汽中每个氧气分子来说，惰性氮气分子具有近似3.76的固定比。氧气燃料型燃烧器的另一难题是，氧气为珍贵的商品且必须从任何数量的昂贵、诸如空气分离处理的能量集约处理、专用膜分离器或诸如水电解等其它一些处理中获得。典型的空气燃气轮机具有空气流路，所述空气流路设计为分割空气蒸汽，以使部分用于燃烧反应，第二部分用于冷却燃烧产物和燃烧器内胆。这使得废气蒸汽含有多于10％的氧气。
全部内容为了所有目的通过引用并入本文的共同转让的PCT专利公开No.WO2010/044958公开了利用流控制器和传感器系统控制燃烧产物以保持化学计量燃烧的方法和系统。然而，该公开未提供燃烧器中的构造的细节。
因此，对于在氧气燃料型燃烧反应中用于获得基本化学计量燃烧的改进的系统和方法存在需求。
发明概述
提供了用于氧气燃料型燃烧反应的系统和方法。在至少一个特定实施方案中，燃烧器系统可以包括：燃烧器，其具有第一端、第二端、外壳、内壳以及形成在所述外壳和所述内壳之间的从所述第一端延伸到所述第二端的环形容积；二氧化碳入口，其配置为将二氧化碳导入燃烧器中；氧气入口，其配置为将氧气导入燃烧器中；第一混合区，其配置为将任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的第一部分与任何通过所述氧气入口导入的氧气的至少部分进行混合以生成包含氧气和二氧化碳的第一混合物；燃料入口，其配置为将燃料导入燃烧器中；第二混合区，其配置为将第一混合物与燃料混合以生成包含氧气、二氧化碳和燃料的第二混合物；以及燃烧区，其配置为燃烧所述第二混合物以生成燃烧产物。任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的第二部分能够流过布置为贯通所述内壳的一个或多个孔隙并且与燃烧产物混合并冷却所述燃烧产物。
在至少一个其它特定实施方案中，所述燃烧器系统可以包括：燃烧器，其具有第一端、第二端、外壳、内壳、包括燃烧炉面的燃烧燃烧炉和燃烧区；二氧化碳入口、氧气入口和燃料入口；以及混合区，其配置为将任何通过所述二氧化碳入口的二氧化碳的第一部分与任何通过氧气入口导入的氧气的至少部分进行混合以生成包含氧气和二氧化碳的第一混合物。所述第一混合物可以包括横过燃烧炉面的空间变化的氧气-二氧化碳比，所述空间变化的氧气-二氧化碳比配置为在燃烧区中生成热区以提高所述燃烧区中的火焰稳定性。
在至少一个特定实施方案中，用于在燃烧系统中燃烧燃料的方法可以包括在燃烧器的第一混合区中混合氧气和二氧化碳以生成第一混合物。第一混合物和燃料可以在燃烧器的第二混合区中混合以生成第二混合物。所述第二混合物中的燃料的至少部分可以燃烧以生成燃烧产物。
在至少一个其它特定实施方案中，用于在燃烧系统中燃烧燃料的方法可以包括改变横过燃烧器的燃烧炉面的氧气-二氧化碳的空间比以提高燃烧器中的火焰稳定性。
附图说明
在考察实施方案的非限制性实施例的下面的详述和附图时，本发明的前面和其它优点会变得显而易见，其中：
图1描绘了示出当量比(φ)与火焰温度的操作空间的图形描绘。
图2描绘了示出用于二氧化碳/氧气(CO2/O2)中甲烷(CH4)的燃烧、氮气/氧气(N2/O2)中甲烷的燃烧的的试验性火焰吹气条件以及以当量比(φ)1在空气中燃烧甲烷的基线系统的图形描绘。
图3A-3F描绘了根据所述的一个或多个实施方案的示例性燃烧系统的示意图。
图4A-4C描绘了根据所述的一个或多个实施方案的可与图3A-3F中描绘的系统相结合使用的三个示例性燃烧器。
图5A和5B描绘了根据所述的一个或多个实施方案的图4A-4C中描绘的燃烧器的示例性燃烧器构造。
图6A和6B描绘了根据所述的一个或多个实施方案的图4A-4C中描绘的燃烧器的示例性可选实施方案。
图7A-7D描绘了根据根据所述的一个或多个实施方案的图4A-4C中描绘的燃烧器的另外的可选实施方案。
图8描绘了根据所述的一个或多个实施方案配置为使用图4A-4C中描绘的燃烧器的一个或多个元件的示例性管束型燃烧器。
图9描绘了根据所述的一个或多个实施方案的配置为使用图4A-4C中描绘的燃烧器的一个或多个元件的示例性自陷涡流型燃烧器。
图10A和10B描绘了根据所述的一个或多个实施方案的用于操作图4A-图9中描绘的一个或多个燃烧器的方法的示例性流程。
发明详述
在下面的详述部分中，结合优选的、可选的和示例性实施方案对本发明的一些特定实施方案进行说明。然而，在下面的描述中具体到本发明的特定实施方案或特定用途的程度上，旨在仅为了示例性的目的并且仅提供了特定实施方案的描述。因此，本发明不限于下面所述的特定实施方案，而是包括了落在随附权利要求的真正主旨和范围之内的所有可选方案、变型例和等同内容。
定义
下面对本文所使用的各个术语进行定义。在下面未定义权利要求中使用的术语的程度上，应当给予最宽泛的定义，该最宽泛的定义是相关技术领域人员对该术语给予的如在至少一个印刷出版物或发布的专利中所反映的定义。
本文中使用的“一”或“一个”实体是指一个或多个该实体。因此，除非特别指出限制，否则术语“一”(或“一个”)、“一个或多个”以及“至少一个”在本文中可互换使用。
本文中使用的术语“燃烧炉”是指至少由火焰保持装置和燃料喷射器构成的一件硬件。
本文中使用的术语“燃烧区”是指火焰所在的容积或空间区域，并且发生由于燃烧产生的热释放的大部分，即大于50％。燃烧区中的未燃烧反应物进入火焰的上游部分能够并且通常确实与燃烧燃料和氧气能够进行混合的混合区重叠。
本文中使用的术语“燃烧器”是指燃烧器系统的部分，其包括燃烧炉、燃烧区、外壳、内壳或“燃烧器内胆”、混合区以及相关设备，并且燃烧器通常显示为具有打开端。因此，当集成到系统(例如，燃气轮机系统)中时，燃烧器可与换接件和其它特征件相结合。
本文中使用的术语“内壳”和“燃烧器内胆”可互换使用并且是指与燃烧器的外壳形成环形件并且将大量二氧化碳流与混合燃烧区隔离的圆筒(通常具有圆形截面形状并且通常由金属制成，也不一定由金属制成)。燃烧器内胆可具有贯通布置的一个或多个孔，在孔中二氧化碳能够从环形件流入燃烧区以去除来自内胆表面的热并且冷却燃烧产物。
本文使用的术语“辅助内壳”和“辅助燃烧器内胆”可互换使用并且是指对于燃烧器的长度的部分布置在燃烧器的外壳和燃烧器的内壳之间的圆筒(通常具有圆形截面形状并且通常由金属制成，也不一定由金属制成)。例如，辅助内壳可以布置在外壳和内壳之间并且能够从介于燃烧器的第一端和第二端之间的位置朝向燃烧器的第二端延伸。辅助内壳可在介于燃烧器的第一端和第二端之间的位置处与内壳连接和/或连接到内壳的周围。
本文使用的术语“包括”、“包括有”和“包括着”为开放式转接术语，其用于从术语之前引述的对象转接到术语之后引述的一个或多个元件，其中在转接术语之后所列出的一个或多个元件不一定是构成该对象的全部元件。
本文使用的术语“含有”具有与“包括”、“包括有”和“包括着”相同的开放式含义。本文所使用的术语“具有”具有与“包括”、“包括有”和“包括着”相同的开放式含义。本文所使用的术语“包含”、“包含有”和“包含着”具有与“包括”、“包括有”和“包括着”相同的开放式含义。
本文使用的术语“混合区”是指能够使至少两股单独的气流混合的燃烧器的容积或空间区域。特别地，混合区可以包括至少两股流的初始混合(例如，第二股流最初导入第一股流中)以及两股流继续混合到一起的任何扩展容积。通常是，增大的混合距离能够使得第一股流和第二股流更加完全地混合。在特别公开的实施方案中，可以具有“第一混合区”，其包括空间区域，在所述空间区域中氧气与二氧化碳混合以生成有时称为“氧合流”或“合成空气流”的氧气/二氧化碳混合物。还可具有“第二混合区”，其是指氧气/二氧化碳混合物开始与位于燃烧燃料喷射器和火焰之间的燃烧燃料流混合的另一空间区域。在燃烧器布置具有第一和第二混合区的一些情况下，第一混合区将终止于第二混合区处或第二混合区中。
本文所使用的术语“混合装置”是指放置在气流的流路中的硬件，其具有两个独特的部件以便通过在气流中产生湍流尾流或再循环区混合气流的成分。混合装置的一些实施例可包括但不限于钝体、网线、楔子或它们的任意组合。
本文所使用的术语“当量比”是指通过包括氧气和燃料二者的气流中的氧气与燃料的化学计量比所划分的氧气与燃料的比率。
本文所使用的术语“火焰稳定性”是指在具有稳定操作点和操作点之间的界限的燃烧区中的火焰，在该燃烧区中火焰熄灭。在一个实施例中，增强火焰稳定性可包括增加该界限的任何方法。实现火焰稳定性增强的一些示例性方法可包括但不限于提高火焰温度、降低火焰上游的气体速度、或二者。
本文所使用的术语“锚式火焰”是指在燃烧区中预混合或非预混合(例如，扩散)的火焰，锚式火焰可用于增强火焰稳定性的目的。在一些操作方案中，锚式火焰可具有富足的当量比(例如，从大约2至大约3的范围)。锚式火焰可在氧合(合成空气)呼吸型燃烧器中具有与空气呼吸型燃气轮机中的倾斜预混合燃烧器中的扩散引燃火焰相似的效果。
本文所使用的术语“天然气”是指从原油井(相关气体)或从地下载气形成物(非相关气体)中获得的多成分气体。天然气的组成和压力可显著不同。典型的天然气流含有作为主要成分的甲烷(CH4)，即天然气流中大于50mol％的是甲烷。天然气流还可以含有乙烷(C2H6)、较高分子量的碳氢化合物(例如，C3-C20的碳氢化合物)、一种或多种酸性气体(例如，硫化氢)、或它们的任何组合。天然气还可以含有少量的污染物，例如，水、氮气、硫化铁、石蜡、原油或它们的任意组合。
本文所使用的术语“天然气供给流”是指经历过至少一些预处理之后的天然气流，这在公开的其它地方进行了描述。
本文所使用的术语“化学计量燃烧”是指燃烧反应，其具有包括燃料和氧化剂的反应物的容积和通过燃烧和反应物形成的产物的容积，其中反应物的整个容积用于形成产物。在基于氧气燃料的情况下，其中甲烷为唯一燃料源的化学计量反应(例如，燃烧)具有下列配平：2O2+CH4＝2H2O+CO2。本文所使用的术语“基本化学计量燃烧”是指燃烧燃料与氧气的摩尔比在大约0.9∶1至大约1.1∶1的范围内的燃烧反应，该范围更优选地从大约0.95∶1至大约1.05∶1。
本文所使用的术语“流”是指流体的容积，但是术语流的使用通常是指流体的移动容积(例如，具有速度或质量流率)。然而，术语“流”不要求速度、质量流率或特定类型的用于封闭流的导管。
详细描述
提供了为氧气燃料型燃烧设计的燃烧过程和燃烧器系统。氧气燃料燃烧可发生于燃气轮机中，工作流体主要由二氧化碳组成。在一个或多个实施方案中，能够至少部分地纠正与高温氧气燃料燃烧相关的一个或多个问题。例如，能够至少部分地减缓可导致生成碳烟和/或生成诸如一氧化碳(CO)等成问题的燃烧产物的多环芳香族碳氢化合物(PAH)的发展。燃烧系统的一个实施方案可以包括燃烧器，所述燃烧器具有将氧气和二氧化碳至少部分地混合、接触或以其它方式组合以形成“氧合”或“合成空气”流的第一混合区、将氧合流和燃烧燃料流至少部分地混合、接触或以其它方式组合以形成燃烧流的第二区。燃烧流能够在燃烧区中至少部分地烧灼或燃烧以生成燃烧产物流。第二混合区可与燃烧区和/或第一混合区至少部分重叠。
燃烧器可用于燃气轮机中，燃气轮机具有用于压缩例如二氧化碳流的入口压缩机和用于发电的膨胀机。燃气轮机可以为在单个轴上运转的集成式涡轮机、多轴式涡轮机、或具有外部燃烧炉的非集成式涡轮机，并且可以使用动力涡轮机的独立压缩机和热气体膨胀机，这取决于特定系统的温度、容积和其它变量。在可选实施方案中，燃烧器可以为诸如加热炉等独立式单元。
在一个或多个实施方案中，燃烧系统可被供给或提供二氧化碳流和氧气供给流，这些流已经被至少部分混合或以其它方式组合以在燃烧器中生成包括氧气和二氧化碳的氧合或合成空气流。燃烧系统可进一步包括燃烧燃料流和燃烧区，其中燃烧区可配置为在基本化学计量燃烧反应中使燃烧燃料流和氧合流至少部分地混合、接触或以其它方式组合并且至少部分地燃烧以生成基本包括水(流)和二氧化碳的燃烧产物流。在一个或多个实施方案中，可以使用高压燃烧(例如，大于约10个大气压)过程。能够通过当形成氧合流时调节与氧气混合的二氧化碳的量来控制燃烧产物流的温度。因此，在一些实施方案中，系统可以包括用于测量燃烧产物流的温度的温度传感器。可以增加与氧气混合以生成氧合流的二氧化碳的量来降低燃烧产物流的温度。类似地，可以减少与氧气混合以生成氧合流的二氧化碳的量来升高燃烧产物流的温度。
高火焰温度的优势在于，高火焰温度能够提高火焰稳定性。然而，高火焰温度还能够对用于制作燃烧器内胆和涡轮机入口喷嘴的材料造成问题。因此，燃烧产物流可在进入涡轮机入口喷嘴之前通过二氧化碳来冷却。高火焰温度还能够使得诸如二氧化碳等期望的燃烧产物离解并且可导致产物中诸如一氧化碳等污染物的百分比较高。图1描绘了示出当量比(φ)对火焰温度的操作空间的图形描绘。图1示出了二氧化碳/氧气燃料燃烧过程的一个难题，其中产生期望的火焰稳定性和燃烧产物的组成物的操作空间非常小。如果火焰温度太低，则火焰吹出并且发电停止。然而，较高的火焰温度还会导致燃烧产物流中二氧化碳和/或氧气的浓度增加。如果这些组成物太高，可能涉及到催化剂的附加反应可用于改变或以其它方式调整燃烧产物流的组成物。使用二氧化碳工作流体或稀释剂的氧气燃料燃烧的另一挑战是，在相似条件下，与空气中的火焰相比，火焰较不稳定。与仅热效果的氮气相比，二氧化碳在通过燃烧碳氢化合物所产生的火焰中对于化学过程具有热效果和反应抑制(动力学)效果。
图2描绘了示出用于二氧化碳/氧气(CO2/O2)中甲烷(CH4)的燃烧、氮气/氧气(N2/O2)中甲烷的燃烧的的试验性火焰吹气条件以及以当量比(φ)1在空气中燃烧甲烷的基线系统的图形描绘。燃烧条件为大气压力和260℃(500°F)的温度。在横坐标上显示出火焰温度，在纵坐标上显示出气体速度，并且数据点表示吹气的界限为零并且火焰熄灭的点。线表示甲烷/空气火焰吹气的地点，菱形表示在二氧化碳和氧气的混合物中甲烷火焰的吹气。与相同气体速度的空气火焰相比，氧气燃料火焰连续地吹气高300℃。在所公开的燃烧系统的一些实施方案中，可以生成气体混合物，气体混合物使得具有足够的火焰稳定性并且限制燃烧产物中不期望污染物的浓度。
使用二氧化碳作为工作流体或稀释剂的另一特征在于，二氧化碳为红外辐射的强吸收物/发射物。燃烧器在燃烧区的视线中具有第一和第二混合区能够得益于由于来自火焰的红外辐射能够对反应物进行预热的事实。这比空气被用作氧化剂的燃烧器具有更可测量的影响。
燃烧系统的另一方案是，由于氧气流的低分子量和作为液体泵送的可能性，以高压获得氧气流的成本较低。结果，燃烧器系统和使用氧气流的方法可被设计为在牺牲氧气流压降的情况下使得二氧化碳的压降最小化。例如，氧气的相对高压喷射可用于为二氧化碳流提供涡旋，从而减少当使用具有多个叶片的硬件涡旋器使二氧化碳流涡旋时存在的压降。在另一实施例中，气体喷射器可用于将氧气和二氧化碳流混合以在火焰的上游生成氧合或合成空气流。高压氧气流可用作典型喷射器中的动力气体，在喷射器中通过管口对动力气体进行加速以生成具有低静态压力的高速流。经加速氧气的静态压力低于与喷射器的抽吸侧连接的二氧化碳流的压力。该压差能够将二氧化碳流驱送到氧气流中，以生成氧合流或合成空气流。还可以提供仅将二氧化碳流(相应尺寸的管口)的部分与氧气流混合的相对简单的方式。喷射器的一个益处在于，喷射器能够将由于混合导致的压力损失从二氧化碳流转移到可获得过大压力的氧气流。
在一个或多个实施方案中，二氧化碳和氧气可混合以在燃烧器内生成氧合或合成空气流。与氧气混合的二氧化碳的量可提供控制燃烧产物的温度的方法。与氧气混合的二氧化碳的量还会影响火焰稳定性和燃烧产物的组成或构成。燃烧器能够容纳或包含燃烧器内胆。燃烧器内胆能够包含燃烧区并且用于将二氧化碳的主流从压缩机引导到燃烧器的第一端。燃烧器内胆设计可包含将另外的二氧化碳提供给燃烧器内的燃尽区的淬火端口以便控制涡轮机入口温度和/或防止燃烧的高温直接作用于燃烧器内胆上。
在一个或多个实施方案中，燃烧器系统可以包括控制系统，所述控制系统测量导入燃烧器的碳氢化合物的量。控制系统能够计算、确定或以其它方式估计和控制、改变或以其它方式调节导入燃烧器的氧气的量以便提供氧气与碳氢化合物或燃烧燃料的期望比率。控制系统还能够使用来自配置为监测或分析燃烧产物的仪器的反馈并且能够更新氧气供给流流动控制器以确保实现期望的燃烧和/或确保正确量的氧气被导入氧合流中。根据导入燃烧器中的碳氢化合物混合物，可以使用可包含催化剂的任选的后燃烧步骤。该后燃烧步骤能够将燃烧产物中的污染物(例如，氧气和/或二氧化碳)的浓度降低至例如在增强油回收(EOR)设施中避免严重腐蚀问题所需的水平。
在一个或多个实施方案中，可以改变反应物的组成，尤其是横过燃烧器的燃烧炉面的氧气-二氧化碳比。例如，限制、阻碍或以其它方式减弱二氧化碳流入第一混合区中的合成空气混合装置能够造成或产生横过燃烧器截面的氧气-二氧化碳比的变化。在另一实施例中，氧气流可被分割或分隔成至少两股流，两股流中的至少一股可用于部分地提高燃烧器中的氧气浓度以在局部形成较热火焰。较热火焰温度能够提高火焰稳定性。
在一个或多个实施方案中，可以使用氧气燃料型燃烧系统/废热发电型燃烧系统，例如在美国临时专利申请No.61/072,292中讨论和描述的超低排放发电系统和方法。将氧气和燃料直接喷射到燃烧器内部的二氧化碳流中能够降低与燃料和纯氧气燃烧相关的风险和限制。与在燃烧器的外部混合氧气和二氧化碳并且减少了如果从全部二氧化碳流生成氧气和二氧化碳混合物将被浪费的氧气的量的燃烧系统比，该燃烧系统还能够降低系统复杂度。
现在参照附图，图3A-3F分别描绘了根据一个或多个实施方案的示例性燃烧系统100、140、150、160、170和180的示意图。特别地，图3A描绘了示例性燃烧系统100的示意图，燃烧系统100可包括一个或多个燃烧器(例如，“燃烧器罐”)110、膨胀机111和传感器(示出了两个114、126)。燃烧系统100还可包括经由线路102的二氧化碳(CO2)流和经由线路104的氧气供给流，该二氧化碳流可被至少分割或分隔成经由线路102a的第一部分和经由线路102b的第二部分，氧气供给流可与二氧化碳流的第一部分102a结合以生成经由线路106的氧气/二氧化碳混合物或“氧合流”或“合成空气流”。燃烧系统100还可以包括经由线路108的燃烧燃料流。线路108中的燃烧燃料流可以包括甲烷(CH4)或甲烷、一种或多种C2-C20碳氢化合物、氢气(H2)、诸如氮气的惰性气体、二氧化碳和/或氩气的混合物或它们的任意组合。
经由线路104的氧气供给流可具有下限为约90mol％、约93mol％、约95mol％、约97％mol％、约98％mol％、约99％mol％、约99.5mol％或约99.9mol％的范围的氧气浓度。线路104中的氧气供给流可以包含一种或多种附加组成物，例如，氮气、氩气、氦气或它们的组合。在至少一个特定实施方案中，线路104中的氧气供给流可以包括从大约90mol％至大约99mol％的氧气以及从大约1mol％至大约10mol％的氩气。线路102中的二氧化碳流可以具有下限为约70mol％、约80mol％、约90mol％、约95％mol％、约97％mol％、约99％mol％、约99.5mol％或约99.9mol％的范围的二氧化碳浓度。在另一实施例中，线路102中的二氧化碳流可具有在干燥基础上下限为约70mol％、约80mol％、约90mol％、约95％mol％、约97％mol％、约99％mol％、约99.5mol％或约99.9mol％的范围的二氧化碳浓度。线路102中的二氧化碳流可以包含一种或多种附加组成物，例如氮气、氩气、氦气、水(液态和/或气态)、碳氢化合物、一氧化碳或它们的组合物。在至少一个特定实施方案中，线路102中的二氧化碳流可以具有范围从约85mol％至约95mol％的二氧化碳浓度、从约0.5mol％至约5mol％的碳氢化合物、从约0.5mol％至约5mol％的一氧化碳、从约0.5mol％至约10mol％的水(液态和/或气态)、或它们的任意组合。
燃烧器110可配置为接收经由线路106的氧合流的至少部分和经由线路108的燃烧燃料流的至少部分。经由线路106的氧合流和经由线路108的燃烧燃料流可在燃烧器110内彼此混合、结合或以其它方式接触以生成反应物混合物或燃烧流。反应物混合物可至少部分地在燃烧器110内燃烧以生成经由线路112的燃烧产物流。经由线路112的燃烧产物流的至少部分可导入膨胀机111中以生成经由线路113的膨胀的燃烧产物流。膨胀机111与负载控制器111’可操作地连接或以其它方式通信。线路113中的膨胀的燃烧产物流可被分割以形成经由线路127的第一燃烧产物流和经由线路128的第二燃烧产物流。经由线路127的第一燃烧产物流能够提供线路102中的二氧化碳流的至少部分。经由线路128的第二燃烧产物流可在增强油回收(EOR)方法或操作中使用、螯合作用、排放到大气中或用于任何其它用途。
第一传感器(“温度传感器”)114可以确定、检测或以其它方式估计线路112中的燃烧产物流和/或线路113中的膨胀的燃烧产物流的温度。第二传感器(“氧气分析器”)126可以确定、检测或以其它方式估计线路112中的燃烧产物流和/或线路113中的膨胀的燃烧产物流中的氧气浓度。氧气分析器126还可被配置为确定、检测或以其它方式估计线路113中的膨胀的燃烧产物流中其它组成物的浓度。能够经由氧气分析器126检测的附加或其它的组成物可包括但不限于一氧化碳、氧化氮、燃烧燃料或它们的任意组合。来自温度传感器114的温度数据可用于控制二氧化碳流102、氧气流104、和/或燃烧燃料流108的流量，这样能够调节燃烧产物流112的温度和/或燃烧产物流112的组成物。来自氧气分析器126的氧气数据可用于控制经由线路104的氧气供给流、经由线路102的二氧化碳流、和/或经由线路108的燃烧燃料流的流量，直到达到基本化学计量燃烧。
仍参照图3A，系统100还可包括中央控制器115。中央控制器115与例如无线链路、第一流动控制器116a、第二流动控制器118、第三流动控制器120、和/或第四流动控制器116b可操作地连接或以其它方式通信。第一流动控制器116a能够控制或以其它方式调节线路102a中的二氧化碳流的第一部分的量。第二流动控制器118能够控制或以其它方式调节线路104中的氧气供给流的量。第三流动控制器120能够控制或以其它方式调节经由线路108的燃烧燃料流的量。第四流动控制器116b、能够控制或以其它方式调节线路102b中的二氧化碳流的第二部分的量。
中央控制器115还可与温度传感器114和/或氧气传感器126连接或以其它方式通信，以确定或以其它方式估计线路113中的燃烧产物流的温度和/或线路113中的膨胀的燃烧产物流中氧气的量。可以至少部分地使用确定或估计出的线路113中的膨胀的燃烧产物流的温度和/或氧气浓度来控制、调节或以其它方式调节线路104中的氧气供给流的流量、线路102a中的二氧化碳流的第一部分的流量、线路108中的燃烧燃料流的流量、和/或线路102b中的二氧化碳流的第二部分的流量。例如，中央控制器115能够控制线路108中的燃烧燃料流和/或线路104中的氧气供给流的流量，以在燃烧系统100中的负载条件变化时保持它们资金的期望摩尔比。
可从任何方便的源提供线路102中的二氧化碳流。例如，线路102中的二氧化碳流的至少部分可通过流127对膨胀的燃烧产物流113的至少部分进行转向或分割而获得。在另一实施例中，燃烧系统100可靠近另一二氧化碳源定位，例如，外部管道网络、高二氧化碳气体井、气体处理设备等。在一个或多个实施方案中，可至少部分处理经由线路127的燃烧产物。例如，可以在过滤系统(例如，膜、分子筛、吸收件、吸附件或其它系统)中至少部分地处理线路127中的燃烧产物，过滤系统能够至少部分地去除可能危险或不期望的组成物，例如未反应的氧气、二氧化碳、和/或碳氢化合物。特别地，如果氧气分析器126确定或估计出燃烧产物流112和/或膨胀的燃烧产物流113具有不期望的高水平氧气，那么能够避免将线路112和/或113中的燃烧产物流用作工作流体或稀释剂。换句话说，如果氧气分析器126检测到线路112和/或113中的燃烧产物流中的氧气或其它污染物的不期望的量，则线路102中的流可从另外的源获取。
类似地，高水平的碳氢化合物(即，燃烧燃料)也可能是不可接受的，这取决于燃烧器110，并且在高水平的碳氢化合物在用作102b中的稀释剂流之前需要至少部分地去除和/或分离高水平的碳氢化合物。在一个或多个实施方案中，优选且期望的是，经由线路112的燃烧产物由基本化学计量燃烧生成。因此，经由线路112的燃烧产物应当具有小于约3.0容积百分比(vol％)的氧气、或小于约1.0vol％的氧气、或小于约0.1vol％的氧气、或者甚至小于约0.001vol％的氧气以及小于约3.0vol％的碳氢化合物、或小于约1.0vol％的碳氢化合物、或小于约0.1vol％的碳氢化合物、或者甚至小于约0.001vol％的碳氢化合物。
经由线路128的第二燃烧产物流可用于售出，在需要二氧化碳的另一方法中使用、和/或被压缩并喷射到地面储器中用于增强油回收(EOR)、螯合作用或其它用途。与线路127中的第一燃烧产物流类似，线路128中的第二燃烧产物流可在用于去除诸如氧化氮(NOx)、氧气、一氧化碳、和/或等可能的污染物或反应物之前需要经过一些调整或处理。而且，优选的是，线路104中的氧气供给流基本不包含氮气，并且线路112中的燃烧产物流经由基本化学计量燃烧生成。因此，线路128中的第二燃烧产物流可以具有小于约3.0vol％的氧气、或小于约1.0vol％的氧气、或小于约0.1vol％的氧气、或者甚至小于约0.001vol％的氧气以及小于约3.0vol％的NOx、或小于约1.0vol％的NOx、或小于约0.1vol％的NOx、或者甚至小于约0.001vol％的NOx。
经由线路104的氧气供给流可通过空气分离单元(ASU)或提供高纯度氧气的其它方法或系统来提供。分离的氮气可用于另外相关的方法，例如用于在美国临时专利申请No.61/072,292中讨论和描述的氮气喷射井中。在一个或多个实施方案中，线路104中的氧气供给流可以包含约90vol％至约99.9vol％的氧气。在另一实施例中，线路104中的氧气供给流可以包括约90vol％至约99.9vol％的氧气，其余的至少部分包含氩气、氮气、二氧化碳、或它们的任意组合。在另一实施例中，线路104中的氧气供给流可以包括约95vol％至约96vol％的氧气，约4vol％至约5vol％的氩气，以及小于约0.2vol％的二氧化碳。
中央控制器115可以为任何类型的控制系统或包含任何类型的控制系统，所述控制系统配置为接收诸如流量和组成物等数据输入并且发送信号以经由例如阀、泵、压缩机、和/或可用于控制或以其它方式调节流量的任何其它装置来控制流量。在一个实施方案中，中央控制器115可以包含可编程计算机，所述可编程计算机具有诸如键盘和/或鼠标等用户输入装置、诸如监测器和/或扬声器等输出装置，并且中央控制器115能够利用有源存储器(RAM)来运算，并且经由LAN、WAN、Wi-Fi或其它外部网络与硬盘驱动器、光盘驱动器、网络驱动器和数据库可操作地连接。
流动控制器116a、116b、118和120中的任一个或多个可以包含配置为接收并处理来自中央控制器115的信号的可编程自动控制器。流动控制器116a、116b、118和120中的任一个或多个可以与一个或多个流动阀或叶片、通气口、或增加和/或减少基本气流的流量的其它器件可操作地连接或以其它方式通信。另外，在至少一个实施方案中，流动控制器116a、116b、118和120中的任一个或多个可以与一个或多个流动传感器和/或组成物传感器可操作地连接或以其它方式通信，这些传感器可提供附加的数据输入，以便例如验证经由流动控制器116a、116b、118和/或120控制的各股流的流量变化。为了保持火焰稳定性和有效的控制，有益的是为控制器116a、116b、118和120中的任一个或全部使用高速控制器。
尽管流动控制器116b可以为如上讨论和描述的有源传感器，在一个示例性实施方案中，能够主要通过被动的方式来控制经由线路102b的二氧化碳流的第二部分(例如，稀释剂流)的流量。例如，燃烧器110可以包含燃烧器内胆，所述燃烧器内胆具有一个或多个淬火端口(例如，稀释物孔)，所述淬火端口具有配置为提供稀释物并且控制燃烧器110内的温度的特定图案和孔尺寸。因此，经由线路102b的二氧化碳或稀释剂流的流量可主要取决于燃烧器110中淬火端口的硬件设计。另外，在截断流102b的污染物或一些其它原因的情况下，流动控制器116b可用于截断线路102b中的二氧化碳流的第二部分的流动。中央控制器115可配置为包含至少一个安全联锁装置和/或停工逻辑电路和/或报警器，以便当系统100脱离控制时保护下游的机器设备。
温度传感器114可以为单个传感器或包含单个传感器，或者可另外包含冗余备份传感器，或者可以包含位于线路112中的燃烧产物流和/或线路113中的膨胀的燃烧产物流中以及周围的传感器阵列。可以使用任何类型的适当的温度传感器，但是所选的温度传感器应当具有高耐热性并且能够在大约1,093℃(2,000°F)处或以上、大约1,205℃(2,200°F)以上或者甚至大约1,900℃(3,450°F)处或以上的温度有效地工作。在一个实施例中，温度传感器114可以将数据直接发送给流动控制器116a、116b、118和/或120，或者可以将数据发送给中央控制器115，然后中央控制器115能够控制流动控制器116a、116b、118和/或120的响应。在另一实施例中，温度传感器114可以将数据直接发送给燃烧燃料流流动控制器120。除此之外和/或可选择地，温度传感器114可以在沿着燃烧产物流112的多个位置处或它们的一些组合从燃烧器110的内部靠近燃烧器110出口之后的排气口或下游采取数据。温度应当限于一些操作参数之内，这高度取决于所使用的装备、可获得的燃烧燃料流和其它输入流的类型、线路112中的燃烧产物流的可能用途以及其它因素。
一般地，温度应当在大约1,925℃(3,500°F)以下，以避免生成NOx，并且因为大多数商用燃烧器110不能够在这些温度以上工作，但是，如果燃烧器110的材料能够在较高温度下工作并且系统100中不存在氮气，该限制可设定得更高。在膨胀机111的入口处，温度优选地小于大约1,370℃(2,500°F)。这样的高温还能够有助于形成不期望的多环芳香族碳氢化合物(PAH)，这会导致生成碳烟。然而，温度必须足够高以避免火焰燃尽并且足够高以有效地燃烧基本上全部的氧气(O2)和碳氢化合物(例如，化学计量燃烧温度)，以生成燃烧产物流112，在用于增强油回收(EOR)或用作燃烧系统100中的稀释剂之前，燃烧产物流112仅需要有限的调整。对于多种情况，优选的温度可以从至少约815℃(1,500°F)至约1,370℃(2,500°F)或从至少约870℃(1,600°F)至约1,040℃(1,900°F)。
氧气分析器126可以为单个传感器或包含单个传感器，或者可以另外包含冗余备份传感器，或者为在线路112中的燃烧产物流和/或线路113中的膨胀的燃烧产物流内的多个位置处的传感器阵列。例如，多个拉姆达和/或宽带氧化锆氧气传感器可用于为中央控制器115和/或氧气供给流流动控制器118中的一个提供反馈。如果使用拉姆达传感器，则中央控制器115可配置为在燃烧产物流112的氧气含量从化学计量系数(当量比())变为1.0以下和/或1.0以上时颤动燃烧燃料流108中的燃料与氧气供给流104中的氧气的比率。颤动方法可与汽车工业中为内燃机使用的方法相似。在任何情况下，经由线路112的燃烧产物流中的氧气含量优选地低，从小于约3.0vol％至小于约1.0vol％，以及从小于约0.1vol％至小于约0.001vol％。如果氧气的量太高，那么经由线路104的氧气供给流的流量会减少和/或经由线路108的燃烧燃料的流量会增加。减少经由线路104的氧气供给流的流量能够降低火焰温度，如上文所讨论的，需要调节经由线路108的燃烧燃料流的流量。
图3B描绘了示例性燃烧系统140的示意图，燃烧系统140与如图3A中所示的燃烧系统100相似，但是另外包含配置为进一步处理或调整线路112中的燃烧产物流和/或线路113中的膨胀的燃烧产物流的任选特征件。因此，通过参照图3A可最佳地理解图3B中所示的燃烧系统140。燃烧系统140包含图3A中所示的燃烧系统100中所公开的特征件，并且进一步包含后燃烧催化装置146。燃烧后催化装置146可配置为减少线路112中的燃烧产物流、线路113中的膨胀的燃烧产物流、线路127中的第一燃烧产物流、和/或线路128中的第二燃烧产物流中的氧气和/或一氧化碳的含量。可从催化装置146中回收至少部分经过处理或净化的经由线路148的燃烧产物流。燃烧系统140还可包含经由线路142的燃烧燃料旁通流，经由线路142的燃烧燃料旁通流可以包含用于控制燃烧燃料旁通流142的流量的流动控制器144。氧气分析器126可直接地或者经由中央控制器115间接地与流动控制器144可操作地连接。在燃烧燃料旁通流142被分割和/或经由线路128的第二燃烧产物流循环的一些特定实施方案中可以使用附加的流动控制器和氧气分析器(未示出)，如下文更加详细讨论和描述。
催化装置146可以单个装置或者并联、串联或并联和串联的组合的多个装置。优选地，催化装置146可以为仅需要少量电工作的小型装置。特别地，催化装置146可以包含通常用于热回收蒸汽发生器(HRSG)以满足排放要求的一氧化碳还原催化剂和/或氧气还原催化剂。这种系统通常不是设计为去除大量的氧气，而是，如果在燃烧产物流112、113、127、和/或128中剩余了大量的氧气，则蒸汽112、113、127、128可以在进一步处理或使用(例如，压缩和喷射以用于增强油回收(EOR))之前通过催化装置146多进行一次再循环。因此，在一些实施方案中，另一氧气分析器(未示出)可被包含并且用于测量或以其它方式估计至少部分经过处理或净化的线路148中的燃烧产物流中的氧气浓度以确保氧气的浓度充分低(例如，小于约0.5vol％的氧气，或小于约0.1vol％)，从而避免压缩和喷射装备的腐蚀并且避免通过喷射能够与储器中残留的碳氢化合物反应的氧气而酸化储器。
经由线路142的燃烧燃料旁通流(例如，燃烧燃料流的第二部分)能够在经由线路127的第一燃烧产物流与膨胀的燃烧产物流113分隔的下游与线路113中的膨胀的燃烧产物流混合、接触或以其它方式结合。经由线路142的燃烧燃料旁通流能够在催化装置146的上游导入线路128中的第二燃烧产物流，以使得在催化装置146中可以使用附加的碳氢化合物以便提高氧气去除效率。在一个或多个实施方案中，燃烧燃料旁通流142可以在催化装置146之前分割并且导入线路128中的第二燃烧产物流并且导入至少部分经过处理或净化的线路148中的燃烧产物流。在至少部分经过处理或净化的经由线路148的燃烧产物流循环回到催化装置146的实施方案中，有益的是，在将燃烧燃料旁通流142循环回到催化装置146中之前将燃烧燃料旁通流142的部分导入至少部分经过处理或净化的线路148中的燃烧产物流中。有益的是，燃烧燃料旁通流142可配置为在压缩和喷射到EOR方法中之前减少至少部分经过处理或净化的线路148中的燃烧产物流中的氧气的容积百分比，以便基本上避免对喷射和压缩装备的腐蚀以及喷射储器中残留的碳氢化合物的酸化。
图3C描绘了示例性燃烧系统150的示意图，燃烧系统150可以或可以不包含上文参照图3B讨论和描述的特征件。因此，可以参照图3A和图3B最佳地理解图3C。燃烧系统150可包含碳氢化合物分析器152，碳氢化合物分析器152配置为测量、确定、检测或以其它方式估计出线路112中的燃烧产物流和/或线路113中的膨胀的燃烧产物流、由流动控制器154控制的经由线路108a的第一燃料气体流以及由流动控制器156控制的经由线路108b的第二燃料气体流中碳氢化合物的量。在一个或多个实施方案中，线路108a中的第一燃料气体流可具有比线路108b中的第二燃料气体流高的质量。因此，线路108a中的第一燃料气体流可被称为“高质量燃料气体流”，而线路108b中的第二燃料气体流可被称为“低加热值燃料气体流”。经由线路108a的高质量燃料气体流、经由线路108b的低加热值燃料气体流或它们的组合可经由线路108导入燃烧器110中。流动控制器156可与碳氢化合物分析器152直接连接和/或可经由中央控制器115连接。流动控制器154、156和任选的120可与总控制器158可操作地连接，总控制器158可直接地或者经由氧气供给流控制器118与中央控制器115连接。
线路108a中的高质量燃料气体流可基本包含甲烷(例如，大约99vol％)并且可选择地可以为诸如氢气、较高的碳氢化合物(例如，C2和C3+)或它们的任意组合等“掺加”燃料气体或者包含“掺加”燃料气体。线路108a中的高质量燃料气体流的组成可根据燃烧系统150的需要和/或各种燃料类型的可用性而变化，但是优选地不包含大量的惰性气体(例如，氮气、二氧化碳等)或酸性气体(例如，二氧化硫、硫化氢等)。经由线路108a的高质量燃料气体流可通过任何合理的源提供，但是优选地可从近处的气体生产场地提供而不是从很远的距离引入。具体地，如果线路108a中的高质量燃料气体流为氢气，可从近处的气体生产场地(未示出)通过在气体生产流上进行的自动热重整(ATR)方法提供。
线路108b中的低加热值燃料气体流可以包含小于约80vol％的甲烷、小于约60vol％的甲烷、小于约40vol％的甲烷、或者甚至小于约20vol％的甲烷。线路108b中的低加热值流还可包含少量的较重的碳氢化合物，例如，乙烷、丙烷、和/或丁烷。在大多数情况下，低加热值燃料气体流108b的其余组成的大部分可以为诸如二氧化碳的惰性气体，但是在一些情况下，可存在少量的氮气、硫化氢、氦气、氩气、和/或其它气体。优选地，所有的非碳氢化合物和所有的除了二氧化碳之外的惰性气体可在混合和燃烧之前从线路108b中的低加热值燃料气体流分离出去。
在至少一个实施方案中，两种含有碳氢化合物的流108a和108b的流动和组成物可用于计算使燃烧器110工作的氧气需求并且为氧气供给流流动控制器118提供设定点。计算机能够提供燃烧器110中的化学计量燃烧所需的氧气的量。流的流动和组成物会随时间而变化，这取决于流108a和108b的源。例如，低加热值燃料气体流108b可以源自于在早期生产中具有高甲烷含量(例如，大约80vol％以上)的EOR井。在这种情况下，在经由线路108a的高质量燃料气体流中可能存在小的流动或无流动。然而，当发生贯流时，来自经由线路108b的低加热值燃料气体流的流动可以包含非常低的甲烷浓度(例如，小于大约20vol％)。在那种情况下，来自经由线路108a的高质量燃料气体流的流动可被增强以将碳氢化合物添加到线路108中的燃烧燃料流中。
图3D描绘了根据一个或多个实施方案的另一示例性燃烧系统160的示意图。燃烧系统160可以或者可以不包含上文参照图3B和图3C所讨论和描述的特征件。因此，可参照图3A-图3C最佳地理解图3D。燃烧系统160可以进一步包含经由线路108c的补充二氧化碳流。流动控制器162与线路108c中的补充二氧化碳流可操作地附接或以其它方式与其连通。经由线路108c的补充二氧化碳流可以与流108a和/或108b结合以提供在燃烧系统160操作期间具有基本恒定的组成物的经由线路108的燃烧燃料气体流。该方法可与燃烧系统150相似，但是燃烧器110的物理特性可进行专门设计以用于线路108中的燃烧燃料气体流的组成物并且仍燃烧具有可变组成物108b的燃料。经由线路108c的补充二氧化碳流可从线路112中的燃烧产物流中分割出来或者源自于另外的源。
图3E描绘了根据一个或多个实施方案的又一示例性燃烧系统170的示意图。燃烧系统170可以或可以不包含上文参照图3B-3D所讨论和描述的特征件。因此，可参照图3A-3D最佳地理解图3E。燃烧系统170可以包含：经由线路108的燃烧燃料流，其基本包含碳氢化合物和二氧化碳并且具有初始的燃料-二氧化碳比；经由线路106的氧合流，其基本包括氧气和二氧化碳，其中经由线路108的燃烧燃料流和经由线路106的氧合流结合以形成经由线路172的燃烧器入口流，经由线路172的燃烧器入口流具有配置为满足最优当量比(φ)的组合燃料-氧气比以及配置为提供最优燃烧温度的组合初始二氧化碳-燃料比；稀释剂流，其基本包括二氧化碳102b；以及燃烧器110，其配置为至少部分地燃烧燃烧器入口流172以生成基本含有水和二氧化碳的经由线路174的热产物流，其中经由线路174的热产物流可与稀释剂流102b混合以形成具有温度和最终二氧化碳-燃料比的燃烧产物流112。
在一个或多个实施方案中，燃烧燃料流108中的碳氢化合物可以包含甲烷，并且燃料-氧气比可取的范围从约0.9∶1的摩尔燃料比摩尔氧气至约1.1∶1的摩尔燃料比摩尔氧气或者从约0.95∶1的摩尔燃料比摩尔氧气至约1.05∶1的摩尔燃料比摩尔氧气。在另一实施方案中，线路108中的燃烧燃料流中的碳氢化合物可以包含甲烷，并且二氧化碳-燃料比从约20∶1的摩尔二氧化碳比摩尔燃料至约25∶1的摩尔二氧化碳比摩尔燃料或者从约23∶1的摩尔二氧化碳比摩尔燃料至约24∶1的摩尔二氧化碳比摩尔燃料。
在至少一个特定实施方案中，燃烧系统170可进一步包括经由线路108a的高质量燃料气体流、经由线路108b的低加热值燃料气体流、和经由线路108c的补充二氧化碳流，经由线路108c的补充二氧化碳流配置为与线路108a中的高质量燃料气体流和线路108b中的低加热值燃料气体流结合以形成经由线路108的燃烧燃料流并且保持线路108中的燃烧燃料流中的恒定的初始燃料-二氧化碳比。另外的实施方案可以包括经由线路104的氧气供给流和经由线路102a的二氧化碳混合流，经由线路102a的二氧化碳混合流具有配置为与线路104中的氧气供给流相结合以形成经由线路106的氧合流的流动和组成物。
在又一实施方案中，燃烧系统170可包括至少一个温度传感器114，温度传感器114配置为测量膨胀的线路113中的燃烧产物流(以及任选地线路112中的燃烧产物流)的温度。线路113中的膨胀的燃烧产物流的温度可用于计算经由线路102a的二氧化碳混合流、经由线路108c的补充二氧化碳流和经由线路102b的稀释剂流中的至少一个的流量，从而调节燃烧的温度。燃烧系统170还可以包括至少一个氧气分析器126，氧气分析器126配置为测量线路112中的燃烧产物流和/或线路113中的膨胀的燃烧产物流中氧气的量。线路108中的燃烧产物流中氧气的量可用于最优化经由线路104的氧气供给流的流量以实现基本化学计量燃烧。系统170可以进一步包括至少一个碳氢化合物分析器152，碳氢化合物分析器152配置为测量线路112中的燃烧产物流和/或线路113中的膨胀的燃烧产物流的组合物中碳氢化合物的量。线路112中的燃烧产物流和/或线路113中的膨胀的燃烧产物流的组成物中碳氢化合物的量可用于最优化线路104中的氧气供给流的流量以实现基本化学计量燃烧。燃烧系统170还可以包括膨胀机111，膨胀机111具有负载和配置为测量负载的负载控制器111’。当负载变化时，负载控制器111’可用于保持组合燃料-氧气比。
图3F描绘了根据一个或多个实施方案的又一示例性燃烧系统180的示意图。燃烧系统180可以或者可以不包含上文参照图3A-3E讨论和描述的特征件。因此，可参照图3A-3E最佳地理解图3F。为了提高清晰度，未示出燃烧系统180的传感器和控制器，但是应当理解的是，燃烧系统180可以包括如图3A-3E所示的传感器和控制器。燃烧系统180可以包含经由线路102的二氧化碳流，经由线路102的二氧化碳流可被导入压缩机109中以生成经压缩的经由线路103的二氧化碳流。经由线路103的经压缩的二氧化碳流可被导入燃烧器110中。如上文参照图3C-3E讨论和描述的，可以流的组合的经由线路104的氧气供给流和经由线路108的燃烧燃料流也可导入燃烧器110中。
图4A-4C分别描绘了根据一个或多个实施方案可与图3A-3F中描绘的系统结合使用的三个示例性燃烧器200、220、240。燃烧器200、220和240中的任一个或多个可与上文参照图3A-3F中讨论和描绘的燃烧系统100、140、150、160、170和180结合使用。因此，可参照图3A-3F最佳地理解图4A-4C。
燃烧器200可具有第一端201a、第二端201b、外壳202、燃烧器内胆203、布置在外壳202和燃烧器内胆203之间的环形容积204、第一混合区206、第二混合区208、燃烧区210、燃尽区212，以及布置在贯通燃烧器内胆203的多个开口213。燃烧器系统200还可以包括传感器216，传感器216配置为监测并且测量或以其它方式估计出燃烧器110内的压力振荡。燃烧器系统200可被配置为接收可在燃烧器110内分割的经由线路102的二氧化碳流。例如，可以将线路102中的二氧化碳流的第一部分(描绘为虚线102a)与经由线路104导入的的氧气供给流混合、接触或以其它方式组合，以在第一混合区206中形成氧合流。线路102中的二氧化碳流的第二部分(描绘为虚线102b)可用作冷却流214。用作冷却流214的二氧化碳能够流过布置为贯通燃烧器内胆203的开口213并且进入燃尽区212中。经由线路108的燃烧燃料流还可被导入燃烧器110中并且与第二混合区208中的氧合流混合以形成混合的燃烧流，混合的燃烧流可至少部分在燃烧区210中燃烧以形成燃烧产物流112。在至少一个实施方案中，燃烧系统200可进一步包括热火焰区211。
图4B描绘了示例性燃烧器220，燃烧器220在燃烧区210的截面上方具有示例性二氧化碳轮廓线222和氧气轮廓线224，燃烧区210在中央将产生相对较热的火焰区，即，热火焰区211。图4B代表了如下情况：与第二混合区208的外周相对，在第二混合区208的中心附近喷射较高流量的氧气224，而二氧化碳流量222在第二混合区208的截面上方恒定不变。在图4C中反之亦然，图4C描绘了具有氧气流量242和二氧化碳流量244的燃烧器240，其中，氧气流量242在第二混合区208的截面上方恒定不变，而二氧化碳流量244朝向与第二混合区208的外周相对的第二混合区208的中心减小。注意的是，在两种情况下，导入燃烧区210中的氧气-二氧化碳的总摩尔比可以相同。氧气-二氧化碳的摩尔比可取的范围从大约0.2∶1至大约0.5∶1。
再次参照图4A，热火焰区211可配置为提高了燃烧区210内的火焰稳定性。该方法可允许经由线路108的燃料的量横过单个喷嘴的面变化，同时将燃烧区210内的总化学计量保持为大约接近于1(例如，从大约0.95至大约1.05)的当量比(φ)。这一布置允许如下量的局部变化：a)化学计量，或b)二氧化碳-氧气比，该局部变化平衡了火焰稳定性和燃烧器内胆材料限制的双重要求。例如，在在每个燃烧器200中包括多个喷嘴的燃烧器设计或构造中，热火焰区211可用于独立地改变横过每个喷嘴的面或横过整个第二混合区208的面的局部化学计量。注意，尽管显示的是热火焰区211近似位于燃烧区210的中央，可构思的是，热火焰区211可以偏离中心并且可具有多于一个的热火焰区211。
在一个或多个实施方案中，燃烧器系统200可配置为包含稳定的热火焰区211，热火焰区211具有丰富的燃烧燃料流108与氧合流(或合成空气流)的混合物或者燃烧燃料流108与氧气供给流104的混合物。热火焰区211可以提供热芯火焰，热芯火焰能够辅助整体的火焰稳定性。来自热火焰区211的燃烧产物和未燃烧燃料可以在燃烧器110中可存在过量氧气或合成空气的更下游处更加完全地氧化。燃烧器110的总化学计量可以保持在接近1(例如，从大约0.95至大约1.05)的当量比(φ)。
在一个或多个实施方案中，燃烧器系统200可以包括多个第二混合区208、燃烧区210、和/或燃料/氧气喷射器，上述部分中的任意一个或多个能够进行独立地调制。该布置可串联或并联，并且可通过独立于其它部分调制第二混合区208中的一个或多个来保持总体火焰稳定性。还可以在燃烧器200中保持稳定火焰的同时通过关断第二混合区208中的一个或多个来实现负荷调节。
在其它实施方案中，燃烧器200可以具有被设计为利用二氧化碳的较高排放率和吸收特性的几何形状。几何形状能够合并进入的反应物(氧气供给流104和燃烧燃料流108)和下游的火焰(燃烧区210中)之间的长的视觉路径长度。来自火焰的高温可通过辐射来加热反应物以对反应物进行预热。除此之外或作为选择，喷嘴或燃烧器壁可由以优选地被二氧化碳吸收的波长进行辐射的材料制成。该构造将来自材料的热传递到二氧化碳并且使经由线路102导入的二氧化碳流的温度升高，这可提高燃烧反应的效率。在另外的任选变型例中，可以包括火焰保持器，火焰保持器由优选地以二氧化碳发射的波长吸收的材料构成。这会使材料升温并且通过对流预热反应物。
燃烧器系统200的另一有益效果可以包含使用与天然气相对的二氧化碳/氧气(合成空气或氧合流)，这由于合成空气相对于天然气的较高密度而有助于燃烧器设计。二氧化碳的分子量大于氮气的分子量，这使得密度增大并且使得对于相同的质量流量来说速度较低。燃烧炉面(对于具有相同功率密度的燃烧炉)处降低的速度有助于火焰稳定性。该优点有助于抵消二氧化碳/氧气(合成空气或氧合流)中火焰的降低的火焰速度。公开的设计还能够通过预热反应物有助于总体火焰稳定性和/或通过将热有效地传递到气流有助于冷却燃烧器。
在又一实施方案中，燃烧器系统200可以包括能够容纳经由线路213的气体的一个或多个气体喷射装置。线路213中的气体可通过气体喷射装置导入热火焰区211中。气体可包括但不限于氧气、二氧化碳、燃烧燃料、或它们的任意组合。将线路213中的气体导入热火焰区中能够在燃烧区的上游提供锚式火焰，锚式火焰配置为提高燃烧区210中的火焰稳定性。
图5A和图5B分别描绘了根据一个或多个实施方案的图4A-4C中描绘的燃烧器的示例性燃烧器配置300、320。因此，可参照图4A-4C最佳地理解图5A和图5B。燃烧器配置300包含经由喷射器302导入环形容积204内的经由线路104a的第一氧气供给流。经由线路104a导入的氧气供给流可以在区206中与二氧化碳102、经由线路108导入的燃烧燃料和经由线路104b导入的第二氧气供给流进行混合。
在一个或多个实施方案中，混合装置304可布置在第一混合区206内。混合装置304可以为涡旋器、混合叶片、丝网、或配置为将气流混合的某其它装置。喷射器302可以为位于燃烧器110的壁上或位于布置在环形容积204内的环形件上的多个喷射器孔，以形成氧气的多股高度紊流喷射流。环形件的构造可以为或者包含分段的环形件或连续的环形件。此外，环形件可以具有圆形、楔型或其它钝体截面形状。较小的喷射流会使得在较短的长度上更好地混合。期望的是，在合成空气(二氧化碳/氧气的混合物)到达第二混合区208处的燃烧喷射点时几乎完全混合，从而促进完全的燃烧和化学计量反应。
第二混合区208可以为燃烧燃料流108被导入的地点。第二混合装置308可布置在第二混合区208内。第二混合装置308可以为涡旋器、混合叶片、丝网、或配置为形成低速区以便于火焰保持的一些其它装置。燃烧燃料流108可喷射到涡旋流中，并且在燃烧区210可以保持或维持火焰。燃烧器布置300中所示的燃料喷射器为简化的示意图并且可包含多个孔或喷射器开口。冷却流214可以包括经由线路102导入环形区域204的二氧化碳。燃烧产物流112可导入膨胀机111中(例如，参见图3A)。
图5B描绘了可以包括辅助内壳或辅助燃烧器内胆324的示例性可选的燃烧器配置320。辅助内壳324可从第一端201a和第二端201b之间的位置布置在燃烧器内胆203的周围并且能够朝向第二端201b延伸。在至少一个实施例中，辅助内壳324能够从第一端201a和第二端201b之间的位置延伸到第二端201b。燃烧器配置320还可包括布置在环形容积204内的一个或多个混合器322。与燃烧器配置300中相比，混合器322可定位为更加靠近燃烧器配置320的第二端201b。应当注意的是，经由线路104的氧气供给流不能够进入稀释流214，因为经由线路104的氧气供给流将与燃尽区212内的燃烧产物进行反应。因此，辅助内胆324有益地允许较长的混合区206并且避免将氧气导入稀释或冷却流214中。
在另一实施方案中，可以在两个位置104a和104b处导入线路104中的氧气供给流。经由线路104a和104b导入氧气供给流能够允许氧合流中的氧气-二氧化碳比的空间变化，以便在燃烧区210中提供热火焰区211。
图6A和图6B描绘了根据一个或多个实施方案的图4A-4C中描绘的燃烧器的示例性可选实施方案。因此，可以参照图4A-4C最佳地理解图6A和图6B。燃烧器系统400可以包含位于燃烧器400的第一端201a附近的第一混合区206。第一混合区206可以配置为从燃烧器400的第一端201a朝向第二端201b提供经由线路102的二氧化碳流、经由线路104的氧气供给流以及经由线路108的燃烧燃料流的流量。一个或多个混合器(示出了两个，402a和402b)可以布置在第一混合区206内。混合器402a和402b可以具有相同或相似的几何形状，或者可选地混合器402b可以具有与混合器402a不同的几何形状，以便改变横过第二混合区208的面的氧气-二氧化碳比。
更特别地，如图所示存在两个混合阶段：第一混合区或第一阶段206，其用于混合氧气和二氧化碳以制成合成空气(氧合流)；以及第二混合区或第二阶段208，其用于将燃烧燃料流108与合成空气进行混合以制成燃烧流。经由线路104的氧气供给流可以喷射到二氧化碳流102中，并且可以利用例如涡旋器叶片、钝体喷射器或丝网来方便混合以产生湍流。在第一混合区206中发生氧气和二氧化碳之间的混合，并且第一混合区206的长度尺寸可被设计为完成该混合。经由线路108的燃烧燃料流可通过燃料喷射器来喷射，燃料喷射器显示为单个管605，经由线路108的燃烧燃料流将为位于管605的尖端处的一系列喷射器孔供料。在燃烧区210中发生燃烧，并且可以通过经由线路102导入的二氧化碳来冷却壁。
在一个或多个实施方案中，燃烧器系统400可以改变横过混合器402a和/或402b的区域的压降，以使第一混合区206中间的混合物具有比混合区的外部高的氧气/二氧化碳比。这在靠近燃烧区210的中心处生成较热的火焰温度，而在靠近燃烧器400的壁处具有较冷的温度。合成空气混合器/涡旋器402b上较高的网孔密度表明了这点，抑制了二氧化碳与氧气流动进入该区域。
图6B描绘了另一实施方案，其中在单个燃烧器420中使用多个喷嘴108a-c和104a-c。在燃烧器420中的负载变化时，使得可打开或关闭各个喷嘴。还允许在第一混合区206a-206c中每个喷嘴具有不同的涡旋器422a-422c，以使得氧气/二氧化碳比在燃烧器211的中间附近较高以提高火焰稳定性并且在壁210a-210b附近较低。
图7A-7D描绘了根据一个或多个实施方案的图4A-4C中描绘的燃烧器的另外的可选实施方案。因此，可参照图4A-4C最佳地理解图7A-7D。图7A描绘了示例性燃烧器500包括二氧化碳流102的分割，其中第一部分102b的路径沿着燃烧器500的壁以用于冷却，而第二部分102a的路径围绕中央矛形件或“涡旋诱导器”502通过环形件。中央矛形件502具有氧气侧面喷射器504。氧气可沿切向导入大致轴向流动的二氧化碳流102a中。该布置能够增强氧气和二氧化碳之间的混合并且生成涡旋的合成空气流。可以包含多个氧气喷射位置以允许独立地调制氧气质量流量和合成空气流的涡旋这两者。涡旋诱导器502还可充当涡旋共流中的钝体并且在其伴流中提供减小的速度。这些速度减小的区有助于火焰稳定性。经由线路108的燃烧燃料可经由喷射器506导入内二氧化碳流周围的环形件中，其中燃料喷射器506的端与涡旋诱导器502的端平齐。
该布置的示例性变型例可描绘为图7B所示的燃烧器510。燃料环形件512可以向下游延伸经过燃烧器510中的涡旋诱导器502的端。燃烧器510可为二氧化碳和氧气流提供增加的驻留时间以进行混合。该配置还可被改进以径向向内而不是轴向向下游引导燃料。这有利地保持了涡旋诱导器502的中央附近和伴流中所包含的火焰。这样还能够防止二氧化碳102b的最外环对火焰进行淬火或传送未燃烧的燃料。在燃烧器500和510的配置中，二氧化碳102b的最外环能够防止火焰作用于燃烧器500、510的壁上，从而防止对燃烧器500、510的壁造成损伤。
有益的是，涡旋诱导器502的使用能够减少通常与涡旋叶片相关的燃烧器的压降。而且，在火焰和进入的二氧化碳102a的流之间提供了明细的视觉路径，该路径允许控制较高程度的吸收二氧化碳。因此，与在使用空气的标准燃烧器中相比，进入的合成空气流可被预热到较高的温度。然而，应当注意的是，燃烧器500的涡旋诱导器布置配置为在第一混合区206中基本包含了全部的氧气供给流104并且不易于改变燃烧区210内的氧气-二氧化碳的空间比。
图7C和图7D分别描绘了另一示例性涡旋诱导器530的侧视图和俯视图。在一个或多个实施方案中，涡旋诱导器530可具有这样的配置：二氧化碳流102a沿切向喷射到氧气流104中以生成包含氧气和二氧化碳的涡旋第一混合物522(氧合流或合成空气流)。喷射角(α)和(β)可以变化以借助于混合长度平衡空气动力学阻塞的特性。喷射角(α)的范围可相对于贯通涡旋诱导器530布置的纵向中央轴线如下：从下限约1°、约5°、约10°、约20°或约30°至上限约50°、约60°、约70°、约80°或约90°。喷射角(β)的范围可相对于贯通涡旋诱导器530布置的纵向中央轴线如下：从约1°、约5°、约10°、约20°或约30°的下限至约50°、约60°、约70°、约80°或约90°的上限。在一个或多个实施方案中，氧气流104和二氧化碳流102a导入涡旋诱导器530可以反向。换句话说，氧气流104可沿切向喷射到二氧化碳流102a中以形成涡旋的第一混合物522(氧合流或合成空气流)。
图8A和图8B描绘了根据一个或多个实施方案的配置为使用图4A-4C中描绘的燃烧器的一些元件的示例性管束型燃烧器600。因此，可参照图4A-4C最佳地理解图8A和图8B。该燃烧器600的一个特别的设计配置为燃烧炉组件602。燃烧燃烧炉602可以包括中央燃烧炉主体603，中央燃烧炉主体603包括以集束布置布置在中央燃烧炉主体603内的多个管604、606。多个集束的管可以位于燃烧燃料喷射器管604和氧气喷射器管606交错的阵列中。图8B描绘了燃烧炉组件602的剖视图，显示了集束布置的多个管604、606的一个配置。一个或多个开口608可布置为贯通中央燃烧炉主体603的侧面，这些开口允许来自二氧化碳流102a的一些二氧化碳进入燃烧燃烧炉602中。二氧化碳可分别在集束的燃烧燃料和氧气喷射器管604和606之间以及周围流动，并且沿轴向离开燃烧燃烧炉602。燃烧炉组件602的尺寸以及燃料和氧气喷射器管604、606各自的数量、尺寸和布置可根据燃烧器600的具体要求而变化。
喷射器管604、606相对于彼此的紧靠近度可提供在经由线路108导入的燃烧燃料和经由线路104导入的氧气之间的有效混合。喷射器管604、606相对于彼此的紧靠近度还能够提供横过燃烧燃烧炉602的面的混合物部分的可靠的、可预测的变化。燃烧器600可被设计为允许独立地调制分别通过喷射器管604、606的燃烧燃料108和氧气104的流量。独立地调制燃烧燃料108和氧气104能够提供对于横过燃烧燃烧炉602的面的混合物部分的高度控制。
燃烧燃料和氧气喷射器管604、606各自的集束还能够改善导入燃烧器600中的燃烧燃料108和氧气104的燃烧。燃烧燃料和氧气喷射器管604、606各自的集束还能够减少燃烧燃料108和氧气104到共同流动的二氧化碳流102a的损失。在喷射器管604、606之间流动的二氧化碳102a能够用作稀释剂或冷却流，帮助管理温度需求，和/或二氧化碳102a的流动可被设计为在束的中间形成热引导区。与燃烧器内胆203中的冷却孔(上文讨论并描述)类似，在燃烧燃烧炉602的侧面上的侧开口608的尺寸可以改变以调节通过燃烧燃烧炉602的二氧化碳的流量。
图9描绘了根据一个或多个实施方案的配置为使用分别在图4A-4C中描绘的燃烧器200、220、240的一个或多个元件的示例性自陷涡旋型燃烧器700。因此，可参照图4A-4C最佳地理解图9。燃烧器700可以包括布置在燃烧器内胆203内的一个或多个腔室(图中示出了两个702、704)。腔室702、704可延伸到环形件204中，环形件204布置在燃烧器内胆203和燃烧器700的外壳202之间。
经由线路102的二氧化碳流的路径可以沿着燃烧器700的壁并且指向混合区206中。开口或孔213的尺寸可被设计为适用于燃烧器700并且允许二氧化碳流102的部分在经由线路214表示的燃烧区210的下游进入燃烧器并且稀释燃尽区212内的燃烧产物且冷却燃烧器内胆203。未进入开口或孔213的二氧化碳可以流过环形件204并且沿着一个或多个腔室702、704的背侧，从而冷却它们。尽管未示出，一个或多个腔室702、704的背侧还可以包括冷却散热片或能够增加其表面积以便当特定燃烧器需要时更加有效地冷却腔室702、704的其它变型例。该设计起到了双重作用，不仅降低了腔室702和704的壁的温度，而且能够对二氧化碳流102进行预热。
氧气供给流104a可在腔室702和704的上游喷射到燃烧器内胆203内的二氧化碳流102中。氧气供给流104a能够与第一混合区206中的二氧化碳流102混合以形成氧合流或合成空气流。注意的是，仅为了示例的目的，图9描绘了一系列两个腔室702和704。燃烧器700可以包括单个腔室、两个腔室702、704，或三个或多个腔室，而不偏离公开的范围。每个腔室702和704可以包括用于燃烧燃料流108、辅助氧气供给流104b或燃烧燃料流和辅助氧气供给流的混合物的一个或多个喷射位置。喷射位置在腔室中可以变化以匹配燃烧器700的要求。在该配置中，每个腔室独立地工作，并且在每个腔室702和704中可以独立地调制燃烧燃料供给流108和辅助氧气供给流104b的流量。这允许具有更宽的工作范围。火焰稳定地存在于腔室702、704中或者仅在腔室702、704的入口处，腔室702、704中的降速和再循环区有助于火焰。自陷涡旋燃烧器700还可以包括长的视觉路径长度905以允许对二氧化碳流102且因此对合成空气流进行有效的预热。自陷涡旋燃烧器700由于传统燃气轮机燃烧器的优点在于大幅度减少的压降。对于二氧化碳流102具有最小的阻塞，这使得减少了二氧化碳压力的损失。
图10A和图10B描绘了根据一个或多个实施方案的用于操作图4A-图9中描绘的一个或多个燃烧器的方法的示例性流程图。因此，通过参照图4A-图9可最佳地理解图10A和图10B。方法800可以包括：在第一混合区中将氧气供给流和二氧化碳流的至少部分混合804以形成包括氧气和二氧化碳的第一混合物，即“氧合流”或“合成空气流”。方法800还可以包括在第二混合区中将第一混合物和燃烧燃料流混合806以形成混合的燃烧流。混合的燃烧流可至少部分燃烧808以形成燃烧产物流。如图10B中所示，方法820可以包括：改变824横过燃烧器的燃烧炉面的氧气-二氧化碳的空间比以提高燃烧器中的火焰稳定性。
再次参照图4A-4C，燃烧器110的燃尽区212可以包括如下部分中的至少一个：被动稀释区218，其具有布置为贯通燃烧器内胆203的一系列孔，这些孔配置为对燃烧器110的燃烧器内胆203进行冷却和淬火；主动稀释区(未示出)，其具有至少一个淬火端口，所述淬火端口配置为将二氧化碳流102b的第二部分的至少部分主动地递送到燃烧器110以与燃烧产物流112混合；一系列阶形淬火端口(未示出)，其主动地控制通过燃尽区212的温度模式；以及它们的任意组合。在一个或多个实施方案中，燃尽区212还可以包括传感器216，例如压力传感器，以便监控、测量和/或估计燃烧器110内的压力振荡，压力振荡可为火焰吹出的标志。氧气分析器(未示出)还可以包括在燃烧器110中以便为氧气反馈环提供另外的输入。
从加热值方面分析，氧合流106可以不具有加热值，燃烧燃料流108可以具有相对高的值(例如，从大约每标准立方英尺500个英国热量单位(BTU/scf)至大约950个BTU/scf)。
在操作过程中，燃烧区210可以产生从约1,500℃至约2,200℃的温度。随着二氧化碳流102b的添加，在燃烧产物流进入燃尽区212中时，期望燃烧产物流112的范围从约1,000℃上至1,400℃。可经由燃尽区212的外壁导入附加的淬火气体102b，产生一种“气体包络”，以保持燃烧器110的壁比热火焰区211冷。在一个示例性实施方案中，在必要时，冷却流102b可从碳氢化合物中除去以使碳烟形成最少化。在另一示例性实施方案中，以比大气压力高的压力(例如，大约10个大气压以上)发生燃烧。
实施例
在下面的表中提供了一些示例性气流组成物作为在单个气体生产场地或不同的气体生产场地在不同生产阶段的气流的实施例。表1提供了在生产开始时或生产开始不久生产井的具体流组成物和流量。
Figure BDA0000132917380000321
表2提供了在CO2突破之后生产井的具体流组成物和流量。
Figure BDA0000132917380000331
本发明的实施方案进一步涉及到下面段落中的任一段或多段：
1.燃烧器系统，包括：燃烧器，其具有第一端、第二端、外壳、内壳以及形成在外壳和内壳之间从第一端延伸到第二端的环形容积；二氧化碳入口，其配置为将二氧化碳导入燃烧器中；氧气入口，其配置为将氧气导入燃烧器中；第一混合区，其配置为将任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的第一部分与任何通过所述氧气入口导入的氧气的至少部分进行混合以生成包含氧气和二氧化碳的第一混合物；燃料入口，其配置为将燃料导入燃烧器中；第二混合区，其配置为将第一混合物与燃料进行混合以生成包含氧气、二氧化碳和燃料的第二混合物；以及燃烧区，其配置为燃烧第二混合物以生成燃烧产物，其中任何通过二氧化碳入口导入的二氧化碳的第二部分流过布置为贯通内壳的一个或多个孔隙并且与燃烧产物混合且冷却燃烧产物。
2.根据段1所述的系统，其中，任何通过二氧化碳入口导入的二氧化碳的第一部分从燃烧器的第二端朝向燃烧器的第一端流过燃烧器的环形容积，其中氧气入口位于环形容积中距燃烧器的第一端一定距离处，所述距离配置为促进任何通过二氧化碳入口导入的二氧化碳的第一部分与通过氧气入口导入的氧气的混合，并且其中，燃料被导入燃烧器的第一端中。
3.根据段2所述的系统，其中，氧气入口包括布置为贯通燃烧器的至少一个壁的多个喷射器孔以及在所述环形容积中的环形件。
4.根据段2所述的系统，其中，进一步包括辅助内壳，所述辅助内壳配置为防止通过氧气入口导入的氧气通过内壳导入，其中，所述第一混合区位于距燃烧器的第一端一定距离处并且配置为促进通过氧气入口导入的氧气和任何通过二氧化碳入口导入的二氧化碳的第一部分的混合。
5.根据段1所述的系统，其中，氧气入口位于燃烧器的第一端处，其中燃料被导入燃烧器的第一端中，并且其中，第一混合物的流从燃烧器的第一端到燃烧器的第二端。
6.根据段5所述的系统，进一步包括多个燃烧炉，燃烧炉配置为执行选自由如下功能组成的组的功能：将通过氧气入口导入的氧气的至少部分导入第二混合区，将燃料导入第二混合区，将通过氧气入口导入的氧气的至少部分导入第一混合区，以及它们的任意组合。
7.根据段6所述的系统，其中，多个燃烧炉的任一个或部分配置为被关断以控制燃烧器的负载并且在每个燃烧炉中产生不同的氧气-二氧化碳比。
8.根据段2、4和6中的任一项所述的系统，其中，第一混合物包含配置为在燃烧区的部分中产生热区以便提高其中的火焰稳定性的空间比可变的氧气-二氧化碳。
9.根据段8所述的系统，进一步包括至少一个辅助氧气入口，所述辅助氧气入口配置为在空间上改变第一混合物中的氧气-二氧化碳比。
10.根据段8所述的系统，进一步包括位于第一混合区中的可变几何形状的混合装置，所述混合装置配置为在空间上改变第一混合物中的氧气-二氧化碳比。
11.根据段2、4和6中的任一项所述的系统，进一步包括气体入口，所述气体入口配置为在燃烧区的上游提供锚式火焰以便提供燃烧区中的火焰稳定性。
12.根据段2、4和6中的任一项所述的系统，进一步包括：混合装置，其位于所述第一混合区中，所述混合装置配置为增强第一混合物的混合；以及第二混合装置，其位于第二混合区中，所述第二混合装置配置为形成低速区以提高燃烧区中的火焰稳定性。
13.根据段1所述的系统，其中，第一混合区包括涡旋诱导器，涡旋诱导器配置为以与任何通过二氧化碳入口导入的二氧化碳的第一部分的流路成切向的角度将氧气导入二氧化碳中以生成涡旋的第一混合物。
14.根据段1所述的系统，进一步包括：至少一个腔室，其位于所述第二混合区中，所述腔室配置为将燃料的至少部分递送到燃烧区中以生产低速区，从而增强燃烧区中的火焰稳定性，其中，任何通过二氧化碳入口导入的二氧化碳的第一部分从燃烧器的第二端朝向燃烧器的第一端流过燃烧器的环形容积以冷却至少一个腔室的壁，并且其中，第一混合区靠近燃烧器的第一端定位。
15.根据段14所述的系统，进一步包括在至少一个腔室中的至少一个辅助氧气入口以形成热火焰区，从而提高燃烧区中的火焰稳定性。
16.根据段9或11所述的系统，进一步包括控制器，所述控制器通过控制流过氧气入口、至少一个辅助氧气入口和气体入口中的两个或多个的氧气的比率来主动地控制氧气浓度的空间变化。
17.燃烧燃烧炉系统，包括：燃烧器，其具有第一端、第二端、外壳、内壳、包括燃烧炉面的燃烧燃烧炉、和燃烧区；二氧化碳入口、氧气入口和燃料入口；以及混合区，其配置为将任何通过二氧化碳入口导入的二氧化碳的第一部分与任何通过氧气入口导入的氧气的至少部分进行混合以生成包含氧气和二氧化碳的第一混合物，其中，第一混合物包括横过燃烧炉面空间变化的氧气-二氧化碳比，所述氧气-二氧化碳比配置为在燃烧区中产生热区，从而提高燃烧区中的火焰稳定性。
18.根据段17所述的系统，其中，所述热区位于燃烧区的大致中央处。
19.根据段18所述的系统，进一步包括至少一个辅助氧气入口，所述辅助氧气入口配置为在空间上改变第一混合物中的氧气-二氧化碳比。
20.根据段19所述的系统，进一步包括控制器，所述控制器通过控制流过氧气入口和至少一个辅助氧气入口的氧气的比率来主动地控制氧气-二氧化碳比的空间变化。
21.根据段18所述的系统，进一步包括位于第一混合区中的可变几何形状的混合装置，所述可变几何形状的混合装置配置为在空间上改变氧气-二氧化碳比。
22.根据段20所述的系统，进一步包括：环形容积，其形成在外壳和内壳之间，所述环形容积从第一端延伸到第二端，其中，任何通过二氧化碳入口导入的二氧化碳的第一部分配置为从燃烧器的第二端朝向燃烧器的第一端流过环形容积，其中，所述氧气入口配置为将通过氧气入口导入的氧气递送到任何通过二氧化碳入口导入的二氧化碳的第一部分以生成第一混合物，并且其中，氧气入口位于环形容积中距燃烧器的第一端的一定距离处，其中所述距离配置为促进第一混合物的混合。
23.根据段22所述的系统，其中，所述氧气入口包括布置为贯通燃烧器的至少一个壁的多个喷射器孔以及在环形容积中的环形件。
24.根据段23所述的系统，进一步包括辅助内壳，所述辅助内壳配置为防止氧气通过内壳导入，其中所述氧气入口位于距燃烧器的第一端一定距离处并且配置为促进第一混合物的混合。
25.根据段20和21中的任一项所述的系统，其中，氧气入口和燃料入口位于燃烧器的第一端处，并且第一混合物的流从燃烧器的第一端到燃烧器的第二端。
26.根据段17所述的系统，其中，燃烧燃烧炉进一步包括：中央燃烧炉主体，其具有以集束布置形式布置于其中的多个管，其中多个管的第一部分配置为承载燃料，并且多个管的第二部分配置为承载氧气；开口，其配置为贯通中央燃烧炉主体的侧面的至少部分，所述开口配置为允许任何二氧化碳的所述第一部分通过而进入布置在所述多个管之间的容积；以及控制器，其配置为至少调制横过配置为承载氧气的管的第二部分的氧气的流量，以在空间上改变横过燃烧炉面的所述氧气-二氧化碳比。
27.根据段17、22、25和26中的任一项所述的系统，进一步包括气体喷射装置，所述气体喷射装置配置为提供在所述燃烧区上游的锚式火焰，所述锚式火焰适于提高所述燃烧区中的火焰稳定性。
28.用于在燃烧系统中燃烧燃料的方法，包括：在燃烧器的第一混合区中将氧气和二氧化碳混合以生成第一混合物；在所述燃烧器的第二混合区中将所述第一混合物和燃料混合以生成第二混合物；以及燃烧所述第二混合物中的所述燃料的至少部分以生成燃烧产物。
29.根据段28所述的方法，进一步包括将权利要求28中所述的方法应用于权利要求2、4、6、13和14中的任一项所述的燃烧器系统。
30.用于在燃烧系统中燃烧燃料的方法，包括：改变横过燃烧器的燃烧炉面的氧气-二氧化碳的空间比以提高燃烧器中的火焰稳定性。
31.根据段30所述的方法，进一步包括将权利要求30中所述的方法应用于权利要求17、22、25和26中的任一项所述的燃烧器系统。
尽管本发明可易于具有各种变型例和可选形式，但是仅通过实施例示出了上文讨论的示例性实施方案。然而，应当再次理解的是，本发明不旨在限于本文公开的特定实施方案。实际上，本发明包含落在随附的权利要求的真正主旨和范围内的所有可选方案、变型例和等同内容。

Claims (31)

1.一种燃烧器系统，包括：
燃烧器，其具有第一端、第二端、外壳、内壳以及形成在所述外壳和所述内壳之间的从所述第一端延伸到所述第二端的环形容积；
二氧化碳入口，其配置为将二氧化碳导入所述燃烧器中；
氧气入口，其配置为将氧气导入所述燃烧器中；
第一混合区，其配置为将任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的第一部分与任何通过所述氧气入口导入的氧气的至少部分混合，以生成包含氧气和二氧化碳的第一混合物；
燃料入口，其配置为将燃料导入所述燃烧器中；
第二混合区，其配置为将所述第一混合物与所述燃料混合以生成包含氧气、二氧化碳和燃料的第二混合物；以及
燃烧区，其配置为燃烧所述第二混合物以生成燃烧产物，其中任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的第二部分流过布置为贯通所述内壳的一个或多个孔隙并且与所述燃烧产物混合并冷却所述燃烧产物。
2.如权利要求1所述的系统，其中：
任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的所述第一部分从所述燃烧器的所述第二端朝向所述燃烧器的所述第一端流过所述燃烧器的所述环形容积；
其中，所述氧气入口位于所述环形容积中距所述燃烧器的所述第一端一定距离处，所述距离配置为促进任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的所述第一部分与通过所述氧气入口导入的所述氧气的混合；并且
其中，所述燃料被导入所述燃烧器的所述第一端中。
3.如权利要求2所述的系统，其中，所述氧气入口包括布置为贯通所述燃烧器的壁中的至少一个的多个喷射器孔以及在所述环形容积中的环形件。
4.如权利要求2所述的系统，进一步包括辅助内壳，所述辅助内壳配置为防止通过所述氧气入口导入的所述氧气通过所述内壳导入，其中所述第一混合区位于距所述燃烧器的所述第一端的一定距离处并且配置为促进通过所述氧气入口导入的所述氧气与任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的所述第一部分的混合。
5.如权利要求1所述的系统，其中：
所述氧气入口位于所述燃烧器的所述第一端处；
所述燃料被导入所述燃烧器的所述第一端中；并且
所述第一混合物的流是从所述燃烧器的所述第一端到所述燃烧器的所述第二端。
6.如权利要求5所述的系统，进一步包括多个燃烧炉，所述燃烧炉配置为执行选自由如下功能组成的组中的功能：将通过所述氧气入口导入的所述氧气的至少部分导入所述第二混合区，将所述燃料导入所述第二混合区，将通过所述氧气入口导入的所述氧气的至少部分导入所述第一混合区，以及这些功能的任意组合。
7.如权利要求6所述的系统，其中，所述多个燃烧炉中的任一个或部分配置为被关断以控制所述燃烧器的荷载并且在每个燃烧炉中生成不同的氧气-二氧化碳比。
8.如权利要求2、4和6中的任一项所述的系统，其中，所述第一混合物包括配置为在所述燃烧区的部分中产生提高火焰稳定性的热区的空间可变的氧气-二氧化碳比。
9.如权利要求8所述的系统，进一步包括至少一个辅助氧气入口，所述辅助氧气入口配置为在空间上改变所述第一混合物中的所述氧气-二氧化碳比。
10.如权利要求8所述的系统，进一步包括位于所述第一混合区中的可变几何形状混合装置，所述可变几何形状混合装置在空间上改变所述第一混合物中的所述氧气-二氧化碳比。
11.如权利要求2、4和6中任一项所述的系统，进一步包括气体入口，是气体入口配置为提供所述燃烧区的锚式火焰上游以提高所述燃烧区中的火焰稳定性。
12.如权利要求2、4和6中任一项所述的系统，进一步包括：
混合装置，其位于所述第一混合区中，所述混合装置配置为增强所述第一混合物的所述混合；以及
第二混合装置，其位于所述第二混合区中，所述第二混合装置配置为生成低速区以提高所述燃烧区中的火焰稳定性。
13.如权利要求1所述的系统，其中，所述第一混合区包括涡旋引发器，所述涡流引发器配置为以与任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的所述第一部分的流路相切的角度将所述氧气导入所述二氧化碳中以生成涡旋的第一混合物。
14.如权利要求1所述的系统，进一步包括：
至少一个腔室，其位于所述第二混合区中，所述腔室配置为将所述燃料的至少部分递送到所述燃烧区以便生成提高所述燃烧区中的火焰稳定性的低速区，其中，任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的所述第一部分从所述燃烧器的所述第二端朝向所述燃烧器的所述第一端流过所述燃烧器的所述环形容积以冷却所述至少一个腔室的壁，并且其中，所述第一混合区靠近所述燃烧器的所述第一端定位。
15.如权利要求14所述的系统，进一步包括在所述至少一个腔室中的至少一个辅助氧气入口以形成提高所述燃烧区中的火焰稳定性的热火焰区。
16.如权利要求9或11所述的系统，进一步包括控制器，所述控制器通过控制流过所述氧气入口、所述至少一个辅助氧气入口和所述气体入口中的两个或多个中的氧气的比率来主动地控制氧气浓度的空间变化。
17.一种燃烧燃烧炉系统，包括：
燃烧器，其具有第一端、第二端、外壳、内壳、包括燃烧炉面的燃烧燃烧炉以及燃烧区；
二氧化碳入口、氧气入口和燃料入口；以及
混合区，其配置为将任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的第一部分与任何通过所述氧气入口导入的氧气的至少部分混合以生成包含氧气和二氧化碳的第一混合物，其中，所述第一混合物包括横过所述燃烧炉面空间可变的氧气-二氧化碳比，所述空间可变的氧气-二氧化碳比配置为在燃烧区中产生热区以提高所述燃烧区中的火焰稳定性。
18.如权利要求17所述的系统，其中，所述热区位于所述燃烧区的大致中央处。
19.如权利要求18所述的系统，进一步包括至少一个辅助氧气入口，所述辅助氧气入口配置为在空间上改变所述第一混合物中的所述氧气-二氧化碳比。
20.如权利要求19所述的系统，进一步包括控制器，所述控制器通过控制流过所述氧气入口和所述至少一个辅助氧气入口的氧气的比率来主动地控制所述氧气-二氧化碳比的空间变化。
21.如权利要求18所述的系统，进一步包括在所述第一混合区中的可变几何形状混合装置，所述可变几何形状混合装置配置为在空间上改变所述氧气-二氧化碳比。
22.如权利要求20所述的系统，进一步包括：
环形容积，其形成在所述外壳和所述内壳之间，所述环形容积从所述第一端延伸到所述第二端，其中，任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的所述第一部分配置为从所述燃烧器的所述第二端朝向所述燃烧器的所述第一端流过所述环形容积，其中，所述氧气入口配置为将通过所述氧气入口导入的所述氧气递送到任何通过所述二氧化碳入口导入的二氧化碳的所述第一部分以生成所述第一混合物，并且其中，所述氧气入口位于所述环形容积中距所述燃烧器的所述第一端一定距离处，其中所述距离配置为促进所述第一混合物的混合。
23.如权利要求22所述的系统，其中，所述氧气入口包括布置为贯通所述燃烧器的壁中的至少一个的多个喷射器孔以及在所述环形容积中的环形件。
24.如权利要求23所述的系统，进一步包括辅助内壳，所述辅助内壳配置为防止通过所述内壳导入所述氧气，其中所述氧气入口位于距所述燃烧器的所述第一端一定距离处并且配置为促进所述第一混合物的混合。
25.如权利要求20和21中的任一项所述的系统，其中，所述氧气入口和所述燃料入口位于所述燃烧器的所述第一端处，并且所述第一混合物的流从所述燃烧器的所述第一端到所述燃烧器的所述第二端。
26.如权利要求17所述的系统，其中所述燃烧燃烧炉进一步包括：
中央燃烧炉主体，其具有以集束布置形式布置于其中的多个管，其中所述多个管的第一部分配置为承载所述燃料，并且所述多个管的第二部分配置为承载所述氧气；
开口，其配置为贯通所述中央燃烧炉主体的侧面的至少部分，所述开口配置为允许任何二氧化碳的所述第一部分通过而进入布置在所述多个管之间的容积；以及
控制器，其配置为至少调制横过配置为承载所述氧气的所述管的所述第二部分的所述氧气的流量，以在空间上改变横过所述燃烧炉面的所述氧气-二氧化碳比。
27.如权利要求17、22、25和26中的任一项所述的系统，进一步包括气体喷射装置，所述气体喷射装置配置为提供所述燃烧区上游的锚式火焰，所述锚式火焰适于提高所述燃烧区中的火焰稳定性。
28.一种在燃烧系统中燃烧燃料的方法，包括：
在燃烧器的第一混合区中将氧气和二氧化碳混合以生成第一混合物；
在所述燃烧器的第二混合区中将所述第一混合物和燃料混合以生成第二混合物；以及
燃烧所述第二混合物中的所述燃料的至少部分以生成燃烧产物。
29.如权利要求28所述的方法，进一步包括将权利要求28中所述的方法应用于权利要求2、4、6、13和14中的任一项所述的燃烧器系统。
30.一种在燃烧系统中燃烧燃料的方法，包括：
改变横过燃烧器的燃烧炉面的氧气-二氧化碳的空间比以提高所述燃烧器中的火焰稳定性。
31.如权利要求30所述的方法，进一步包括将权利要求30中所述的方法应用于权利要求17、22、25和26中的任一项所述的燃烧器系统。
CN201080033233.1A 2009-06-05 2010-06-03 燃烧器系统和使用燃烧器系统的方法 Expired - Fee Related CN102459850B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US18458409P 2009-06-05 2009-06-05
US61/184,584 2009-06-05
PCT/US2010/037325 WO2010141777A1 (en) 2009-06-05 2010-06-03 Combustor systems and methods for using same

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN102459850A true CN102459850A (zh) 2012-05-16
CN102459850B CN102459850B (zh) 2015-05-20

Family

ID=43298166

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201080033233.1A Expired - Fee Related CN102459850B (zh) 2009-06-05 2010-06-03 燃烧器系统和使用燃烧器系统的方法

Country Status (12)

Country Link
US (1) US9353940B2 (zh)
EP (1) EP2438281B1 (zh)
JP (2) JP5898069B2 (zh)
CN (1) CN102459850B (zh)
AU (1) AU2010256517B2 (zh)
BR (1) BRPI1012000A8 (zh)
CA (1) CA2764450C (zh)
EA (1) EA025821B1 (zh)
MX (1) MX336605B (zh)
MY (1) MY171001A (zh)
SG (2) SG176670A1 (zh)
WO (1) WO2010141777A1 (zh)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105189942A (zh) * 2013-03-08 2015-12-23 埃克森美孚上游研究公司 处理排放物以提高油采收率
CN110017502A (zh) * 2018-01-09 2019-07-16 通用电气公司 用于燃气涡轮发动机的射流旋流空气喷射燃料喷射器
CN110678696A (zh) * 2017-04-11 2020-01-10 国家宇航研究所 具有可变几何形状的自适应燃气涡轮燃烧室
CN114076523A (zh) * 2020-08-20 2022-02-22 中石化南京化工研究院有限公司 反应炉总成以及含硫废弃物处理系统
CN115654497A (zh) * 2022-11-01 2023-01-31 中国空气动力研究与发展中心设备设计与测试技术研究所 一种超高温稳定层流燃烧环境搭建方法

Families Citing this family (100)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2715186C (en) 2008-03-28 2016-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
WO2009121008A2 (en) 2008-03-28 2009-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CN102177326B (zh) 2008-10-14 2014-05-07 埃克森美孚上游研究公司 控制燃烧产物的方法与装置
WO2010099452A2 (en) * 2009-02-26 2010-09-02 Palmer Labs, Llc Apparatus and method for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system and device
US8986002B2 (en) * 2009-02-26 2015-03-24 8 Rivers Capital, Llc Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
US9068743B2 (en) * 2009-02-26 2015-06-30 8 Rivers Capital, LLC & Palmer Labs, LLC Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
CN102459850B (zh) 2009-06-05 2015-05-20 埃克森美孚上游研究公司 燃烧器系统和使用燃烧器系统的方法
EA023673B1 (ru) 2009-11-12 2016-06-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для низкоэмиссионного производства электроэнергии и извлечения углеводородов
AU2011271633B2 (en) 2010-07-02 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
CA2801499C (en) 2010-07-02 2017-01-03 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
MX341981B (es) 2010-07-02 2016-09-08 Exxonmobil Upstream Res Company * Combustion estequiometrica con recirculacion de gas de escape y enfriador de contacto directo.
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
US9399950B2 (en) 2010-08-06 2016-07-26 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for exhaust gas extraction
CN105736150B (zh) 2010-08-06 2018-03-06 埃克森美孚上游研究公司 优化化学计量燃烧的系统和方法
US9457313B2 (en) 2010-09-13 2016-10-04 Membrane Technology And Research, Inc. Membrane technology for use in a power generation process
US9856769B2 (en) 2010-09-13 2018-01-02 Membrane Technology And Research, Inc. Gas separation process using membranes with permeate sweep to remove CO2 from combustion exhaust
US9074530B2 (en) * 2011-01-13 2015-07-07 General Electric Company Stoichiometric exhaust gas recirculation and related combustion control
JP5599742B2 (ja) * 2011-02-28 2014-10-01 一般財団法人電力中央研究所 Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント
JP5599743B2 (ja) * 2011-02-28 2014-10-01 一般財団法人電力中央研究所 Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント
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
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
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
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
JP5438727B2 (ja) 2011-07-27 2014-03-12 株式会社日立製作所 燃焼器、バーナ及びガスタービン
US20130133337A1 (en) * 2011-11-30 2013-05-30 General Electric Company Hydrogen assisted oxy-fuel combustion
CN104428490B (zh) 2011-12-20 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 提高的煤层甲烷生产
AU2013216767B2 (en) 2012-02-11 2017-05-18 8 Rivers Capital, Llc Partial oxidation reaction with closed cycle quench
US20130269358A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
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
WO2014071120A2 (en) * 2012-11-02 2014-05-08 General Electric Company System and method for a turbine combustor
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
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
US20140182298A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
WO2014071123A2 (en) * 2012-11-02 2014-05-08 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
US20140182304A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for a turbine combustor
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
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
WO2014071121A1 (en) * 2012-11-02 2014-05-08 General Electric Company System and method for a 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
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US9631815B2 (en) * 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
WO2014071136A2 (en) * 2012-11-02 2014-05-08 General Electric Company System and method for a turbine combustor
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
WO2014133406A1 (en) 2013-02-28 2014-09-04 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
AU2014226413B2 (en) 2013-03-08 2016-04-28 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
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
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
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
US9556753B2 (en) * 2013-09-30 2017-01-31 Exxonmobil Research And Engineering Company Power generation and CO2 capture with turbines in series
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
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
US10337414B2 (en) 2014-04-29 2019-07-02 Indian Institute Of Technology, Madras (Iitm) Devices and methods for early prediction of impending instabilities of a system
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
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
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
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
MA40950A (fr) * 2014-11-12 2017-09-19 8 Rivers Capital Llc Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie
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
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
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
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
US10072846B2 (en) * 2015-07-06 2018-09-11 General Electric Company Trapped vortex cavity staging in a combustor
AU2017220796B2 (en) 2016-02-18 2019-07-04 8 Rivers Capital, Llc System and method for power production including methanation
DE102016105489A1 (de) * 2016-03-23 2017-09-28 Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR) Mikrogasturbinenanlage und Verfahren zum Betreiben einer Mikrogasturbinenanlage
EA039851B1 (ru) 2016-09-13 2022-03-21 8 Риверз Кэпитл, Ллк Система и способ выработки энергии с использованием частичного окисления
US9782718B1 (en) 2016-11-16 2017-10-10 Membrane Technology And Research, Inc. Integrated gas separation-turbine CO2 capture processes
US10859264B2 (en) 2017-03-07 2020-12-08 8 Rivers Capital, Llc System and method for combustion of non-gaseous fuels and derivatives thereof
US11199327B2 (en) 2017-03-07 2021-12-14 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for operation of a flexible fuel combustor
US20190002117A1 (en) * 2017-06-30 2019-01-03 General Electric Company Propulsion system for an aircraft
US20190017696A1 (en) * 2017-07-12 2019-01-17 Lawrence Bool Method for Enhancing Combustion Reactions in High Heat Transfer Environments
BR112020003886A2 (pt) 2017-08-28 2020-09-01 8 Rivers Capital, Llc otimização de calor de baixo grau de ciclos de energia de co2 supercrítico recuperável
EP3450850A1 (en) * 2017-09-05 2019-03-06 Siemens Aktiengesellschaft A gas turbine combustor assembly with a trapped vortex cavity
WO2019222334A1 (en) * 2018-05-15 2019-11-21 Air Products And Chemicals, Inc. System and method of improving combustion stability in a gas turbine
CA3106955A1 (en) 2018-07-23 2020-01-30 8 Rivers Capital, Llc System and method for power generation with flameless combustion
JP2023001633A (ja) 2021-06-21 2023-01-06 東芝エネルギーシステムズ株式会社 ガスタービン燃焼器の運転方法

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5069029A (en) * 1987-03-05 1991-12-03 Hitachi, Ltd. Gas turbine combustor and combustion method therefor
CN1153505A (zh) * 1994-07-22 1997-07-02 国际壳牌研究有限公司 采用多孔(共环形)燃烧器使含烃气体燃料部分氧化制造合成气的方法
US6199367B1 (en) * 1996-04-26 2001-03-13 General Electric Company Air modulated carburetor with axially moveable fuel injector tip and swirler assembly responsive to fuel pressure
CN1506612A (zh) * 2002-09-12 2004-06-23 流体喷射器和喷射方法
US20050123874A1 (en) * 2003-12-05 2005-06-09 Abbasi Hamid A. High-heat transfer low-nox combustion system
US7147461B2 (en) * 2003-03-22 2006-12-12 David Lloyd Neary Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US20070249738A1 (en) * 2006-04-25 2007-10-25 Haynes Joel M Premixed partial oxidation syngas generator
CN101169261A (zh) * 2007-11-25 2008-04-30 梁福鹏 一种单个电器化的智能厨房
US7523603B2 (en) * 2003-01-22 2009-04-28 Vast Power Portfolio, Llc Trifluid reactor

Family Cites Families (223)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3705492A (en) 1971-01-11 1972-12-12 Gen Motors Corp Regenerative gas turbine system
JPS497617A (zh) * 1972-05-26 1974-01-23
US3841382A (en) 1973-03-16 1974-10-15 Maloney Crawford Tank Glycol regenerator using controller gas stripping under vacuum
GB1490145A (en) 1974-09-11 1977-10-26 Mtu Muenchen Gmbh Gas turbine engine
US4043395A (en) 1975-03-13 1977-08-23 Continental Oil Company Method for removing methane from coal
JPS51118126A (en) * 1975-04-10 1976-10-16 Kawasaki Heavy Ind Ltd Combustion apparatus with abgas cycling instrument
US4271664A (en) 1977-07-21 1981-06-09 Hydragon Corporation Turbine engine with exhaust gas recirculation
RO73353A2 (ro) 1977-08-12 1981-09-24 Institutul De Cercetari Si Proiectari Pentru Petrol Si Gaze,Ro Procedeu de desulfurare a fluidelor din zacamintele de hidrocarburi extrase prin sonde
US4160640A (en) 1977-08-30 1979-07-10 Maev Vladimir A Method of fuel burning in combustion chambers and annular combustion chamber for carrying same into effect
US4380429A (en) * 1979-11-02 1983-04-19 Hague International Recirculating burner
JPS56119423A (en) * 1980-02-25 1981-09-19 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Combustion method of combustor for gas turbine
US4344486A (en) 1981-02-27 1982-08-17 Standard Oil Company (Indiana) Method for enhanced oil recovery
US4414334A (en) 1981-08-07 1983-11-08 Phillips Petroleum Company Oxygen scavenging with enzymes
US4434613A (en) 1981-09-02 1984-03-06 General Electric Company Closed cycle gas turbine for gaseous production
GB2117053B (en) 1982-02-18 1985-06-05 Boc Group Plc Gas turbines and engines
US4498289A (en) 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
US4528811A (en) * 1983-06-03 1985-07-16 General Electric Co. Closed-cycle gas turbine chemical processor
DE3666625D1 (en) * 1985-02-21 1989-11-30 Tauranca Ltd Fluid fuel fired burner
NO163612C (no) 1986-01-23 1990-06-27 Norsk Energi Fremgangsmaate og anlegg for fremstilling av nitrogen for anvendelse under hoeyt trykk.
US4858428A (en) 1986-04-24 1989-08-22 Paul Marius A Advanced integrated propulsion system with total optimized cycle for gas turbines
US4753666A (en) 1986-07-24 1988-06-28 Chevron Research Company Distillative processing of CO2 and hydrocarbons for enhanced oil recovery
US4762543A (en) 1987-03-19 1988-08-09 Amoco Corporation Carbon dioxide recovery
US4883122A (en) 1988-09-27 1989-11-28 Amoco Corporation Method of coalbed methane production
US4976100A (en) 1989-06-01 1990-12-11 Westinghouse Electric Corp. System and method for heat recovery in a combined cycle power plant
US5123248A (en) 1990-03-28 1992-06-23 General Electric Company Low emissions combustor
JP2954972B2 (ja) 1990-04-18 1999-09-27 三菱重工業株式会社 ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント
US5141049A (en) 1990-08-09 1992-08-25 The Badger Company, Inc. Treatment of heat exchangers to reduce corrosion and by-product reactions
US5085274A (en) 1991-02-11 1992-02-04 Amoco Corporation Recovery of methane from solid carbonaceous subterranean of formations
DE4110507C2 (de) 1991-03-30 1994-04-07 Mtu Muenchen Gmbh Brenner für Gasturbinentriebwerke mit mindestens einer für die Zufuhr von Verbrennungsluft lastabhängig regulierbaren Dralleinrichtung
JP2577177Y2 (ja) * 1991-05-31 1998-07-23 矢崎総業株式会社 低ＮＯｘガスバーナ
US5147111A (en) 1991-08-02 1992-09-15 Atlantic Richfield Company Cavity induced stimulation method of coal degasification wells
JPH05203146A (ja) * 1992-01-29 1993-08-10 Hitachi Ltd ガスタービン燃焼器及びガスタービン発電装置
US5332036A (en) 1992-05-15 1994-07-26 The Boc Group, Inc. Method of recovery of natural gases from underground coal formations
US5388395A (en) 1993-04-27 1995-02-14 Air Products And Chemicals, Inc. Use of nitrogen from an air separation unit as gas turbine air compressor feed refrigerant to improve power output
US5444971A (en) 1993-04-28 1995-08-29 Holenberger; Charles R. Method and apparatus for cooling the inlet air of gas turbine and internal combustion engine prime movers
US5794431A (en) 1993-07-14 1998-08-18 Hitachi, Ltd. Exhaust recirculation type combined plant
US5350293A (en) * 1993-07-20 1994-09-27 Institute Of Gas Technology Method for two-stage combustion utilizing forced internal recirculation
US5345756A (en) 1993-10-20 1994-09-13 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
US5394688A (en) 1993-10-27 1995-03-07 Westinghouse Electric Corporation Gas turbine combustor swirl vane arrangement
NO180520C (no) 1994-02-15 1997-05-07 Kvaerner Asa Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser
US5439054A (en) 1994-04-01 1995-08-08 Amoco Corporation Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation
JPH07318010A (ja) * 1994-05-23 1995-12-08 Miura Kenkyusho:Kk 気化燃焼バーナ
US5402847A (en) 1994-07-22 1995-04-04 Conoco Inc. Coal bed methane recovery
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
US5562438A (en) * 1995-06-22 1996-10-08 Burnham Properties Corporation Flue gas recirculation burner providing low Nox emissions
US5724805A (en) * 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
US5725054A (en) 1995-08-22 1998-03-10 Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process
US6201029B1 (en) 1996-02-13 2001-03-13 Marathon Oil Company Staged combustion of a low heating value fuel gas for driving a gas turbine
US5901547A (en) 1996-06-03 1999-05-11 Air Products And Chemicals, Inc. Operation method for integrated gasification combined cycle power generation system
US5950417A (en) * 1996-07-19 1999-09-14 Foster Wheeler Energy International Inc. Topping combustor for low oxygen vitiated air streams
JPH10259736A (ja) 1997-03-19 1998-09-29 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 低ＮＯｘ燃焼器
NO308400B1 (no) 1997-06-06 2000-09-11 Norsk Hydro As Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess
US6256976B1 (en) 1997-06-27 2001-07-10 Hitachi, Ltd. Exhaust gas recirculation type combined plant
SE9702830D0 (sv) 1997-07-31 1997-07-31 Nonox Eng Ab Environment friendly high efficiency power generation method based on gaseous fuels and a combined cycle with a nitrogen free gas turbine and a conventional steam turbine
EP0939199B1 (de) 1998-02-25 2004-03-31 ALSTOM Technology Ltd Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
US6082093A (en) 1998-05-27 2000-07-04 Solar Turbines Inc. Combustion air control system for a gas turbine engine
NO982504D0 (no) 1998-06-02 1998-06-02 Aker Eng As Fjerning av CO2 i r°kgass
US6244338B1 (en) 1998-06-23 2001-06-12 The University Of Wyoming Research Corp., System for improving coalbed gas production
US6089855A (en) 1998-07-10 2000-07-18 Thermo Power Corporation Low NOx multistage combustor
US6148602A (en) 1998-08-12 2000-11-21 Norther Research & Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor
JP2000074329A (ja) * 1998-08-27 2000-03-14 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 排ガス自己再循環方式の低ＮＯｘバーナ
US5968349A (en) 1998-11-16 1999-10-19 Bhp Minerals International Inc. Extraction of bitumen from bitumen froth and biotreatment of bitumen froth tailings generated from tar sands
NO990812L (no) 1999-02-19 2000-08-21 Norsk Hydro As Metode for Õ fjerne og gjenvinne CO2 fra eksosgass
GB9911867D0 (en) 1999-05-22 1999-07-21 Rolls Royce Plc A combustion chamber assembly and a method of operating a combustion chamber assembly
US6345493B1 (en) 1999-06-04 2002-02-12 Air Products And Chemicals, Inc. Air separation process and system with gas turbine drivers
US6256994B1 (en) 1999-06-04 2001-07-10 Air Products And Chemicals, Inc. Operation of an air separation process with a combustion engine for the production of atmospheric gas products and electric power
US6263659B1 (en) 1999-06-04 2001-07-24 Air Products And Chemicals, Inc. Air separation process integrated with gas turbine combustion engine driver
US7065953B1 (en) 1999-06-10 2006-06-27 Enhanced Turbine Output Holding Supercharging system for gas turbines
US6298654B1 (en) 1999-09-07 2001-10-09 VERMES GéZA Ambient pressure gas turbine system
US20010004838A1 (en) 1999-10-29 2001-06-28 Wong Kenneth Kai Integrated heat exchanger system for producing carbon dioxide
US6298652B1 (en) 1999-12-13 2001-10-09 Exxon Mobil Chemical Patents Inc. Method for utilizing gas reserves with low methane concentrations and high inert gas concentrations for fueling gas turbines
US6405536B1 (en) 2000-03-27 2002-06-18 Wu-Chi Ho Gas turbine combustor burning LBTU fuel gas
US6508209B1 (en) 2000-04-03 2003-01-21 R. Kirk Collier, Jr. Reformed natural gas for powering an internal combustion engine
FR2808223B1 (fr) 2000-04-27 2002-11-22 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion
US6637183B2 (en) 2000-05-12 2003-10-28 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
US6374594B1 (en) 2000-07-12 2002-04-23 Power Systems Mfg., Llc Silo/can-annular low emissions combustor
US6282901B1 (en) 2000-07-19 2001-09-04 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integrated air separation process
US6412559B1 (en) 2000-11-24 2002-07-02 Alberta Research Council Inc. Process for recovering methane and/or sequestering fluids
ATE399928T1 (de) 2001-03-15 2008-07-15 Alexei Leonidovich Zapadinski Verfahren zum entwickeln einer kohlenwasserstoff- lagerstätte sowie anlagenkomplex zur ausführung des verfahrens
US6745573B2 (en) 2001-03-23 2004-06-08 American Air Liquide, Inc. Integrated air separation and power generation process
US6622645B2 (en) 2001-06-15 2003-09-23 Honeywell International Inc. Combustion optimization with inferential sensor
US6565361B2 (en) * 2001-06-25 2003-05-20 John Zink Company, Llc Methods and apparatus for burning fuel with low NOx formation
US20030221409A1 (en) 2002-05-29 2003-12-04 Mcgowan Thomas F. Pollution reduction fuel efficient combustion turbine
EP1448880A1 (de) 2001-09-24 2004-08-25 ALSTOM Technology Ltd Gasturbinenanlage für ein arbeitsmedium in form eines kohlendioxid/wasser-gemisches
JP2005516141A (ja) 2001-10-26 2005-06-02 アルストム テクノロジー リミテッド 高排気ガス再循環率で動作するように構成したガスタービンとその動作方法
US7143572B2 (en) 2001-11-09 2006-12-05 Kawasaki Jukogyo Kabushiki Kaisha Gas turbine system comprising closed system of fuel and combustion gas using underground coal layer
US6790030B2 (en) 2001-11-20 2004-09-14 The Regents Of The University Of California Multi-stage combustion using nitrogen-enriched air
AU2002360505A1 (en) 2001-12-03 2003-06-17 Clean Energy Systems, Inc. Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
US20030134241A1 (en) 2002-01-14 2003-07-17 Ovidiu Marin Process and apparatus of combustion for reduction of nitrogen oxide emissions
US6722436B2 (en) 2002-01-25 2004-04-20 Precision Drilling Technology Services Group Inc. Apparatus and method for operating an internal combustion engine to reduce free oxygen contained within engine exhaust gas
US7284362B2 (en) 2002-02-11 2007-10-23 L'Air Liquide, Société Anonyme à Directoire et Conseil de Surveillance pour l'Étude et l'Exploitation des Procedes Georges Claude Integrated air separation and oxygen fired power generation system
US6532745B1 (en) * 2002-04-10 2003-03-18 David L. Neary Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
JP3993023B2 (ja) * 2002-05-22 2007-10-17 東邦瓦斯株式会社 熱風循環装置
US6735949B1 (en) * 2002-06-11 2004-05-18 General Electric Company Gas turbine engine combustor can with trapped vortex cavity
US7491250B2 (en) 2002-06-25 2009-02-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Pressure swing reforming
US6702570B2 (en) 2002-06-28 2004-03-09 Praxair Technology Inc. Firing method for a heat consuming device utilizing oxy-fuel combustion
DK1576266T3 (en) 2002-11-15 2014-12-01 Clean Energy Systems Inc Low pollutant energy generation system with air separation using an ion transfer membrane
DE10257704A1 (de) 2002-12-11 2004-07-15 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Verbrennung eines Brennstoffs
NO20026021D0 (no) 2002-12-13 2002-12-13 Statoil Asa I & K Ir Pat Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning
AU2002351515A1 (en) 2002-12-13 2004-07-09 Petrosa (The Petroleum Oil & Gas Corporation Of Sa (Pty) Ltd A method for oil recovery from an oil field
BRPI0406806A (pt) 2003-01-17 2005-12-27 Catalytica Energy Sys Inc Sistema e método de controle dinâmico para multicombustor catalìtico para motor de turbina a gás
US9254729B2 (en) 2003-01-22 2016-02-09 Vast Power Portfolio, Llc Partial load combustion cycles
US6820428B2 (en) 2003-01-30 2004-11-23 Wylie Inventions Company, Inc. Supercritical combined cycle for generating electric power
WO2004072443A1 (en) 2003-02-11 2004-08-26 Statoil Asa Efficient combined cycle power plant with co2 capture and a combustor arrangement with separate flows
US7045553B2 (en) 2003-02-28 2006-05-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming
US7217303B2 (en) 2003-02-28 2007-05-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Pressure swing reforming for fuel cell systems
US20040170559A1 (en) 2003-02-28 2004-09-02 Frank Hershkowitz Hydrogen manufacture using pressure swing reforming
US7053128B2 (en) 2003-02-28 2006-05-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming
US7914764B2 (en) 2003-02-28 2011-03-29 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrogen manufacture using pressure swing reforming
US7637093B2 (en) 2003-03-18 2009-12-29 Fluor Technologies Corporation Humid air turbine cycle with carbon dioxide recovery
US7401577B2 (en) 2003-03-19 2008-07-22 American Air Liquide, Inc. Real time optimization and control of oxygen enhanced boilers
US7503948B2 (en) 2003-05-23 2009-03-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming
DE10325111A1 (de) 2003-06-02 2005-01-05 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassende Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
US7007487B2 (en) 2003-07-31 2006-03-07 Mes International, Inc. Recuperated gas turbine engine system and method employing catalytic combustion
NO321817B1 (no) 2003-11-06 2006-07-10 Sargas As Renseanlegg for varmekraftverk
US7183328B2 (en) 2003-12-17 2007-02-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Methanol manufacture using pressure swing reforming
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
DE10360951A1 (de) 2003-12-23 2005-07-28 Alstom Technology Ltd Wärmekraftanlage mit sequentieller Verbrennung und reduziertem CO2-Ausstoß sowie Verfahren zum Betreiben einer derartigen Anlage
US20050144961A1 (en) 2003-12-24 2005-07-07 General Electric Company System and method for cogeneration of hydrogen and electricity
JP2005226847A (ja) 2004-02-10 2005-08-25 Ebara Corp 燃焼装置及び燃焼方法
US7468173B2 (en) 2004-02-25 2008-12-23 Sunstone Corporation Method for producing nitrogen to use in under balanced drilling, secondary recovery production operations and pipeline maintenance
US8951951B2 (en) 2004-03-02 2015-02-10 Troxler Electronic Laboratories, Inc. Solvent compositions for removing petroleum residue from a substrate and methods of use thereof
US7752848B2 (en) 2004-03-29 2010-07-13 General Electric Company System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
ITBO20040296A1 (it) 2004-05-11 2004-08-11 Itea Spa Combustori ad alta efficienza e impatto ambientale ridotto, e procedimenti per la produzione di energia elettrica da esso derivabili
US7788897B2 (en) 2004-06-11 2010-09-07 Vast Power Portfolio, Llc Low emissions combustion apparatus and method
WO2006046976A2 (en) 2004-06-14 2006-05-04 University Of Florida Research Foundation, Inc. Turbine system with exhaust gas recirculation and absorption refrigeration system
DE102004039164A1 (de) 2004-08-11 2006-03-02 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
US7264466B2 (en) * 2004-09-10 2007-09-04 North American Manufacturing Company Method and apparatus for radiant tube combustion
JP4626251B2 (ja) 2004-10-06 2011-02-02 株式会社日立製作所 燃焼器及び燃焼器の燃焼方法
US7762084B2 (en) 2004-11-12 2010-07-27 Rolls-Royce Canada, Ltd. System and method for controlling the working line position in a gas turbine engine compressor
US7357857B2 (en) 2004-11-29 2008-04-15 Baker Hughes Incorporated Process for extracting bitumen
EP1666823A1 (de) 2004-12-03 2006-06-07 Linde Aktiengesellschaft Vorrichtung zur Tieftemperaturzerlegung eines Gasgemisches, insbesondere von Luft
CN1847766A (zh) 2005-02-11 2006-10-18 林德股份公司 通过与冷却液体直接热交换而冷却气体的方法和装置
US20060183009A1 (en) 2005-02-11 2006-08-17 Berlowitz Paul J Fuel cell fuel processor with hydrogen buffering
US7875402B2 (en) 2005-02-23 2011-01-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Proton conducting solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming
CA2538464A1 (en) 2005-03-02 2006-09-02 Champion Technologies Inc. Zone settling aid and method for producing dry diluted bitumen with reduced losses of asphaltenes
EP1858803B1 (en) 2005-03-14 2016-07-06 Geoffrey Gerald Weedon A process for the production of hydrogen with co-production and capture of carbon dioxide
US7681394B2 (en) 2005-03-25 2010-03-23 The United States Of America, As Represented By The Administrator Of The U.S. Environmental Protection Agency Control methods for low emission internal combustion system
DE102005015151A1 (de) 2005-03-31 2006-10-26 Alstom Technology Ltd. Gasturbinenanlage
JP2008534862A (ja) 2005-04-05 2008-08-28 サーガス・エーエス 低ｃｏ２火力発電プラント
US7752850B2 (en) 2005-07-01 2010-07-13 Siemens Energy, Inc. Controlled pilot oxidizer for a gas turbine combustor
WO2007021909A2 (en) 2005-08-10 2007-02-22 Clean Energy Systems, Inc. Hydrogen production from an oxyfuel combustor
CA2619097C (en) 2005-08-16 2015-01-20 Barry Hooper Plant and process for removing carbon dioxide from gas streams
US7765810B2 (en) 2005-11-15 2010-08-03 Precision Combustion, Inc. Method for obtaining ultra-low NOx emissions from gas turbines operating at high turbine inlet temperatures
US7896105B2 (en) 2005-11-18 2011-03-01 Exxonmobil Upstream Research Company Method of drilling and production hydrocarbons from subsurface formations
US20070144747A1 (en) 2005-12-02 2007-06-28 Hce, Llc Coal bed pretreatment for enhanced carbon dioxide sequestration
US7726114B2 (en) 2005-12-07 2010-06-01 General Electric Company Integrated combustor-heat exchanger and systems for power generation using the same
WO2007068682A1 (en) 2005-12-12 2007-06-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Enhanced oil recovery process and a process for the sequestration of carbon dioxide
US7634915B2 (en) 2005-12-13 2009-12-22 General Electric Company Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation
US7846401B2 (en) 2005-12-23 2010-12-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Controlled combustion for regenerative reactors
US7909898B2 (en) 2006-02-01 2011-03-22 Air Products And Chemicals, Inc. Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen and carbon dioxide
EP2040848A1 (en) 2006-03-07 2009-04-01 Marathon Oil Sands (U.S.A.) Inc. Processing asphaltene-containing tailings
US7650744B2 (en) 2006-03-24 2010-01-26 General Electric Company Systems and methods of reducing NOx emissions in gas turbine systems and internal combustion engines
JP4418442B2 (ja) 2006-03-30 2010-02-17 三菱重工業株式会社 ガスタービンの燃焼器及び燃焼制御方法
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
US20070245736A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Eastman Chemical Company Process for superheated steam
WO2007140261A2 (en) 2006-05-24 2007-12-06 Jupiter Oxygen Corporation Integrated capture of fossil fuel gas pollutants including co2 with energy recovery
NO325049B1 (no) * 2006-06-20 2008-01-21 Statoil Asa Fremgangsmate for a oke energi- og kostnadseffektivitet i et gasskraftverk eller kraftferk; et varmekraftverk for samme og et brennkammer for bruk i tilknytning til slike verk.
WO2007147216A1 (en) 2006-06-23 2007-12-27 Bhp Billiton Innovation Pty Ltd Power generation
US7691788B2 (en) 2006-06-26 2010-04-06 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods of using same in producing heavy oil and bitumen
US20080006561A1 (en) 2006-07-05 2008-01-10 Moran Lyle E Dearomatized asphalt
JP2008095541A (ja) 2006-10-06 2008-04-24 Toufuji Denki Kk ターボチャージャ
US7942008B2 (en) 2006-10-09 2011-05-17 General Electric Company Method and system for reducing power plant emissions
US7566394B2 (en) 2006-10-20 2009-07-28 Saudi Arabian Oil Company Enhanced solvent deasphalting process for heavy hydrocarbon feedstocks utilizing solid adsorbent
US7721543B2 (en) 2006-10-23 2010-05-25 Southwest Research Institute System and method for cooling a combustion gas charge
US7739864B2 (en) 2006-11-07 2010-06-22 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US7895822B2 (en) 2006-11-07 2011-03-01 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US7827778B2 (en) 2006-11-07 2010-11-09 General Electric Company Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions
US20080118310A1 (en) 2006-11-20 2008-05-22 Graham Robert G All-ceramic heat exchangers, systems in which they are used and processes for the use of such systems
US7921633B2 (en) 2006-11-21 2011-04-12 Siemens Energy, Inc. System and method employing direct gasification for power generation
US20080127632A1 (en) 2006-11-30 2008-06-05 General Electric Company Carbon dioxide capture systems and methods
US7815873B2 (en) 2006-12-15 2010-10-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Controlled combustion for regenerative reactors with mixer/flow distributor
US7802434B2 (en) 2006-12-18 2010-09-28 General Electric Company Systems and processes for reducing NOx emissions
EP1944268A1 (en) 2006-12-18 2008-07-16 BP Alternative Energy Holdings Limited Process
US20080155984A1 (en) 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture
US7819951B2 (en) 2007-01-23 2010-10-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
WO2008090168A1 (en) 2007-01-25 2008-07-31 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for reducing carbon dioxide emission in a power plant
WO2008139536A1 (ja) * 2007-04-27 2008-11-20 Hitachi, Ltd. 天然ガス液化プラント及びその運転方法
CA2614669C (en) 2007-05-03 2008-12-30 Imperial Oil Resources Limited An improved process for recovering solvent from asphaltene containing tailings resulting from a separation process
WO2008137815A1 (en) 2007-05-04 2008-11-13 Clark Steve L Reduced-emission gasification and oxidation of hydrocarbon materials for liquid fuel production
US8616294B2 (en) 2007-05-20 2013-12-31 Pioneer Energy, Inc. Systems and methods for generating in-situ carbon dioxide driver gas for use in enhanced oil recovery
FR2916363A1 (fr) 2007-05-23 2008-11-28 Air Liquide Procede de purification d'un gaz par cpsa a deux paliers de regeneration et unite de purification permettant la mise en oeuvre de ce procede
US20080290719A1 (en) 2007-05-25 2008-11-27 Kaminsky Robert D Process for producing Hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant
US7874140B2 (en) 2007-06-08 2011-01-25 Foster Wheeler North America Corp. Method of and power plant for generating power by oxyfuel combustion
US8850789B2 (en) 2007-06-13 2014-10-07 General Electric Company Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation
EP2158388B1 (de) 2007-06-19 2019-09-11 Ansaldo Energia IP UK Limited Gasturbinenanlage mit abgasrezirkulation
CA2638588A1 (en) 2007-08-09 2009-02-09 Tapco International Corporation Exterior trim pieces with weather stripping and colored protective layer
AU2008292143B2 (en) 2007-08-30 2011-12-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
US9404418B2 (en) 2007-09-28 2016-08-02 General Electric Company Low emission turbine system and method
US8167960B2 (en) 2007-10-22 2012-05-01 Osum Oil Sands Corp. Method of removing carbon dioxide emissions from in-situ recovery of bitumen and heavy oil
US8220268B2 (en) 2007-11-28 2012-07-17 Caterpillar Inc. Turbine engine having fuel-cooled air intercooling
US8133298B2 (en) 2007-12-06 2012-03-13 Air Products And Chemicals, Inc. Blast furnace iron production with integrated power generation
EP2067941A3 (de) 2007-12-06 2013-06-26 Alstom Technology Ltd Kombikraftwerk mit Abgasrückführung und CO2-Abscheidung sowie Verfahren zum Betrieb eines solchen Kombikraftwerks
US20090193809A1 (en) 2008-02-04 2009-08-06 Mark Stewart Schroder Method and system to facilitate combined cycle working fluid modification and combustion thereof
WO2009098597A2 (en) 2008-02-06 2009-08-13 Osum Oil Sands Corp. Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservor
US8051638B2 (en) 2008-02-19 2011-11-08 General Electric Company Systems and methods for exhaust gas recirculation (EGR) for turbine engines
US7926292B2 (en) 2008-03-19 2011-04-19 Gas Technology Institute Partial oxidation gas turbine cooling
CA2715186C (en) 2008-03-28 2016-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
WO2009121008A2 (en) 2008-03-28 2009-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
EP2107305A1 (en) 2008-04-01 2009-10-07 Siemens Aktiengesellschaft Gas turbine system and method
US8397482B2 (en) 2008-05-15 2013-03-19 General Electric Company Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx
US20090301054A1 (en) 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
US20100018218A1 (en) 2008-07-25 2010-01-28 Riley Horace E Power plant with emissions recovery
US8316784B2 (en) 2008-09-26 2012-11-27 Air Products And Chemicals, Inc. Oxy/fuel combustion system with minimized flue gas recirculation
CN102177326B (zh) 2008-10-14 2014-05-07 埃克森美孚上游研究公司 控制燃烧产物的方法与装置
EP2192347B1 (en) 2008-11-26 2014-01-01 Siemens Aktiengesellschaft Tubular swirling chamber
CA2646171A1 (en) 2008-12-10 2010-06-10 Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minist Of Natural Resources Canada High pressure direct contact oxy-fired steam generator
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
US20100326084A1 (en) 2009-03-04 2010-12-30 Anderson Roger E Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel
CN102459850B (zh) 2009-06-05 2015-05-20 埃克森美孚上游研究公司 燃烧器系统和使用燃烧器系统的方法
US8196395B2 (en) 2009-06-29 2012-06-12 Lightsail Energy, Inc. Compressed air energy storage system utilizing two-phase flow to facilitate heat exchange
US8348551B2 (en) 2009-07-29 2013-01-08 Terratherm, Inc. Method and system for treating contaminated materials
CA2769955C (en) 2009-09-01 2017-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US10001272B2 (en) 2009-09-03 2018-06-19 General Electric Technology Gmbh Apparatus and method for close coupling of heat recovery steam generators with gas turbines
MY160833A (en) 2010-07-02 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
CA2801499C (en) 2010-07-02 2017-01-03 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
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
SG10201505211UA (en) 2010-07-02 2015-08-28 Exxonmobil Upstream Res Co Low emission triple-cycle power generation systems and methods
MX341981B (es) 2010-07-02 2016-09-08 Exxonmobil Upstream Res Company * Combustion estequiometrica con recirculacion de gas de escape y enfriador de contacto directo.
AU2011271633B2 (en) 2010-07-02 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
CN105736150B (zh) 2010-08-06 2018-03-06 埃克森美孚上游研究公司 优化化学计量燃烧的系统和方法
US9399950B2 (en) 2010-08-06 2016-07-26 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for exhaust gas extraction
US8220247B2 (en) 2010-09-13 2012-07-17 Membrane Technology And Research, Inc. Power generation process with partial recycle of carbon dioxide

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5069029A (en) * 1987-03-05 1991-12-03 Hitachi, Ltd. Gas turbine combustor and combustion method therefor
CN1153505A (zh) * 1994-07-22 1997-07-02 国际壳牌研究有限公司 采用多孔(共环形)燃烧器使含烃气体燃料部分氧化制造合成气的方法
US6199367B1 (en) * 1996-04-26 2001-03-13 General Electric Company Air modulated carburetor with axially moveable fuel injector tip and swirler assembly responsive to fuel pressure
CN1506612A (zh) * 2002-09-12 2004-06-23 流体喷射器和喷射方法
US7523603B2 (en) * 2003-01-22 2009-04-28 Vast Power Portfolio, Llc Trifluid reactor
US7147461B2 (en) * 2003-03-22 2006-12-12 David Lloyd Neary Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US20050123874A1 (en) * 2003-12-05 2005-06-09 Abbasi Hamid A. High-heat transfer low-nox combustion system
US20070249738A1 (en) * 2006-04-25 2007-10-25 Haynes Joel M Premixed partial oxidation syngas generator
CN101169261A (zh) * 2007-11-25 2008-04-30 梁福鹏 一种单个电器化的智能厨房

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105189942A (zh) * 2013-03-08 2015-12-23 埃克森美孚上游研究公司 处理排放物以提高油采收率
CN110678696A (zh) * 2017-04-11 2020-01-10 国家宇航研究所 具有可变几何形状的自适应燃气涡轮燃烧室
CN110678696B (zh) * 2017-04-11 2021-02-02 国家宇航研究所 具有可变几何形状的自适应燃气涡轮燃烧室
CN110017502A (zh) * 2018-01-09 2019-07-16 通用电气公司 用于燃气涡轮发动机的射流旋流空气喷射燃料喷射器
CN110017502B (zh) * 2018-01-09 2021-04-06 通用电气公司 用于燃气涡轮发动机的射流旋流空气喷射燃料喷射器
CN114076523A (zh) * 2020-08-20 2022-02-22 中石化南京化工研究院有限公司 反应炉总成以及含硫废弃物处理系统
CN115654497A (zh) * 2022-11-01 2023-01-31 中国空气动力研究与发展中心设备设计与测试技术研究所 一种超高温稳定层流燃烧环境搭建方法
CN115654497B (zh) * 2022-11-01 2023-09-08 中国空气动力研究与发展中心设备设计与测试技术研究所 一种超高温稳定层流燃烧环境构建方法

Also Published As

Publication number Publication date
US9353940B2 (en) 2016-05-31
SG176670A1 (en) 2012-01-30
JP6029618B2 (ja) 2016-11-24
AU2010256517B2 (en) 2016-03-10
JP2014178114A (ja) 2014-09-25
BRPI1012000A8 (pt) 2018-02-06
BRPI1012000A2 (pt) 2016-08-09
JP2012529006A (ja) 2012-11-15
MX2011013025A (es) 2012-05-22
CN102459850B (zh) 2015-05-20
WO2010141777A1 (en) 2010-12-09
AU2010256517A1 (en) 2011-12-22
US20120131925A1 (en) 2012-05-31
JP5898069B2 (ja) 2016-04-06
EA025821B1 (ru) 2017-02-28
EA201171395A1 (ru) 2012-06-29
EP2438281B1 (en) 2016-11-02
EP2438281A1 (en) 2012-04-11
EP2438281A4 (en) 2015-04-29
CA2764450A1 (en) 2010-12-09
CA2764450C (en) 2018-02-13
SG10201402156TA (en) 2014-10-30
MX336605B (es) 2016-01-25
MY171001A (en) 2019-09-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102459850B (zh) 燃烧器系统和使用燃烧器系统的方法
JP5406720B2 (ja) 燃料フレキシブル燃焼システム用の燃焼器ノズル
CN102177326B (zh) 控制燃烧产物的方法与装置
US7147461B2 (en) Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US20070234735A1 (en) Fuel-flexible combustion sytem and method of operation
US20070048679A1 (en) Fuel dilution for reducing NOx production
CN101776015A (zh) 预混合的部分氧化合成气生成和燃气涡轮机系统
CN104136851A (zh) 燃烧器喷嘴以及向燃烧器供应燃料的方法
CN102635860A (zh) 用于操作燃烧器的系统和方法
CN205559073U (zh) 具有再加热燃烧器的喷射器装置和涡轮机械
CA2487146C (en) Fuel staging process for low nox operations
CN102635861A (zh) 用于操作燃烧器的系统和方法
CN102679359A (zh) 用于操作燃烧器的系统和方法
Krebs et al. Emissions (DLN)

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20150520

Termination date: 20200603