CN103422993B - 用于产生富氢燃料的系统和方法 - Google Patents
用于产生富氢燃料的系统和方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103422993B CN103422993B CN201310180817.7A CN201310180817A CN103422993B CN 103422993 B CN103422993 B CN 103422993B CN 201310180817 A CN201310180817 A CN 201310180817A CN 103422993 B CN103422993 B CN 103422993B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fuel
- compressor
- turbine
- pressure
- compression work
- 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.)
- Active
Links
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims abstract description 392
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 44
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 44
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 125
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 82
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 82
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 68
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 64
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 59
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 14
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 8
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 238000013396 workstream Methods 0.000 claims description 3
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 7
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 5
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 5
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 5
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GQPLMRYTRLFLPF-UHFFFAOYSA-N Nitrous Oxide Chemical compound [O-][N+]#N GQPLMRYTRLFLPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 235000019628 coolness Nutrition 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001272 nitrous oxide Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
- C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
- C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
- C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
- F02C6/04—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output
- F02C6/10—Gas-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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
- F02C7/22—Fuel supply systems
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
- C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
- C01B2203/84—Energy production
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
- F05D2210/00—Working fluids
- F05D2210/20—Properties
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Output Control And Ontrol Of Special Type Engine (AREA)
Abstract
本发明涉及用于产生富氢燃料的系统和方法。更具体而言，一种用于提供富氢燃料的系统包括第一和第二燃气涡轮。第二燃气涡轮接收来自燃料源的燃料和来自第一燃气涡轮的压缩工作流体的一部分并且产生重整的燃料，并且燃料移送器在第二燃气涡轮中的涡轮和第一燃气涡轮中的燃烧器之间提供流体连通。一种用于提供富氢燃料的方法包括将第一压缩工作流体的一部分从第一压缩机转向至第二压缩机以及提供来自所述第二压缩机的第二压缩工作流体。将压缩燃料的第一部分与第二压缩工作流体在重整器中混合以产生重整的燃料，使压缩燃料的第二部分流至第二涡轮以进行冷却，并且使重整的燃料流过第二涡轮以冷却重整的燃料。
Description
技术领域
本发明大体上涉及为后续燃烧或分配产生富氢燃料的一体化燃气涡轮系统。
背景技术
燃气涡轮在工业和发电操作中广泛地使用。典型的燃气涡轮包括在前部的轴流式压缩机、在中部附近的一个或多个燃烧器、以及在后部的涡轮。环境空气进入压缩机，并且压缩机中的旋转的叶片和固定的导叶逐渐地赋予工作流体(空气)动能，以产生处于高能量状态的压缩工作流体。压缩工作流体离开压缩机并流至燃烧器，在这里工作流体与燃料混合并点燃以生成具有高的温度、压力和速度的燃烧气体。燃烧气体在涡轮机中膨胀以做功。例如，燃烧气体在涡轮中的膨胀可使连接到发电机的轴旋转以产生电力。
熟知的是，较贫(leaner)的燃料空气混合物减少由燃烧产生的一氧化二氮。然而，较贫的燃料空气混合物在燃烧器中产生火焰不稳定性，增加了贫燃料熄火(LBO)事件的可能性，该事件可能中断由燃气涡轮提供的服务。将氢添加到燃料可减小贫燃料熄火的发生率，改善排放，并且促进诸如干式低NOx (DLN)燃烧器的大多数燃烧器的总体操作。由于氢难以安全地输送，对于补充燃料所需的氢的量的现场生产能力将是期望的。本领域已知用于现场生产氢的各种方法。例如，自热重整器(ATR)和蒸汽甲烷重整器(SMR)可用来产生富氢燃料。通常，这些重整器使诸如镍的催化剂在高温高压环境中暴露于诸如天然气的燃料以产生纯氢。结果，放热的催化反应产生可使阀门、密封件和其它系统部件出现问题的温度非常高的排气。因此，能现场产生富氢燃料的一体化的燃气涡轮系统将是有用的。
发明内容
本发明的方面和优点在下面的描述中提出，或者可由该描述显而易见，或者可通过实施本发明来了解。
本发明的一个实施例是用于提供富氢燃料的系统。该系统包括第一燃气涡轮，第一燃气涡轮包括：第一压缩机，其中第一压缩机产生第一压缩工作流体；第一压缩机下游的燃烧器；燃烧器下游的第一涡轮。该系统还包括第二燃气涡轮。第二燃气涡轮包括与第一压缩机流体连通的第二压缩机，其中第二压缩机接收来自第一压缩机的第一压缩工作流体的一部分并且产生具有比第一压缩工作流体更高的压力的第二压缩工作流体。第二燃气涡轮还包括与燃料源流体连通且包括入口和出口的燃料压缩机，其中燃料压缩机通过入口在第一压力和第一温度下接收来自燃料源的燃料，并且在比第一压力和第一温度更高的压力和更高的温度下提供压缩燃料。重整器定位在第二压缩机和燃料压缩机的下游，其中重整器接收第二压缩工作流体和压缩燃料并产生重整的燃料。第二涡轮定位在重整器下游，其中第二涡轮接收重整的燃料并产生冷却的重整燃料。与第二涡轮和燃烧器流体连通的燃料移送器(skid)为冷却的重整燃料提供从第二涡轮到燃烧器的流动通道。
本发明的另一个实施例是用于提供富氢燃料的系统，该系统包括低压压缩机、低压压缩机下游的燃烧器和燃烧器下游的低压涡轮。低压压缩机产生第一压缩工作流体。高压压缩机与低压压缩机流体连通。高压压缩机接收第一压缩工作流体的一部分并且产生具有比第一压缩工作流体更高的压力的第二压缩工作流体。燃料压缩机在高压压缩机下游并且包括与燃料源流体连通的入口。燃料压缩机通过入口在第一压力和第一温度下接收来自燃料源的燃料，并且压缩燃料以在更高的压力和更高的温度下提供压缩燃料。重整器在高压压缩机和燃料压缩机的下游。重整器接收第二压缩工作流体和压缩燃料并产生重整的燃料。高压涡轮在重整器下游。高压涡轮接收重整的燃料并产生冷却的重整燃料。至少一个轴联接低压压缩机、高压压缩机、燃料压缩机、高压涡轮和低压涡轮。燃料移送器与燃烧器和高压涡轮流体连通并为冷却的重整燃料提供从高压涡轮到燃烧器的流动通道。
本发明还包括用于提供富氢燃料的方法。该方法包括将第一压缩工作流体的一部分从第一压缩机转向至第二压缩机以及提供来自第二压缩机的第二压缩工作流体。该方法还包括将燃料在第一压力和第一温度下提供至燃料压缩机以及将燃料压缩至第二压力和第二温度。压缩燃料的第一部分被提供至重整器。压缩燃料的第二部分从燃料压缩机流至第二涡轮以冷却第二涡轮。压缩燃料与第二压缩工作流体在重整器中混合以产生重整的燃料。重整的燃料流过第二涡轮以提供冷却的重整燃料，并且冷却的重整燃料流至燃气涡轮燃烧器。
根据一实施例，一种用于提供富氢燃料的系统，包括：a. 第一燃气涡轮，其包括：i. 第一压缩机，其中，第一压缩机产生第一压缩工作流体；ii. 燃烧器，其在第一压缩机下游；iii. 第一涡轮，其在燃烧器下游；b. 第二燃气涡轮，其包括：i. 第二压缩机，其与第一压缩机流体连通，其中，第二压缩机接收来自第一压缩机的第一压缩工作流体的一部分，并且产生具有比第一压缩工作流体更高的压力的第二压缩工作流体；ii. 燃料压缩机，其与燃料源流体连通并且包括入口和出口，其中，燃料压缩机通过入口在第一压力和第一温度下接收来自燃料源的燃料，并且在比第一压力和第一温度更高的压力和更高的温度下提供压缩燃料；iii. 重整器，其在第二压缩机和燃料压缩机的下游，其中，重整器接收第二压缩工作流体和压缩燃料并产生重整的燃料；iv. 第二涡轮，其在重整器下游，其中，第二涡轮接收重整的燃料并产生冷却的重整燃料；以及c. 燃料移送器，其与第二涡轮和燃烧器流体连通，其中，燃料移送器为冷却的重整燃料提供从第二涡轮到燃烧器的流动通道。
根据一实施例，燃料压缩机还包括入口下游的提取口，其中，提取口通过联接器在燃料压缩机和第二涡轮之间提供流体连通。
根据一实施例，燃料源与燃料移送器流体连通。
根据一实施例，还包括在第二涡轮下游和燃料移送器上游的混合器，其中，混合器在燃料源、第二涡轮和燃料移送器之间提供流体连通。
根据一实施例，混合器为冷却的重整燃料提供从第二涡轮到第三燃气涡轮或辅助过程中的至少一个的流动通道。
根据一实施例，燃料移送器为冷却的重整燃料提供从第二涡轮到第三燃气涡轮或辅助过程中的至少一个的流动通道。
根据一实施例，冷却的重整燃料按体积计包含至少5%的氢。
根据一实施例，重整器包括催化剂或燃烧器中的至少一个。
根据一实施例，一种用于提供富氢燃料的系统，包括：a. 低压压缩机，其中，低压压缩机产生第一压缩工作流体；b. 燃烧器，其在低压压缩机下游；c. 低压涡轮，其在燃烧器下游；d. 高压压缩机，其与低压压缩机流体连通，其中，高压压缩机接收第一压缩工作流体的一部分并产生具有比第一压缩工作流体更高的压力的第二压缩工作流体；e. 燃料压缩机，其在高压压缩机下游并且包括与燃料源流体连通的入口，其中，燃料压缩机通过入口在第一压力和第一温度下接收来自燃料源的燃料，并且压缩燃料以在更高的压力和更高的温度下提供压缩燃料；f. 重整器，其在高压压缩机和燃料压缩机的下游，其中，重整器接收第二压缩工作流体和压缩燃料并且产生重整的燃料；g. 高压涡轮，其在重整器下游，其中，高压涡轮接收重整的燃料并产生冷却的重整燃料；h. 至少一个轴，其联接低压压缩机、高压压缩机、燃料压缩机、高压涡轮和低压涡轮；以及i. 燃料移送器，其与燃烧器和高压涡轮流体连通，其中，燃料移送器为冷却的重整燃料提供从高压涡轮到燃烧器的流动通道。
根据一实施例，燃料压缩机还包括入口和入口下游的提取口，其中，提取口通过联接器在燃料压缩机和第二涡轮之间提供流体连通。
根据一实施例，燃料源与燃料移送器流体连通。
根据一实施例，燃料移送器将冷却的重整燃料与燃料源混合。
根据一实施例，燃料移送器为冷却的重整燃料提供从高压涡轮到第三燃气涡轮或辅助过程中的至少一个的流动通道。
根据一实施例，冷却的重整燃料按体积计包含至少5%的氢。
根据一实施例，重整器包括催化剂或燃烧器中的至少一个。
根据一实施例，一种用于提供富氢燃料的方法，包括：a. 将第一压缩工作流体的一部分从第一压缩机转向至第二压缩机；b. 从第二压缩机提供第二压缩工作流体；c. 将燃料在第一压力和第一温度下提供至燃料压缩机；d. 将燃料压缩至第二压力和第二温度；e. 使压缩燃料的第一部分流至重整器；f. 使压缩燃料的第二部分从燃料压缩机流至第二涡轮以冷却第二涡轮；g. 将压缩燃料与第二压缩工作流体在重整器中混合并燃烧以产生重整的燃料；h. 使重整的燃料流过第二涡轮以提供冷却的重整燃料；以及i. 使冷却的重整燃料流至燃气涡轮燃烧器。
根据一实施例，还包括将第二涡轮用轴联接到燃料压缩机。
根据一实施例，还包括将冷却的重整燃料与燃料混合。
根据一实施例，还包括将压缩燃料与第二压缩工作流体在重整器中以至少大约2的当量比混合并燃烧。
根据一实施例，还包括提供按体积计具有大于5%的氢的重整的燃料。
通过阅读本说明书，本领域的普通技术人员将更好地理解这些实施例和其它实施例的特征和方面。
附图说明
在说明书的其余部分中并参考附图更具体地描述了本发明的全面并使之能够实施的公开内容，包括对于本领域技术人员来说的最佳模式，在附图中：
图1提供了根据本发明的一个实施例的系统的简化框图；以及
图2提供了根据本发明的备选实施例的系统的简化框图。
部件列表
10 系统
12 第一燃气涡轮
14 第二燃气涡轮
16 燃料源
18 燃料
20 燃料移送器
22 第一压缩机
24 燃烧器
26 第一涡轮
28 空气
30 第一压缩工作流体
32 燃烧气体
34 转向的第一压缩工作流体
36 第二压缩机
38 第二压缩工作流体
40 重整器
42 重整的燃料
44 燃料压缩机
46 入口
48 出口
50 压缩燃料
52 提取口
54 第二涡轮
56 轴
58 冷却的重整燃料
60 联接器
62 混合器
64 辅助过程/装置
100 系统
102 多轴(spooled)燃气涡轮
104 低压压缩机
106 高压压缩机
108 (多个)燃烧器
110 燃料压缩机
112 高压涡轮
114 低压涡轮
116 (多个)轴
118 燃料源
120 燃料
122 燃料移送器
124 其它燃气涡轮
126 工作流体
128 第一压缩工作流体
130 燃烧气体
132 第二压缩工作流体
134 重整器
136 重整的燃料
138 入口
140 压缩燃料
142 提取口
144 冷却的重整燃料
146 联接器
148 混合器。
具体实施方式
现在将详细参照本发明的当前实施例，其一个或多个示例在附图中示出。详细描述使用数字和字母标记来指代附图中的特征。在附图和描述中相同或相似的标记用于指代本发明的相同或相似的部件。
每个示例通过对本发明进行说明而不是对本发明进行限制的方式提供。实际上，对本领域技术人员而言，显而易见的是，在不脱离本发明的范围或精神的情况下，可在本发明中作出修改与变型。例如，作为一个实施例的部分而显示或描述的特征可用于另一实施例，以产生又一实施例。因此，本发明意图包括这样的落入所附权利要求及其等同物的范围内的修改与变型。
本发明的各种实施例利用一体化热力循环来提高燃气涡轮的总效率。具体而言，一体化热力循环由催化氧化产生重整的燃料并回收在催化氧化期间产生的能量，从而提高一体化燃气涡轮系统的总效率。
图1示出了根据本发明的一个实施例的系统10。如图所示，系统10通常包括与第二或微燃气涡轮14一体化的第一或主燃气涡轮12。第一或主燃气涡轮12可包括用于燃烧燃料以产生功率的任何市售的机器。第二或微燃气涡轮14通常比第一或主燃气涡轮12小一个数量级，并且主要用来重整或部分地燃烧燃料流以产生具有丰富的氢含量的重整的燃料。燃料源16可将燃料18供应至燃料移送器20。供应至燃料移送器20的可能的燃料包括例如高炉煤气、焦炉煤气、天然气、蒸发的液化天然气(LNG)和丙烷。燃料移送器20为燃料18提供流体连通以在第一燃气涡轮12和第二燃气涡轮14和/或多个其它燃气涡轮之间流动，如将要描述的。
第一燃气涡轮12通常包括压缩机22、压缩机22下游的一个或多个燃烧器24、以及燃烧器24下游的涡轮26，如本领域中已知的。诸如环境空气的工作流体28进入压缩机22，并且压缩机22中的旋转叶片和固定的导叶逐渐赋予工作流体(空气)动能以产生处于高能量状态的记为30的第一压缩工作流体。大部分第一压缩工作流体30离开压缩机22并流至燃烧器24，在这里工作流体与燃料混合并点燃以生成记为32的燃烧气体，燃烧气体具有高的温度、压力和速度。燃烧气体32流至涡轮26并在涡轮26中膨胀以做功。
记为34的第一压缩工作流体的一部分从压缩机22和/或燃烧器24转向至第二燃气涡轮14。第一压缩工作流体34的转向部分流至第二燃气涡轮14中的第二压缩机36。在第二压缩机36中的旋转的叶片和固定的导叶逐渐地赋予第一压缩工作流体34的转向部分动能以产生记为38的第二压缩工作流体。第二压缩工作流体38自然具有比第一压缩工作流体34的转向部分更高的压力和温度。
第二压缩工作流体38离开第二压缩机36并流至第二压缩机36下游的重整器40。重整器40可包括催化剂、燃烧器或本领域的普通技术人员已知的其它类似的装置，以用于氧化燃料以产生具有增加的氢水平的记为42的重整的燃料。例如，重整器40可包括使用一种或多种贵金属作为催化剂的催化型部分氧化(CPOX)转换器。在其它实施例中，重整器40可包括燃烧器。
燃料源16可将燃料18直接通过燃料移送器20和/或通过如图1所示定位在重整器40上游的燃料压缩机44提供至重整器40。燃料压缩机44可包括本领域已知的适合压缩燃料的任何压缩机。燃料压缩机44还可包括入口46和出口48，出口48在入口46下游并且与重整器40流体连通。在特定实施例中，燃料压缩机44可在第一温度和第一压力下接收燃料18。随着燃料流过燃料压缩机44，压力和温度增加，从而在更高的温度和更高的压力下提供压缩燃料50。燃料压缩机44还可包括在入口46下游的提取口52，以用于从燃料压缩机44提取压缩燃料50的至少一部分。
重整器40将压缩燃料50与第二压缩工作流体38和/或催化剂混合，以使得燃料对第二压缩工作流体(空气)具有大于1、优选地大于大约2(例如在大约2.5和6之间)的当量比(Φ)，以确保重整的燃料42中合适的氢含量。如本文所用，当量比(Φ)被定义为燃料空气比和化学计量的燃料空气比的比率。在数学上，当量比可计算如下：
其中，m表示质量，并且下标st代表化学计量条件。
重整器40造成压缩燃料50与第二压缩工作流体38反应以消耗或用掉所有可用的氧并且产生具有高的温度和压力的重整的燃料42。离开重整器40的重整的燃料42的温度可在大约1400℉和1700℉之间，并且离开重整器40的重整的燃料42的压力可在大约300 psi和400 psi之间，但本发明不限于重整的燃料42的任何特定的温度范围或压力范围，除非在权利要求中具体阐述。重整的燃料42中的氢含量按体积计可大于大约5%、10%或15%，具体取决于特定实施例和操作需要。
重整的燃料42流至重整器40下游的第二涡轮54。第二涡轮54可通常包括高压涡轮。重整的燃料42在第二涡轮54中膨胀和冷却以做功。具体而言，轴56可将第二涡轮54连接到第二压缩机36，以便在第二涡轮54和第二压缩机36之间提供传动接合。这样，由重整的燃料42在第二涡轮54中的膨胀产生的功可用来驱动、转动或以其它方式操作燃料压缩机44，从而提高一体化系统10的效率。此外，由重整的燃料42通过第二涡轮的膨胀所产生的功还可用来驱动、转动或以其它方式操作第二压缩机36。
重整的燃料42作为冷却的重整燃料58离开第二涡轮54。离开第二涡轮54的冷却的重整燃料58的温度可在大约1000℉和1400℉之间，并且离开第二涡轮54的冷却的重整燃料58的压力可在大约200psi和300psi之间。在特定实施例中，联接器60可从燃料压缩机44的提取口52延伸至第二涡轮54，从而提供从燃料压缩机44进入第二涡轮54的流体连通。这样，压缩燃料50的至少一部分可从燃料压缩机44流至第二涡轮54。结果，压缩燃料50可为第二涡轮54提供额外的冷却，从而进一步降低离开第二涡轮54的冷却的重整燃料58的温度。此外，流过第二涡轮54的压缩燃料50可减小第二涡轮54内的热应力，从而增加第二涡轮54的机械寿命。结果，冷却的重整燃料58在引入到燃烧器24中之前不需要额外的冷却或压力增加。冷却的重整燃料58中的氢含量按体积计可大于大约5%、10%或15%，具体取决于特定实施例和操作需要。本发明不限于用于冷却的重整燃料58的任何特定温度范围或压力范围，除非在权利要求中具体阐述。
燃料移送器20在第二涡轮54和燃烧器24之间提供流体连通。结果，冷却的重整燃料58可通过燃料移送器20从第二涡轮54流至燃烧器24。燃料移送器20可将冷却的重整燃料58提供至燃烧器24，而不需要任何进一步的调整或混合。备选地或此外，根据操作需要，燃料移送器20可将冷却的重整燃料58与来自燃料源16的燃料18混合。混合也可在第二涡轮54下游和燃料移送器20上游的混合器62内发生，混合器62在第二涡轮54和燃料移送器20之间提供流体连通。这样，燃料移送器20可将燃料18、冷却的重整燃料58和/或两者的混合物提供至燃烧器24。燃烧器24点燃由燃料移送器20提供的各种燃料以生成燃烧气体32，燃烧气体32在涡轮26中膨胀以做功，如前所述。如图1所示，燃料移送器20也可在第二涡轮54和诸如除第一燃气涡轮12之外的另一个燃气涡轮的辅助过程或装置64之间提供流体连通。这使系统10可在现场产生富氢燃料并将其供应至不止一个燃气涡轮。
图2示出了根据本发明的备选实施例的系统100。如图所示，系统100通常包括多轴燃气涡轮102，其具有低压压缩机104、高压压缩机106、一个或多个燃烧器108、燃料压缩机110、高压涡轮112和低压涡轮114。至少一个轴116可联接低压压缩机104、高压压缩机106、燃料压缩机110、高压涡轮112和/或低压涡轮114。(多个)轴116可与每个后续轴116大致同心。燃料源118可将燃料120供应至燃料移送器122。燃料移送器122可在高压涡轮112、燃烧器108和/或多个其它燃气涡轮124之间提供流体连通，如将要描述的。
诸如环境空气的工作流体126进入低压压缩机104，并且低压压缩机104中的旋转的叶片和固定的导叶(未示出)逐渐地赋予工作流体126动能以产生处于高能量状态的记为128的第一压缩工作流体。大部分第一压缩工作流体128离开低压压缩机104并且流至燃烧器108，在这里工作流体与燃料120混合并点燃以生成记为130的燃烧气体，燃烧气体具有高的温度、压力和速度。燃烧气体130流至低压涡轮114并在低压涡轮114中膨胀以做功。
第一压缩工作流体128的一部分可从低压压缩机104和/或燃烧器108转向至低压压缩机104下游的高压压缩机106。高压压缩机106中的旋转的叶片和固定的导叶(未示出)逐渐地赋予第一压缩工作流体128的转向部分动能以产生记为132的第二压缩工作流体。第二压缩工作流体132自然地具有比第一压缩工作流体128的转向部分更高的压力和温度。第二压缩工作流体132离开高压压缩机106并流至高压压缩机106下游的重整器134。重整器134可包括催化剂、燃烧器或本领域的普通技术人员已知的其它类似的装置，以用于氧化燃料以产生具有增加的氢水平的记为136的重整的燃料。例如，重整器134可包括使用一种或多种贵金属作为催化剂的催化型部分氧化(CPOX)转换器。在其它实施例中，重整器134可包括燃烧器。
燃料源118可将燃料120直接通过燃料移送器122和/或通过燃料压缩机110提供至重整器134。燃料压缩机110可包括本领域中已知的适合压缩燃料的任何可旋转的压缩机。燃料压缩机110还可包括与燃料源118和/或燃料移送器122流体连通的入口138。在特定实施例中，燃料压缩机110可在第一温度和第一压力下通过入口138接收燃料120。随着燃料120流过燃料压缩机110，压力和温度增加，从而在更高的温度和更高的压力下提供压缩燃料140。压缩燃料140的至少一部分从燃料压缩机110流至重整器134。燃料压缩机110还可包括在入口138下游的提取口142，以用于从燃料压缩机110提取压缩燃料140的至少一部分。
重整器134将压缩燃料140与第二压缩工作流体132和/或催化剂混合，以使得燃料对第二压缩工作流体(空气)具有大于1、优选地大于大约2(例如在大约2.5和6之间)的当量比(Φ)，以确保重整的燃料136中合适的氢含量。重整器134造成压缩燃料140与第二压缩工作流体132反应以消耗或用掉所有可用的氧并且产生具有高的温度和压力的重整的燃料136。离开重整器134的重整的燃料136的温度可在大约1400℉和1700℉之间，并且离开重整器134的重整的燃料136的压力可在大约300psi和400psi之间，但本发明不限于用于重整的燃料136的任何特定的温度范围或压力范围，除非在权利要求中具体阐述。重整的燃料136中的氢含量按体积计可大于大约5%、10%或15%，具体取决于特定实施例和操作需要。
重整的燃料136流至重整器134下游的高压涡轮112。重整的燃料136在高压涡轮112中膨胀和冷却以做功。具体而言，(多个)轴116可在高压涡轮112、燃料压缩机110、高压压缩机106和低压压缩机104之间提供传动接合。这样，由高压涡轮112中的重整的燃料136的膨胀所产生的功可用来驱动、转动或以其它方式操作燃料压缩机110、高压压缩机106和/或低压压缩机104，从而提高一体化系统100的效率。重整的燃料136作为冷却的重整燃料144离开高压涡轮112。离开高压涡轮112的冷却的重整燃料144的温度可在大约1000℉和1400℉之间，并且离开高压涡轮112的冷却的重整燃料144的压力可在大约200psi和300psi之间，但本发明不限于用于冷却的重整燃料144的任何特定的温度范围或压力范围，除非在权利要求中具体阐述。在特定实施例中，联接器146可从提取口142延伸至高压涡轮112，从而提供从燃料压缩机110到高压涡轮112的流体连通。这样，压缩燃料140的至少一部分可从燃料压缩机110流至高压涡轮112。结果，压缩燃料140可为高压涡轮112提供额外的冷却，从而进一步降低离开高压涡轮112的冷却的重整燃料144的温度。此外，流过高压涡轮112的压缩燃料140可减小高压涡轮112内的热应力，从而增加高压涡轮112的机械寿命。结果，冷却的重整燃料144在引入到燃烧器108之前不需要额外的冷却或压力增加。冷却的重整燃料144中的氢含量按体积计可大于大约5%、10%或15%，具体取决于特定实施例和操作需要。
燃料移送器122在高压涡轮112和燃烧器108之间提供流体连通。结果，冷却的重整燃料144可通过燃料移送器122从高压涡轮112流至燃烧器108。燃料移送器122可将冷却的重整燃料144提供至燃烧器108，而不需要任何进一步的调整或混合。备选地或此外，根据操作需要，燃料移送器122可将冷却的重整燃料144与来自燃料源118的燃料120混合。混合也可在高压涡轮112下游和燃料移送器122上游的混合器148内发生，混合器148在高压涡轮112和燃料移送器122之间提供流体连通。这样，燃料移送器122可将燃料120、冷却的重整燃料144和/或记为120、144的两者的混合物提供至燃烧器108。燃烧器108点燃由燃料移送器122提供的各种燃料以生成燃烧气体130，燃烧气体130在低压涡轮114中膨胀以做功，如前所述。如图2所示，燃料移送器122也可提供到除了多轴燃气涡轮102之外的另一个燃气涡轮124的流体连通。这使系统100可在现场产生富氢燃料并将其供应至不止一个燃气涡轮。此外或备选地，系统10可提供富氢燃料的至少一部分以便在诸如另一个燃气涡轮的辅助过程或装置64中使用。
图1和图2中描述和示出的系统提供了用于提供富氢燃料的方法。具体而言，该方法可包括将第一压缩工作流体的一部分从第一压缩机转向至第二压缩机。第一压缩工作流体可由第二压缩机进一步压缩，从而提供第二压缩工作流体。燃料可在第一压力和第一温度下供应至燃料压缩机，在这里燃料可被压缩至第二压力和第二温度。压缩燃料的至少第一部分可被转向至燃料压缩机下游的重整器，并且压缩燃料的第二部分可从燃料压缩机转向至第二涡轮以冷却第二涡轮。在第二压力和温度下的压缩燃料和工作流体可接着在重整器中混合以产生重整的燃料。如果需要，在压缩燃料和第二压缩工作流体之间的当量比可大于2。重整的燃料可产生为具有按体积计大于5%的氢浓度。重整的燃料可接着流入第二涡轮以提供冷却的重整燃料。冷却的重整燃料可接着流至燃气涡轮燃烧器以进行燃烧。该方法还可包括将冷却的重整燃料在其分配至燃烧器之前与来自燃料源的燃料在燃料移送器中和/或混合器内混合。
本发明中描述的系统和方法可提供相比现有技术的若干商业上的优点。例如，将重整器和重整过程集成到常规燃气涡轮系统中应通过允许由重整过程做的功被捕获或回收而增加燃气涡轮系统的总效率。在燃料进入重整器之前压缩燃料促进了重整器内的反应，从而增加了过程的效率。用压缩燃料冷却第二/高压涡轮减少了第二/高压涡轮内存在的热应力，从而导致停机之间增加的时间。从重整过程回收或捕获功使重整的燃料可被冷却，从而减少了与输送或转移重整的燃料相关联的困难和成本。此外，集成到燃气涡轮系统中的单个重整过程可在现场为多个燃气涡轮提供充足的富氢燃料。此外或备选地，系统10可提供富氢燃料的至少一部分以便在诸如另一个燃气涡轮的辅助过程或装置64中使用。
该书面描述用示例来公开包括最佳模式的本发明，并且还使本领域技术人员能实施本发明，包括制造和使用任何装置或系统以及执行任何包括在内的方法。本发明的可专利范围由权利要求所限定，并且可包括本领域技术人员所想到的其它示例。如果这种其它示例包括与所附权利要求的字面语言没有不同的结构元件，或者如果它们包括与所附权利要求的字面语言无实质差别的等同结构元件，则这种其它示例意图在所附权利要求的范围内。
Claims (18)
1.一种用于提供富氢燃料的系统，包括：
a.第一燃气涡轮，其包括：
i.第一压缩机，其中，所述第一压缩机产生第一压缩工作流体；
ii.燃烧器，其在所述第一压缩机下游；
iii.第一涡轮，其在所述燃烧器下游；
b.第二燃气涡轮，其包括：
i.第二压缩机，其与所述第一压缩机流体连通，其中，所述第二压缩机接收来自所述第一压缩机的第一压缩工作流体的一部分，并且产生具有比所述第一压缩工作流体更高的压力的第二压缩工作流体；
ii.燃料压缩机，其与燃料源流体连通并且包括入口、出口和设于所述出口上游的提取口，其中，所述燃料压缩机通过所述入口在第一压力和第一温度下接收来自所述燃料源的燃料，并且在比所述第一压力和所述第一温度更高的压力和更高的温度下提供压缩燃料；
iii.重整器，其在所述第二压缩机和所述燃料压缩机的下游，其中，所述重整器接收所述第二压缩工作流体和所述压缩燃料并产生重整的燃料；
iv.第二涡轮，其在所述重整器下游，其中，所述第二涡轮接收所述重整的燃料并产生冷却的重整燃料，其中，所述第二涡轮经由所述提取口从所述燃料压缩机直接接收所述压缩燃料的一部分，并且接收到的所述压缩燃料的一部分冷却所述第二涡轮；
v.转子轴，其将所述燃料压缩机连接到所述第二涡轮，其中，所述重整的燃料使得所述转子轴旋转以运行所述燃料压缩机；以及
c.燃料移送器，其与所述第二涡轮和所述燃烧器流体连通，其中，所述燃料移送器为所述冷却的重整燃料提供从所述第二涡轮到所述燃烧器的流动通道。
2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述燃料源与所述燃料移送器流体连通。
3.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，还包括在所述第二涡轮下游和所述燃料移送器上游的混合器，其中，所述混合器在所述燃料源、所述第二涡轮和所述燃料移送器之间提供流体连通。
4.根据权利要求3所述的系统，其特征在于，所述混合器为所述冷却的重整燃料提供从所述第二涡轮到第三燃气涡轮或辅助过程中的至少一个的流动通道。
5.根据权利要求3所述的系统，其特征在于，所述燃料移送器为所述冷却的重整燃料提供从所述第二涡轮到第三燃气涡轮或辅助过程中的至少一个的流动通道。
6.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述冷却的重整燃料按体积计包含至少5％的氢。
7.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述重整器包括催化剂或燃烧器中的至少一个。
8.一种用于提供富氢燃料的系统，包括：
a.低压压缩机，其中，所述低压压缩机产生第一压缩工作流体；
b.燃烧器，其在所述低压压缩机下游；
c.低压涡轮，其在所述燃烧器下游；
d.高压压缩机，其与所述低压压缩机流体连通，其中，所述高压压缩机接收所述第一压缩工作流体的一部分并产生具有比所述第一压缩工作流体更高的压力的第二压缩工作流体；
e.燃料压缩机，其在所述高压压缩机下游并且包括与燃料源流体连通的入口，其中，所述燃料压缩机通过所述入口在第一压力和第一温度下接收来自所述燃料源的燃料，并且压缩所述燃料以在更高的压力和更高的温度下提供压缩燃料，其中，所述燃料压缩机进一步包括出口和设于所述出口上游的提取口；
f.重整器，其在所述高压压缩机和所述燃料压缩机的下游，其中，所述重整器接收所述第二压缩工作流体和所述压缩燃料的一部分以产生重整的燃料；
g.高压涡轮，其在所述重整器下游，其中，所述高压涡轮接收所述重整的燃料并产生冷却的重整燃料，其中，所述高压涡轮经由所述提取口从所述燃料压缩机直接接收所述压缩燃料的一部分，并且所接收的所述压缩燃料的一部分冷却所述高压涡轮；
h.轴，其将所述燃料压缩机连接到所述高压涡轮，其中，所述重整的燃料使所述轴旋转以运行所述燃料压缩机；以及
i.燃料移送器，其与所述燃烧器和所述高压涡轮流体连通，其中，所述燃料移送器为所述冷却的重整燃料提供从所述高压涡轮到所述燃烧器的流动通道。
9.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，所述燃料源与燃料移送器流体连通。
10.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，所述燃料移送器将冷却的重整燃料与燃料源混合。
11.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，所述燃料移送器为冷却的重整燃料提供从高压涡轮到第三燃气涡轮或辅助过程中的至少一个的流动通道。
12.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，所述冷却的重整燃料按体积计包含至少5％的氢。
13.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，所述重整器包括催化剂或燃烧器中的至少一个。
14.一种用于提供富氢燃料的方法，包括：
a.将第一压缩工作流体的一部分从第一压缩机转向至第二压缩机；
b.从第二压缩机提供第二压缩工作流体；
c.将燃料在第一压力和第一温度下提供至燃料压缩机；
d.将燃料压缩至第二压力和第二温度；
e.使压缩燃料的第一部分流至重整器；
f.使压缩燃料的第二部分从燃料压缩机流至第二涡轮以冷却第二涡轮；
g.将压缩燃料与第二压缩工作流体在重整器中混合并燃烧以产生重整的燃料；
h.使重整的燃料流过第二涡轮以提供冷却的重整燃料；以及
i.使冷却的重整燃料流至燃气涡轮燃烧器。
15.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，还包括将第二涡轮用轴联接到燃料压缩机。
16.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，还包括将冷却的重整燃料与燃料混合。
17.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，还包括将压缩燃料与第二压缩工作流体在重整器中以至少2的当量比混合并燃烧。
18.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，还包括提供按体积计具有大于5％的氢的重整的燃料。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/473,990 | 2012-05-17 | ||
| US13/473990 | 2012-05-17 | ||
| US13/473,990 US20130305738A1 (en) | 2012-05-17 | 2012-05-17 | System and method for producing hydrogen rich fuel |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN103422993A CN103422993A (zh) | 2013-12-04 |
| CN103422993B true CN103422993B (zh) | 2016-09-07 |
Family
ID=48446150
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201310180817.7A Active CN103422993B (zh) | 2012-05-17 | 2013-05-16 | 用于产生富氢燃料的系统和方法 |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20130305738A1 (zh) |
| EP (1) | EP2664764B1 (zh) |
| JP (1) | JP2013241931A (zh) |
| CN (1) | CN103422993B (zh) |
| RU (1) | RU2013122580A (zh) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8869502B2 (en) * | 2011-01-13 | 2014-10-28 | General Electric Company | Fuel reformer system for a turbomachine system |
| US20130305738A1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-11-21 | General Electric Company | System and method for producing hydrogen rich fuel |
| CN105041506A (zh) * | 2014-06-10 | 2015-11-11 | 摩尔动力(北京)技术股份有限公司 | 内燃闭合循环氢燃料热动力系统 |
| US9551278B2 (en) * | 2014-07-16 | 2017-01-24 | Air Products And Chemicals, Inc. | Hydrogen production system and process |
| DE102014216014A1 (de) * | 2014-08-13 | 2016-02-18 | Siemens Aktiengesellschaft | Kraftwerksanlage mit Notbrennstoffsystem |
| US9874143B2 (en) * | 2015-12-15 | 2018-01-23 | General Electric Company | System for generating steam and for providing cooled combustion gas to a secondary gas turbine combustor |
| US11078846B2 (en) * | 2018-07-30 | 2021-08-03 | Hamilton Sunstrand Corporation | Fuel delivery system |
| EP3650757A1 (de) * | 2018-11-08 | 2020-05-13 | Siemens Aktiengesellschaft | Gasturbine und verfahren zum betreiben einer gasturbine |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4033133A (en) * | 1976-03-22 | 1977-07-05 | California Institute Of Technology | Start up system for hydrogen generator used with an internal combustion engine |
| JPS61106925A (ja) | 1984-10-30 | 1986-05-24 | Osaka Gas Co Ltd | ガスタ−ビン |
| US5048284A (en) * | 1986-05-27 | 1991-09-17 | Imperial Chemical Industries Plc | Method of operating gas turbines with reformed fuel |
| US5103630A (en) * | 1989-03-24 | 1992-04-14 | General Electric Company | Dry low NOx hydrocarbon combustion apparatus |
| DK171830B1 (da) * | 1995-01-20 | 1997-06-23 | Topsoe Haldor As | Fremgangsmåde til generering af elektrisk energi |
| US5595059A (en) * | 1995-03-02 | 1997-01-21 | Westingthouse Electric Corporation | Combined cycle power plant with thermochemical recuperation and flue gas recirculation |
| DE19521308A1 (de) * | 1995-06-12 | 1996-12-19 | Siemens Ag | Gasturbine zur Verbrennung eines Brenngases |
| DE19536836C2 (de) * | 1995-10-02 | 2003-11-13 | Alstom | Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage |
| US5927063A (en) * | 1997-08-19 | 1999-07-27 | Exxon Chemical Patents Inc. | High efficiency reformed methanol gas turbine power plants |
| US6061936A (en) * | 1997-09-12 | 2000-05-16 | Texaco Inc. | Synthesis gas expander located immediately upstream of combustion turbine |
| JP2000204965A (ja) | 1999-01-14 | 2000-07-25 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | メタンガスを用いたガスタ―ビン発電システム |
| US6322757B1 (en) * | 1999-08-23 | 2001-11-27 | Massachusetts Institute Of Technology | Low power compact plasma fuel converter |
| US6269625B1 (en) * | 1999-09-17 | 2001-08-07 | Solo Energy Corporation | Methods and apparatus for igniting a catalytic converter in a gas turbine system |
| DE19952885A1 (de) * | 1999-11-03 | 2001-05-10 | Alstom Power Schweiz Ag Baden | Verfahren und Betrieb einer Kraftwerksanlage |
| JP3688550B2 (ja) | 2000-04-10 | 2005-08-31 | 株式会社東芝 | ガスタービンシステム |
| JP3789070B2 (ja) | 2000-06-16 | 2006-06-21 | 株式会社東芝 | ガスタービンシステムおよびその運転方法 |
| JP4101627B2 (ja) | 2002-12-05 | 2008-06-18 | 関西電力株式会社 | ガスタービンシステム |
| JP2005098255A (ja) | 2003-09-26 | 2005-04-14 | Yanmar Co Ltd | 発電装置 |
| NO20051895D0 (no) * | 2005-04-19 | 2005-04-19 | Statoil Asa | Fremgangsmate for produksjon av elektrisk energi og CO2 fra et hydrokarbon rastoff |
| US20070130956A1 (en) * | 2005-12-08 | 2007-06-14 | Chen Alexander G | Rich catalytic clean burn for liquid fuel with fuel stabilization unit |
| US7634915B2 (en) * | 2005-12-13 | 2009-12-22 | General Electric Company | Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation |
| US7861509B2 (en) * | 2007-01-23 | 2011-01-04 | General Electric Company | Methods and systems for gas turbine syngas warm-up with low emissions |
| US20090158701A1 (en) * | 2007-12-20 | 2009-06-25 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
| US20100175386A1 (en) * | 2009-01-09 | 2010-07-15 | General Electric Company | Premixed partial oxidation syngas generation and gas turbine system |
| US8783040B2 (en) * | 2010-02-25 | 2014-07-22 | General Electric Company | Methods and systems relating to fuel delivery in combustion turbine engines |
| US20120055168A1 (en) * | 2010-09-08 | 2012-03-08 | General Electric Company | System and method for producing hydrogen rich fuel |
| US8869502B2 (en) * | 2011-01-13 | 2014-10-28 | General Electric Company | Fuel reformer system for a turbomachine system |
| KR101434119B1 (ko) | 2011-01-21 | 2014-08-25 | 미츠비시 쥬고교 가부시키가이샤 | 발전 플랜트 |
| US20130305738A1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-11-21 | General Electric Company | System and method for producing hydrogen rich fuel |
| CN203420787U (zh) * | 2013-02-28 | 2014-02-05 | 通用电气公司 | 用于操作功率设备的系统 |
| US20150321155A1 (en) * | 2014-05-12 | 2015-11-12 | General Electric Company | Fuel delivery system and method of operating a power generation system |
| US9957900B2 (en) * | 2015-05-11 | 2018-05-01 | General Electric Company | System and method for flow control in turbine |
-
2012
- 2012-05-17 US US13/473,990 patent/US20130305738A1/en not_active Abandoned
-
2013
- 2013-05-14 JP JP2013101770A patent/JP2013241931A/ja active Pending
- 2013-05-16 EP EP13168027.4A patent/EP2664764B1/en active Active
- 2013-05-16 CN CN201310180817.7A patent/CN103422993B/zh active Active
- 2013-05-16 RU RU2013122580/06A patent/RU2013122580A/ru not_active Application Discontinuation
-
2016
- 2016-04-27 US US15/139,678 patent/US10196976B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2013122580A (ru) | 2014-11-27 |
| CN103422993A (zh) | 2013-12-04 |
| EP2664764A2 (en) | 2013-11-20 |
| US20130305738A1 (en) | 2013-11-21 |
| JP2013241931A (ja) | 2013-12-05 |
| US20160237893A1 (en) | 2016-08-18 |
| EP2664764B1 (en) | 2020-11-04 |
| US10196976B2 (en) | 2019-02-05 |
| EP2664764A3 (en) | 2018-03-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103422993B (zh) | 用于产生富氢燃料的系统和方法 | |
| CN102400787B (zh) | 用于生产富氢燃料的系统和方法 | |
| CN103953446B (zh) | 低排放发电和烃采收系统及方法 | |
| CA2934542C (en) | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods | |
| US7503178B2 (en) | Thermal power plant with sequential combustion and reduced-CO2 emission, and a method for operating a plant of this type | |
| US20140216046A1 (en) | Integrated Ion Transport Membrane and Combustion Turbine System | |
| MX2012005288A (es) | Sistema y metodos de generacion de potencia de baja emision y recuperacion de hidrocarburos. | |
| JP2012092833A (ja) | 二酸化炭素収集システムを備えた複合サイクル発電プラント | |
| JP2011530033A (ja) | 代替作動流体でガスタービンエンジンを作動させるシステム及び方法 | |
| JP2013535604A (ja) | 低エミッショントリプルサイクル発電システム及び方法 | |
| JP2011530035A (ja) | 代替作動流体を用いて発電システムを動作させるシステム及び方法 | |
| JP2013124662A (ja) | タービンエンジンシステムにおいてｃｏ２をｎ２及びｏ２から分離するための方法及びシステム | |
| Harvey | Analysis of a reheat gas turbine cycle with chemical recuperation using Aspen | |
| WO2004101129A2 (en) | NOx REDUCTION MEHOD | |
| KR20190039819A (ko) | 이온 전도성 구성 요소들을 구비하는 동력 생산을 위한 시스템들 및 방법들 | |
| US8850825B2 (en) | Generating power using an ion transport membrane | |
| US20120180497A1 (en) | Fuel reformer system for a turbomachine system | |
| US20120204573A1 (en) | System and method for producing a hydrogen enriched fuel | |
| Rizzari | Analysis of hydrogen fired gas turbine cycles for peak generation | |
| WO2024014962A1 (en) | Carbon capture system comprising a gas turbine with two burners |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20231228 Address after: Swiss Baden Patentee after: GENERAL ELECTRIC CO. LTD. Address before: New York State, USA Patentee before: General Electric Co. |