CN106062341A - 燃气涡轮燃烧室诊断系统和方法 - Google Patents

燃气涡轮燃烧室诊断系统和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN106062341A
CN106062341A CN201480074858.0A CN201480074858A CN106062341A CN 106062341 A CN106062341 A CN 106062341A CN 201480074858 A CN201480074858 A CN 201480074858A CN 106062341 A CN106062341 A CN 106062341A
Authority
CN
China
Prior art keywords
sensor
turbine
combustion
fuel
response
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
CN201480074858.0A
Other languages
English (en)
Other versions
CN106062341B (zh
Inventor
E·D·怀特
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
General Electric 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, General Electric Co filed Critical Exxon Production Research Co
Publication of CN106062341A publication Critical patent/CN106062341A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN106062341B publication Critical patent/CN106062341B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/26—Control of fuel supply
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D17/00—Regulating or controlling by varying flow
    • F01D17/02—Arrangement of sensing elements
    • F01D17/08—Arrangement of sensing elements responsive to condition of working-fluid, e.g. pressure
    • 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
    • F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • 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
    • F02C7/228—Dividing fuel between various burners
    • 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
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/26—Control of fuel supply
    • F02C9/28—Regulating systems responsive to plant or ambient parameters, e.g. temperature, pressure, rotor speed
    • 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
    • F23C9/06—Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber for completing combustion
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M15/00—Testing of engines
    • G01M15/04—Testing internal-combustion engines
    • G01M15/10—Testing internal-combustion engines by monitoring exhaust gases or combustion flame
    • G01M15/102—Testing internal-combustion engines by monitoring exhaust gases or combustion flame by monitoring exhaust gases
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M15/00—Testing of engines
    • G01M15/14—Testing gas-turbine engines or jet-propulsion engines
    • 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
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/80—Diagnostics
    • 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
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/01—Purpose of the control system
    • F05D2270/08—Purpose of the control system to produce clean exhaust gases
    • F05D2270/083—Purpose of the control system to produce clean exhaust gases by monitoring combustion conditions
    • 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
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/01—Purpose of the control system
    • F05D2270/08—Purpose of the control system to produce clean exhaust gases
    • F05D2270/083—Purpose of the control system to produce clean exhaust gases by monitoring combustion conditions
    • F05D2270/0831—Purpose of the control system to produce clean exhaust gases by monitoring combustion conditions indirectly, at the exhaust
    • 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 
    • F23C2900/00—Special features of, or arrangements for combustion apparatus using fluid fuels or solid fuels suspended in air; Combustion processes therefor
    • F23C2900/09002—Specific devices inducing or forcing flue gas recirculation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N2241/00—Applications
    • F23N2241/20—Gas turbines
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B15/00—Systems controlled by a computer
    • G05B15/02—Systems controlled by a computer electric
    • 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
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T50/00—Aeronautics or air transport
    • Y02T50/60—Efficient propulsion technologies, e.g. for aircraft

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

在一个实施例中，一种方法包括执行涡轮燃烧室诊断程序，该诊断程序包括：以基本稳态的燃烧来运行多个涡轮燃烧室中的第一涡轮燃烧室；调节第一涡轮燃烧室的运行参数，从而引起由第一涡轮燃烧室产生的所述燃烧产物的变化；识别多个传感器的第一分组的第一传感器响应，该多个传感器设置在流体耦连到涡轮燃烧室的涡轮之内或其下游，第一传感器响应表示燃烧产物的变化，并且其中第一分组包括一个或多个第一传感器；使传感器的第一分组与第一涡轮燃烧室相关；以及基于第一传感器响应来诊断多个传感器的第一分组、第一涡轮燃烧室或其组合的情况。

Description

燃气涡轮燃烧室诊断系统和方法
相关申请的交叉引用
本申请要求标题为“GAS TURBINE COMBUSTOR DIAGNOSTIC SYSTEMAND METHOD”的美国非临时专利申请No.14/557,068以及标题为“GASTURBINE COMBUSTOR DIAGNOSTIC SYSTEM AND METHOD”的美国临时专利申请No.61/911,905的优先权和权益，上述两个申请通过引用被整体合并于此以用于所有目的。
技术领域
在此公开的主题涉及燃气涡轮发动机。
背景技术
燃气涡轮发动机的应用非常广泛，例如发电、航空器以及各种机械装置。燃气涡轮发动机通常在燃烧室部中燃烧燃料和氧化剂(例如，空气)以生成热燃烧产物，然后该产物驱动涡轮部中的一个或多个涡轮级。涡轮级，当由热燃烧产物驱动时，将旋转功率转移到轴。进而，旋转轴驱动压缩机部的一个或多个压缩机级，并且也可以驱动发电机以产生电能。
燃气涡轮发动机的燃烧室部通常包括多于一个燃烧室，其中每个燃烧室燃烧燃料/氧化剂混合物。但是，燃烧过程中的变化(例如由于燃料成分的变化、氧化剂成分的变化、燃烧室内存在的其他材料的性质的变化、燃烧室中产生的燃气的最终用途的变化或其任意组合)可能引起一个或多个燃烧室的一个或多个运行参数改变。因此，燃烧室运行可能就要经受进一步改进。
发明内容
与原始要求保护的主题的范围相称的某些实施例被概括如下。这些实施例不意图限制要求保护的发明的范围，而是这些实施例仅意图提供本发明的可能形式的简要概括。实际上，本公开可以包括可以类似于或异于下面阐述的实施例的多种形式。
在一个实施例中，一种系统包括燃气涡轮系统，其具有：涡轮燃烧系统，其具有多个涡轮燃烧室，每个所述涡轮燃烧室被配置为将燃料/氧化剂混合物燃烧以产生燃烧产物；涡轮，其由所述涡轮燃烧系统产生的所述燃烧产物来驱动；多个传感器，其被定位在所述涡轮燃烧系统的下游且被配置为监测所述燃烧产物的一个或多个参数；以及控制系统，其具有共同存储一组或多组指令的一个或多个非易失性机器可读介质，所述一组或多组指令可由处理器实施以执行涡轮燃烧系统诊断程序。所述诊断程序包括：调节所述多个涡轮燃烧室的第一涡轮燃烧室的运行参数，从而引起由所述第一涡轮燃烧室产生的所述燃烧产物的变化；识别所述多个传感器的一个或多个第一传感器的相应的传感器响应，所述第一传感器检测所述燃烧产物的变化；将所述相应的传感器响应和所述第一涡轮燃烧室关联；以及基于所述相应的传感器响应来诊断所述一个或多个第一传感器、所述第一涡轮燃烧室或其组合的情况。
在另一实施例中，一种方法包括执行涡轮燃烧室诊断程序。诊断程序包括以下动作：以基本稳态燃烧来运行多个涡轮燃烧室的第一涡轮燃烧室；调节所述第一涡轮燃烧室的运行参数以引起由所述第一涡轮燃烧室产生的燃烧产物的变化；识别多个传感器的第一分组的第一传感器响应，所述多个传感器被设置在流体耦连到所述涡轮燃烧室的涡轮之内或其下游，所述第一传感器响应表示所述燃烧产物的所述变化，并且其中所述第一分组包括一个或多个第一传感器；将传感器的所述第一分组与所述第一涡轮燃烧室关联；以及基于所述第一传感器响应来诊断所述多个传感器的所述第一分组、所述第一涡轮燃烧室或其组合的情况。
在另一实施例中，一种系统包括一个或多个非暂时的机器可读介质，其共同存储一组或多组指令，所述一组或多组指令可由处理器实施以执行涡轮燃烧系统诊断程序。所述诊断程序包括：以大约0.95与1.05之间的燃烧当量比来运行多个涡轮燃烧室的第一涡轮燃烧室；调节到所述第一涡轮燃烧室的燃料流、氧化剂流或其组合以使得由所述第一涡轮燃烧室产生的燃烧产物从第一燃烧产物变化为第二燃烧产物，所述第二燃烧产物不同于所述第一燃烧产物；识别检测所述第二燃烧产物的第一传感器的第一传感器响应；将所述第一传感器与所述第一涡轮燃烧室关联；以及基于所述第一传感器响应来诊断所述第一传感器、所述第一涡轮燃烧室或其组合的情况。
附图说明
当参照附图阅读下列具体实施方式时，本发明的这些和其他特征、方面和优点将变得更加容易理解，其中在整个附图中相同的符号表示相同的部件，其中：
图1是具有耦连到烃类生产系统的基于涡轮的服务系统的系统的实施例的示意图；
图2是图1的系统的实施例的示意图，其进一步示出控制系统和组合的循环系统；
图3是图1和图2的系统的实施例的示意图，其进一步示出燃气涡轮发动机、排气供给系统和排气处理系统的细节；
图4是用于运行图1-图3的系统的过程的实施例的流程图；
图5是图1-3的系统的实施例的示意图，其进一步示出了配置为调节一个或多个涡轮燃烧室的燃烧参数的控制系统的细节；
图6是图5中沿着图5的线6-6的燃气涡轮的涡轮燃烧系统的实施例的示意图；
图7是运行化学计量的排气再循环燃气涡轮(SEGR GT)系统和监测涡轮燃烧室运行的过程的实施例的流程图；
图8是用于生成燃烧室/传感器映射以执行图5的系统上的诊断的方法的实施例的流程图；
图9是用于执行图5的涡轮燃烧室系统上的诊断的程序的实施例的流程图；
图10是作为λ的函数的宽带氧传感器响应和窄带氧传感器响应的组合的图形。
具体实施方式
本发明的一个或多个具体实施例将在下面描述。为了努力提供这些实施例的简要描述，实际的实施方式的所有特征可能没有在本说明书中描述。应认识到，在任何此类实际的实施方式的开发中(例如在工程或设计项目中)，需要做出众多具体针对实施方式的决定以实现具体目标，例如符合在不同实施方式中可能不同的系统相关约束和/或商业相关约束。而且，应认识到，这种努力可能是复杂和费时的，但是对受益于本公开的本领域普通技术人员来说承担设计、装配和制造仍然是例行工作。
本文公开了详细的示例性实施例。但是，本文公开的特定结构和功能细节仅仅代表描述示例性实施例的目的。然而，本发明的实施例可以体现为许多可替代的形式，并且不应被视为仅限于本文阐述的实施例。
因此，虽然示例性实施例能够具有各种修改和替代形式，但是其实施例通过附图中的示例的方式示出并将在本文详细描述。然而，应当理解的是，本发明并不意图将示例性实施例局限于所公开的特定形式，而是相反，示例性实施例旨在覆盖落入本发明的范围内的所有修改、等价物和可替代的实施例。
本文所使用的术语仅用于描述某些实施例，并不是意图限制示例性实施例。正如本文所使用的，单数形式“一”、“一个”和“所述”也意图包括复数形式，除非上下文中明确指出不同含义。当用于本文时，术语“包括”和/或“包含”指定存在所陈述的特征、整数、步骤、操作、元件和/或组件，但不排除存在或添加一个或多个其他特征、整数、步骤、操作、元件、组件和/或其群组。
虽然术语第一、第二、主要、辅助等可以在本文中被用于描述各个元件，但是这些元件不应受这些术语限制。这些术语仅被用于将一个元件与另一个元件区分开。例如但不限于，第一元件可以被称为第二元件，以及同样，第二元件可以被称为第一元件，而不背离示例性实施例的范围。正如本文所使用的，术语“和/或”包括一个或多个相关联列出的项目中的任意一个、全部及其组合。
本文可以使用某些术语，这仅为了方便读者而不被视为对本发明的范围的限制。例如，诸如“上面”、“下面”、“左侧”、“右侧”、“前面”、“后面”、“顶部”、“底部”、“水平”、“垂直”、“上游”、“下游”、“前部”、“后部”等词语仅描述在附图中示出的配置。事实上，本发明的实施例的一个或多个元件可以被取向在任何方向中，并且因此，所述术语应当被理解为包含这类变化，除非指出不同情况。
如下面所详细讨论的，所公开的实施例总体涉及带有排气再循环(EGR)的燃气涡轮系统，并且尤其是涉及使用EGR的燃气涡轮系统的化学计量操作。例如，燃气涡轮系统可以被配置为沿着排气再循环路径再循环排气，使燃烧的燃料和氧化剂与至少某些再循环排气一起以化学计量燃烧，以及捕集排气以用于各个目标系统中。除了控制燃料和/或氧化剂的流量之外，排气的再循环与化学计量燃烧一起可以帮助增加排气中的CO2的浓度水平，该排气然后可以被后处理以分离和净化CO2和氮气(N2)以用于各个目标系统中。燃气涡轮系统也可以采用沿着排气再循环路径的各种排气处理(例如热回收、催化剂反应等)，从而增加CO2的浓度水平，减少其他排放物(例如一氧化碳、氮氧化物以及未燃烧烃类)的浓度水平，并增加能量回收(例如用热回收单元)。
所公开的实施例也涉及可以在涡轮系统上执行的诊断程序，该涡轮系统具有将燃烧产物排放到涡轮部中的多个燃烧室。诊断程序可以利用通过将多个燃烧室中的一个的运行从稳态扰乱，以及通过监测来自定位在燃烧室下游的一个或多个传感器的响应所获得的信息。事实上，本实施例可以在并入燃气涡轮发动机(并且特别是燃气涡轮发动机以明确限定的燃料与氧化剂燃烧比来运行)的任意数量的系统中被实施。其中本技术可以被执行的系统的示例性实施例在下面关于图1-4被讨论，其中特别的实施方式在图5和图6中被描述。本实施例的多个方面(例如用于执行诊断程序的示例方法)在下面关于图7-9被讨论。
图1是具有与基于涡轮的服务系统14关联的烃类生产系统12的系统10的实施例的示意图。如下面进一步详细讨论的，基于涡轮的服务系统14的各种实施例被配置为向烃类生产系统12提供各种服务，例如，电功率、机械功率和流体(例如排气)以促进油和/或气体的生产或回收。在图示的实施例中，烃类生产系统12包括油/气体抽取系统16和强化油回收(EOR)系统18，二者耦连到地下储层20(例如油、气体或烃类储层)。油/气体抽取系统16包括各种地面设备22，例如耦连到油/气体井26的圣诞树或生产树24。此外，井26可以包括通过地球32中的钻孔30延伸到地下储层20的一个或多个管件28。树24包括一个或多个阀门、扼流圈、隔离套筒、封井器/防喷器以及各种流量控制装置，其调节压力和控制到地下储层20和来自地下储层20的流。虽然树24通常被用于控制从地下储层20流出的生产流体(例如油或气体)的流动，但是EOR系统18可以通过将一种或多种流体喷射到地下储层20中来增加油或气体的生产。
因此，EOR系统18可以包括流体喷射系统34，该流体喷射系统34具有通过地球32中的孔38延伸到地下储层20的一个或多个管件36。例如，EOR系统18可以将一种或多种流体40例如燃气、蒸汽、水、化学物质或其任何组合输送到流体喷射系统34。例如，如下面进一步详细讨论的，EOR系统18可以被耦连到基于涡轮的服务系统14，使得系统14将排气42(例如，基本没有氧气或完全没有氧气)输送到EOR系统18以用作喷射流体40。流体喷射系统34通过一个或多个管件36将流体40(例如，排气42)输送到地下储层20中，如箭头44所示。喷射流体40通过与油/气体井26的管件28间隔开偏移距离46的管件36进入地下储层20。因此，喷射流体40使布置在地下储层20中的油/气体48移位，并驱动油/气体48向上通过烃类生产系统12的一个或多个管件28，如箭头50所示。如下面进一步详细讨论的，喷射流体40可以包括源自基于涡轮的服务系统14的排气42，该基于涡轮的服务系统14能够根据需要由烃类生产系统12在现场生成排气42。换句话说，基于涡轮的系统14可以同时生成供烃类生产系统12使用的一种或多种服务(例如电功率、机械功率、蒸汽、水(例如淡化水)以及排气(例如基本没有氧气))，从而降低或消除这类服务对外部源的依赖。
在图示的实施例中，基于涡轮的服务系统14包括化学计量的排气再循环(SEGR)燃气涡轮系统52和排气(EG)处理系统54。燃气涡轮系统52可以被配置为以化学计量燃烧运转模式(例如化学计量控制模式)和非化学计量燃烧运转模式(例如非化学计量控制模式)如稀燃料控制模式或富燃料控制模式运转。在化学计量控制模式中，燃烧通常以燃料和氧化剂的大致化学计量比发生，从而产生大致化学计量的燃烧。特别地，化学计量燃烧通常包括在燃烧反应中消耗几乎全部的燃料和氧化剂，使得燃烧产物基本没有或完全没有未燃烧燃料和氧化剂。化学计量燃烧的一种量度是当量比或phi()，其是实际燃料/氧化剂的比相对于化学计量燃料/氧化剂比的比。大于1.0的当量比导致燃料和氧化剂的富燃料燃烧，而小于1.0的当量比导致燃料和氧化剂的稀燃料燃烧。相反，1.0的当量比导致既不是富燃料又不是稀燃料的燃烧，从而在燃烧反应中基本消耗所有的燃料和氧化剂。在本公开实施例的背景下，术语化学计量或基本化学计量可以指大约0.95到大约1.05的当量比。然而，本公开的实施例也可以包括1.0加上或减去0.01、0.02、0.03、0.04、0.05或更多的当量比。再者，在基于涡轮的服务系统14中的燃料和氧化剂的化学计量燃烧可以导致基本没有剩余未燃烧燃料或氧化剂的燃烧产物或排气(例如42)。例如，排气42可以具有小于1％、2％、3％、4％或5％体积百分比的氧化剂(例如氧气)、未燃烧燃料或烃类(例如HC)、氮氧化物(例如NOx)、一氧化碳(CO)、硫氧化物(例如SOx)、氢气和其他未完全燃烧产物。通过进一步的示例，排气42可以具有小于大约10、20、30、40、50、60、70、80、90、100、200、300、400、500、1000、2000、3000、4000或5000每百万份体积(ppmv)的氧化剂(例如氧气)、未燃烧燃料或烃类(例如HC)、氮氧化物(例如NOx)、一氧化碳(CO)、硫氧化物(例如SOx)、氢气和其他未完全燃烧产物。然而，本公开的实施例还可以在排气42中产生其他范围的残留燃料、氧化剂和其他排放物水平。如本文所使用的，术语排放物、排放物水平和排放物目标可以指某些燃烧产物(例如NOx、CO、SOx、O2、N2、H2、HC等)的浓度水平，所述燃烧产物可以存在于再循环气体流、排出的气体流(例如排放到大气中)以及用在各种目标系统(例如烃类生产系统12)中的气体流中。
虽然不同实施例中的SEGR燃气涡轮系统52和EG处理系统54可以包括各种组件，但是图示的EG处理系统54包括热回收蒸汽发生器(HRSG)56和排气再循环(EGR)系统58，二者接收并处理源自SEGR燃气涡轮系统52的排气60。HRSG 56可以包括一个或多个热交换器、冷凝器和各种热回收设备，它们一起用于将热量从排气60传递至水流，由此产生蒸汽62。蒸汽62可以被用在一个或多个蒸汽涡轮、EOR系统18或烃类生产系统12的任何其他部分中。例如，HRSG 56可以生成低压、中压和/或高压蒸汽62，其可以被选择性应用于低压、中压和高压蒸汽涡轮级或EOR系统18的不同应用。除了蒸汽62之外，经处理的水64例如淡化水也可以由HRSG 56、EGR系统58和/或EG处理系统54的另一部分或SEGR燃气涡轮系统52生成。经处理的水64(例如淡化水)在例如内陆或沙漠地区等水短缺区域可能是特别有用的。经处理的水64至少部分由于驱动SEGR燃气涡轮系统52内的燃料燃烧的大体积空气而生成。虽然蒸汽62和水64的现场生成在许多应用(包括烃类生产系统12)中可以是有利的，但排气42、60的现场生成对EOR系统18来说可以是特别有利的，这是由于所述排气从SEGR燃气涡轮系统52获得低氧含量、高压和热。因此，HRSG 56、EGR系统58和/或EG处理系统54的另一部分可以将排气66输出或再循环到SEGR燃气涡轮系统52中，同时还将排气42输送到EOR系统18，以供烃类生产系统12使用。同样，可以从SEGR燃气涡轮系统52直接抽取排气42(即无需经过EG处理系统54)，以用于烃类生产系统12的EOR系统18中。
排气再循环由EGR处理系统54的EGR系统58来处理。例如，EGR系统58包括一个或多个导管、阀门、鼓风机、排气处置系统(例如过滤器、微粒去除单元、气体分离单元、气体净化单元、热交换器、热回收单元、湿气去除单元、催化剂单元、化学喷射单元或其任何组合)以及沿着从SEGR燃气涡轮系统52的输出端(例如释放的排气60)到输入端(例如进入的排气66)的排气再循环路径来再循环排气的控件。在图示的实施例中，SEGR燃气涡轮系统52将排气66吸入到具有一个或多个压缩机的压缩机部，从而压缩排气66以便与氧化剂68的进气和一种或多种燃料70一起在燃烧室部中使用。氧化剂68可以包括环境空气、纯氧、富氧空气、减氧空气、氧-氮混合物或有利于燃料70燃烧的任何合适的氧化剂。燃料70可以包括一种或多种气体燃料、液体燃料或其任何组合。例如，燃料70可以包括天然气、液化天然气(LNG)、合成气、甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、石脑油、煤油、柴油燃料、乙醇、甲醇、生物燃料或其任何组合。
SEGR燃气涡轮系统52在燃烧室部中混合并燃烧排气66、氧化剂68和燃料70，从而生成驱动涡轮部中的一个或多个涡轮级的热燃烧气体或排气60。在某些实施例中，燃烧室部中的每个燃烧室包括一个或多个预混燃料喷嘴、一个或多个扩散燃料喷嘴或其任何组合。例如，每个预混燃料喷嘴可以被配置为在燃料喷嘴内和/或部分地在该燃料喷嘴的上游内部混合氧化剂68和燃料70，从而将氧化剂-燃料混合物从燃料喷嘴喷射到用于预混燃烧(例如，预混火焰)的燃烧区中。通过进一步的示例，每个扩散燃料喷嘴可以被配置为隔离燃料喷嘴内的氧化剂68与燃料70的流动，从而将氧化剂68和燃料70分离地从燃料喷嘴喷射到用于扩散燃烧(例如扩散火焰)的燃烧区中。特别地，由扩散燃料喷嘴提供的扩散燃烧延迟了氧化剂68与燃料70的混合，直到初始燃烧点即火焰区域。在采用扩散燃料喷嘴的实施例中，扩散火焰可以提供增加的火焰稳定性，这是因为扩散火焰通常在氧化剂68与燃料70的分离的流之间的化学计量点处(即在氧化剂68与燃料70混合时)形成。在某些实施例中，一种或多种稀释剂(例如排气60、蒸汽、氮或其他惰性气体)可以在扩散燃料喷嘴或预混燃料喷嘴中与氧化剂68、燃料70或两者预混合。此外，一个或多个稀释剂(例如排气60、蒸汽、氮或其他惰性气体)可以在每个燃烧室内的燃烧点处或其下游被喷射到燃烧室中。使用这些稀释剂可以帮助调和火焰(例如预混火焰或扩散火焰)，从而帮助减少NOx排放物，例如一氧化氮(NO)和二氧化氮(NO2)。不管火焰的类型如何，燃烧均产生热燃烧气体或排气60以驱动一个或多个涡轮级。在每个涡轮级均由排气60驱动时，SEGR燃气涡轮系统52产生机械功率72和/或电功率74(例如，经由发电机)。系统52还输出排气60，并且可以进一步输出水64。再者，水64可以是经处理的水，例如淡化水，这在各种现场应用或非现场应用中可能是有用的。
排气抽取还通过使用一个或多个抽取点76的SEGR燃气涡轮系统52而被提供。例如，图示的实施例包括具有排气(EG)抽取系统80和排气(EG)处置系统82的排气(EG)供给系统78，排气(EG)抽取系统80和排气(EG)处置系统82从抽取点76接收排气42，处置排气42，并接着向各个目标系统供给或分配排气42。所述目标系统可以包括EOR系统18和/或其他系统，例如管线86、储罐88或碳封存系统90。EG抽取系统80可以包括一个或多个导管、阀门、控件和流动分离装置，这有利于将排气42与氧化剂68、燃料70和其他污染物隔离，同时也控制所抽取的排气42的温度、压力和流速。EG处置系统82可以包括一个或多个热交换器(例如热回收单元，如热回收蒸汽发生器、冷凝器、冷却器或加热器)、催化剂系统(例如氧化催化剂系统)、微粒和/或水去除系统(例如气体脱水单元、惯性分离器、聚结过滤器、不可透水性过滤器以及其他过滤器)、化学喷射系统、基于溶剂的处置系统(例如吸收剂、闪蒸罐等)、碳收集系统、气体分离系统、气体净化系统和/或基于溶剂的处置系统、排气压缩机或其任何组合。EG处置系统82的这些子系统使得能够控制温度、压力、流速、湿气含量(例如水去除量)、微粒含量(例如微粒去除量)以及气体成分(例如CO2、N2等的百分比)。
基于目标系统，所抽取的排气42通过EG处置系统82的一个或多个子系统进行处置。例如，EG处置系统82可以引导全部或部分排气42通过碳采集系统、气体分离系统、气体净化系统和/或基于溶剂的处置系统，所述EG处置系统82被控制以分离和净化含碳气体(例如二氧化碳)92和/或氮气(N2)94以在各种目标系统中使用。例如，EG处置系统82的实施例可以执行气体分离和净化以产生排气42的多个不同流95，例如第一流96、第二流97和第三流98。第一流96可以具有富二氧化碳和/或稀氮气的第一成分(例如富CO2稀N2流)。第二流97可以具有含有中等浓度水平的二氧化碳和/或氮气的第二成分(例如中等浓度CO2、N2流)。第三流98可以具有稀二氧化碳和/或富氮气的第三成分(例如稀CO2富N2流)。每个流95(例如96、97和98)可以包括气体脱水单元、过滤器、气体压缩机或其任何组合，以便促进将流95输送到目标系统。在某些实施例中，富CO2稀N2流96可以具有大于大约70％、75％、80％、85％、90％、95％、96％、97％、98％或99％体积百分比的CO2纯度或浓度水平，以及小于大约1％、2％、3％、4％、5％、10％、15％、20％、25％或30％体积百分比的N2纯度或浓度水平。相反，稀CO2富N2流98可以具有小于大约1％、2％、3％、4％、5％、10％、15％、20％、25％或30％体积百分比的CO2纯度或浓度水平，以及大于大约70％、75％、80％、85％、90％、95％、96％、97％、98％或99％体积百分比的N2纯度或浓度水平。中等浓度CO2、N2流97可以具有在大约30％到70％、35％到65％、40％到60％或45％到55％体积百分比之间的CO2纯度或浓度水平和/或N2纯度或浓度水平。虽然前述范围仅是非限制性示例，但富CO2稀N2流96和稀CO2富N2流98可以特别适用于EOR系统18和其他系统84。然而，这些富、稀或中等浓度CO2流95中的任意流可以单独地或以各种组合形式用于EOR系统18和其他系统84。例如，EOR系统18和其他系统84(例如管线86、储罐88以及碳封存系统90)中的每一个可以接收一个或多个富CO2稀N2流96、一个或多个稀CO2富N2流98，一个或多个中等浓度CO2，N2流97以及一个或多个未处理排气42流(即绕过EG处置系统82)。
EG抽取系统80在沿着压缩机部、燃烧室部和/或涡轮部的一个或多个抽取点76处抽取排气42，使得排气42可以以合适温度和压力用在EOR系统18和其他系统84中。EG抽取系统80和/或EG处置系统82还可以使流向EG处理系统54和流出EG处理系统54的流体(例如排气42)循环。例如，穿过EG处理系统54的一部分排气42可以被EG抽取系统80抽取以用于EOR系统18和其他系统84。在某些实施例中，EG供应系统78和EG处理系统54可以是彼此独立的或集成在一起，并因此可以使用独立的或共用的子系统。例如，EG处置系统82可以被EG供给系统78和EG处理系统54两者使用。从EG处理系统54抽取的排气42可以经历多个气体处置级，例如在EG处理系统54的一个或多个气体处置级，之后是EG处置系统82中的一个或多个附加气体处置级。
在每个抽取点76处，由于EG处理系统54中的基本化学计量燃烧和/或气体处置，所抽取的排气42可以基本没有氧化剂68和燃料70(例如未燃烧的燃料或烃类)。此外，基于目标系统，所抽取的排气42可以在EG供给系统78的EG处置系统82中经受进一步处置，从而进一步降低任何残留氧化剂68、燃料70或其他不期望的燃烧产物。例如，在EG处置系统82中进行处置之前或之后，所抽取的排气42可以具有小于1％、2％、3％、4％或5％体积百分比的氧化剂(例如氧气)、未燃烧燃料或烃类(例如HC)、氮氧化物(例如NOx)、一氧化碳(CO)、硫氧化物(例如SOx)、氢气和其他不完全燃烧产物。通过进一步的示例，在EG处置系统82中进行处置之前或之后，所抽取的排气42可以具有小于大约10、20、30、40、50、60、70、80、90、100、200、300、400、500、1000、2000、3000、4000或5000每百万份体积(ppmv)的氧化剂(例如氧气)、未燃烧燃料或烃类(例如HC)、氮氧化物(例如NOx)、一氧化碳(CO)、硫氧化物(例如SOx)、氢气和不完全燃烧的其他产物。因此，排气42特别适用于EOR系统18。
涡轮系统52的EGR操作具体使得能够在多个方位76处抽取排气。例如，系统52的压缩机部可以用于压缩没有任何氧化剂68的排气66(即只压缩排气66)，使得可以在吸入氧化剂68和燃料70之前从压缩机部和/或燃烧室部抽取基本无氧的排气42。抽取点76可以被设置在相邻压缩机级之间的级间端口处、在沿着压缩机排放罩壳的端口处、在沿着燃烧室部中的每个燃烧室的端口处或其任何组合。在某些实施例中，排气66可以不与氧化剂68和燃料70混合，直到其达到燃烧室部中的每个燃烧室的盖端部分和/或燃料喷嘴。此外，一个或多个流动分离器(例如壁、分隔器、挡板等)可以用于将氧化剂68和燃料70与抽取点76隔离开。通过这些流动分离器，抽取点76可以直接沿着燃烧室部中每个燃烧室的壁布置。
一旦排气66、氧化剂68和燃料70流过所述盖端部分(例如通过燃料喷嘴)进入每个燃烧室的燃烧室部(例如燃烧室)中，则SEGR燃气涡轮系统52被控制以提供排气66、氧化剂68和燃料70的基本化学计量的燃烧。例如，系统52可以保持大约0.95到大约1.05的当量比。结果，在每个燃烧室中的排气66、氧化剂68和燃料70的混合物的燃烧产物基本没有氧气和未燃烧燃料。因此，可以从SEGR燃气涡轮系统52的涡轮部抽取该燃烧产物(或排气)以用作被输送到EOR系统18的排气42。沿着涡轮部，抽取点76可以被设置在任何涡轮级处，例如相邻涡轮级之间的级间端口。因此，使用任何前述抽取点76，基于涡轮的服务系统14可以生成、抽取和传送排气42到烃类生产系统12(例如EOR系统18)，以用于从地下储层20生产油/气体48。
图2是图1的系统10的实施例的示意图，其示出被耦连到基于涡轮的服务系统14和烃类生产系统12的控制系统100。在图示的实施例中，基于涡轮的服务系统14包括组合循环系统102，该组合循环系统102包括作为顶部循环的SEGR燃气涡轮系统52、作为底部循环的蒸汽涡轮104以及从排气60回收热量以生成用于驱动蒸汽涡轮104的蒸汽62的HRSG 56。再者，SEGR燃气涡轮系统52接收、混合并且按化学计量燃烧排气66、氧化剂68和燃料70(例如，预混火焰和/或扩散火焰)，从而产生排气60、机械功率72、电功率74和/或水64。例如，SEGR燃气涡轮系统52可以驱动一个或多个负载或机器106，例如发电机、氧化剂压缩机(例如主空气压缩机)、齿轮箱、泵、烃类生产系统12的设备或其任何组合。在某些实施例中，机器106可以包括其他驱动器，例如与SEGR燃气涡轮系统52串联的电动马达或蒸汽涡轮(例如蒸汽涡轮104)。因此，由SEGR燃气涡轮系统52(以及任何附加驱动器)驱动的机器106的输出可以包括机械功率72和电功率74。机械功率72和/或电功率74可以现场用于对烃类生产系统12提供动力，电功率74可以被分配到电网，或其任何组合。机器106的输出还可以包括压缩流体，例如吸入到SEGR燃气涡轮系统52的燃烧室部中的压缩氧化剂68(例如空气或氧气)。这些输出中的每一个(例如排气60、机械功率72、电功率74和/或水64)可以被认为是基于涡轮的服务系统14的服务。
SEGR燃气涡轮系统52产生可能基本无氧的排气42、60，并且将这种排气42、60输送到EG处理系统54和/或EG供给系统78。EG供给系统78可以处置并传送排气42(例如流95)至烃类生产系统12和/或其他系统84。如上面讨论，EG处理系统54可以包括HRSG 56和EGR系统58。HRSG 56可以包括一个或多个热交换器、冷凝器和各种热回收设备，所述热回收设备可以被用于回收来自排气60的热量或将该热量传递给水108以生成用于驱动蒸汽涡轮104的蒸汽62。类似于SEGR燃气涡轮系统52，蒸汽涡轮104可以驱动一个或多个负载或机器106，由此生成机械功率72和电功率74。在图示的实施例中，SEGR燃气涡轮系统52和蒸汽涡轮104被串联布置以驱动相同的机器106。然而，在其他实施例中，SEGR燃气涡轮系统52和蒸汽涡轮104可以分离地驱动不同的机器106，以便独立生成机械功率72和/或电功率74。在蒸汽涡轮104由来自HRSG 56的蒸汽62驱动时，蒸汽62的温度和压力逐渐降低。因此，蒸汽涡轮104将使用的蒸汽62和/或水108再循环回到HRSG 56中，以用于经由自排气60回收的热量生成额外的蒸汽。除了生成蒸汽之外，HRSG 56、EGR系统58和/或EG处理系统54的其他部分可以产生水64、用于烃类生产系统12的排气42以及用作SEGR燃气涡轮系统52的输入的排气66。例如，水64可以是经处理的水64，例如用于其他应用的淡化水。淡化水在低可用水量地区可以是特别有用的。关于排气60，EG处理系统54的实施例可以被配置为通过EGR系统58再循环排气60，其中排气60可以经过或不经过HRSG 56。
在图示的实施例中，SEGR燃气涡轮系统52具有排气再循环路径110，该排气再循环路径从系统52的排气出口延伸到排气入口。沿着路径110，排气60穿过EG处理系统54，在图示的实施例中，EG处理系统54包括HRSG 56和EGR系统58。EGR系统58可以包括沿着路径110串联和/或并联排列的一个或多个导管、阀门、鼓风机、气体处置系统(例如过滤器、微粒去除单元、气体分离单元、气体净化单元、热交换器、热回收单元如热回收蒸汽发生器、湿气去除单元、催化剂单元、化学喷射单元或其任何组合)。换句话说，EGR系统58可以包括沿着在系统52的排气出口与排气入口之间的排气再循环路径110的任何流量控制组件、压力控制组件、温度控制组件、湿气控制组件和气体成分控制组件。因此，在具有沿着路径110的HRSG 56的实施例中，HRSG 56可以被认为是EGR系统58的组件。然而，在某些实施例中，HRSG 56可以沿着独立于排气再循环路径110的排气路径而布置。无论HRSG 56是沿着分离路径还是与EGR系统58共用的路径，HRSG 56和EGR系统58都吸入排气60并输出再循环排气66、用于EG供给系统78(例如用于烃类生产系统12和/或其他系统84)的排气42或者排气的其他输出。再者，SEGR燃气涡轮系统52吸入、混合并按化学计量燃烧排气66、氧化剂68和燃料70(例如预混火焰和/或扩散火焰)，以产生用于分配到EG处理系统54、烃类生产系统12或其他系统84的基本无氧且无燃料的排气60。
如上面参照图1指出的，烃类生产系统12可以包括用于促进通过油/气井26从地下储层20回收或生产油/气体48的各种设备。例如，烃类生产系统12可以包括具有流体喷射系统34的EOR系统18。在图示的实施例中，流体喷射系统34包括排气喷射EOR系统112和蒸汽喷射EOR系统114。虽然流体喷射系统34可以从各种来源接收流体，但图示的实施例可以从基于涡轮的服务系统14接收排气42和蒸汽62。由基于涡轮的服务系统14产生的排气42和/或蒸汽62还可以被输送到烃类生产系统12以用于其他油/气体系统116中。
排气42和/或蒸汽62的数量、质量和流量可以由控制系统100来控制。控制系统100可以完全专用于基于涡轮的服务系统14，或者控制系统100也可以可选地提供对烃类生产系统12和/或其他系统84的控制(或便于控制的至少一些数据)。在图示的实施例中，控制系统100包括控制器118，该控制器118具有处理器120、存储器122、蒸汽涡轮控件124、SEGR燃气涡轮系统控件126和机器控件128。处理器120可以包括单个处理器或者两个或更多个冗余处理器，例如用于控制基于涡轮的服务系统14的三重冗余处理器。存储器122可以包括易失性存储器和/或非易失性存储器。例如，存储器122可以包括一个或多个硬盘驱动器、闪存、只读存储器、随机存取存储器或其任何组合。控件124、126和128可以包括软件和/或硬件控件。例如，控件124、126和128可以包括存储在存储器122中并可由处理器120执行的各种指令或代码。控件124被配置为控制蒸汽涡轮104的操作，SEGR燃气涡轮系统控件126被配置为控制系统52，并且机器控件128被配置为控制机器106。因此，控制器118(例如控件124、126和128)可以被配置为协同基于涡轮的服务系统14的各个子系统，以向烃类生产系统12提供合适的排气流42。
在控制系统100的某些实施例中，在附图中示出或在本文描述的每个元件(例如系统、子系统和组件)包括(例如直接在这类元件内、在这类元件上游或下游)一个或多个工业控制特征件，例如传感器和控制装置，所述工业控制特征件基于工业控制网络与控制器118一起彼此通信地耦合。例如，与每个元件关联的控制装置可以包括专用装置控制器(例如，包括处理器、存储器和控制指令)、一个或多个致动器、阀门、开关和工业控制设备，其使得能够基于传感器反馈130、来自控制器118的控制信号、来自用户的控制信号或其任何组合进行控制。因此，本文描述的任何控制功能可以通过控制指令来实施，所述控制指令存储在控制器118、与每个元件关联的专用装置控制器或其组合中和/或可由控制器118、与每个元件有关的专用装置控制器或其组合执行。
为了促进这类控制功能，控制系统100包括遍布系统10分布的一个或多个传感器，以获得用于执行各种控件例如控件124、126和128的传感器反馈130。例如，传感器反馈130可以从传感器获得，所述传感器遍布SEGR燃气涡轮系统52、机器106、EG处理系统54、蒸汽涡轮104、烃类生产系统12分布，或遍布基于涡轮的服务系统14或烃类生产系统12的任何其他组件分布。例如，传感器反馈130可以包括温度反馈、压力反馈、流速反馈、火焰温度反馈、燃烧动力学反馈、吸入氧化剂成分反馈、吸入燃料成分反馈、排气成分反馈、机械功率72的输出水平、电功率74的输出水平、排气42、60的输出数量、水64的输出数量或质量或其任何组合。例如，传感器反馈130可以包括排气42、60的成分，以促进在SEGR燃气涡轮系统52中的化学计量燃烧。例如，传感器反馈130可以包括来自沿着氧化剂68的氧化剂供给路径的一个或多个吸入氧化剂传感器、沿着燃料70的燃料供给路径的一个或多个吸入燃料传感器以及沿着排气再循环路径110和/或在SEGR燃气涡轮系统52内布置的一个或多个排气排放物传感器的反馈。吸入氧化剂传感器、吸入燃料传感器和排气排放物传感器可以包括温度传感器、压力传感器、流速传感器和成分传感器。排放物传感器可以包括用于氮氧化物(例如NOx传感器)、碳氧化物(例如CO传感器和CO2传感器)、硫氧化物(例如SOx传感器)、氢(例如H2传感器)、氧(例如O2传感器)、未燃烧碳氢化合物(例如HC传感器)或其他不完全燃烧产物或其任何组合的传感器。
使用这种反馈130，控制系统100可以调整(例如增加、减少或保持)排气66、氧化剂68和/或燃料70进入SEGR燃气涡轮系统52(在其他操作参数之中)的进气流量，以保持当量比在合适范围内，例如在大约0.95到大约1.05之间、在大约0.95到大约1.0之间、在大约1.0到大约1.05之间或大致为1.0。例如，控制系统100可以分析反馈130以监测排气排放物(例如，氮氧化物、碳氧化物如CO和CO2、硫氧化物、氢气、氧气、未燃烧碳氢化合物和其他不完全燃烧产物的浓度水平)和/或确定当量比，并且然后控制一个或多个组件以调整排气排放物(例如排气42的浓度水平)和/或当量比。受控组件可以包括参照附图示出和描述的任何组件，包括但不限于：沿着氧化剂68、燃料70和排气66的供给路径的阀门；氧化剂压缩机、燃料泵或EG处理系统54中的任何组件；SEGR燃气涡轮系统52的任何组件或其任何组合。受控组件可以调整(例如增加、减少或保持)在SEGR燃气涡轮系统52内燃烧的氧化剂68、燃料70和排气66的流速、温度、压力或百分比(例如当量比)。受控组件还可以包括一个或多个气体处置系统，例如催化剂单元(例如氧化催化剂单元)、用于催化剂单元的供给(例如氧化燃料、热量、电力等)、气体净化和/或分离单元(例如基于溶剂的分离器、吸收器、闪蒸罐等)以及过滤单元。气体处置系统可以帮助减少沿着排气再循环路径110、排气孔路径(例如排放到大气中)或至EG供给系统78的抽取路径的各种排气排放物。
在某些实施例中，控制系统100可以分析反馈130并控制一个或多个组件以保持或降低排放物水平(例如，排气42、60、95的浓度水平)至目标范围，例如每百万份体积(ppmv)小于大约10、20、30、40、50、100、200、300、400、500、1000、2000、3000、4000、5000或10000份。针对每种排气排放物例如氮氧化物、一氧化碳、硫氧化物、氢气、氧气、未燃烧碳氢化合物和其他不完全燃烧产物的浓度水平，这些目标范围可以是相同或不同的。例如，根据当量比，控制系统100可以将氧化剂(例如氧气)的排气排放物(例如浓度水平)选择性地控制在小于大约10、20、30、40、50、60、70、80、90、100、250、500、750或1000ppmv的目标范围内；将一氧化碳(CO)的排气排放物选择性地控制在小于大约20、50、100、200、500、1000、2500或5000ppmv的目标范围内；并且将氮氧化物(NOx)的排气排放物选择性地控制在小于大约50、100、200、300、400或500ppmv的目标范围内。在以大致化学计量当量比运转的某些实施例中，控制系统100可以将氧化剂(例如氧气)的排气排放物(例如浓度水平)选择性地控制在小于大约10、20、30、40、50、60、70、80、90或100ppmv的目标范围内；并且将一氧化碳(CO)的排气排放物选择性地控制在小于大约500、1000、2000、3000、4000或5000ppmv的目标范围内。在以稀燃料当量比(例如在大约0.95到1.0之间)运转的某些实施例中，控制系统100可以将氧化剂(例如氧气)的排气排放物(例如浓度水平)选择性地控制在小于大约500、600、700、800、900、1000、1100、1200、1300、1400或1500ppmv的目标范围内；将一氧化碳(CO)的排气排放物选择性地控制在小于大约10、20、30、40、50、60、70、80、90、100、150或200ppmv的目标范围内；并且将氮氧化物(例如NOx)的排气排放物选择性地控制在小于大约50、100、150、200、250、300、350或400ppmv的目标范围内。前述目标范围仅仅是示例，并不旨在限制所公开实施例的范围。
控制系统100还可以被耦连到本地接口132和远程接口134。例如，本地接口132可以包括现场布置在基于涡轮的服务系统14和/或烃类生产系统12处的计算机工作站。相反，远程接口134可以包括相对于基于涡轮的服务系统14和烃类生产系统12非现场布置的计算机工作站，例如通过互联网连接的计算机工作站。这些接口132和134例如通过传感器反馈130的一个或多个图形显示、运转参数等等来促进基于涡轮的服务系统14的监测和控制。
再者，如上面指出，控制器118包括各种控件124、126和128，以促进基于涡轮的服务系统14的控制。蒸汽涡轮控件124可以接收传感器反馈130并输出促进蒸汽涡轮104运转的控制命令。例如，蒸汽涡轮控件124可以从HRSG 56、机器106、沿着蒸汽62的路径的温度和压力传感器、沿着水108的路径的温度和压力传感器以及指示机械功率72和电功率74的各种传感器而接收传感器反馈130。同样，SEGR燃气涡轮系统控件126可以从沿着SEGR燃气涡轮系统52、机器106、EG处理系统54或其任何组合布置的一个或多个传感器接收传感器反馈130。例如，传感器反馈130可以从布置在SEGR燃气涡轮系统52内部或外部的温度传感器、压力传感器、间隙传感器、振动传感器、火焰传感器、燃料成分传感器、排气成分传感器或其任何组合获得。最终，机器控件128可以从与机械功率72和电功率74关联的各种传感器以及布置在机器106内的传感器接收传感器反馈130。这些控件124、126和128中的每个控件使用传感器反馈130来改善基于涡轮的服务系统14的操作。
在图示的实施例中，SEGR燃气涡轮系统控件126可以执行指令以控制在EG处理系统54、EG供给系统78、烃类生产系统12和/或其他系统84中的排气42、60、95的数量和质量。例如，SEGR燃气涡轮系统控件126可以将排气60中的氧化剂(例如氧气)和/或未燃烧燃料的水平保持为低于适合用于排气喷射EOR系统112的阈值。在某些实施例中，氧化剂(例如氧气)和/或未燃烧燃料的阈值水平可以小于排气42、60体积的1％、2％、3％、4％或5％；或者氧化剂(例如氧气)和/或未燃烧燃料(和其他排气排放物)的阈值水平可以是小于排气42、60的每百万份体积(ppmv)的大约10、20、30、40、50、60、70、80、90、100、200、300、400、500、1000、2000、3000、4000或5000份。通过进一步示例，为了实现氧化剂(例如氧气)和/或未燃烧燃料的这些低水平，SEGR燃气涡轮系统控件126可以将SEGR燃气涡轮系统52中的燃烧当量比保持在大约0.95与大约1.05之间。SEGR燃气涡轮系统控件126还可以控制EG抽取系统80和EG处置系统82以将排气42、60、95的温度、压力、流速和气体成分保持在适合用于排气喷射EOR系统112、管线86、储罐88和碳封存系统90的范围内。如上面讨论，EG处置系统82可以被控制以将排气42净化和/或分离成一种或多种气体流95，例如富CO2稀N2流96、中等浓度CO2、N2流97以及稀CO2富N2流98。除了用于排气42、60和95的控件以外，控件124、126和128还可以执行一个或多个指令以将机械功率72保持在合适的功率范围内，或将电功率74保持在合适的频率和功率范围内。
图3是系统10的实施例的示意图，其进一步说明了用于烃类生产系统12和/或其他系统84的SEGR燃气涡轮系统52的细节。在图示的实施例中，SEGR燃气涡轮系统52包括耦连到EG处理系统54的燃气涡轮发动机150。图示的燃气涡轮发动机150包括压缩机部152、燃烧室部154以及膨胀器部或涡轮部156。压缩机部152包括一个或多个排气压缩机或压缩机级158，例如以串联布置设置的1到20级可转动压缩机叶片。同样，燃烧室部154包括一个或多个燃烧室160，例如围绕SEGR燃气涡轮系统52的可转动轴162圆周分布的1到20个燃烧室160。而且，每个燃烧室160可以包括一个或多个燃料喷嘴164，其被配置为喷射排气66、氧化剂68和/或燃料70。例如，每个燃烧室160的盖端部166可以容纳1、2、3、4、5、6个或更多燃料喷嘴164，其可以将排气66、氧化剂68和/或燃料70的流或混合物喷射到燃烧室160的燃烧室部168(例如燃烧室)中。
燃料喷嘴164可以包括预混燃料喷嘴164(例如，其被配置为预混合氧化剂68和燃料70以便生成氧化剂燃料预混火焰)和/或扩散燃料喷嘴164(例如，其被配置为喷射氧化剂68和燃料70的分离流以便生成氧化剂/燃料扩散火焰)的任何组合。预混燃料喷嘴164的实施例可以包括旋流叶片、混合室或其他特征件，该旋流叶片、混合室或其他特征件在氧化剂68和燃料70喷射到燃烧室168中并在其中燃烧之前将氧化剂68和燃料70内部混合在喷嘴164内。预混燃料喷嘴164还可以接收至少一些部分混合的氧化剂68和燃料70。在某些实施例中，每个扩散燃料喷嘴164可以隔离氧化剂68与燃料70的流直到喷射点，同时也隔离一种或多种稀释剂(例如排气66、蒸汽、氮气或其他惰性气体)的流直到喷射点。在其他实施例中，每个扩散燃料喷嘴164可以隔离氧化剂68与燃料70的流直到喷射点，同时在喷射点之前部分混合一种或多种稀释剂(例如排气66、蒸汽、氮气或其他惰性气体)与氧化剂68和/或燃料70。此外，一种或多种稀释剂(例如排气66、蒸汽、氮气或其他惰性气体)可以在燃烧区域处或燃烧区域下游被喷射到燃烧室中(例如喷射到燃烧的热产物中)，从而帮助降低燃烧的热产物的温度并且减少NOx(例如NO和NO2)的排放。不管燃料喷嘴164的类型如何，SEGR燃气涡轮系统52都可以被控制以提供氧化剂68和燃料70的大致化学计量燃烧。
在使用扩散燃料喷嘴164的扩散燃烧实施例中，燃料70和氧化剂68通常不在扩散火焰的上游混合，而是燃料70和氧化剂68直接在火焰表面混合和反应，和/或火焰表面存在于燃料70与氧化剂68之间的混合方位处。特别地，燃料70和氧化剂68分离地靠近火焰表面(或扩散边界/界面)，并且然后沿着火焰表面(或扩散边界/界面)扩散(例如经由分子扩散和粘性扩散)以生成扩散火焰。值得注意的是，燃料70和氧化剂68可以沿着该火焰表面(或扩散边界/界面)处于大致化学计量比，这可以导致沿着这个火焰表面的更大的火焰温度(例如峰值火焰温度)。与稀燃料或富燃料的燃料/氧化剂的比相比，该化学计量燃料/氧化剂的比通常产生更大的火焰温度(例如峰值火焰温度)。结果，扩散火焰可以基本上比预混火焰更稳定，这是因为燃料70和氧化剂68的扩散有助于保持沿着火焰表面的化学计量比(以及更大的温度)。虽然更大的火焰温度也可以导致更大的排气排放物例如NOx排放物，但所公开的实施例使用一种或多种稀释剂来帮助控制温度和排放物，同时仍然避免燃料70和氧化剂68的任何预混合。例如，所公开的实施例可以引入(例如在燃烧点之后和/或扩散火焰的下游)与燃料70和氧化剂68分离的一种或多种稀释剂，从而帮助降低温度和减少由扩散火焰产生的排放物(例如NOx排放物)。
如图所示，在运转中，压缩机部152接收并压缩来自EG处理系统54的排气66，并将压缩后的排气170输出到燃烧室部154中的每个燃烧室160。在燃料60、氧化剂68和排气170在每个燃烧室160内燃烧后，附加排气或燃烧产物172(即燃烧气体)被输送到涡轮部156中。类似于压缩机部152，涡轮部156包括一个或多个涡轮或涡轮级174，其可以包括一系列可转动涡轮叶片。然后这些涡轮叶片由在燃烧室部154中生成的燃烧产物172驱动，由此驱动耦连到机器106的轴176的转动。再者，机器106可以包括耦连到SEGR燃气涡轮系统52的任一端的各种设备，例如耦连到涡轮部156的机器106、178和/或耦连到压缩机部152的机器106、180。在某些实施例中，机器106、178、180可以包括一个或多个发电机、用于氧化剂68的氧化剂压缩机、用于燃料70的燃料泵、齿轮箱或耦连到SEGR燃气涡轮系统52的附加驱动器(例如蒸汽涡轮104、电动马达等)。非限制性示例在下面参照表1进一步详细讨论。如图所示，涡轮部156输出排气60以沿着从涡轮部156的排气出口182到进入压缩机部152的排气入口184的排气再循环路径110再循环。如上面所详细讨论的，沿着排气再循环路径110，排气60穿过EG处理系统54(例如HRSG 56和/或EGR系统58)。
再者，燃烧室部154中的每个燃烧室160接收、混合并化学计量燃烧所压缩的排气170、氧化剂68和燃料70，以产生驱动涡轮部156的附加排气或燃烧产物172。在某些实施例中，氧化剂68被氧化剂压缩系统186例如具有一个或多个氧化剂压缩机(MOC)的主氧化剂压缩(MOC)系统(例如，主空气压缩(MAC)系统)压缩。氧化剂压缩系统186包括耦连到驱动器190的氧化剂压缩机188。例如，驱动器190可以包括电动马达、燃烧发动机或其任何组合。在某些实施例中，驱动器190可以是涡轮发动机，例如燃气涡轮发动机150。因此，氧化剂压缩系统186可以是机器106的集成部分。换句话说，压缩机188可以被由燃气涡轮发动机150的轴176供给的机械功率72直接或间接驱动。在这类实施例中，驱动器190可以被排除，这是因为压缩机188依赖来自涡轮发动机150的功率输出。然而，在采用多于一个氧化剂压缩机的某些实施例中，第一氧化剂压缩机(例如低压(LP)氧化剂压缩机)可以由驱动器190驱动，而轴176驱动第二氧化剂压缩机(例如高压(HP)氧化剂压缩机)，或反之亦然。例如，在另一个实施例中，HP MOC由驱动器190驱动，并且LP氧化剂压缩机由轴176驱动。在图示的实施例中，氧化剂压缩系统186与机器106是分离的。在这些实施例中的每个实施例中，压缩系统186压缩氧化剂68并将氧化剂68供应给燃料喷嘴164和燃烧室160。因此，机器106、178、180中的一些或全部可以被配置为增加压缩系统186(例如压缩机188和/或额外的压缩机)的运转效率。
由元件编号106A、106B、106C、106D、106E和106F所指示的机器106的各个组件可以沿着轴176的线路和/或平行于轴176的线路以一个或多个串联布置、并联布置或串联与并联布置的任何组合设置。例如，机器106、178、180(例如106A至106F)可以包括下列设备以任何次序的任何串联和/或并联布置：一个或多个齿轮箱(例如平行轴、行星齿轮箱)、一个或多个压缩机(例如氧化剂压缩机、增压器压缩机如EG增压器压缩机)、一个或多个发电单元(例如发电机)、一个或多个驱动器(例如蒸汽涡轮发动机、电动马达)、热交换单元(例如直接或间接热交换器)、离合器或其任何组合。所述压缩机可以包括轴向压缩机、径向或离心压缩机或其任何组合，每种压缩机具有一个或多个压缩级。关于热交换器，直接热交换器可以包括喷淋冷却器(例如喷淋中间冷却器)，其将液体喷淋物喷射到气流(例如氧化剂流)中以便直接冷却气流。间接热交换器可以包括将第一流与第二流分离的至少一个壁(例如管壳式热交换器)，例如与冷却剂流(例如水、空气、致冷剂或任何其他液态或气体冷却剂)分离的流体流(例如氧化剂流)，其中冷却剂流在与流体流没有任何直接接触的情况下传递来自流体流的热量。间接热交换器的示例包括中间冷却器热交换器和热回收单元，例如热回收蒸汽发生器。热交换器还可以包括加热器。如下面进一步详细讨论的，这些机器组件中的每个组件可以被用在如表1中阐述的非限制性示例所指示的各种组合中。
通常，机器106、178、180可以被配置为通过例如调整系统186中的一个或多个氧化剂压缩机的运转速度、通过冷却促进氧化剂68的压缩和/或抽取过剩功率，来增加压缩系统186的效率。所公开的实施例旨在包括在机器106、178、180中具有串联和并联布置的前述组件的任何和全部排列组合，其中所述组件中的一个、多于一个、全部组件或没有任何组件从轴176获得功率。如下面所示，表1示出靠近压缩机和涡轮部152、156设置和/或耦连到压缩机和涡轮部152、156的机器106、178、180的布置的一些非限制性示例。
表1
如上面表1所示，冷却单元被表示为CLR，离合器被表示为CLU，驱动器被表示为DRV，齿轮箱被表示为GBX，发电机被表示为GEN，加热单元被表示为HTR，主氧化剂压缩机单元被表示为MOC，其中低压和高压变体被分别表示为LP MOC和HP MOC，并且蒸汽发生器单元被表示为STGN。虽然表1示出了依次朝向压缩机部152或涡轮部156的机器106、178、180，但表1也旨在覆盖机器106、178、180的相反次序。在表1中，包括两个或更多个组件的任何单元旨在覆盖所述组件的并联布置。表1并不旨在排除机器106、178、180的任何未示出的排列组合。机器106、178、180的这些组件可以使得能够对发送到燃气涡轮发动机150的氧化剂68的温度、压力和流速进行反馈控制。如下面所进一步详细讨论的，氧化剂68和燃料70可以在特别选择的方位处被供应给燃气涡轮发动机150以促进隔离和抽取压缩的排气170，而没有使排气170的质量劣化的任何氧化剂68或燃料70。
如图3所示，EG供给系统78被设置在燃气涡轮发动机150与目标系统(例如烃类生产系统12和其他系统84)之间。特别地，EG供给系统78(例如EG抽取系统(EGES)80)可以在沿着压缩机部152、燃烧室部154和/或涡轮部156的一个或多个抽取点76处被耦连到燃气涡轮发动机150。例如，抽取点76可以被设置在相邻压缩机级之间，例如在压缩机级之间的2、3、4、5、6、7、8、9或10个级间抽取点76。这些级间抽取点76中的每个抽取点提供被抽取的排气42的不同温度和压力。类似地，抽取点76可以被设置在相邻涡轮级之间，例如在涡轮级之间的2、3、4、5、6、7、8、9或10个级间抽取点76。这些级间抽取点76中的每个抽取点提供了被抽取的排气42的不同温度和压力。通过进一步的示例，抽取点76可以被设置在遍布燃烧室部154的多个方位处，其可以提供不同温度、压力、流速和气体成分。这些抽取点76中的每个抽取点可以包括EG抽取导管、一个或多个阀门、传感器以及控件，其可以被用于选择性地控制所抽取的排气42到EG供给系统78的流动。
通过EG供给系统78分配的被抽取的排气42具有适用于目标系统(例如烃类生产系统12和其他系统84)的受控成分。例如，在这些抽取点76中的每个抽取点处，排气170可以与氧化剂68和燃料70的喷射点(或流)充分隔离。换句话说，EG供给系统78可以被特别设计为在没有任何添加的氧化剂68或燃料70的情况下从燃气涡轮发动机150抽取排气170。此外，鉴于在每个燃烧室160中的化学计量燃烧，所抽取的排气42可以是基本没有氧气和燃料的。EG供给系统78可以将所抽取的排气42直接或间接输送到烃类生产系统12和/或其他系统84以用于各种处理，例如强化油回收、碳封存、存储或运输到非现场方位。然而，在某些实施例中，EG供给系统78包括在使用供目标系统之前用于进一步处置排气42的EG处置系统(EGTS)82。例如，EG处置系统82可以将排气42净化和/或分离为一种或多种流95，例如富CO2稀N2流96、中等浓度CO2、N2流97以及稀CO2富N2流98。这些经处置的排气流95可以被单独地或以任何组合方式用于烃类生产系统12和其他系统84(例如管线86、储罐88和碳封存系统90)。
类似于在EG供给系统78中执行的排气处置，EG处理系统54可以包括多个排气(EG)处置组件192，例如由元件编号194、196、198、200、202、204、206、208和210所指示的那些组件。这些EG处置组件192(例如194至210)可以沿着排气再循环路径110以一个或多个串联布置、并联布置或串联与并联布置的任何组合设置。例如，EG处置组件192(例如194至210)可以包括下列组件以任何次序的任何串联和/或并联布置：一个或多个热交换器(例如热回收单元例如热回收蒸汽发生器、冷凝器、冷却器或加热器)、催化剂系统(例如氧化催化剂系统)、微粒和/或水去除系统(例如惯性分离器、聚结过滤器、不透水过滤器以及其他过滤器)、化学喷射系统、基于溶剂的处置系统(例如吸收剂、闪蒸罐等)、碳收集系统、气体分离系统、气体净化系统和/或基于溶剂的处置系统或其任何组合。在某些实施例中，催化剂系统可以包括氧化催化剂、一氧化碳还原催化剂、氮氧化物还原催化剂、氧化铝、氧化锆、硅氧化物、钛氧化物、氧化铂、氧化钯、氧化钴或混合金属氧化物或其组合。所公开的实施例旨在包括前述组件192以串联和并联布置的任何和全部排列组合。如下面所示，表2描述了沿着排气再循环路径110的组件192的布置的一些非限制性示例。
表2
如上面表2所示，催化剂单元被表示为CU，氧化催化剂单元被表示为OCU，增压器鼓风机被表示为BB，热交换器被表示为HX，热回收单元被表示为HRU，热回收蒸汽发生器被表示为HRSG，冷凝器被表示为COND，蒸汽涡轮被表示为ST，微粒去除单元被表示为PRU，湿气去除单元被表示为MRU，过滤器被表示为FIL，凝聚过滤器被表示为CFIL，不透水过滤器被表示为WFIL，惯性分离器被表示为INER，并且稀释剂供给系统(例如蒸汽、氮气或其他惰性气体)被表示为DIL。虽然表2以从涡轮部156的排气出口182朝向压缩机部152的排气入口184的顺序示出组件192，但表2也旨在覆盖所示出组件192的相反顺序。在表2中，包括两个或更多个组件的任何单元旨在覆盖所述组件的集成单元、所述组件的并联布置或其任何组合。此外，在表2的背景下，HRU、HRSG和COND是HE的示例；HRSG是HRU的示例；COND、WFIL和CFIL是WRU的示例；INER、FIL、WFIL和CFIL是PRU的示例；并且WFIL和CFIL是FIL的示例。再者，表2并不旨在排除组件192的任何未示出的排列组合。在某些实施例中，所示出的组件192(例如194至210)可以被部分或完全集成在HRSG56、EGR系统58或其任何组合内。这些EG处置组件192可以使能实现温度、压力、流速和气体成分的反馈控制，同时也从排气60中去除湿气和微粒。此外，经处置的排气60可以在一个或多个抽取点76处被抽取以便在EG供给系统78中使用和/或被再循环到压缩机部152的排气入口184。
当经处置的再循环排气66穿过压缩机部152时，SEGR燃气涡轮系统52可以沿着一个或多个管线212(例如泄放导管或旁通导管)泄放一部分压缩的排气。每个管线212可以将排气输送到一个或多个热交换器214(例如冷却单元)，从而冷却排气以便将其再循环回到SEGR燃气涡轮系统52中。例如，在穿过热交换器214后，一部分被冷却的排气可以沿着管线212被输送到涡轮部156，以便冷却和/或密封涡轮壳体、涡轮外罩、轴承和其他组件。在这类实施例中，SEGR燃气涡轮系统52不输送任何氧化剂68(或其他潜在的污染物)通过涡轮部156以用于冷却和/或密封目的，并且因此，冷却的排气的任何泄漏将不会污染流过并驱动涡轮部156的涡轮级的热燃烧产物(例如工作排气)。通过进一步的示例，在穿过热交换器214之后，一部分冷却的排气可以沿着管线216(例如返回导管)被输送到压缩机部152的上游压缩机级，从而提高压缩机部152的压缩效率。在这类实施例中，热交换器214可以被配置为压缩机部152的级间冷却单元。以此方式，冷却的排气帮助增加SEGR燃气涡轮系统52的运转效率，同时帮助保持排气的纯度(例如基本没有氧化剂和燃料)。
图4是在图1-3中示出的系统10的运转过程220的实施例的流程图。在某些实施例中，过程220可以是计算机实施的过程，其存取存储在存储器122上的一个或多个指令，并且在图2中示出的控制器118的处理器120上执行所述指令。例如，过程220中的每个步骤可以包括通过参照图2所描述的控制系统100的控制器118可执行的指令。
过程220可以开始于启动图1-3的SEGR燃气涡轮系统52的起动模式，如块222所指示的。例如，所述起动模式可以包括SEGR燃气涡轮系统52的逐步倾斜上升，以保持热梯度、振动和间隙(例如在旋转部件与静止部件之间)在可接受的阈值内。例如，在起动模式222期间，过程220可以开始供应经压缩的氧化剂68到燃烧室部154的燃烧室160和燃料喷嘴164，如块224所指示的。在某些实施例中，经压缩的氧化剂可以包括压缩空气、氧气、富氧空气、减氧空气、氧气-氮气混合物或其任何组合。例如，氧化剂68可以被图3中示出的氧化剂压缩系统186压缩。在起动模式222期间，过程220也可以开始向燃烧室160和燃料喷嘴164供应燃料，如块226所指示的。在起动模式222期间，过程220也可以开始供应排气(如果可用)到燃烧室160和燃料喷嘴164，如块228所指示的。例如，燃料喷嘴164可以产生一种或多种扩散火焰、预混火焰或扩散火焰与预混火焰的组合。在起动模式222期间，由燃气涡轮发动机156生成的排气60在数量和/或质量上可以是不足或不稳定的。因此，在起动模式期间，过程220可以从一个或多个存储单元(例如储罐88)、管线86、其他SEGR燃气涡轮系统52或其他排气源供应排气66。
过程220然后可以在燃烧室160中燃烧经压缩的氧化剂、燃料和排气的混合物以产生热燃烧气体172，如块230所指示的。特别地，过程220可以由图2的控制系统100来控制，以促进燃烧室部154的燃烧室160中的混合物的化学计量燃烧(例如化学计量扩散燃烧、预混燃烧或两者)。然而，在起动模式222期间，可能特别难以保持混合物的化学计量燃烧(并且因此，热燃烧气体172中可能存在低水平的氧化剂和未燃烧燃料)。结果，在起动模式222期间，热燃烧气体172可能比在如下面所进一步详细讨论的稳定状态模式期间具有更大量的残留氧化剂68和/或燃料70。由于这个原因，过程220可以在起动模式期间执行一个或多个控制指令以减少或消除热燃烧气体172中的残留氧化剂68和/或燃料70。
过程220然后用热燃烧气体172驱动涡轮部156，如块232所指示的。例如，热燃烧气体172可以驱动被设置在涡轮部156内的一个或多个涡轮级174。在涡轮部156的下游，过程220可以处置来自最终涡轮级174的排气60，如块234所指示的。例如，排气处置234可以包括任何残留氧化剂68和/或燃料70的过滤、催化剂反应、化学处理、用HRSG 56进行热回收等。过程220还可以将至少一些排气60再循环回到SEGR燃气涡轮系统52的压缩机部152，如块236所指示的。例如，排气再循环236可以包括穿过具有EG处理系统54的排气再循环路径110的通道，如图1-3所示。
进而，再循环排气66可以在压缩机部152中被压缩，如块238所指示的。例如，SEGR燃气涡轮系统52可以在压缩机部152的一个或多个压缩机级158中顺序压缩再循环排气66。结果，经压缩的排气170可以被供应给燃烧室160和燃料喷嘴164，如块228所指示的。然后可以重复步骤230、232、234、236和238，直到过程220最终过渡到稳态模式，如块240所指示的。在过渡240后，过程220可以继续执行步骤224至238，但是也可以开始经由EG供给系统78抽取排气42，如块242所指示的。例如，排气42可以从沿着压缩机部152、燃烧室部154和涡轮部156的一个或多个抽取点76被抽取，如图3所示。进而，过程220可以从EG供给系统78向烃类生产系统12供应所抽取的排气42，如块244所指示的。烃类生产系统12然后可以将排气42喷射到大地32中以用于强化油回收，如块246所指示的。例如，所抽取的排气42可以被如图1-3所示的EOR系统18的排气喷射EOR系统112使用。
如上面指出，在由燃烧室160执行的某些燃烧过程(例如化学计量燃烧和/或以预定当量比燃烧)期间，成分、流速和/或燃料70和氧化剂68的比的变体可以出现且引起由燃烧室160产生的燃烧产物172的成分变化。附加地或替代地，燃烧室160的一个或多个组件(例如密封件、阀门)可能变为被磨损、可能损坏、可能破裂或者否则可能失效，使得由燃烧室160产生的燃烧产物可以具有不落入预定范围内的成分。例如，如果燃烧室160的密封件应变为被磨损或以其他方式失去其密封能力，则来自外部环境的空气可能泄漏到燃烧室160中，引起燃烧当量比偏离期望的设定点(例如由于额外的氧的存在)。在这类环境中，燃烧产物可以具有高于预定阈值的氧浓度。
类似状况也可以出现在其他燃烧参数上，例如压力设定点、燃烧温度设定点、排气浓度设定点以及至少部分取决于合适燃烧密封和运行的其他参数。不幸地，因为来自多个燃烧室160的燃烧产物被全部组合在涡轮部156内，所以很难确定哪个燃烧室160对不合规格燃烧产物负责。这些类型的偏差具体牵扯到其中期望保持燃烧产物在某一范围内的实施方式-例如当燃烧气体/排气从SEGR燃气涡轮系统52作为产物气体被输出以用于油回收中、再循环回到SEGR燃气涡轮系统52中以用于冷却、以用作燃烧稀释剂的实施方式或任何其他实施方式，其中不期望在排气60中具有未燃烧燃料和/或残留氧化剂。
根据本实施例，如上面阐述，在执行过程220中，控制系统100可以执行一个或多个控制程序以使在每个燃烧室160中能够以期望的燃料/氧化剂当量比进行燃烧。在某些控制程序中，控制系统100可以接收关于流速和/或氧化剂68和/或燃料70的成分的信息，并且控制系统100可以基于所有该信息或一部分该信息利用任意数量的控制算法，从而调节燃料70和/或氧化剂68到燃烧室160的流。
根据本实施例和如下面详细所述，在控制系统100检测到一个或多个燃烧室160不合规格(例如因为产物排气是不合规格的)运行、或在运行期间周期性地不合规格运行的实施例中，控制系统100也可以执行一个或多个诊断程序(例如存储在一个或多个有形的非易失性机器可读介质(诸如存储器122)上的程序)以识别(如果有的话)哪个燃烧室160以这种方式运行。图5描述了具有特征件的基于涡轮的服务系统14的实施例，该特征件能够检测、定位以及控制潜在燃烧室问题。
如上面关于图1-3阐述的，基于涡轮的服务系统14包括燃气涡轮系统150，燃气涡轮系统150产生随后在EG处理系统54中处置且作为产物气体被传送到EG供应系统78的排气60。燃气涡轮系统150也产生排气42，排气42从一个或多个抽取点76(例如燃烧室160、涡轮部156)取出且作为产物气体被提供给EG供应系统78。
总之，对应于在这类处置之前的排气的燃烧气体172，从燃烧室160传递且经由一系列流动路径260进入涡轮部156中。流动路径260可以在引入涡轮部156后是完全分离的，或一个或多个流动路径260可以在进入涡轮部156之前组合。虽然燃烧室部154可以包括任意数量的燃烧室160，但是在图示的实施例中，燃烧室部154包括第一燃烧室262(称为“COMBUSTOR N”)，第二燃烧室264(称为“COMBUSTOR N+1”)以及第三燃烧室266(称为“COMBUSTORN+M”)，其中“N”意为指定燃烧室部154的任一特定燃烧室160，“N+1”意为表示紧邻第一燃烧室262的燃烧室160，以及“N+M”意为表示在第一燃烧室262之后的第M个燃烧室。例如，在燃烧室160以通常环形布置被定位的实施例中，第一燃烧室262可以对应于在圆周方向268上的第一位置，第二燃烧室264可以对应于紧邻第一位置的第二位置，以及第三燃烧室266可以对应于沿着圆周方向268的第三位置、第四位置、第五位置、第六位置、第七位置或第八位置(或除了第一位置和第二位置之外的任一位置)。
在运行期间，控制系统100可以控制氧化剂68和燃料70到每个燃烧室160的流以使能够以特定当量比燃烧。例如，在基于涡轮的服务系统14以化学计量运行模式运行的实施例中，当量比可以是在燃料比氧化剂为大约0.95至1.05之间，例如大约1.0加上或减去0.01、0.02、0.03、0.04或0.05。氧化剂68的流可以至少部分通过控制氧化剂压缩系统186(图3)的运行参数(例如驱动器190(图3)的速度、(多个)主氧化剂压缩机188(图3)的压缩比、(多个)压缩机188的进口导流叶片位置等)来控制。在图示的实施例中，使用一系列氧化剂流量控制装置来控制氧化剂流，额外地或作为一种替代，还使用氧化剂压缩系统186的参数来控制氧化剂流。在图示的实施例中，这类装置包括沿着通向第一燃烧室262的第一氧化剂流动路径272定位的第一氧化剂流量控制装置270(例如流量控制阀)、沿着通向第二燃烧室264的第二氧化剂流动路径276定位的第二氧化剂流量控制装置274(例如流量控制阀)以及沿着通向第三燃烧室266的第三氧化剂流动路径280定位的第三氧化剂流量控制装置278(例如流量控制阀)。也可以沿着这些路径利用用于监测和/或控制氧化剂流的其他特征件，包括压缩机、泵、热交换器、流量计、温度计、压力计以及氧传感器等。
虽然氧化剂68和/或燃料70的流可以被控制以便保持期望的燃烧当量比，但是在某些实施例中，燃料70的流可以响应于氧化剂68的流的变化以保持期望的燃烧当量比，或反之亦然(例如反向控制也是可行的，其中氧化剂68响应于燃料70被调节)。例如，在一个实施例中，氧化剂流可以基于负载需求被调节，同时燃料流响应于氧化剂流的变化。在控制燃料70的流中，控制系统100可以接收关于燃料70的各种信息，包括由沿着通向燃料流控制系统286的燃料路径284被定位的一个或多个传感器282生成的反馈。一个或多个传感器282可以包括一个或多个任何合适类型的流量分析装置，包括但不限于热质量流量计、科里奥利质量流量计、质量流量控制器、旋转活塞计、齿轮计、文丘里计、孔板计、多尔管计、皮托管计、多孔压力探头计、圆锥计、光流量计、电磁流量计、超声波流量计、热电偶以及压力换能器等。
除了或代替接收有关沿着燃料路径284的燃料70的流的反馈之外，控制系统100也可以接收关于来自燃料分析系统288的燃料70的成分的反馈。燃料分析系统288可以确定关于燃料70的成分信息。例如，燃料分析系统288可以确定燃料70内可燃组分的浓度或相对量，其可以包括但不限于CO、H2、甲烷(CH4)或其任何组合。因此，燃料分析系统288可以包括能够分离、检测和/或分析这类组分的一个或多个分析特征件。例如，燃料分析系统288可以包括气相色谱仪、高效液相色谱仪、红外光谱仪、紫外线/可见光分光计、荧光计、质谱仪、核磁共振(NMR)光谱仪、电子自旋共振(ESR)光谱仪、原子吸收单元等中的任意一个或组合。在一些实施例中，燃料分析系统288可以包括CO传感器、H2传感器、CH4传感器或类似传感器。
虽然燃料分析系统288可以在沿着燃料路径284的任一点处被适当地定位，但是在图示的实施例中，燃料分析系统288被配置为接收来自燃料路径284的燃料70的滑流(slip stream)290。也就是说，在图示的实施例中，滑流290沿着从燃料路径284分支的路径被提供到燃料分析系统288。在运行期间，燃料分析系统288分析燃料70(例如用于CO、H2、CH4浓度的燃料70)以及向控制系统100/控制器118间歇地、以固定的间隔或基本连续地发送燃料成分信息。在其他实施例中，燃料分析系统288可以向控制系统100/控制器118间歇地、以固定间隔或基本连续地提供原始数据(例如检测器信号)，所述原始数据可以包括存储在用于分析数据的一个或多个有形的机器可读非暂时的介质上的代码。
至少部分基于从一个或多个传感器282和/或燃料分析系统288接收的反馈，控制系统100可以沿着第一燃料供给路径292将燃料70从燃料流控制系统286引导到第一燃烧室262，沿着第二燃料供给路径294将燃料70从燃料流控制系统286引导到第二燃烧室264以及沿着第三燃料供给路径296将燃料70从燃料流控制系统286引导到第三燃烧室266。需要指出，目前任何数量的这类流动路径和燃烧室160均是可预想的，例如在2与100之间、10与50之间、15与30之间等等。燃料流控制系统286可以包括任何数量的特征件，该特征件能够使控制系统100独立控制沿着每个燃料供给路径的燃料70的流量。也就是说，燃料流控制系统286能够使控制系统100独立控制燃料70到每个燃烧室60的流量。如下面详细讨论，这类独立控件不仅能够使燃料70被供给到每个燃烧室160，从而确保以预定当量比燃烧，而且也能够使本文描述的诊断程序被执行。
通过非限制性示例的方式，燃料流控制系统286可以包括一个或多个流量分配总管、增压器压缩机、增压器鼓风机、热交换器(例如直接和/或间接)、过滤器、洗涤器、催化剂、干燥器以及流量控制装置等中的任意一个或组合。附加地或可替代地，控制系统100可以与沿着各种燃料供给路径定位的一个或多个流量控制装置连通，从而能够调节燃料70到每个燃烧室160的流量。如所示，流量控制装置包括但不限于，沿着第一燃料供给路径292定位的第一燃料流量控制装置298、沿着第二燃料供给路径294定位的第二燃料流量控制装置300以及沿着第三燃料供给路径296定位的第三燃料流量控制装置302。通常，流量控制装置可以包括能够调节燃料70到每个相应的燃烧室160中的流量的任何流量调节装置，该流量包括无流量、满流量以及二者之间的任何流量。这类流量控制装置可以包括流量控制阀、增压器鼓风机、调节器以及压缩机等。进一步地，流量控制装置可以沿着其各自的燃料供给路径的任一点被定位。例如，流量控制装置可以沿着通向燃烧室160的各自入口的导管定位，或者可以在燃烧室160的各自入口处定位。在一些实施例中，燃料流量控制装置可以是燃料修正阀。因此，在一些实施例中，控制系统100可以调节一个或多个燃料水平修正阀，使得一个或多个燃烧室160内的燃烧是稀的或富的。根据本实施例和如下面进一步详细讨论的，一个或多个传感器可以产生表示稀或富燃烧的响应，从而能够使响应的关联回到特定燃烧室160，用于该特定燃烧室160的燃料水平的调节
如上所述，独立控制到每个燃烧室160的燃料流量和/或氧化剂流量能够使某些诊断在燃烧室160上被执行。根据本实施例，控制系统100可以分别调节燃料流和/或氧化剂流，从而调节每个燃烧室160内的燃烧参数，其导致燃烧产物172的一个或多个参数的变化。控制系统100可以监测在涡轮部156的一个或多个涡轮级174处的燃烧产物172的一个或多个参数的变化，并且可以关联特定燃烧室160的变化，用于特定燃烧室160的燃烧参数被改变。例如，燃烧室部154可以进入稳态，并且到第一燃烧室262的燃料流量和/或氧化剂流量可以被调节以改变由第一燃烧室262产生的燃烧产物172的性质，同时到第二燃烧室264和第三燃烧室266的流量被保持在稳态。因此，即便由所有燃烧室160产生的燃烧产物172均在任何检测设备的上游组合，但是由检测设备检测到的任何变化均可以被关联回到第一燃烧室262(即燃烧参数被改变的燃烧室160)。
具体地，具有一个或多个传感器306的传感器系统304可以用于这类检测，该传感器306能够检测涡轮部156内的燃烧产物172的一个或多个参数。传感器306可以被定位在涡轮燃烧室160下游(例如在涡轮部156上或在涡轮部156内)，并且每个传感器306可以能够检测燃烧产物172的参数，该参数包括但不限于，燃烧产物172的成分信息、氧浓度、燃料浓度、稀释剂浓度、温度、压力、质量流速或这些或其他参数的任何组合。一个或多个传感器306因此可以包括CO传感器、CH4传感器、O2传感器(例如氧传感器(lambda sensor)、窄带加热型排气氧(HEGO)传感器、宽带通用型排气氧(UEGO)传感器)、压力传感器、温度传感器(例如热电偶)、流量计或其任何组合等。事实上，传感器306可以是能够感测燃烧产物、燃烧产物的属性或其组合的任何合适的类型和构造。如下面参照图10进一步详细讨论的，可以期望传感器306为UEGO传感器。
传感器306可以是定位在涡轮部156的壳体内的原位装置(即传感器接触工作流体)，或者可以是包括一个或多个导管的异位装置，该一个或多个导管使特定传感器306流体耦连涡轮部156的包含工作流体的区域。也就是说，原位传感器可以被定位在涡轮部156的壳体内，同时异位传感器可以在壳体外部。
如所说明的，传感器306可以被定位在沿着轴向方向308的各个点处和在涡轮部156中的径向方向310上的任一点处。事实上，传感器306可以被定位为邻近涡轮级174(例如在涡轮级174之间)或被定位在涡轮级174处(例如附连到涡轮壳体，定位在壳体与旋转的涡轮叶片之间，集成到涡轮叶轮中)。为了便于本实施例的讨论，传感器306被描述为被定位在涡轮级174之间。从涡轮部156的前端移动到后端，传感器306包括被定位在第一涡轮级314之前的第一传感器312(或作为第一部存在的传感器组)、在第二涡轮级318之前的第二传感器316(或作为第二部存在的传感器组)、在第三涡轮级322之前的第三传感器320(或作为第三部存在的传感器组)、在第四涡轮级326之前的第四传感器324(或作为第四部存在的传感器组)以及在第四涡轮级326之后的第五传感器328(或作为第五部存在的传感器组)。
如下面详细讨论的，根据多个因素，每个传感器306和/或传感器阵列的响应(例如由每个传感器和/或传感器阵列产生的反馈)可以被关联到一个或多个燃烧室160的运行。这些因素可以包括但不限于，燃气涡轮系统150正在运行的特定负载点(例如80％负载、90％负载、100％负载)、传感器306或传感器阵列相对于燃烧室160的位置(例如在圆周方向268上、轴向方向308上和/或径向方向310上的方位)、传感器306或传感器阵列的尺寸(例如传感器306或传感器阵列覆盖的横截面积)、涡轮叶片的特定布置(例如由特定负载下的涡轮叶片生成的燃烧气体的漩涡)或其任何组合。
控制系统100和/或控制器118可以利用从传感器306的任意一个或组合获得的反馈(例如成分信息)，并且在适当的时候可以调节燃料70通过燃料供给路径292、294、296的流量和/或氧化剂68沿着氧化剂供给路径272、276、280的流量，从而调节每个燃烧室160中燃料70与氧化剂68的比，例如从而实现以期望当量比(例如在大约0.95与1.05之间)燃烧。附加地或可替代地，控制器18可以利用基于模型的控制，其中传感器306的输出被用作生成控制器118的输入的模型的输入。示例模型包括基于物理的模型、计算流体动力学(CFD)模型或有限元分析(FEA)模型。模型也可以包括人工智能(AI)模型，例如专家系统(例如正向链接专家系统、反向链接专家系统)、神经网络、模糊逻辑系统、状态向量机(SVM)、归纳推理系统、贝叶斯推理系统或其组合。
如所说明的，传感器306可以是传感器系统304的一部分，其可以进一步包括中央计算系统，该中央计算系统具有一个或多个处理器和一个或多个机器可读的非易失性有形介质，其中所述介质存储可由处理器执行的指令以收集由传感器306生成的反馈。在某些实施例中，传感器系统304可以预处理反馈(例如数字化反馈、多路复用/多路分配反馈)以便生成由控制系统100(例如控制器118)分析或以其他方式由控制系统100(例如控制器118)进一步处理的数据。在又进一步的实施例中，传感器306可以向控制器118或控制系统100的另一部分直接输送反馈。在这类实施例中，控制系统100的存储器122可以包括存储的指令(例如一组或多组指令)，该存储的指令用于接收和分析反馈，并且用于执行上面指出的燃烧控制(例如当量比控制)和本文所述的诊断程序。例如，一组或多组存储的指令可以由处理器120可执行，从而通过将由一个或多个传感器306(或传感器阵列)生成的反馈关联到特定的一个燃烧室160的运行来确定每个燃烧室160中的燃料/氧化剂燃烧比。这类关联可以实现对每个燃烧室160内的燃烧动力学的更精确控制，其可以增强SEGR GT系统52产生作为下游使用的产物气体的排气(例如由EG供给系统78使用)的可靠性和可再现性。
事实上，在一些实施例中，控制系统100可以确定特定的一个燃烧室160在运行时生成燃烧产物，该燃烧产物由沿着涡轮部156或在涡轮部156内放置的传感器306的特定分组(例如一个或多个传感器306)进行感测。也就是说，在调节特定涡轮燃烧室160的一个或多个运行参数之后，控制系统100可以识别哪个传感器306或传感器306组记载了表示该调节的响应，并且在一些实施例中，可以识别一个传感器306或多个传感器306的位置。该位置可以是一个传感器306或多个传感器306的轴向位置、圆周位置、径向位置或其任何组合。
例如，在第一涡轮负载(例如100％负载)处，控制系统100可以确定第三传感器320(或传感器组)感测由第一燃烧室262生成的燃烧产物172。以此方式，控制系统100可以确定由在第一涡轮负载处的第一燃烧室262生成的燃烧产物172的漩涡信息，其中该漩涡信息包括与燃烧产物172通过涡轮部156的行进(例如流动方向)有关的信息，例如包括漩涡角度。类似地，在第一涡轮负载处，控制系统100可以确定第一传感器312(或传感器组)感测由第二燃烧室264生成的燃烧产物172。因此，通过识别第一传感器312相对于第二燃烧室264的位置而获得用于第二燃烧室264的漩涡信息。
如上所述，这类关联可以取决于各种因素，包括涡轮的负载设定(其影响涡轮级174的旋转速率)、涡轮部156中的温度/压力动力学等等。总之，涡轮负载设定的差别可以引起关于每个燃烧室160的漩涡信息(例如漩涡角度)的变化。参考回上面的示例，例如，在第二涡轮负载(例如90％负载)处，控制系统100可以确定第二传感器316(或传感器组)感测由第一燃烧室262生成的燃烧产物172，并且第四传感器324(或传感器组)感测由第二传感器264生成的燃烧产物172。
在一些实施例中，控制系统100可以将由传感器306生成的反馈通过以下方式关联到特定燃烧室160的运行，即通过保持所有燃烧室160处于稳态、调节特定燃烧室160的参数以及识别由一个或多个传感器306生成的反馈中的变化。例如，在这类实施例中，控制系统100可以执行其中燃烧室160全部运行为基本稳态的程序，并且可以通过使用例如燃料水平修正阀(例如阀298)来调节(例如增加)提供给第一燃烧室262的燃料70的量。类似地，提供给第一燃烧室262的氧化剂68的量可以被调节(例如被减少)。在任一情况中，引起在第一燃烧室262中的燃料/氧化剂的比的变化，其也改变由第一燃烧室262生成的燃烧产物172的成分。在本示例中，燃烧产物172可以包括未燃烧燃料70的增加的量。然而，同样预计到的是，第一燃烧室262中的燃料水平可以被降低(或氧化剂水平增加)，在这种情况下，由第一燃烧室262生成的燃烧产物172具有增加量的氧化剂68。
传感器系统304和/或控制系统100然后可以监测由传感器306生成的反馈，从而识别哪个传感器306生成表示该变化的反馈。例如，参照上面的示例，在第一涡轮负载处，第三传感器320(或传感器组)可以记载由第一燃烧室262产生的燃烧产物172(例如增加浓度的未燃烧燃料)的成分的变化，同时其他传感器206(例如第一传感器312、第二传感器316)生成保持基本不变的反馈。控制系统100然后可以确定在第一负载处，可以使用第三传感器320(或传感器组)监测第一燃烧室262的运行。需要进一步指出，第三传感器320或传感器组可以表示在涡轮部156内的给定轴向位置处(例如特定涡轮级处)的特定圆周方位。也就是说，第三传感器320或传感器组感测第一燃烧室262的参数的变化，同时在相同轴向位置(例如特定涡轮级)处的其他圆周方位未感测到该变化，或感测到的非常小程度的变化，该变化的程度足够小到使得该变化落入可能特征为测量公差的程度内。
感测燃烧产物172变化的方式的这种差别可以关于图6被进一步认识，图6是沿着径向线6-6(即径向方向310且通过燃烧室部154)的视图。为了解释的目的，涡轮系统150的某些特征件未在图6中示出，包括涡轮部156的各种壳体和集气室、燃烧室160的各种特征件(例如阀门、控制管线、燃烧室)、涡轮叶片和叶轮等等。事实上，图6仅意图作为SEGR GT系统52的某些特征件的图解表示以便于解释目前的实施例。
如上所述，燃烧室部154包括“环管(can annular)”布置，其中燃烧室160(在一个示例中显示为8个燃烧室)被布置为圆周围绕涡轮系统150的轴176。虽然描述为每个燃烧室160均具有关于涡轮系统150的轴向方向308基本平行对准的其纵向轴线350，但是在一些实施例中，燃烧室160可以具有其他配置。例如，燃烧室160的纵向轴线350可以具有关于彼此且关于涡轮系统150的轴向方向308渐收敛/渐分离的关系。也就是说，燃烧室160的纵向轴线350可以关于轴向方向308成角度(例如在0°与90°之间，诸如在10°与60°之间或在20°与50°之间)。
如上所述，图示的燃烧室160包括以顺时针方式在圆周方向268上彼此伸展开的8个燃烧室。特别地，燃烧室160包括第一燃烧室262(例如第“N”个燃烧室)、第二燃烧室264(例如第“N+1”个燃烧室)、以及第三燃烧室266(例如剩余的“N+M”个燃烧室中的第一个燃烧室(N+2)，包括第四燃烧室(N+3)352、第五燃烧室(N+4)354、第六燃烧室(N+5)356、第七燃烧室(N+6)358以及第八燃烧室(N+7)360)。类似地，检测由一个或多个燃烧室160产生的燃烧产物172的传感器306被示为包括定位在第一涡轮级314处(例如紧邻第一涡轮级314上游、紧邻其下游或在其内)的第一环形布置362，并且包括定位在第二涡轮级318处(例如紧邻第二涡轮级318上游、紧邻其下游或在其内)的第二环形布置364。描述的配置用于说明性目的，并且不意在排除其他配置，例如在第三涡轮部322处的第三环形布置(图5)、在第四涡轮部326(图5)处的第四环形布置等等。
如所示，第一环形布置362包括沿着涡轮部156的壳体366环形(例如沿圆周地)间隔开的一系列传感器306。需要指出，参照被概略描述为圆形元件的“传感器306”，可以包括在每个图示位置处的一个传感器，或占用由每个圆形元件的面积限定的区域的相同或不同类型(例如CO传感器与O2传感器)的多个传感器(例如传感器阵列)。记着这一点，为了便于说明，每个圆形元件在本文中将被称为“传感器”。
在运行期间，控制系统100可以利用若干控制方案370，以便使能在每个燃烧室160内以期望当量比燃烧。控制方案370可以被存储为一个或多个指令组(例如计算机算法)，该指令组被配置为：当由处理装置和相关联的控制特征件(例如阀门、致动器)执行时，控制、监测以及诊断/校正燃烧室160的各种运行变量。控制方案370(在以下详细讨论)仅作为示例被提供，并且其可以在任何数量的装置、工作站、控制模块等上被实施。
通过非限制性示例的方式，如所示，控制方案370包括负载控制方案370，其被配置为监测和控制涡轮系统150的装载/卸载；燃烧控制方案374，其被配置为控制每个燃烧室160内的燃烧过程的一个或多个燃烧参数；以及系统诊断方案376，其被配置为连续地或间歇地执行诊断程序以监测和诊断燃烧过程的潜在问题；以及其他方案。每个控制方案370可以被存储在电路上(或者存储器122上)，并且可以彼此集成(例如，集成为一个或多个应用的一部分)或可以彼此分离。在某些实施例中，控制方案370可以彼此结合地运行，其中每个方案370共用数据/信息、输入/输出等等。
在运行期间，例如，涡轮系统150可以接收表示目标负载的输入(例如，基于与燃气涡轮系统150同步的自电网的电力使用，和/或基于目标排气输出)。负载控制372可以基于目标负载确定用于涡轮系统150的各部分例如燃烧室部154的适当的运行参数。负载控制372可以向燃烧控制374提供某些燃烧参数目标(例如由燃烧室160提供的目标热量释放)，燃烧控制374进而可以调节由一个或多个燃烧室160执行的燃烧过程的一个或多个运行参数。如所示，燃烧控制374可以包括用于燃料流量控制378、氧化剂流量控制380或其组合的程序。如上面讨论的，燃料流量控制378可以调节燃烧70到燃烧室160的流量(例如使用诸如298、300、302的燃料水平修正阀)，同时氧化剂流量控制380可以调节氧化剂68到燃烧室160的流量(例如使用阀门270、274、278或诸如压缩机的其他流量调节机构)。燃料流量和/或氧化剂流量是否为被调节的参数可以取决于许多因素。例如，氧化剂流可以基于目标负载被调节，同时燃料流响应于氧化剂流量改变被调节以保持期望的燃烧当量比。如上所述，反向控制也可以发生，其中燃料流量跟随负载，并且氧化剂流量响应于燃料流量被控制。
当运行时，如上所述，每个燃烧室160由于燃烧过程而产生燃烧产物172。如由从第一燃烧室262释放的燃烧产物172所描述的，气态的燃烧产物172可以打旋，这是由于涡轮级的旋转运动，在本示例中为顺时针旋转运动(但是旋转运动可以改为是逆时针的)。在第一涡轮负载处(例如80％负载)，燃烧产物172可以具有第一漩涡路径(如箭头172A描述)。漩涡路径可以包括围绕由轴176限定的轴线的多个回转、围绕由轴176限定的轴线的单个回转、或围绕由轴176限定的轴线的一部分回转，这是燃烧产物172在到达特定传感器306或传感器组(例如部分传感器)之前所经历的。
在第一涡轮负载处，燃烧产物可以由第一涡轮级314的第一传感器382来检测。因为漩涡路径172A导致燃烧产物172偏离第一燃烧室160的纵向轴线350，所以角度384形成在轴线350与第一传感器382的圆周位置之间。该角度384可以称为漩涡角度。
需要指出，根据燃烧产物172被感测的方式，燃烧产物172的漩涡可以是不同的。例如，成分传感器(例如CH4传感器、CO传感器、O2传感器)对于由特定燃烧室160产生的燃烧产物172可以具有一个漩涡角度，同时温度传感器对于相同燃烧产物172可以具有不同的漩涡角度。也就是说，气体成分漩涡角度可能不总是(但是有时会)匹配特定燃烧室的气体温度漩涡角度。
随着涡轮负载增加例如增加到100％的第二涡轮负载，燃烧产物172可以具有由涡轮级的增加的旋转速率引起的第二漩涡路径。该第二漩涡路径(其仅用于说明目的)如箭头172B来描述。在本实施例中，第一涡轮级314的第二传感器386可以检测燃烧产物172，表示第二漩涡角度388。每个燃烧室160可以分别具有第一涡轮负载处的第一漩涡角度和第二涡轮负载处的第二漩涡角度。事实上，与每个燃烧室160相关联的漩涡角度能够使控制系统100(和/或操作者)确定传感器阵列(例如在每个涡轮级处的传感器)中的哪个传感器306(或传感器集合)检测到来自特定燃烧室的燃烧产物172。在上面所述的示例中，例如，与在第一涡轮负载水平的第一燃烧室262相关联的第一漩涡角度384表示第一燃烧室262的燃烧产物172可以使用第一涡轮级314的第一传感器382来检测。
在某些实施例中，燃烧室160可以是间歇地点火或基本连续点火。因为燃烧室160将燃烧产物172排放到共用区(例如涡轮部156)，所以来自燃烧室160的特定的一个燃烧室的燃烧产物172可能很难被识别。事实上，来自多个燃烧室160的燃烧产物172可以混合并且可以由共用传感器确定。然而，因为燃烧室160在共用区(例如涡轮部156)内的不同圆周方位处排放，所以来自不同燃烧室160的燃烧产物172可能未均等地影响每个传感器的响应。例如，在第一涡轮负载处，与由第三燃烧室266生成的燃烧产物172相比，来自第一燃烧室262的燃烧产物172可以对第一涡轮级314处的第一传感器382的响应具有更大贡献，第三燃烧室266可以具有引起燃烧产物172打旋远离第一传感器382的漩涡角度390。
因此，控制系统100可以利用传感器位置、漩涡角度以及每个燃烧室160之间的这种关系来监测由每个燃烧室160生成的燃烧产物172。例如，系统诊断376可以包括用于执行映射图392的程序，在映射图392中，每个燃烧室160的位置与特定传感器或传感器阵列方位相关。燃烧室/传感器映射图392可以考虑传感器160和传感器/传感器阵列的位置、传感器类型、感测的参数以及涡轮负荷等其他参数。
在某些状况中且在不同负载下，如上面阐述的，漩涡角度对于燃烧室160可能是未知的。因此，因为燃烧室160通常全部以相同燃烧参数运行(例如相同燃烧当量比)，所以可能很难将特定传感器306关联到特定燃烧室160。根据本实施例，控制系统100可以利用燃烧控制374以调节特定燃烧室160的运行参数，从而识别哪个传感器306生成表示参数调节的响应。
例如，为了将第一燃烧室160映射到一个或多个传感器306，控制系统100可以调节燃料70到第一燃烧室306的流量(同时保持到其他燃烧室160的燃料流量基本相同)，并且可以监测传感器306的响应，从而确定哪个传感器生成表示调节的燃料与氧化剂比的响应。通过示例的方式，燃料70到第一燃烧室262的流量可以增加，并且在第一涡轮级314处的第三传感器388可以记载所述调节(例如经由表示燃烧产物172中的高于预期的燃料与氧化剂比的反馈)。
可以对其他参数进行类似调节(例如第一燃烧室262的热量释放)。例如，燃料70与氧化剂68两者到第一燃烧室262的流量可以增加。虽然这不一定导致燃料与氧化剂比的变化，但是其可能导致第一燃烧室262中增加的燃烧量，其导致由第一燃烧室262释放的燃烧产物172比在进行调节之前更热。无论哪个传感器306记载了该温度变化，其均可以被关联(例如被映射)到第一燃烧室262。如上所述，温度映射可不必与成分映射(例如基于燃烧气体成分而映射)相同。本过程可以在不同负载下反复并且用于不同的燃烧室160，直到所有燃烧室160在不同负载处已经被映射。也就是说，映射过程在每个涡轮负载处产生将特定传感器306关联到特定燃烧室160的一系列燃烧室/传感器映射。
为了映射目的，目前预计到了运行参数的其他变化。例如，对于特定燃烧室，稀释剂成分可以被调节，从而确定哪个传感器306或传感器306组产生表示变化的响应。通过非限制性示例的方式，稀释剂的变化可以包括成分例如水、氮气、蒸汽等的浓度(例如分压)的增加。记载这种变化的(多个)传感器306然后可以被关联回被调节的燃烧室160。
控制系统100可以周期性地执行诊断程序以验证由传感器系统304生成的反馈被精确映射。在这类程序中，控制系统100可以执行如上所述的类似调节，并且可以将这样生成的反馈与现有的燃烧室/传感器映射进行比较。可以使用故障检测方案394执行比较(例如这些比较)，其中所述比较的某些结果可以表示燃烧室部154、传感器系统304或SEGR GT系统52的其他部分或系统中的特定故障。
针对故障检测执行的比较可以包括但不限于，将以前映射的位置(例如来自现有燃烧室/传感器映射)与新位置反馈进行比较，将燃烧室参数的调节与传感器检测之间的时间(被称为延迟时间)与以前的延迟时间进行比较并且将测量的燃料与氧化剂比和以前的燃料与氧化剂比进行比较等等。基于所述比较，故障检测方案394可以能够识别潜在系统故障。在故障可以自动由控制系统100来校正/解决(例如经由阀门调节，针对特定燃烧室160使用不同的传感器306)的实施例中，控制系统100可以自动执行故障校正方案396。下面参照图9进一步详细地讨论可以由控制系统100执行的示例性故障指示和校正。
图7是描述方法400的处理流程图，其中控制系统100可以在开始处执行、在稳态运行期间或在运行SEGR GT系统52的任何其他时间段期间执行。特别地，方法400表示可以由控制系统100执行的一般处理流程，其中控制系统100将传感器响应映射到燃烧室，并且适当执行周期性诊断。通过非限制性示例的方式，方法400可以相应于如上讨论的负载控制372、燃烧控制374以及系统诊断方案376中执行的任意一个动作或动作的组合。
方法400包括将来自一个或多个传感器306(例如单个传感器306或传感器306的阵列)的反馈映射到燃烧室部154运行(框402)。如下面参照图8详细讨论的，根据框402的映射过程可以包括：当每个燃烧室106的运行被独立调节时，将传感器响应关联到每个燃烧室160。
在框402的动作之前、期间或之后，方法400进一步包括运行(404)SEGRGT系统52，例如以稳态或以能够使SEGR GT系统52上的负载被调节的方式。例如，SEGR GT系统52可以基于来自电网(例如市政当局的电网)的电功率需求、基于来自强化油回收应用的排气的需求或这些和其他这类应用的任一组合而被装载和卸载。例如，在SEGR GT系统52被同步到电网的实施例中，当电网“下垂”到低于某一水平时，系统52可以被装载(例如，SEGR GT系统52上的负载可以被增加)。
控制系统100可以例如周期性地或作为传感器反馈的结果确定(查询406)系统100是否应该执行诊断程序(例如系统诊断方案376)。例如，控制系统100可以基于来自一个或多个传感器306的反馈来确定排气66不在预定规范内(例如，超出期望的燃料与氧化剂比或不处于期望的温度和/或压力)。作为另一示例，控制系统100可以规律间隔(例如一天一次、一周一次、一月一次或任何其他间隔)执行诊断。
在控制系统100确定不需要诊断的实施例中，方法400根据框404继续运行SEGR GT系统。在其他实施例中，控制系统100可以确定一个或多个诊断程序应该被执行。在这类实施例中，方法400可以前进到执行(框408)燃烧室系统诊断。
根据本实施例和如下面的详细讨论，燃烧室系统诊断可以包括独立扰动一个燃烧室160的运行，同时剩余的燃烧室160被保持处于运行的相对稳态(例如稳定的燃烧当量比)。控制系统100可以监测哪个传感器检测到这种变化，并且可以作为该监测的结果而(例如向用户)提供某些类型的反馈。例如，关于被调节的特定燃烧室是否正常工作和/或以前映射到燃烧室160的传感器是否仍然是适当的，控制系统100可以向用户提供反馈或向随后由计算机实施的算法提供作为输入的反馈。框408的动作可以执行用于燃烧室部154中的一个燃烧室160、一些燃烧室160或所有燃烧室160的相同或类似功能。进一步地，根据框408执行的燃烧室系统诊断不限于本文公开的燃烧室诊断。事实上，根据框408执行的诊断可以包括除了其他程序之外的本文描述的燃烧室诊断程序。
响应于诊断程序期间生成的各种指示，方法400也可以包括适当地执行(框410)可校正动作。例如，如果燃烧室160生成具有超出给定规范的参数的燃烧产物172，则控制系统100可以调节到特定燃烧室160的燃料流量和/或氧化剂流量，或如果反馈指示具有与燃烧室相关的故障，则控制系统100可以停止运行一个或多个燃烧室160。控制系统100也可以向用户提供燃烧室部154需要服务的反馈。
类似地，如果一个或多个传感器306没有适当响应，则控制系统100可以停止使用未运行的传感器或不合规范的传感器，或可以根据传感器响应调节一个或多个传感器与特定燃烧室的相关性。控制系统100也可以向用户提供一个或多个传感器306可能需要替换的指示。
如上所述，控制系统100可以执行一个或多个燃烧室/传感器映射方案392例如以生成用于可以执行诊断的每个涡轮负载的燃烧室/传感器映射。所述映射可以被执行以用于任何数量的负载增量变化，例如2与1000之间的增量变化、5与500之间的增量变化、10与100之间的增量变化等等。图8是描述燃烧室/传感器映射方法420的处理流程图，以用于生成一个或多个燃烧室/传感器映射。
在图示的实施例中，方法420包括向控制系统100，并且特别是向执行方法420的一个或多个由计算机实施的程序/应用提供(框422)多个输入。多个输入可以包括相应的方位、尺寸、涡轮部156(或其他区域)内的传感器阵列的类型。所述输入也可以包括从燃料分析系统288生成的反馈(例如燃料流内的每个燃料成分的相对浓度(例如分压))、将被测试的涡轮负载点(例如以用于在一系列涡轮负载点处生成映射)、氧化剂流量信息(例如流速、压力、氧化剂成分信息)以及类似信息。在一个实施例中，可以期望燃料供给是稳定的，以便避免扰动燃烧过程，扰动燃烧过程可引起生成不可靠的反馈。
一旦控制系统100根据框422收集/接收输入，则方法420包括以燃烧的稳态(例如所有燃烧室的稳定的燃烧当量比、稳定的涡轮负载点)运行(框424)SEGR GT系统。事实上，可期望以该方式运行SEGR GT系统52，从而避免漩涡角度和其他相关流动参数的改变，该漩涡角度和其他相关流动参数将在方法420中的随后步骤处被计算且用于燃烧室/传感器关联。
方法420也可以包括验证(框426)传感器阵列温度在具体范围内。事实上，因为传感器响应可以至少部分取决于其运行温度，所以可以期望确保传感器306的温度保持基本不变。传感器温度可以被直接测量(例如经由热电偶、热敏电阻)，或控制系统100可以监测表示其温度(或至少表示其温度是稳定的)的反馈，例如用于保持传感器306的温度的热交换流体的占空比。
一旦SEGR GT系统52以稳态运行，则对系统的扰动(例如对燃烧室部160的一个燃烧室160的扰动)可以被检测且关联回特定燃烧室160。因此，方法420包括调节(框428)一个燃烧室160(有时被称为燃烧室“筒(can)”)的参数直到获得一个或多个传感器306的响应的变化。为了讨论的目的，这被称为调节燃烧室筒“N”的运行参数，其中“N”表示任何特定的一个燃烧室160。在特定的一个燃烧室160被调节之后，如下面讨论的，当移动到燃烧室“N+1”即下一个燃烧室160时，方法420前进以执行本文描述的步骤。
可以被调节的运行参数不限于燃料流量或氧化剂流量。而是，任何运行参数当被调节时均可以导致燃烧产物172中可检测的变化(例如其相应温度、压力、流速、成分的变化)可以根据框428被调节。例如，可以调节燃烧室160的燃料流量、氧化剂流量、排气稀释剂流量、其他稀释剂流量(例如蒸汽喷射、水喷射、氮气喷射)、点火温度、点火速率以及其他。
一个或多个传感器306的响应可以被记录(框430)。例如，(多个)传感器306的输出(例如测量的燃料与氧化剂的比、温度、压力)可以被记录，以及运行参数被调节的时间与变化由(多个)传感器306检测到的时间之间的时间延迟可以被记录。
所述响应然后被关联(框432)回燃烧室筒“N”。例如，检测到变化的(多个)传感器306的位置可以被关联回燃烧室筒“N”的位置以在特定涡轮负载点处生成漩涡角度(例如漩涡角度384)。时间延迟(或“传输延迟”)也可以被关联到特定燃烧室160和(多个)传感器。
在框430和框432的动作期间或之后，控制系统100可以将燃烧室筒“N”返回(框434)到类似于剩余涡轮燃烧室160的运行状态(例如框424处的燃烧参数)。控制系统100也可以确定(查询326)映射过程是否已经被完成。例如，控制系统100可以确定期望数量的燃烧室160是否已经被映射到相应的传感器/传感器阵列，和/或是否已经为期望的涡轮负载点生成燃烧室/传感器映射(例如80％负载、90％负载、100％负载)。
在映射未完成的实施例中，方法420可以移动到燃烧室筒“N+1”，即燃烧室部154中的下一个燃烧室160(或该部中的任一其他燃烧室160)(框438)。例如，在燃烧室筒“N+1”为第一燃烧室262的实施例中，方法420可以前进到框438中的第二燃烧室264、或第三燃烧室266、第四燃烧室352或任一其他燃烧室160。
在映射完成的实施例中(例如在给定涡轮负载点处完成、或在所有涡轮负载点处完成)，方法420前进到使用(框440)(多个)燃烧室/传感器映射以用于监测燃烧过程。如下面关于图9讨论的，这些映射可以被用于周期性地(例如在每个方案中周期性地或作为特定反馈的结果周期性地)监测和诊断燃烧室部154和/或传感器系统304的潜在问题。
图9描述了示出用于在涡轮部154和传感器系统304上执行诊断的方法450的实施例的处理流程图。如所示，方法450包括上面关于图8中的方法420所述的许多处理，包括向控制系统100提供合适的输入(框422)、以稳态(例如基本稳态，诸如在改变不多于0％至5％之间的燃烧当量比内)运行SEGR GR系统52(框424)、验证传感器温度(框426)、调节燃烧室筒“N”的参数(框428)以及记录变化的传感器响应的参数(框430)。
在方法450中，一旦针对特定燃烧室调节记录了传感器响应，则控制系统100将新记录的传感器响应与之前的传感器响应进行比较，该之前的传感器响应用于生成针对特定涡轮负载点的燃烧室/传感器映射，被称为针对所述响应的“预期值”。例如，控制系统100可以将新记录的传输延迟与预期的传输延迟进行比较，将该新记录的燃料与氧化剂的比与预期的燃料与氧化剂的比进行比较，将新记录的传感器位置与预期的传感器位置进行比较等等。在多个传感器响应的情况中，可以基于传感器分组、基于传感器组的各传感器或其任一组合而进行类似比较。而且，控制系统100也可以确定传感器响应是否均匀地横穿传感器组中的所有传感器。这类检测能够使控制系统100执行燃烧室诊断，同时也识别各传感器的潜在问题。如上面关于图6所述，这类比较可以由系统诊断方案376执行，并且特别是由包括故障检测394的程序执行。
基于所述比较，控制系统100可以确定(查询454)新记录的(多个)传感器响应是否如预期(例如在预期值的预定公差内)。在参数没有如预期的实施例中，方法450前进到指示(框456)潜在故障情况和/或适当执行可校正动作。再者，偏离预期值的特定性质可以提供关于潜在故障的性质的反馈，以及提供潜在故障可以被校正以用于诊断传感器306和/或涡轮燃烧室160的状况的方式。如下面所示，表3描述了基于由系统诊断376执行的比较以及产生的潜在故障校正的故障指示的一些非限制性示例。
表3
如上面表3中所示，根据框452执行的某些比较的结果当表示潜在故障时可以引起由控制系统100提供的各种指示。例如，所述指示可以是用户可感知的(例如听觉的、视觉的、触觉的)，或者可以被提供为随后程序(例如用于故障校正396)的输入或其组合。如上所述，当燃料与氧化剂比为不是单个传感器(被列为“传感器L”)预期(例如在预期值的预定公差内)的被比较的参数时，控制系统100可以提供传感器的能力或响应中具有移位的指示。在一些实施例中，这类比较可以说明传感器的运行中随时间的预期移位(例如随着传感器慢慢地变得劣化)。事实上，基于该移位，控制系统100可以确定传感器的劣化水平。在这类实例中，控制系统100可以自动利用邻近故障传感器定位的传感器，以用于与燃烧室筒“N”相关的读数。
另一方面，在数个传感器未如燃料与氧化剂比的测量值所预期的进行响应的情况中，控制系统100可以提供具有多个传感器故障和/或燃烧室筒“N”中具有潜在故障(比如来自故障/破损密封的潜在漏气)或特定燃烧室的参数已经被简单改变的指示。在这类实施例中，控制系统100可以关闭燃烧室筒“N”的运行，或者可以向操作者提供燃烧室部154/传感器系统304可能需要服务的指示。在其他实施例中，控制系统100可以安排在未来时间(例如服务数据库内)的服务。在更进一步的实施例中，可以根据比较的结果调节燃烧室的运行。
因为某些类型的传感器在它们被劣化(例如恰在失效之前)时显示出增加的延迟，所以当传输延迟高于传感器“L”的上规范极限(USL)时，控制系统100可以提供传感器“L”处于劣化状态的指示。事实上，传输延迟可以与传感器的特定劣化水平相关。在传感器“L”超过USL的实施例中，控制系统100可以使用相邻传感器，以用于确定关于燃烧室筒“N”的燃料与氧化剂的比。
如果多个传感器的传输延迟高于其相应的USL，则控制系统100可以提供具有多个劣化的传感器和/或具有潜在燃烧室故障的指示。在这类实施例中，控制系统100可以关闭燃烧室筒“N”的运行，或可以向操作者提供燃烧室部154/传感器系统304可能需要服务的指示。
如表3中所示的另一示例，响应传感器的位置可能不是预期位置。也就是说，响应被预期的映射的传感器可能不对应于显示出响应的传感器。在这类实施例中，控制系统100可以提供在特定涡轮负载点处的燃烧室筒“N”的漩涡信息(例如漩涡角度)是不精确的指示，并且可以通过将校正应用到与在涡轮负载点处的传感器容器“N”相关联的漩涡信息而采取校正动作。
需要指出，上面提供的示例仅意为示例性的，且不意在限制由控制系统100监控和调节的参数的范围。事实上，根据本实施例，关于燃烧室运行的任意数量的参数可以被监控、被调节、被诊断、或被校正、或其任一组合。
在所有参数均如预期或在预期值的公差内(查询454的答案为“是”)的实施例中，方法450前进到如上面关于方法420所述的调节下一个燃烧室筒，燃烧室筒“N+1”。也就是说，在燃烧室筒“N”被诊断之后，方法450前进到调节下一个燃烧室筒(容器“N+1”)并且将与对燃烧室筒“N+1”的调节相关联的传感器响应与在生成燃烧室/传感器映射时所确定的燃烧室筒“N+1”的预期值进行比较。事实上，方法450可以恰当频率重复且用于燃烧室部154中的恰当数量的燃烧室160。
需要指出，执行上面讨论的燃烧室和传感器诊断的本方法可以得益于具体类型传感器的使用，并且特别是具体类型氧传感器的使用。例如，如上所述，在某些实施例中，燃气涡轮系统150可以在燃烧的化学计量条件下(例如以变化范围在0.95与1.05之间的当量比)运行。
如上面关于图6所述，可以期望的是：当燃气涡轮系统150在燃烧的化学计量条件下运行时，与窄带氧传感器截然相反，传感器306是宽带氧传感器。这可以参考图10的图示被进一步理解。特别地，图10是宽带氧传感器响应曲线462(例如UEGO传感器)与窄带氧传感器响应曲线464(例如HEGO传感器)的示例性组合的图形460。响应曲线462、464被绘制为作为λ468(空燃比)的函数的响应466，λ468(空燃比)是当量比的倒数，或。因此，λ是化学计量氧化剂/燃料比的比相对于实际氧化剂/燃料比的比。以此方式，大于1.0的λ导致燃料与氧化剂的稀燃料燃烧，然而小于1.0的λ导致燃料与氧化剂的富燃料燃烧。相反，1.0的λ导致既不是富燃料也不是稀燃料的燃烧，从而基本消耗燃烧反应中的所有燃料和氧化剂。需要指出，曲线462、464仅是示例，其被提出以便于讨论，并且不意在限制本公开的范围。
在宽带型氧传感器中，电子电路控制通过氧泵单元的泵流量，使得邻近扩散间隙或扩散间隙内的气体成分保持恒定的大约为1的λ。这由能斯特电池(Nernst cell)来测量。关于宽带传感器的运行，如果由宽带传感器感测的燃烧产物170为稀氧，则宽带传感器的氧泵单元被激活以将氧泵送离开传感器的扩散间隙。如果燃烧产物170为富氧，则流的方向为相反的，使得所述单元将氧泵送到扩散间隙中。流向泵和流出泵与燃烧产物170的氧浓度成比例。因此，宽带传感器的响应通常被提供为电流的水平，其一般以毫安测量。
如图10所示，对于λ大于1的值(例如正数)，宽带氧传感器响应曲线462的泵送电流大于0，并且对于λ值小于1，宽带氧传感器响应曲线462的泵送电流小于0(例如负数)。进一步地，宽带氧传感器响应曲线462在λ值的宽范围内延伸，其中随着宽带氧传感器响应曲线462从泵送电流的负数区域移动到正数区域，泵送电流的响应是平缓的。因此，λ值的小变化可以导致宽带氧传感器的泵送电流的值的相对小的变化。
相反，窄带氧传感器(例如HEGO传感器)可以显示出靠近大约为1的λ值的泵送电流中的快速或大变化。事实上，如图10所示，窄带氧传感器响应曲线464类似于近似为1的λ值(化学计量允许)的区域中的步进函数。在本实施例的背景中，因为λ的值可以由控制系统100使用以保持燃气涡轮发动机150的化学计量运行，所以宽带氧传感器可以更好地适于能够控制SEGR燃气涡轮系统52。事实上，宽带氧传感器(例如UEGO传感器)可以提供更精确的氧浓度的值，同时窄带氧传感器可以用于仅指示特定浓度下的氧的存在或不存在。
进一步地，在本方法的背景中，横跨宽范围的λ值的相对平缓的响应可以在诊断期间获得较大程度的信息。例如，因为宽带氧传感器的响应可以比窄带氧传感器更精确(具体地处于化学计量情况或围绕化学计量情况)，所以本公开的诊断程序可以附加地提供关于传感器劣化程度或一些其他系统故障的程度(例如密封泄漏的程度)的数据。因此，在上面所述的任何方法中，诊断程序也可以除了指示潜在故障情况的存在之外，还可以指示潜在故障情况的程度，并且也可以基于潜在故障情况的程度作出特定决定和采取特定类型的控制或校正动作。
例如，如果在诊断程序的过程期间，控制系统100确定在一个传感器306中具有潜在故障，则控制系统100也可以确定传感器的相应响应为不正确的程度(例如通过计算偏差，诸如与其他传感器306的平均响应的标准偏差，所述其他传感器也检测燃烧产物170的参数的变化)。与平均值的偏差(或其他类型的偏差)可以确定传感器306是否应被替代，或传感器306是否仍然能够被使用达特定时间量。可以为其他系统组件作出类似类型的决定，例如燃料和/或氧化剂供应管路内的密封件、涡轮燃烧室部154内的密封件等等。
虽然因为上面阐述的原因使用宽带氧传感器可以是期望的，但是需要指出，本公开也包含使用窄带氧传感器以执行本文所述的程序。因此，在传感器306为氧传感器的实施例中，传感器306可以全部为宽带传感器(例如UEGO传感器)，可以全部为窄带传感器(例如HEGO传感器)或者可以为宽带传感器和窄带传感器的任意组合(例如仅UEGO传感器的区域、仅HEGO传感器的区域、具有成对的UEGO传感器与HEGO传感器的区域)。
附加描述
如上所述，本实施例提供了用于在燃气涡轮系统的涡轮燃烧室部上执行诊断的系统和方法。需要指出，上述特征的任意一个或其组合可以被用于任何合适的组合中。事实上，这类组合的所有变换组合目前均是可预想的。通过示例的方式，提供以下条款以作为本公开的进一步描述：
实施例1.一种系统，其包括：燃气涡轮系统，其包括：涡轮燃烧系统，其包括多个涡轮燃烧室，每个所述涡轮燃烧室被配置为燃烧燃料/氧化剂混合物以产生燃烧产物；涡轮，其由所述涡轮燃烧系统产生的所述燃烧产物来驱动；多个传感器，其被定位在所述涡轮燃烧系统的下游且被配置为监测所述燃烧产物的一个或多个参数；以及控制系统，其包括共同存储一组或多组指令的一个或多个非易失性机器可读介质，所述一组或多组指令可由处理器实施以执行涡轮燃烧系统诊断程序，所述诊断程序包括：调节所述多个涡轮燃烧室的第一涡轮燃烧室的运行参数，从而引起由所述第一涡轮燃烧室产生的所述燃烧产物的变化；识别所述多个传感器中的一个或多个第一传感器的相应的传感器响应，所述第一传感器检测所述燃烧产物的变化；使相应的传感器响应与所述第一涡轮燃烧室相关；以及基于所述相应的传感器响应来诊断所述一个或多个第一传感器、所述第一涡轮燃烧室或其组合的情况。
实施例2.根据实施例1所述的系统，其中所述涡轮燃烧系统诊断程序包括将相应的传感器响应与预期的传感器响应进行比较以诊断所述情况，并且其中如果所述相应的传感器响应和所述预期的传感器响应中的至少一个不在彼此预定公差内，则所述控制系统执行校正动作，提供用户可感知的指示或其组合。
实施例3.根据实施例1或实施例2所述的系统，其中调节所述多个涡轮燃烧室的所述第一涡轮燃烧室的所述运行参数包括：通过调节燃料水平修正阀而调节所述第一涡轮燃烧室中的燃料/氧化剂的比，使得所述预期的传感器响应表示特定燃料/氧化剂的比，其中当所述一个或多个第一传感器的单个传感器的第一传感器响应不在所述特定燃料/氧化剂的比的所述预定公差内时，所述控制系统使用与单个传感器相邻的一个或多个第一传感器中的传感器以监测所述燃料/氧化剂的比，提供所述单个传感器的故障指示，或其组合。
实施例4.根据任一前述实施例所述的系统，其中调节所述多个涡轮燃烧室的所述第一涡轮燃烧室的所述运行参数包括：通过调节燃料水平修正阀而调节所述第一涡轮燃烧室中的燃料/氧化剂的比，使得所述预期的传感器响应表示特定燃料/氧化剂的比，其中当所有的所述一个或多个第一传感器的所述相应的传感器响应不在所述特定燃料/氧化剂的比的所述预定公差内时，所述控制系统提供所述多个传感器的故障指示、提供所述第一涡轮燃烧室的故障指示、调节所述第一涡轮燃烧室的所述运行、或其任意组合。
实施例5.根据任一前述实施例所述的系统，其中将所述相应的传感器响应与所述预期的传感器响应进行比较包括：将具有所述相应的传感器响应的所述一个或多个第一传感器的实际的相应的位置与预期具有相应的传感器响应的传感器的预期的位置进行比较，并且其中当所述实际位置和所述预期位置不相同时，所述控制电路使用具有所述相应的传感器响应的所述传感器的实际位置。
实施例6.根据任一前述实施例所述的系统，其中所述涡轮燃烧系统诊断程序包括：使用所述一个或多个第一传感器的所述实际位置以生成由所述第一涡轮燃烧室产生的燃烧产物的漩涡角度信息；以及将生成的漩涡角度信息与由所述第一涡轮燃烧室产生的所述燃烧产物的预期漩涡角度信息进行比较，并且其中当生成的漩涡角度信息指示当前漩涡角度不在所述预期漩涡角度的预定公差内时，所述控制系统诊断所述预期漩涡角度的不良匹配并且使用生成的漩涡角度信息更新所述预期的漩涡角度。
实施例7.根据任一前述实施例所述的系统，其中将所述相应的传感器响应与所述预期的传感器响应进行比较包括：将所述一个或多个第一传感器的第一延迟时间与预期延迟时间进行比较，所述延迟时间包括在对所述运行参数作出所述调节时的时间与在所述相应的传感器响应发生时的时间之间的延迟，并且所述预期的延迟时间包括在对所述运行参数作出所述调节时的时间与在所述相应的传感器响应发生时的时间之间的预期延迟。
实施例8.根据任一前述实施例所述的系统，其中当所述一个或多个第一传感器的单个传感器的所述延迟时间不在所述预期的延迟时间的预定公差内时，所述控制系统诊断所述单个传感器的劣化状态，并且利用相邻的传感器以监测由所述第一涡轮燃烧室产生的所述燃烧产物的所述一个或多个参数。
实施例9.根据任一前述实施例所述的系统，其中当所述一个或多个第一传感器中的至少一个传感器具有不在所述预期的传感器响应的所述预定公差内时，所述控制系统提供所述至少一个传感器处于劣化状态的指示，并且所述控制系统使用与所述至少一个传感器相邻的传感器来监测所述燃烧产物的所述一个或多个参数。
实施例10.根据任一前述实施例所述的系统，其中当所述一个或多个第一传感器的预定百分比具有不在所述预期的传感器响应的所述预定公差内的响应时，所述控制系统提供涡轮燃烧室故障指示、燃料供应故障指示、氧化剂供应故障指示或其任意组合。
实施例11.根据任一前述实施例所述的系统，其中当所述第一传感器响应在所述预期的响应的所述预定公差内时，所述涡轮燃烧室诊断程序将所述第一涡轮燃烧室的运行再次调节到正常运行，并且开始测试所述多个涡轮燃烧室的第二涡轮燃烧室。
实施例12.根据任一前述实施例所述的系统，其中正常运行包括：所述燃料/氧化剂混合物在存在排气稀释剂的情况下以预定当量比燃烧。
实施例13.根据任一前述实施例所述的系统，其中所述预定当量比在大约0.95与1.05之间，并且其中所述多个传感器中的传感器为宽带氧传感器。
实施例14.根据任一前述实施例所述的系统，其包括：排气压缩机，其由所述涡轮驱动，其中所述排气压缩机被配置为将由所述涡轮自所述燃烧产物生成的排气压缩并且将所述压缩排气供应到所述涡轮燃烧系统以作为排气稀释剂。
实施例15.根据任一前述实施例所述的系统，其包括：排气再循环(EGR)系统，其被配置为将所述排气沿着排气再循环路径从所述涡轮再循环到所述排气压缩机。
实施例16.一种方法，其包括：执行包括以下动作的涡轮燃烧室诊断程序：以基本稳态的燃烧运行多个涡轮燃烧室中的第一涡轮燃烧室；调节所述第一涡轮燃烧室的运行参数以引起由所述第一涡轮燃烧室产生的燃烧产物的变化；识别多个传感器的第一分组的第一传感器响应，所述多个传感器设置在流体耦连到所述涡轮燃烧室的涡轮之内或其下游，所述第一传感器响应表示所述燃烧产物的所述变化，并且其中所述第一分组包括一个或多个第一传感器；将传感器的所述第一分组与所述第一涡轮燃烧室相关；以及基于所述第一传感器响应来诊断所述多个传感器的所述第一分组、所述第一涡轮燃烧室或其组合的情况。
实施例17.根据实施例16所述的方法，其中调节所述第一涡轮燃烧室的所述运行参数包括：调节压缩的排气稀释剂到所述第一涡轮燃烧室的流量以引起燃烧温度的变化。
实施例18.根据实施例16或实施例17所述的方法，其中调节所述第一涡轮燃烧室的所述运行参数包括：调节燃料到所述第一涡轮燃烧室的流量或氧化剂到所述第一涡轮燃烧室的流量或其组合以引起所述第一涡轮燃烧室的燃烧当量比的变化。
实施例19.根据任一前述实施例所述的方法，其包括：确定传感器的所述第一分组是否对应于与所述第一涡轮燃烧室相关的传感器的预期分组。
实施例20.根据任一前述实施例所述的方法，其包括：如果传感器的所述预期分组和传感器的所述第一分组不匹配，则将传感器的所述预期分组去除相关。
实施例21.根据任一前述实施例所述的方法，其包括：如果传感器的所述预期分组和传感器的所述第一分组不匹配，则更新关联到所述第一涡轮燃烧室的漩涡角度信息。
实施例22.根据任一前述实施例所述的方法，其包括：确定所述第一传感器响应是否在预期的传感器响应的预定公差内。
实施例23.根据任一前述实施例所述的方法，其包括：当所述第一传感器响应表示第一燃烧当量比、所述预期的传感器响应表示第二燃烧当量比，以及所述第一燃烧当量比和所述第二燃烧当量比在所述预定公差内不匹配时，提供燃料与氧化剂的比的移位的指示。
实施例24.根据任一前述实施例所述的方法，其包括：调节所述第一涡轮燃烧室的所述运行参数、附加运行参数或其组合，直到所述第一燃烧当量比和所述第二燃烧当量比在所述预定公差内匹配。
实施例25.根据任一前述实施例所述的方法，其中当所述第一传感器响应在所述预期的传感器响应的所述预定公差内时，所述涡轮燃烧室诊断程序将所述第一涡轮燃烧室的运行再次调节到基本稳态的燃烧，并且开始测试所述多个涡轮燃烧室的第二涡轮燃烧室。
实施例26.根据任一前述实施例所述的方法，其中识别所述第一传感器响应包括：识别所述运行参数的所述调节与所述第一传感器响应之间的第一时间延迟。
实施例27.根据任一前述实施例所述的方法，包括：确定所述第一时间延迟是否在预定的时间延迟范围内，以及当所述第一时间延迟不在所述预定的时间延迟范围内时，提供传感器故障指示。
实施例28.根据任一前述实施例所述的方法，其中识别所述多个传感器的所述第一分组的所述第一传感器响应包括：识别所述多个传感器的所述第一分组的方位，以及当所述第一分组包括多于一个传感器时，确定所述第一传感器响应是否均匀地横跨整个所述第一分组。
实施例29.根据任一前述实施例所述的方法，其包括：识别具有在所述第一传感器响应的预定范围之外的相应的传感器响应的所述多个传感器的所述第一分组的一个或多个传感器。
实施例30.根据任一前述实施例所述的方法，其中以基本稳态的燃烧运行所述多个涡轮燃烧室的所述第一涡轮燃烧室包括：以大约0.95与1.05之间的燃烧当量比来运行所述第一涡轮燃烧室，并且其中所述多个传感器中的每个传感器为宽带氧传感器。
实施例31.根据任一前述实施例所述的方法，其中以所述基本稳态的燃烧运行所述多个涡轮燃烧室的所述第一涡轮燃烧室包括：在存在从所述涡轮再循环的再循环排气的情况下，燃烧燃料/氧化剂混合物。
实施例32.一种系统，其包括：一个或多个有形机器可读介质，其共同存储一组或多组指令，所述一组或多组指令可由处理器实施以执行涡轮燃烧系统诊断程序，所述涡轮燃烧系统诊断程序包括：以大约0.95与1.05之间的燃烧当量比来运行多个涡轮燃烧室中的第一涡轮燃烧室；调节到所述第一涡轮燃烧室的燃料的流量、氧化剂的流量或其组合以使得由所述第一涡轮燃烧室产生的燃烧产物从第一燃烧产物变化为第二燃烧产物，所述第二燃烧产物不同于所述第一燃烧产物；识别检测所述第二燃烧产物的第一传感器的第一传感器响应；使所述第一传感器与所述第一涡轮燃烧室相关；以及基于所述第一传感器响应来诊断所述第一传感器、所述第一涡轮燃烧室或其组合的情况。
实施例33.根据实施例32所述的系统，其中调节到所述第一涡轮燃烧室的燃料的流量、氧化剂的流量或其组合包括：增加所述燃料的流量，使得所述第二燃烧产物包括比所述第一燃烧产物所包含的更高浓度的未燃烧燃料。
实施例34.根据实施例32或实施例33所述的系统，其中所述第一传感器响应包括第一燃料与氧化剂的比，并且其中所述涡轮燃烧系统诊断程序包括：将所述第一传感器响应的所述第一燃料与氧化剂的比与预期的响应的第二燃料与氧化剂的比进行比较。
实施例35.根据任一前述实施例所述的系统，其中当所述第一传感器为多个第一传感器中的一个，并且所述第一传感器响应没有落入预期的传感器响应的公差范围内时，所述涡轮燃烧系统诊断程序包括：提供所述第一传感器的传感器故障指示，以及提供具有落入所述公差范围内的相应的响应的所述多个第一传感器的至少第二传感器，以用于监测由所述第一涡轮燃烧室产生的燃烧产物。
实施例36.根据任一前述实施例所述的系统，其中当所述第一传感器为多个第一传感器中的一个，并且预定数量的所述第一传感器具有不落入预期的传感器响应的公差范围内的相应的传感器响应时，所述涡轮燃烧系统诊断程序包括：提供所述第一涡轮燃烧室的燃烧室故障指示。
虽然本文已经图示和描述了本发明的仅仅某些特征，但是本领域技术人员将会想到许多修改和变化。因此，应理解的是，所附权利要求意图覆盖落入本发明的真实精神内的所有这些修改和变化。

Claims (26)

1.一种系统，其包括：
燃气涡轮系统，其包括：
涡轮燃烧系统，其包括多个涡轮燃烧室，每个所述涡轮燃烧室被配置为燃烧燃料/氧化剂混合物以产生燃烧产物；
涡轮，其由所述涡轮燃烧系统产生的所述燃烧产物来驱动；
多个传感器，其被定位在所述涡轮燃烧系统的下游并且被配置为监测所述燃烧产物中的一个或多个参数；以及
控制系统，其包括共同存储一组或多组指令的一个或多个非易失性机器可读介质，所述一组或多组指令可由处理器实施以执行涡轮燃烧系统诊断程序，所述诊断程序包括：
调节所述多个涡轮燃烧室中的第一涡轮燃烧室的运行参数，从而引起由所述第一涡轮燃烧室产生的所述燃烧产物的变化；
识别所述多个传感器中的一个或多个第一传感器的相应的传感器响应，所述第一传感器检测所述燃烧产物的变化；
使所述相应的传感器响应与所述第一涡轮燃烧室相关；以及
基于所述相应的传感器响应来诊断所述一个或多个第一传感器、所述第一涡轮燃烧室或其组合的情况。
2.根据权利要求1所述的系统，其中所述涡轮燃烧系统诊断程序包括将所述相应的传感器响应与预期的传感器响应进行比较以诊断所述情况，并且其中如果所述相应的传感器响应和所述预期的传感器响应中的至少一个不在彼此预定公差内，则所述控制系统执行校正动作、提供用户可感知的指示或其组合。
3.根据权利要求2所述的系统，其中调节所述多个涡轮燃烧室的所述第一涡轮燃烧室的所述运行参数包括：通过调节燃料水平修正阀而调节所述第一涡轮燃烧室中的燃料/氧化剂的比，使得所述预期的传感器响应表示特定燃料/氧化剂的比，其中当所述一个或多个第一传感器的单个传感器的第一传感器响应不在所述特定燃料/氧化剂的比的所述预定公差内时，所述控制系统使用与所述单个传感器相邻的所述一个或多个第一传感器中的传感器以监测所述燃料/氧化剂的比，提供所述单个传感器的故障指示、或其组合。
4.根据权利要求2所述的系统，其中调节所述多个涡轮燃烧室的所述第一涡轮燃烧室的所述运行参数包括：通过调节燃料水平修正阀而调节所述第一涡轮燃烧室中的燃料/氧化剂的比，使得所述预期的传感器响应表示特定燃料/氧化剂的比，其中当所有的所述一个或多个第一传感器的所述相应的传感器响应不在所述特定燃料/氧化剂的比的所述预定公差内时，所述控制系统提供所述多个传感器的故障指示、提供所述第一涡轮燃烧室的故障指示、调节所述第一涡轮燃烧室的所述运行、或其任意组合。
5.根据权利要求2所述的系统，其中将所述相应的传感器响应与所述预期的传感器响应进行比较包括：将具有所述相应的传感器响应的所述一个或多个第一传感器的实际的相应位置与预期具有所述相应的传感器响应的传感器的预期的位置进行比较，并且其中当所述实际的位置和所述预期的位置不相同时，所述控制电路使用具有所述相应的传感器响应的所述传感器的实际的位置。
6.根据权利要求5所述的系统，其中所述涡轮燃烧系统诊断程序包括：
使用所述一个或多个第一传感器的所述实际的位置以生成由所述第一涡轮燃烧室产生的燃烧产物的漩涡角度信息；以及
将生成的所述漩涡角度信息与由所述第一涡轮燃烧室产生的所述燃烧产物的预期的漩涡角度信息进行比较，并且其中当生成的所述漩涡角度信息指示当前漩涡角度不在所述预期的漩涡角度的预定公差内时，所述控制系统诊断所述预期的漩涡角度的不良配合并且使用生成的所述漩涡角度信息更新所述预期的漩涡角度。
7.根据权利要求2所述的系统，其中将所述相应的传感器响应与所述预期的传感器响应进行比较包括：将所述一个或多个第一传感器的第一延迟时间与预期的延迟时间进行比较，所述延迟时间包括在对所述运行参数作出所述调节时的时间与在所述相应的传感器响应发生时的时间之间的延迟，并且所述预期的延迟时间包括在对所述运行参数作出所述调节时的时间与在所述相应的传感器响应发生时的时间之间的预期的延迟。
8.根据权利要求7所述的系统，其中当所述一个或多个第一传感器的单个传感器的所述延迟时间不在所述预期的延迟时间的预定公差内时，所述控制系统诊断所述单个传感器的劣化状态，并且利用相邻的传感器来监测由所述第一涡轮燃烧室产生的所述燃烧产物的所述一个或多个参数。
9.根据权利要求2所述的系统，其中当所述一个或多个第一传感器的至少一个传感器具有不在所述预期的传感器响应的所述预定公差内的响应时，所述控制系统提供所述至少一个传感器处于劣化状态的指示，并且所述控制系统使用与所述至少一个传感器相邻的传感器来监测所述燃烧产物的所述一个或多个参数。
10.根据权利要求2所述的系统，其中当所述一个或多个第一传感器的预定百分比具有不在所述预期的传感器响应的所述预定公差内的响应时，所述控制系统提供涡轮燃烧室故障指示、燃料供应故障指示、氧化剂供应故障指示或其任意组合，并且其中当所述第一传感器响应在所述预期的响应的所述预定公差内时，所述涡轮燃烧室诊断程序将所述第一涡轮燃烧室的运行再次调节到正常运行，并且开始测试所述多个涡轮燃烧室的第二涡轮燃烧室。
11.根据权利要求10所述的系统，其中正常运行包括：所述燃料/氧化剂混合物在存在排气稀释剂的情况下以预定当量比燃烧。
12.根据权利要求11所述的系统，其中所述预定当量比在大约0.95与1.05之间，并且其中所述多个传感器中的传感器为宽带氧传感器。
13.根据权利要求1所述的系统，其包括：
排气压缩机，其由所述涡轮驱动，其中所述排气压缩机被配置为将由所述涡轮自所述燃烧产物生成的排气压缩并且将压缩的所述排气供应到所述涡轮燃烧系统以作为排气稀释剂；以及
排气再循环系统即EGR系统，其被配置为将所述排气沿着排气再循环路径从所述涡轮再循环到所述排气压缩机。
14.一种方法，其包括：
执行包括以下动作的涡轮燃烧室诊断程序：
以基本稳态的燃烧运行多个涡轮燃烧室的第一涡轮燃烧室；
调节所述第一涡轮燃烧室的运行参数以引起由所述第一涡轮燃烧室产生的燃烧产物的变化；
识别多个传感器的第一分组的第一传感器响应，所述多个传感器设置在流体耦连到所述涡轮燃烧室的涡轮之内或该涡轮下游，所述第一传感器响应表示所述燃烧产物中的所述变化，并且其中所述第一分组包括一个或多个第一传感器；
使传感器的所述第一分组与所述第一涡轮燃烧室相关；以及
基于所述第一传感器响应来诊断所述多个传感器的所述第一分组、所述第一涡轮燃烧室或其组合的情况。
15.根据权利要求14所述的方法，其中调节所述第一涡轮燃烧室的所述运行参数包括：调节压缩的排气稀释剂到所述第一涡轮燃烧室的流量以引起燃烧温度的变化，或调节燃料或氧化剂到所述第一涡轮燃烧室的流量以引起所述第一涡轮燃烧室的燃烧当量比的变化。
16.根据权利要求14所述的方法，其包括：
确定传感器的所述第一分组是否对应于与所述第一涡轮燃烧室相关的传感器的预期的分组；以及
如果传感器的所述预期的分组和传感器的所述第一分组不匹配，则将传感器的所述预期的分组去除相关，或如果传感器的所述预期的分组和传感器的所述第一分组不匹配，则更新与所述第一涡轮燃烧室相关的漩涡角度信息，或其组合。
17.根据权利要求14所述的方法，其包括：
确定所述第一传感器响应是否在预期的传感器响应的预定公差内；以及
当所述第一传感器响应表示第一燃烧当量比、所述预期的传感器响应表示第二燃烧当量比，并且所述第一燃烧当量比和所述第二燃烧当量比在所述预定公差内不匹配时，提供燃料与氧化剂的比移位的指示。
18.根据权利要求17所述的方法，其包括：调节所述第一涡轮燃烧室的所述运行参数、附加运行参数或其组合，直到所述所述第一燃烧当量比和所述第二燃烧当量比在所述预定公差内匹配。
19.根据权利要求14所述的方法，其中当所述第一传感器响应在所述预期的传感器响应的所述预定公差内时，所述涡轮燃烧室诊断程序将所述第一涡轮燃烧室的运行再次调节到所述基本稳态的燃烧，并且开始测试所述多个涡轮燃烧室的第二涡轮燃烧室。
20.根据权利要求14所述的方法，其中识别所述第一传感器响应包括：识别所述运行参数的所述调节与所述第一传感器响应之间的第一时间延迟，并且其中所述涡轮燃烧室诊断程序包括：确定所述第一时间延迟是否在预定时间延迟范围内，并且当所述第一时间延迟不在所述预定的时间延迟范围内时，提供传感器故障指示。
21.根据权利要求14所述的方法，其中识别所述多个传感器的所述第一分组的所述第一传感器响应包括：识别所述多个传感器的所述第一分组的方位，以及当所述第一分组包括多于一个传感器时，确定所述第一传感器响应是否均匀地横跨整个所述第一分组。
22.根据权利要求14所述的方法，其中以所述基本稳态的燃烧运行所述多个涡轮燃烧室的所述第一涡轮燃烧室包括：以大约0.95与1.05之间的燃烧当量比运行所述第一涡轮燃烧室，并且在存在从所述涡轮再循环的再循环排气的情况下，燃烧燃料/氧化剂混合物，并且其中所述多个传感器中的每个传感器均为宽带氧传感器。
23.一种系统，其包括：
一个或多个有形机器可读介质，其共同存储一组或多组指令，所述一组或多组指令可由处理器实施以执行涡轮燃烧系统诊断程序，所述涡轮燃烧系统诊断程序包括：
以大约0.95与1.05之间的燃烧当量比来运行多个涡轮燃烧室中的第一涡轮燃烧室；
调节到所述第一涡轮燃烧室的燃料的流量、氧化剂的流量或其组合以使得由所述第一涡轮燃烧室产生的燃烧产物从第一燃烧产物变化为第二燃烧产物，所述第二燃烧产物不同于所述第一燃烧产物；
识别检测所述第二燃烧产物的第一传感器的第一传感器响应；
使所述第一传感器与所述第一涡轮燃烧室相关；以及
基于所述第一传感器响应来诊断所述第一传感器、所述第一涡轮燃烧室或其组合的情况。
24.根据权利要求23所述的系统，其中调节到所述第一涡轮燃烧室的燃料的流量、氧化剂的流量或其组合包括：增加所述燃料的所述流量，使得所述第二燃烧产物包括比所述第一燃烧产物所包含的更高浓度的未燃烧燃料，其中所述第一传感器响应包括第一燃料与氧化剂的比，并且其中所述涡轮燃烧系统诊断程序包括：将所述第一传感器响应的所述第一燃料与氧化剂的比与预期的响应的第二燃料与氧化剂的比进行比较。
25.根据权利要求24所述的系统，其中当所述第一传感器为多个第一传感器中的一个，并且所述第一传感器响应没有落入预期的传感器响应的公差范围内时，所述涡轮燃烧系统诊断程序包括：提供所述第一传感器的传感器故障指示，并且提供具有落入所述公差范围内的相应的响应的所述多个第一传感器的至少第二传感器，以用于监测由所述第一涡轮燃烧室产生的燃烧产物。
26.根据权利要求24所述的系统，其中当所述第一传感器为多个第一传感器中的一个，并且预定数量的所述第一传感器具有未落入预期的传感器响应的公差范围内的相应的传感器响应时，所述涡轮燃烧系统诊断程序包括提供针对所述第一涡轮燃烧室的燃烧室故障指示。
CN201480074858.0A 2013-12-04 2014-12-03 燃气涡轮燃烧室诊断系统和方法 Expired - Fee Related CN106062341B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361911905P 2013-12-04 2013-12-04
US61/911,905 2013-12-04
US14/557,068 2014-12-01
US14/557,068 US10030588B2 (en) 2013-12-04 2014-12-01 Gas turbine combustor diagnostic system and method
PCT/US2014/068453 WO2015130363A2 (en) 2013-12-04 2014-12-03 Gas turbine combustor diagnostic system and method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN106062341A true CN106062341A (zh) 2016-10-26
CN106062341B CN106062341B (zh) 2019-07-09

Family

ID=53264941

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201480074858.0A Expired - Fee Related CN106062341B (zh) 2013-12-04 2014-12-03 燃气涡轮燃烧室诊断系统和方法

Country Status (5)

Country Link
US (2) US10030588B2 (zh)
EP (1) EP3077643B1 (zh)
JP (1) JP6568852B2 (zh)
CN (1) CN106062341B (zh)
WO (1) WO2015130363A2 (zh)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109611218A (zh) * 2018-10-29 2019-04-12 华电电力科学研究院有限公司 一种燃机燃烧状态诊断及调整方法
CN112578075A (zh) * 2019-09-30 2021-03-30 罗斯蒙特公司 具有一氧化碳和甲烷双重测量的燃烧分析仪
CN113432878A (zh) * 2021-06-28 2021-09-24 哈尔滨工程大学 一种带监测控制系统的柴燃蒸电混联式船舶混合动力试验台及试验方法
CN114414734A (zh) * 2021-12-21 2022-04-29 宁波大学 一种气氛自纠正的氧传感器燃烧式测试系统
CN114646342A (zh) * 2022-05-19 2022-06-21 蘑菇物联技术（深圳）有限公司 用于定位异常传感器的方法、设备和介质
CN115511665A (zh) * 2022-11-14 2022-12-23 成都秦川物联网科技股份有限公司 用于智慧燃气的储配站燃气净化管理方法和物联网系统

Families Citing this family (51)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
JP5897403B2 (ja) * 2012-05-25 2016-03-30 日野自動車株式会社 異常検出方法
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
US20140182298A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
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
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
US10961920B2 (en) 2018-10-02 2021-03-30 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
US11686258B2 (en) 2014-11-12 2023-06-27 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 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
EP3064744B1 (de) * 2015-03-04 2017-11-22 MTU Aero Engines GmbH Diagnose von gasturbinen-flugtriebwerken
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
EP3124379B1 (de) * 2015-07-29 2019-05-01 Airbus Defence and Space GmbH Hybrid-elektrischer antriebsstrang für vtol drohnen
US10330015B2 (en) * 2015-09-25 2019-06-25 General Electric Company Transient emission temperature control of turbine systems
US10415476B2 (en) * 2015-12-15 2019-09-17 General Electric Company System for generating steam and for providing cooled combustion gas to a secondary gas turbine
US10577982B2 (en) * 2015-12-15 2020-03-03 General Electric Company Power plant with steam generation via turbine extraction and including a gas distribution manifold
US10415432B2 (en) * 2015-12-15 2019-09-17 General Electric Company Power plant with steam generation and fuel heating capabilities
US10584615B2 (en) * 2015-12-15 2020-03-10 General Electric Company System for generating steam via turbine extraction and compressor extraction including an ejector and static mixer
US10480403B2 (en) 2016-02-22 2019-11-19 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Combustor with adjustable swirler and a combustion system
CN109072783B (zh) 2016-02-26 2021-08-03 八河流资产有限责任公司 用于控制发电设备的系统和方法
US10061298B2 (en) 2016-04-27 2018-08-28 General Electric Company Control of machinery with calibrated performance model
US11062533B2 (en) * 2016-08-05 2021-07-13 Siemens Energy, Inc. Universal high redundancy sensor interface for low cost sensing
US10055905B2 (en) * 2016-08-05 2018-08-21 Siemens Energy, Inc. Hyper-redundant sensor nodes
US10033316B2 (en) * 2016-09-30 2018-07-24 General Electric Company System and method for model based turbine shaft power predictor
US20180142627A1 (en) * 2016-11-22 2018-05-24 General Electric Company System and method for determining fuel composition for fuel used in gas turbines
EP3421761B1 (en) * 2017-06-30 2020-11-25 Ansaldo Energia IP UK Limited Second-stage combustor for a sequential combustor of a gas turbine
US10789657B2 (en) * 2017-09-18 2020-09-29 Innio Jenbacher Gmbh & Co Og System and method for compressor scheduling
US10190520B1 (en) 2017-10-12 2019-01-29 Harley-Davidson Motor Company Group, LLC Signal conditioning module for a wide-band oxygen sensor
US11041446B2 (en) * 2018-02-23 2021-06-22 Rolls-Royce Corporation Gas turbine engine fuel additive control system
US10451303B1 (en) * 2018-07-30 2019-10-22 Rheem Manufacturing Company Electronic detection of vent blockage and blower malfunction in temperature control systems
EP3693664A1 (en) * 2019-02-05 2020-08-12 Siemens Aktiengesellschaft Method for operating a gas turbine
DE102019204422A1 (de) 2019-03-29 2020-10-01 Siemens Aktiengesellschaft Vorhersage einer Verbrennungsdynamik einer Gasturbine
US11732891B2 (en) 2019-06-21 2023-08-22 Onpoint Technologies, Llc Combustion system with inferred fuel and associated methods
EP4023942B1 (en) 2019-06-21 2024-06-26 OnPoint Technologies, LLC Combustion heater control system with dynamic safety settings and associated methods
KR102224983B1 (ko) * 2019-10-17 2021-03-08 한국서부발전 주식회사 가스터빈 연소기의 점검 진단 장치
US11549433B2 (en) 2019-10-22 2023-01-10 8 Rivers Capital, Llc Control schemes for thermal management of power production systems and methods
US20230194283A1 (en) * 2021-12-16 2023-06-22 Volkswagen Aktiengesellschaft Dynamic modality-based vehicle navigation

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20010032498A1 (en) * 1999-12-24 2001-10-25 Kenichi Fujino Diagnostic system for engine
CN1332422A (zh) * 2000-06-22 2002-01-23 株式会社日立制作所 远程监控诊断系统及其方法
CN1519554A (zh) * 2003-01-30 2004-08-11 ͨ�õ�����˾ 用于监测气轮机系统的性能的方法和设备
US20060090471A1 (en) * 2004-11-04 2006-05-04 General Electric Company Method and apparatus for identification of hot and cold chambers in a gas turbine combustor
CN1878936A (zh) * 2003-11-10 2006-12-13 通用电气公司 驱动燃气轮机中燃料调整阀的方法和装置
CN103069130A (zh) * 2010-08-06 2013-04-24 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

Family Cites Families (674)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2488911A (en) 1946-11-09 1949-11-22 Surface Combustion Corp Combustion apparatus for use with turbines
GB776269A (en) 1952-11-08 1957-06-05 Licentia Gmbh A gas turbine plant
US2884758A (en) 1956-09-10 1959-05-05 Bbc Brown Boveri & Cie Regulating device for burner operating with simultaneous combustion of gaseous and liquid fuel
US3631672A (en) 1969-08-04 1972-01-04 Gen Electric Eductor cooled gas turbine casing
US3643430A (en) 1970-03-04 1972-02-22 United Aircraft Corp Smoke reduction combustion chamber
US3705492A (en) 1971-01-11 1972-12-12 Gen Motors Corp Regenerative gas turbine system
US3841382A (en) 1973-03-16 1974-10-15 Maloney Crawford Tank Glycol regenerator using controller gas stripping under vacuum
US3949548A (en) 1974-06-13 1976-04-13 Lockwood Jr Hanford N Gas turbine regeneration system
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
US4018046A (en) 1975-07-17 1977-04-19 Avco Corporation Infrared radiation suppressor for gas turbine engine
NL7612453A (nl) 1975-11-24 1977-05-26 Gen Electric Geintegreerde lichtgasproduktieinstallatie en werkwijze voor de opwekking van elektrische energie.
US4077206A (en) 1976-04-16 1978-03-07 The Boeing Company Gas turbine mixer apparatus for suppressing engine core noise and engine fan noise
US4204401A (en) 1976-07-19 1980-05-27 The Hydragon Corporation Turbine engine with exhaust gas recirculation
US4380895A (en) 1976-09-09 1983-04-26 Rolls-Royce Limited Combustion chamber for a gas turbine engine having a variable rate diffuser upstream of air inlet means
US4066214A (en) 1976-10-14 1978-01-03 The Boeing Company Gas turbine exhaust nozzle for controlled temperature flow across adjoining airfoils
US4117671A (en) 1976-12-30 1978-10-03 The Boeing Company Noise suppressing exhaust mixer assembly for ducted-fan, turbojet engine
US4165609A (en) 1977-03-02 1979-08-28 The Boeing Company Gas turbine mixer apparatus
US4092095A (en) 1977-03-18 1978-05-30 Combustion Unlimited Incorporated Combustor for waste gases
US4112676A (en) 1977-04-05 1978-09-12 Westinghouse Electric Corp. Hybrid combustor with staged injection of pre-mixed fuel
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
US4101294A (en) 1977-08-15 1978-07-18 General Electric Company Production of hot, saturated fuel gas
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
US4222240A (en) 1978-02-06 1980-09-16 Castellano Thomas P Turbocharged engine
DE2808690C2 (de) 1978-03-01 1983-11-17 Messerschmitt-Bölkow-Blohm GmbH, 8000 München Einrichtung zur Erzeugung von Heißdampf für die Gewinnung von Erdöl
US4236378A (en) 1978-03-01 1980-12-02 General Electric Company Sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas
US4253301A (en) 1978-10-13 1981-03-03 General Electric Company Fuel injection staged sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas
US4498288A (en) 1978-10-13 1985-02-12 General Electric Company Fuel injection staged sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas
US4345426A (en) 1980-03-27 1982-08-24 Egnell Rolf A Device for burning fuel with air
GB2080934B (en) 1980-07-21 1984-02-15 Hitachi Ltd Low btu gas burner
US4352269A (en) 1980-07-25 1982-10-05 Mechanical Technology Incorporated Stirling engine combustor
GB2082259B (en) 1980-08-15 1984-03-07 Rolls Royce Exhaust flow mixers and nozzles
US4442665A (en) 1980-10-17 1984-04-17 General Electric Company Coal gasification power generation plant
US4480985A (en) 1980-12-22 1984-11-06 Arkansas Patents, Inc. Pulsing combustion
US4637792A (en) 1980-12-22 1987-01-20 Arkansas Patents, Inc. Pulsing combustion
US4479484A (en) 1980-12-22 1984-10-30 Arkansas Patents, Inc. Pulsing combustion
US4488865A (en) 1980-12-22 1984-12-18 Arkansas Patents, Inc. Pulsing combustion
US4344486A (en) 1981-02-27 1982-08-17 Standard Oil Company (Indiana) Method for enhanced oil recovery
US4399652A (en) 1981-03-30 1983-08-23 Curtiss-Wright Corporation Low BTU gas combustor
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
US4445842A (en) 1981-11-05 1984-05-01 Thermal Systems Engineering, Inc. Recuperative burner with exhaust gas recirculation means
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
US4548034A (en) 1983-05-05 1985-10-22 Rolls-Royce Limited Bypass gas turbine aeroengines and exhaust mixers therefor
US4528811A (en) 1983-06-03 1985-07-16 General Electric Co. Closed-cycle gas turbine chemical processor
GB2149456B (en) 1983-11-08 1987-07-29 Rolls Royce Exhaust mixing in turbofan aeroengines
US4561245A (en) 1983-11-14 1985-12-31 Atlantic Richfield Company Turbine anti-icing system
US4602614A (en) 1983-11-30 1986-07-29 United Stirling, Inc. Hybrid solar/combustion powered receiver
SE439057B (sv) 1984-06-05 1985-05-28 United Stirling Ab & Co Anordning for forbrenning av ett brensle med syrgas och inblandning av en del av de vid forbrenningen bildade avgaserna
EP0169431B1 (en) 1984-07-10 1990-04-11 Hitachi, Ltd. Gas turbine combustor
US4606721A (en) 1984-11-07 1986-08-19 Tifa Limited Combustion chamber noise suppressor
US4653278A (en) 1985-08-23 1987-03-31 General Electric Company Gas turbine engine carburetor
US4651712A (en) 1985-10-11 1987-03-24 Arkansas Patents, Inc. Pulsing combustion
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
US4681678A (en) 1986-10-10 1987-07-21 Combustion Engineering, Inc. Sample dilution system for supercritical fluid chromatography
US4684465A (en) 1986-10-10 1987-08-04 Combustion Engineering, Inc. Supercritical fluid chromatograph with pneumatically controlled pump
US4817387A (en) 1986-10-27 1989-04-04 Hamilton C. Forman, Trustee Turbocharger/supercharger control device
US4762543A (en) 1987-03-19 1988-08-09 Amoco Corporation Carbon dioxide recovery
US5084438A (en) 1988-03-23 1992-01-28 Nec Corporation Electronic device substrate using silicon semiconductor substrate
US4883122A (en) 1988-09-27 1989-11-28 Amoco Corporation Method of coalbed methane production
JP2713627B2 (ja) 1989-03-20 1998-02-16 株式会社日立製作所 ガスタービン燃焼器、これを備えているガスタービン設備、及びこの燃焼方法
US4946597A (en) 1989-03-24 1990-08-07 Esso Resources Canada Limited Low temperature bitumen recovery process
US4976100A (en) 1989-06-01 1990-12-11 Westinghouse Electric Corp. System and method for heat recovery in a combined cycle power plant
US5135387A (en) 1989-10-19 1992-08-04 It-Mcgill Environmental Systems, Inc. Nitrogen oxide control using internally recirculated flue gas
US5044932A (en) 1989-10-19 1991-09-03 It-Mcgill Pollution Control Systems, Inc. Nitrogen oxide control using internally recirculated flue gas
SE467646B (sv) 1989-11-20 1992-08-24 Abb Carbon Ab Saett vid roekgasrening i pfbc-anlaeggning
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
US5271905A (en) 1990-04-27 1993-12-21 Mobil Oil Corporation Apparatus for multi-stage fast fluidized bed regeneration of catalyst
JPH0450433A (ja) 1990-06-20 1992-02-19 Toyota Motor Corp 直列２段過給内燃機関の排気ガス再循環装置
JP3086695B2 (ja) * 1990-07-20 2000-09-11 株式会社東芝 ガスタービン制御装置
US5141049A (en) 1990-08-09 1992-08-25 The Badger Company, Inc. Treatment of heat exchangers to reduce corrosion and by-product reactions
US5098282A (en) 1990-09-07 1992-03-24 John Zink Company Methods and apparatus for burning fuel with low NOx formation
US5154596A (en) 1990-09-07 1992-10-13 John Zink Company, A Division Of Koch Engineering Company, Inc. Methods and apparatus for burning fuel with low NOx formation
US5197289A (en) 1990-11-26 1993-03-30 General Electric Company Double dome combustor
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
US5073105A (en) 1991-05-01 1991-12-17 Callidus Technologies Inc. Low NOx burner assemblies
US5147111A (en) 1991-08-02 1992-09-15 Atlantic Richfield Company Cavity induced stimulation method of coal degasification wells
JPH0598325A (ja) * 1991-10-07 1993-04-20 Nkk Corp 高炉装入物分布制御装置
US5255506A (en) 1991-11-25 1993-10-26 General Motors Corporation Solid fuel combustion system for gas turbine engine
US5183232A (en) 1992-01-31 1993-02-02 Gale John A Interlocking strain relief shelf bracket
US5195884A (en) 1992-03-27 1993-03-23 John Zink Company, A Division Of Koch Engineering Company, Inc. Low NOx formation burner apparatus and methods
US5238395A (en) 1992-03-27 1993-08-24 John Zink Company Low nox gas burner apparatus and methods
US5634329A (en) 1992-04-30 1997-06-03 Abb Carbon Ab Method of maintaining a nominal working temperature of flue gases in a PFBC power plant
US5332036A (en) 1992-05-15 1994-07-26 The Boc Group, Inc. Method of recovery of natural gases from underground coal formations
US5295350A (en) 1992-06-26 1994-03-22 Texaco Inc. Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas
US5355668A (en) 1993-01-29 1994-10-18 General Electric Company Catalyst-bearing component of gas turbine engine
US5628184A (en) 1993-02-03 1997-05-13 Santos; Rolando R. Apparatus for reducing the production of NOx in a gas turbine
US5361586A (en) 1993-04-15 1994-11-08 Westinghouse Electric Corporation Gas turbine ultra low NOx combustor
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
US5359847B1 (en) 1993-06-01 1996-04-09 Westinghouse Electric Corp Dual fuel ultra-flow nox combustor
US5572862A (en) 1993-07-07 1996-11-12 Mowill Rolf Jan Convectively cooled, single stage, fully premixed fuel/air combustor for gas turbine engine modules
US5628182A (en) 1993-07-07 1997-05-13 Mowill; R. Jan Star combustor with dilution ports in can portions
US5638674A (en) 1993-07-07 1997-06-17 Mowill; R. Jan Convectively cooled, single stage, fully premixed controllable fuel/air combustor with tangential admission
PL171012B1 (pl) 1993-07-08 1997-02-28 Waclaw Borszynski Uklad do mokrego oczyszczania spalin z procesów spalania, korzystnie wegla, koksu,oleju opalowego PL
US5794431A (en) 1993-07-14 1998-08-18 Hitachi, Ltd. Exhaust recirculation type combined plant
US5535584A (en) 1993-10-19 1996-07-16 California Energy Commission Performance enhanced gas turbine powerplants
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
WO1995016105A1 (en) 1993-12-10 1995-06-15 Cabot Corporation An improved liquefied natural gas fueled combined cycle power plant
US5458481A (en) 1994-01-26 1995-10-17 Zeeco, Inc. Burner for combusting gas with low NOx production
US5542840A (en) 1994-01-26 1996-08-06 Zeeco Inc. Burner for combusting gas and/or liquid fuel with low NOx production
NO180520C (no) 1994-02-15 1997-05-07 Kvaerner Asa Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser
JP2950720B2 (ja) 1994-02-24 1999-09-20 株式会社東芝 ガスタービン燃焼装置およびその燃焼制御方法
US5439054A (en) 1994-04-01 1995-08-08 Amoco Corporation Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation
DE4411624A1 (de) 1994-04-02 1995-10-05 Abb Management Ag Brennkammer mit Vormischbrennern
US5581998A (en) 1994-06-22 1996-12-10 Craig; Joe D. Biomass fuel turbine combuster
US5402847A (en) 1994-07-22 1995-04-04 Conoco Inc. Coal bed methane recovery
EP0828929B1 (en) 1994-08-25 2004-09-22 Clean Energy Systems, Inc. Reduced pollution power generation system and gas generator therefore
US5640840A (en) 1994-12-12 1997-06-24 Westinghouse Electric Corporation Recuperative steam cooled gas turbine method and apparatus
US5836164A (en) 1995-01-30 1998-11-17 Hitachi, Ltd. Gas turbine combustor
US5657631A (en) 1995-03-13 1997-08-19 B.B.A. Research & Development, Inc. Injector for turbine engines
AU5662296A (en) 1995-03-24 1996-10-16 Ultimate Power Engineering Group, Inc. High vanadium content fuel combustor and system
US5685158A (en) 1995-03-31 1997-11-11 General Electric Company Compressor rotor cooling system for a gas turbine
CN1112505C (zh) 1995-06-01 2003-06-25 特雷克特贝尔Lng北美公司 液化天然气作燃料的混合循环发电装置及液化天然气作燃料的燃气轮机
JPH09119641A (ja) 1995-06-05 1997-05-06 Allison Engine Co Inc ガスタービンエンジン用低窒素酸化物希薄予混合モジュール
US5680764A (en) 1995-06-07 1997-10-28 Clean Energy Systems, Inc. Clean air engines transportation and other power applications
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
AU5808396A (en) 1995-06-12 1997-01-09 Gachnang, Hans Rudolf Fuel gas admixing process and device
US5722230A (en) 1995-08-08 1998-03-03 General Electric Co. Center burner in a multi-burner combustor
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
US5638675A (en) 1995-09-08 1997-06-17 United Technologies Corporation Double lobed mixer with major and minor lobes
GB9520002D0 (en) 1995-09-30 1995-12-06 Rolls Royce Plc Turbine engine control system
DE19539774A1 (de) 1995-10-26 1997-04-30 Asea Brown Boveri Zwischengekühlter Verdichter
JP3747066B2 (ja) 1995-12-27 2006-02-22 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 無炎燃焼器
DE19549143A1 (de) 1995-12-29 1997-07-03 Abb Research Ltd Gasturbinenringbrennkammer
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
US5669958A (en) 1996-02-29 1997-09-23 Membrane Technology And Research, Inc. Methane/nitrogen separation process
GB2311596B (en) 1996-03-29 2000-07-12 Europ Gas Turbines Ltd Combustor for gas - or liquid - fuelled turbine
DE19618868C2 (de) 1996-05-10 1998-07-02 Daimler Benz Ag Brennkraftmaschine mit einem Abgasrückführsystem
US5930990A (en) 1996-05-14 1999-08-03 The Dow Chemical Company Method and apparatus for achieving power augmentation in gas turbines via wet compression
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
US5850732A (en) 1997-05-13 1998-12-22 Capstone Turbine Corporation Low emissions combustion system for a gas turbine engine
US6062026A (en) 1997-05-30 2000-05-16 Turbodyne Systems, Inc. Turbocharging systems for internal combustion engines
US5937634A (en) 1997-05-30 1999-08-17 Solar Turbines Inc Emission control for a gas turbine engine
NO308400B1 (no) 1997-06-06 2000-09-11 Norsk Hydro As Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess
NO308399B1 (no) 1997-06-06 2000-09-11 Norsk Hydro As Prosess for generering av kraft og/eller varme
US6256976B1 (en) 1997-06-27 2001-07-10 Hitachi, Ltd. Exhaust gas recirculation type combined plant
US5771868A (en) 1997-07-03 1998-06-30 Turbodyne Systems, Inc. Turbocharging systems for internal combustion engines
US5771867A (en) 1997-07-03 1998-06-30 Caterpillar Inc. Control system for exhaust gas recovery system in an internal combustion engine
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
US6079974A (en) 1997-10-14 2000-06-27 Beloit Technologies, Inc. Combustion chamber to accommodate a split-stream of recycled gases
US6360528B1 (en) 1997-10-31 2002-03-26 General Electric Company Chevron exhaust nozzle for a gas turbine engine
US6032465A (en) 1997-12-18 2000-03-07 Alliedsignal Inc. Integral turbine exhaust gas recirculation control valve
DE59811106D1 (de) 1998-02-25 2004-05-06 Alstom Technology Ltd Baden Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
US6082113A (en) 1998-05-22 2000-07-04 Pratt & Whitney Canada Corp. Gas turbine fuel injector
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
US7717173B2 (en) 1998-07-06 2010-05-18 Ecycling, LLC Methods of improving oil or gas production with recycled, increased sodium water
US6089855A (en) 1998-07-10 2000-07-18 Thermo Power Corporation Low NOx multistage combustor
US6125627A (en) 1998-08-11 2000-10-03 Allison Advanced Development Company Method and apparatus for spraying fuel within a gas turbine engine
US6148602A (en) 1998-08-12 2000-11-21 Norther Research & Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor
GB9818160D0 (en) 1998-08-21 1998-10-14 Rolls Royce Plc A combustion chamber
US6314721B1 (en) 1998-09-04 2001-11-13 United Technologies Corporation Tabbed nozzle for jet noise suppression
NO319681B1 (no) 1998-09-16 2005-09-05 Statoil Asa Fremgangsmate for fremstilling av en H2-rik gass og en CO2-rik gass ved hoyt trykk
NO317870B1 (no) 1998-09-16 2004-12-27 Statoil Asa Fremgangsmate for a fremstille en H<N>2</N>-rik gass og en CO<N>2</N>-rik gass ved hoyt trykk
EP0994243B1 (en) 1998-10-14 2005-01-26 Nissan Motor Co., Ltd. Exhaust gas purifying device
NO984956D0 (no) 1998-10-23 1998-10-23 Nyfotek As Brenner
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
US6230103B1 (en) 1998-11-18 2001-05-08 Power Tech Associates, Inc. Method of determining concentration of exhaust components in a gas turbine engine
NO308401B1 (no) 1998-12-04 2000-09-11 Norsk Hydro As FremgangsmÕte for gjenvinning av CO2 som genereres i en forbrenningsprosess samt anvendelse derav
US6216549B1 (en) 1998-12-11 2001-04-17 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior Collapsible bag sediment/water quality flow-weighted sampler
DE19857234C2 (de) 1998-12-11 2000-09-28 Daimler Chrysler Ag Vorrichtung zur Abgasrückführung
DE60019264T2 (de) 1999-01-04 2006-02-16 Allison Advanced Development Co., Indianapolis Abgasmischvorrichtung und gerät mit einer solchen vorrichtung
US6183241B1 (en) 1999-02-10 2001-02-06 Midwest Research Institute Uniform-burning matrix burner
NO990812L (no) 1999-02-19 2000-08-21 Norsk Hydro As Metode for Õ fjerne og gjenvinne CO2 fra eksosgass
US6202442B1 (en) 1999-04-05 2001-03-20 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'expoitation Des Procedes Georges Claude Integrated apparatus for generating power and/or oxygen enriched fluid and process for the operation thereof
US6276171B1 (en) 1999-04-05 2001-08-21 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integrated apparatus for generating power and/or oxygen enriched fluid, process for the operation thereof
GB9911867D0 (en) 1999-05-22 1999-07-21 Rolls Royce Plc A combustion chamber assembly and a method of operating a combustion chamber assembly
US6305929B1 (en) 1999-05-24 2001-10-23 Suk Ho Chung Laser-induced ignition system using a cavity
US6283087B1 (en) 1999-06-01 2001-09-04 Kjell Isaksen Enhanced method of closed vessel combustion
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
US6345493B1 (en) 1999-06-04 2002-02-12 Air Products And Chemicals, Inc. Air separation process and system with gas turbine drivers
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
US6324867B1 (en) 1999-06-15 2001-12-04 Exxonmobil Oil Corporation Process and system for liquefying natural gas
SE9902491L (sv) 1999-06-30 2000-12-31 Saab Automobile Förbränningsmotor med avgasåtermatning
US6202574B1 (en) 1999-07-09 2001-03-20 Abb Alstom Power Inc. Combustion method and apparatus for producing a carbon dioxide end product
US6301888B1 (en) 1999-07-22 2001-10-16 The United States Of America As Represented By The Administrator Of The Environmental Protection Agency Low emission, diesel-cycle engine
EP1208293A4 (en) 1999-07-22 2005-10-05 Bechtel Corp METHOD AND APPARATUS FOR VAPORIZING A LIQUID GAS IN A COMBINED CYCLE POWER PLANT
US6248794B1 (en) 1999-08-05 2001-06-19 Atlantic Richfield Company Integrated process for converting hydrocarbon gas to liquids
AU6522000A (en) 1999-08-09 2001-03-05 Technion Research & Development Foundation Ltd. Novel design of adiabatic combustors
US6101983A (en) 1999-08-11 2000-08-15 General Electric Co. Modified gas turbine system with advanced pressurized fluidized bed combustor cycle
WO2001013042A1 (fr) 1999-08-16 2001-02-22 Nippon Furnace Kogyo Kaisha, Ltd. Appareil et procede d'alimentation en carburant
US7015271B2 (en) 1999-08-19 2006-03-21 Ppg Industries Ohio, Inc. Hydrophobic particulate inorganic oxides and polymeric compositions containing same
WO2001018371A1 (en) 1999-09-07 2001-03-15 Geza Vermes Ambient pressure gas turbine system
DE19944922A1 (de) 1999-09-20 2001-03-22 Asea Brown Boveri Steuerung von Primärmassnahmen zur Reduktion der thermischen Stickoxidbildung in Gasturbinen
DE19949739C1 (de) 1999-10-15 2001-08-23 Karlsruhe Forschzent Massesensitiver Sensor
US6383461B1 (en) 1999-10-26 2002-05-07 John Zink Company, Llc Fuel dilution methods and apparatus for NOx reduction
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
US6266954B1 (en) 1999-12-15 2001-07-31 General Electric Co. Double wall bearing cone
US6484503B1 (en) 2000-01-12 2002-11-26 Arie Raz Compression and condensation of turbine exhaust steam
DE10001110A1 (de) 2000-01-13 2001-08-16 Alstom Power Schweiz Ag Baden Verfahren zur Rückgewinnung von Wasser aus dem Rauchgas eines Kombikraftwerkes sowie Kombikraftwerk zur Durchführung des Verfahrens
DE10001997A1 (de) 2000-01-19 2001-07-26 Alstom Power Schweiz Ag Baden Verbund-Kraftwerk sowie Verfahren zum Betrieb eines solchen Verbund-Kraftwerkes
US6247315B1 (en) 2000-03-08 2001-06-19 American Air Liquids, Inc. Oxidant control in co-generation installations
US6247316B1 (en) 2000-03-22 2001-06-19 Clean Energy Systems, Inc. Clean air engines for transportation and other power applications
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
US7011154B2 (en) 2000-04-24 2006-03-14 Shell Oil Company In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation
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
SE523342C2 (sv) 2000-05-02 2004-04-13 Volvo Teknisk Utveckling Ab Anordning och förfarande för reduktion av en gaskomponent i en avgasström från en förbränningsmotor
US6622470B2 (en) 2000-05-12 2003-09-23 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
US6429020B1 (en) 2000-06-02 2002-08-06 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Flashback detection sensor for lean premix fuel nozzles
JP3864671B2 (ja) 2000-06-12 2007-01-10 日産自動車株式会社 ディーゼルエンジンの燃料噴射制御装置
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
US6502383B1 (en) 2000-08-31 2003-01-07 General Electric Company Stub airfoil exhaust nozzle
US6301889B1 (en) 2000-09-21 2001-10-16 Caterpillar Inc. Turbocharger with exhaust gas recirculation
DE10049040A1 (de) 2000-10-04 2002-06-13 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zur Regeneration einer Katalysatoranlage und Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
DE10049912A1 (de) 2000-10-10 2002-04-11 Daimler Chrysler Ag Brennkraftmaschine mit Abgasturbolader und Compound-Nutzturbine
DE10050248A1 (de) 2000-10-11 2002-04-18 Alstom Switzerland Ltd Brenner
GB0025552D0 (en) 2000-10-18 2000-11-29 Air Prod & Chem Process and apparatus for the generation of power
US7097925B2 (en) 2000-10-30 2006-08-29 Questair Technologies Inc. High temperature fuel cell power plant
US6412278B1 (en) 2000-11-10 2002-07-02 Borgwarner, Inc. Hydraulically powered exhaust gas recirculation system
US6412559B1 (en) 2000-11-24 2002-07-02 Alberta Research Council Inc. Process for recovering methane and/or sequestering fluids
DE10064270A1 (de) 2000-12-22 2002-07-11 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage sowie eine diesbezügliche Gasturbinenanlage
US6698412B2 (en) 2001-01-08 2004-03-02 Catalytica Energy Systems, Inc. Catalyst placement in combustion cylinder for reduction on NOx and particulate soot
US6467270B2 (en) 2001-01-31 2002-10-22 Cummins Inc. Exhaust gas recirculation air handling system for an internal combustion engine
US6715916B2 (en) 2001-02-08 2004-04-06 General Electric Company System and method for determining gas turbine firing and combustion reference temperatures having correction for water content in fuel
US6606861B2 (en) 2001-02-26 2003-08-19 United Technologies Corporation Low emissions combustor for a gas turbine engine
US7578132B2 (en) 2001-03-03 2009-08-25 Rolls-Royce Plc Gas turbine engine exhaust nozzle
US6821501B2 (en) 2001-03-05 2004-11-23 Shell Oil Company Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system
US6412302B1 (en) 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles
US6499990B1 (en) 2001-03-07 2002-12-31 Zeeco, Inc. Low NOx burner apparatus and method
GB2373299B (en) 2001-03-12 2004-10-27 Alstom Power Nv Re-fired gas turbine engine
CA2441272C (en) 2001-03-15 2008-09-23 Alexei Leonidovich Zapadinski Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants)
US6732531B2 (en) 2001-03-16 2004-05-11 Capstone Turbine Corporation Combustion system for a gas turbine engine with variable airflow pressure actuated premix injector
US6745573B2 (en) 2001-03-23 2004-06-08 American Air Liquide, Inc. Integrated air separation and power generation process
US6615576B2 (en) 2001-03-29 2003-09-09 Honeywell International Inc. Tortuous path quiet exhaust eductor system
US6487863B1 (en) 2001-03-30 2002-12-03 Siemens Westinghouse Power Corporation Method and apparatus for cooling high temperature components in a gas turbine
WO2002086029A2 (en) 2001-04-24 2002-10-31 Shell Oil Company In situ recovery from a relatively low permeability formation containing heavy hydrocarbons
US7055600B2 (en) 2001-04-24 2006-06-06 Shell Oil Company In situ thermal recovery from a relatively permeable formation with controlled production rate
JP3972599B2 (ja) 2001-04-27 2007-09-05 日産自動車株式会社 ディーゼルエンジンの制御装置
US6868677B2 (en) 2001-05-24 2005-03-22 Clean Energy Systems, Inc. Combined fuel cell and fuel combustion power generation systems
US20030005698A1 (en) 2001-05-30 2003-01-09 Conoco Inc. LNG regassification process and system
EP1262714A1 (de) 2001-06-01 2002-12-04 ALSTOM (Switzerland) Ltd Brenner mit Abgasrückführung
US6484507B1 (en) 2001-06-05 2002-11-26 Louis A. Pradt Method and apparatus for controlling liquid droplet size and quantity in a stream of gas
US6622645B2 (en) 2001-06-15 2003-09-23 Honeywell International Inc. Combustion optimization with inferential sensor
DE10131798A1 (de) 2001-06-30 2003-01-16 Daimler Chrysler Ag Kraftfahrzeug mit Aktivkohlefilter und Verfahren zur Regeneration eines Aktivkohlefilters
US6813889B2 (en) 2001-08-29 2004-11-09 Hitachi, Ltd. Gas turbine combustor and operating method thereof
JP3984957B2 (ja) 2001-08-30 2007-10-03 ティーディーエイ リサーチ インコーポレイテッド 燃焼フラーレンから不純物を除去する方法
WO2003018958A1 (en) 2001-08-31 2003-03-06 Statoil Asa Method and plant for enhanced oil recovery and simultaneous synthesis of hydrocarbons from natural gas
US20030221409A1 (en) 2002-05-29 2003-12-04 Mcgowan Thomas F. Pollution reduction fuel efficient combustion turbine
JP2003090250A (ja) 2001-09-18 2003-03-28 Nissan Motor Co Ltd ディーゼルエンジンの制御装置
WO2003027461A1 (de) 2001-09-24 2003-04-03 Alstom Technology Ltd Gasturbinenanlage für ein arbeitsmedium in form eines kohlendioxid/wasser-gemisches
EP1432889B1 (de) 2001-10-01 2006-07-12 Alstom Technology Ltd Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
US6969123B2 (en) 2001-10-24 2005-11-29 Shell Oil Company Upgrading and mining of coal
US7077199B2 (en) 2001-10-24 2006-07-18 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil reservoir formation
US7104319B2 (en) 2001-10-24 2006-09-12 Shell Oil Company In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation
DE10152803A1 (de) 2001-10-25 2003-05-15 Daimler Chrysler Ag Brennkraftmaschine mit einem Abgasturbolader und einer Abgasrückführungsvorrichtung
WO2003036064A1 (en) 2001-10-26 2003-05-01 Alstom Technology Ltd Gas turbine_adapted to operatoe with a high exhaust gas recirculation rate and a method for operation thereof
GB2397349B (en) 2001-11-09 2005-09-21 Kawasaki Heavy Ind Ltd Gas turbine system
US6790030B2 (en) 2001-11-20 2004-09-14 The Regents Of The University Of California Multi-stage combustion using nitrogen-enriched air
US6505567B1 (en) 2001-11-26 2003-01-14 Alstom (Switzerland) Ltd Oxygen fired circulating fluidized bed steam generator
EP1521719A4 (en) 2001-12-03 2008-01-23 Clean Energy Systems Inc CARBON AND SYNGAS FUEL ENERGY GENERATION SYSTEMS WITHOUT ATMOSPHERIC EMISSIONS
GB2382847A (en) 2001-12-06 2003-06-11 Alstom Gas turbine wet compression
US20030134241A1 (en) 2002-01-14 2003-07-17 Ovidiu Marin Process and apparatus of combustion for reduction of nitrogen oxide emissions
US6743829B2 (en) 2002-01-18 2004-06-01 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
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
US6752620B2 (en) 2002-01-31 2004-06-22 Air Products And Chemicals, Inc. Large scale vortex devices for improved burner operation
US6725665B2 (en) 2002-02-04 2004-04-27 Alstom Technology Ltd Method of operation of gas turbine having multiple burners
US6745624B2 (en) 2002-02-05 2004-06-08 Ford Global Technologies, Llc Method and system for calibrating a tire pressure sensing system for an automotive vehicle
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
US6823852B2 (en) 2002-02-19 2004-11-30 Collier Technologies, Llc Low-emission internal combustion engine
US7313916B2 (en) 2002-03-22 2008-01-01 Philip Morris Usa Inc. Method and apparatus for generating power by combustion of vaporized fuel
US6532745B1 (en) 2002-04-10 2003-03-18 David L. Neary Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
EP1362984B1 (en) 2002-05-16 2007-04-25 ROLLS-ROYCE plc Gas turbine engine
US6644041B1 (en) 2002-06-03 2003-11-11 Volker Eyermann System in process for the vaporization of liquefied natural gas
US7491250B2 (en) 2002-06-25 2009-02-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Pressure swing reforming
GB2390150A (en) 2002-06-26 2003-12-31 Alstom Reheat combustion system for a gas turbine including an accoustic screen
US6702570B2 (en) 2002-06-28 2004-03-09 Praxair Technology Inc. Firing method for a heat consuming device utilizing oxy-fuel combustion
US6748004B2 (en) 2002-07-25 2004-06-08 Air Liquide America, L.P. Methods and apparatus for improved energy efficient control of an electric arc furnace fume extraction system
US6772583B2 (en) 2002-09-11 2004-08-10 Siemens Westinghouse Power Corporation Can combustor for a gas turbine engine
US6826913B2 (en) 2002-10-31 2004-12-07 Honeywell International Inc. Airflow modulation technique for low emissions combustors
US7143606B2 (en) 2002-11-01 2006-12-05 L'air Liquide-Societe Anonyme A'directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etide Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Combined air separation natural gas liquefaction plant
AU2003298266A1 (en) 2002-11-08 2004-06-07 Alstom Technology Ltd Gas turbine power plant and method of operating the same
CN1723341A (zh) 2002-11-15 2006-01-18 能量催化系统公司 减少贫燃发动机NOx排放的装置和方法
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
GB0226983D0 (en) 2002-11-19 2002-12-24 Boc Group Plc Nitrogen rejection method and apparatus
DE10257704A1 (de) 2002-12-11 2004-07-15 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Verbrennung eines Brennstoffs
MXPA05006314A (es) 2002-12-13 2006-02-08 Statoil Asa Un metodo para la recuperacion de petroleo proveniente de un yacimiento petrolifero.
NO20026021D0 (no) 2002-12-13 2002-12-13 Statoil Asa I & K Ir Pat Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning
US6731501B1 (en) 2003-01-03 2004-05-04 Jian-Roung Cheng Heat dissipating device for dissipating heat generated by a disk drive module inside a computer housing
US6851413B1 (en) 2003-01-10 2005-02-08 Ronnell Company, Inc. Method and apparatus to increase combustion efficiency and to reduce exhaust gas pollutants from combustion of a fuel
US6929423B2 (en) 2003-01-16 2005-08-16 Paul A. Kittle Gas recovery from landfills using aqueous foam
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
US8631657B2 (en) 2003-01-22 2014-01-21 Vast Power Portfolio, Llc Thermodynamic cycles with thermal diluent
JP2006523294A (ja) 2003-01-22 2006-10-12 ヴァスト・パワー・システムズ・インコーポレーテッド 反応装置
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
GB2398863B (en) 2003-01-31 2007-10-17 Alstom Combustion Chamber
US6675579B1 (en) 2003-02-06 2004-01-13 Ford Global Technologies, Llc HCCI engine intake/exhaust systems for fast inlet temperature and pressure control with intake pressure boosting
US7618606B2 (en) 2003-02-06 2009-11-17 The Ohio State University Separation of carbon dioxide (CO2) from gas mixtures
EP1592867B1 (en) 2003-02-11 2016-11-23 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
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
US7217303B2 (en) 2003-02-28 2007-05-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Pressure swing reforming for fuel cell systems
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
US7074033B2 (en) 2003-03-22 2006-07-11 David Lloyd Neary Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7168265B2 (en) 2003-03-27 2007-01-30 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
WO2004085816A1 (de) 2003-03-28 2004-10-07 Siemens Aktiengesellschaft TEMPERATURMESSEINRICHTUNG UND REGELUNG FÜR DIE HEIßGASTEMPERATUR EINER GASTURBINE
CA2522461C (en) 2003-04-29 2011-08-09 Her Majesty The Queen In Right Of Canada As Represented By The Ministeof Natural Resources In-situ capture of carbon dioxide and sulphur dioxide in a fluidized bed combustor
CA2460292C (en) 2003-05-08 2011-08-23 Sulzer Chemtech Ag A static mixer
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
US7056482B2 (en) 2003-06-12 2006-06-06 Cansolv Technologies Inc. Method for recovery of CO2 from gas streams
US7043898B2 (en) 2003-06-23 2006-05-16 Pratt & Whitney Canada Corp. Combined exhaust duct and mixer for a gas turbine engine
DE10334590B4 (de) 2003-07-28 2006-10-26 Uhde Gmbh Verfahren zur Gewinnung von Wasserstoff aus einem methanhaltigen Gas, insbesondere Erdgas und Anlage 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
GB0323255D0 (en) 2003-10-04 2003-11-05 Rolls Royce Plc Method and system for controlling fuel supply in a combustion turbine engine
DE10350044A1 (de) 2003-10-27 2005-05-25 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von 1-Buten
US6904815B2 (en) 2003-10-28 2005-06-14 General Electric Company Configurable multi-point sampling method and system for representative gas composition measurements in a stratified gas flow stream
NO321817B1 (no) 2003-11-06 2006-07-10 Sargas As Renseanlegg for varmekraftverk
US6988549B1 (en) 2003-11-14 2006-01-24 John A Babcock SAGD-plus
US7032388B2 (en) 2003-11-17 2006-04-25 General Electric Company Method and system for incorporating an emission sensor into a gas turbine controller
US6939130B2 (en) 2003-12-05 2005-09-06 Gas Technology Institute High-heat transfer low-NOx combustion system
US7299619B2 (en) 2003-12-13 2007-11-27 Siemens Power Generation, Inc. Vaporization of liquefied natural gas for increased efficiency in power cycles
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
DE10361823A1 (de) 2003-12-30 2005-08-11 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von Butadien und 1-Buten
DE10361824A1 (de) 2003-12-30 2005-07-28 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von Butadien
US7096669B2 (en) 2004-01-13 2006-08-29 Compressor Controls Corp. Method and apparatus for the prevention of critical process variable excursions in one or more turbomachines
EP1720632B8 (en) 2004-01-20 2016-04-20 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations for acid gas enrichment
US7305817B2 (en) 2004-02-09 2007-12-11 General Electric Company Sinuous chevron exhaust nozzle
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
DE102004009794A1 (de) 2004-02-28 2005-09-22 Daimlerchrysler Ag Brennkraftmaschine mit zwei Abgasturboladern
US6971242B2 (en) 2004-03-02 2005-12-06 Caterpillar Inc. Burner for a gas turbine engine
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
WO2005095855A1 (de) 2004-03-30 2005-10-13 Alstom Technology Ltd Vorrichtung und verfahren zur flammenstabilisierung in einem brenner
WO2005095863A1 (de) 2004-03-31 2005-10-13 Alstom Technology Ltd Brenner
WO2005100754A2 (en) 2004-04-16 2005-10-27 Clean Energy Systems, Inc. Zero emissions closed rankine cycle power system
US7302801B2 (en) 2004-04-19 2007-12-04 Hamilton Sundstrand Corporation Lean-staged pyrospin combustor
US7185497B2 (en) 2004-05-04 2007-03-06 Honeywell International, Inc. Rich quick mix combustion system
EP1756475B1 (en) 2004-05-06 2012-11-14 New Power Concepts LLC Gaseous fuel burner
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
WO2005123237A2 (en) 2004-05-14 2005-12-29 Eco/Technologies, Llc Method and system for sequestering carbon emissions from a combustor/boiler
US20080034727A1 (en) 2004-05-19 2008-02-14 Fluor Technologies Corporation Triple Cycle Power Plant
US7065972B2 (en) 2004-05-21 2006-06-27 Honeywell International, Inc. Fuel-air mixing apparatus for reducing gas turbine combustor exhaust emissions
US7010921B2 (en) 2004-06-01 2006-03-14 General Electric Company Method and apparatus for cooling combustor liner and transition piece of a gas turbine
US6993916B2 (en) 2004-06-08 2006-02-07 General Electric Company Burner tube and method for mixing air and gas in a gas turbine engine
US7197880B2 (en) 2004-06-10 2007-04-03 United States Department Of Energy Lean blowoff detection sensor
EP1819964A2 (en) 2004-06-11 2007-08-22 Vast Power Systems, Inc. Low emissions combustion apparatus and method
US7472550B2 (en) 2004-06-14 2009-01-06 University Of Florida Research Foundation, Inc. Combined cooling and power plant with water extraction
AU2005275156B2 (en) 2004-07-14 2011-03-24 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for power generation with integrated LNG regasification
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
US7498009B2 (en) 2004-08-16 2009-03-03 Dana Uv, Inc. Controlled spectrum ultraviolet radiation pollution control process
DE102004039927A1 (de) 2004-08-18 2006-02-23 Daimlerchrysler Ag Brennkraftmaschine mit einem Abgasturbolader und einer Abgasrückführeinrichtung
DE102004040893A1 (de) 2004-08-24 2006-03-02 Bayerische Motoren Werke Ag Abgasturbolader
US7137623B2 (en) 2004-09-17 2006-11-21 Spx Cooling Technologies, Inc. Heating tower apparatus and method with isolation of outlet and inlet air
CN100455532C (zh) 2004-09-29 2009-01-28 太平洋水泥株式会社 水泥窑燃烧气体抽气灰尘的处理系统及处理方法
CN100532306C (zh) 2004-09-29 2009-08-26 太平洋水泥株式会社 水泥窑燃烧气体抽气灰尘的处理系统及处理方法
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
US7381393B2 (en) 2004-10-07 2008-06-03 The Regents Of The University Of California Process for sulfur removal suitable for treating high-pressure gas streams
US7434384B2 (en) 2004-10-25 2008-10-14 United Technologies Corporation Fluid mixer with an integral fluid capture ducts forming auxiliary secondary chutes at the discharge end of said ducts
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
US7389635B2 (en) 2004-12-01 2008-06-24 Honeywell International Inc. Twisted mixer with open center body
US7506501B2 (en) 2004-12-01 2009-03-24 Honeywell International Inc. Compact mixer with trimmable open centerbody
EP1666823A1 (de) 2004-12-03 2006-06-07 Linde Aktiengesellschaft Vorrichtung zur Tieftemperaturzerlegung eines Gasgemisches, insbesondere von Luft
JP2006183599A (ja) 2004-12-28 2006-07-13 Nissan Motor Co Ltd 内燃機関の排気浄化装置
ES2285577T3 (es) 2005-01-17 2007-11-16 Balcke-Durr Gmbh Dispositivo y procedimiento para el mezclado de un fluido que circula en una direccion de circulacion.
US20060183009A1 (en) 2005-02-11 2006-08-17 Berlowitz Paul J Fuel cell fuel processor with hydrogen buffering
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
US7875402B2 (en) 2005-02-23 2011-01-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Proton conducting solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming
US7137256B1 (en) 2005-02-28 2006-11-21 Peter Stuttaford Method of operating a combustion system for increased turndown capability
US20060196812A1 (en) 2005-03-02 2006-09-07 Beetge Jan H Zone settling aid and method for producing dry diluted bitumen with reduced losses of asphaltenes
US7194869B2 (en) 2005-03-08 2007-03-27 Siemens Power Generation, Inc. Turbine exhaust water recovery system
WO2006097703A1 (en) 2005-03-14 2006-09-21 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
WO2006104800A2 (en) 2005-03-30 2006-10-05 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for thermal integration of lng regasification and power plants
AU2006229877B2 (en) 2005-03-30 2009-04-23 Fluor Technologies Corporation Integrated of LNG regasification with refinery and power generation
DE102005015151A1 (de) 2005-03-31 2006-10-26 Alstom Technology Ltd. Gasturbinenanlage
US7906304B2 (en) 2005-04-05 2011-03-15 Geosynfuels, Llc Method and bioreactor for producing synfuel from carbonaceous material
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
DE102005017905A1 (de) 2005-04-18 2006-10-19 Behr Gmbh & Co. Kg Vorrichtung zur gekühlten Rückführung von Abgas einer Brennkraftmaschine eines Kraftfahrzeuges
CA2606756C (en) 2005-05-02 2013-10-08 Vast Power Portfolio, Llc Wet compression apparatus and method
US7827782B2 (en) 2005-05-19 2010-11-09 Ford Global Technologies, Llc Method for remediating emissions
US7874350B2 (en) 2005-05-23 2011-01-25 Precision Combustion, Inc. Reducing the energy requirements for the production of heavy oil
US7789159B1 (en) 2005-05-27 2010-09-07 Bader Mansour S Methods to de-sulfate saline streams
US7980312B1 (en) 2005-06-20 2011-07-19 Hill Gilman A Integrated in situ retorting and refining of oil shale
US7406885B2 (en) * 2005-06-27 2008-08-05 Caterpillar Inc. Variable response time transient partial flow sampling system and method
WO2007002608A2 (en) 2005-06-27 2007-01-04 Solid Gas Technologies Llc Clathrate hydrate modular storage, applications and utilization processes
US7966822B2 (en) 2005-06-30 2011-06-28 General Electric Company Reverse-flow gas turbine combustion system
US7481048B2 (en) 2005-06-30 2009-01-27 Caterpillar Inc. Regeneration assembly
US7752850B2 (en) 2005-07-01 2010-07-13 Siemens Energy, Inc. Controlled pilot oxidizer for a gas turbine combustor
US7670135B1 (en) 2005-07-13 2010-03-02 Zeeco, Inc. Burner and method for induction of flue gas
US20070044479A1 (en) 2005-08-10 2007-03-01 Harry Brandt 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
EP1757778B1 (de) 2005-08-23 2015-12-23 Balcke-Dürr GmbH Abgasführung einer Gasturbine sowie Verfahren zum Vermischen des Abgases der Gasturbine
US7225623B2 (en) 2005-08-23 2007-06-05 General Electric Company Trapped vortex cavity afterburner
US7562519B1 (en) 2005-09-03 2009-07-21 Florida Turbine Technologies, Inc. Gas turbine engine with an air cooled bearing
US7410525B1 (en) 2005-09-12 2008-08-12 Uop Llc Mixed matrix membranes incorporating microporous polymers as fillers
DE102005048911A1 (de) 2005-10-10 2007-04-12 Behr Gmbh & Co. Kg Anordnung zur Rückführung und Kühlung von Abgas einer Brennkraftmaschine
US7690204B2 (en) 2005-10-12 2010-04-06 Praxair Technology, Inc. Method of maintaining a fuel Wobbe index in an IGCC installation
US7513100B2 (en) 2005-10-24 2009-04-07 General Electric Company Systems for low emission gas turbine energy generation
US7493769B2 (en) 2005-10-25 2009-02-24 General Electric Company Assembly and method for cooling rear bearing and exhaust frame of gas turbine
US7827794B1 (en) 2005-11-04 2010-11-09 Clean Energy Systems, Inc. Ultra low emissions fast starting power plant
AU2006310987B2 (en) 2005-11-07 2011-08-11 Specialist Process Technologies Limited Functional fluid and a process for the preparation of the functional fluid
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
EP1954915A4 (en) 2005-11-18 2015-08-12 Exxonmobile Upstream Res Company METHOD FOR DRILLING AND PRODUCING 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
WO2007068733A1 (en) 2005-12-16 2007-06-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for cooling down a hot flue gas stream
US7846401B2 (en) 2005-12-23 2010-12-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Controlled combustion for regenerative reactors
US8038773B2 (en) 2005-12-28 2011-10-18 Jupiter Oxygen Corporation Integrated capture of fossil fuel gas pollutants including CO2 with energy recovery
US7909898B2 (en) 2006-02-01 2011-03-22 Air Products And Chemicals, Inc. Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen and carbon dioxide
EP1821035A1 (en) 2006-02-15 2007-08-22 Siemens Aktiengesellschaft Gas turbine burner and method of mixing fuel and air in a swirling area of a gas turbine burner
DE102006024778B3 (de) 2006-03-02 2007-07-19 J. Eberspächer GmbH & Co. KG Statischer Mischer und Abgasbehandlungseinrichtung
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
US7591866B2 (en) 2006-03-31 2009-09-22 Ranendra Bose Methane gas recovery and usage system for coalmines, municipal land fills and oil refinery distillation tower vent stacks
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
US7644573B2 (en) 2006-04-18 2010-01-12 General Electric Company Gas turbine inlet conditioning system and method
US20070249738A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Haynes Joel M Premixed partial oxidation syngas generator
US20070245736A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Eastman Chemical Company Process for superheated steam
DE102006019780A1 (de) 2006-04-28 2007-11-08 Daimlerchrysler Ag Abgasturbolader in einer Brennkraftmaschine
US7886522B2 (en) 2006-06-05 2011-02-15 Kammel Refaat Diesel gas turbine system and related methods
JP4162016B2 (ja) 2006-06-08 2008-10-08 トヨタ自動車株式会社 内燃機関の排気浄化装置
DE112007001504T5 (de) 2006-06-23 2009-05-07 BHP Billiton Innovation Pty. Ltd., Melbourne Stromerzeugung
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
US8097230B2 (en) 2006-07-07 2012-01-17 Shell Oil Company Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery
KR100735841B1 (ko) 2006-07-31 2007-07-06 한국과학기술원 천연가스 하이드레이트로부터 메탄가스를 회수하는 방법
WO2008024449A2 (en) 2006-08-23 2008-02-28 Praxair Technology, Inc. Gasification and steam methane reforming integrated polygeneration method and system
US20080047280A1 (en) 2006-08-24 2008-02-28 Bhp Billiton Limited Heat recovery system
JP4265634B2 (ja) 2006-09-15 2009-05-20 トヨタ自動車株式会社 電動パーキングブレーキシステム
AU2007299081A1 (en) 2006-09-18 2008-03-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for the manufacture of carbon disulphide
US7520134B2 (en) 2006-09-29 2009-04-21 General Electric Company Methods and apparatus for injecting fluids into a turbine engine
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
US7763163B2 (en) 2006-10-20 2010-07-27 Saudi Arabian Oil Company Process for removal of nitrogen and poly-nuclear aromatics from hydrocracker feedstocks
US7566394B2 (en) 2006-10-20 2009-07-28 Saudi Arabian Oil Company Enhanced solvent deasphalting process for heavy hydrocarbon feedstocks utilizing solid adsorbent
GB0620883D0 (en) 2006-10-20 2006-11-29 Johnson Matthey Plc Exhaust system for a lean-burn internal combustion engine
US7721543B2 (en) 2006-10-23 2010-05-25 Southwest Research Institute System and method for cooling a combustion gas charge
US7492054B2 (en) 2006-10-24 2009-02-17 Catlin Christopher S River and tidal power harvester
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
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
US7947115B2 (en) 2006-11-16 2011-05-24 Siemens Energy, Inc. System and method for generation of high pressure air in an integrated gasification combined cycle system
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
US7789658B2 (en) 2006-12-14 2010-09-07 Uop Llc Fired heater
US7815873B2 (en) 2006-12-15 2010-10-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Controlled combustion for regenerative reactors with mixer/flow distributor
US7856829B2 (en) 2006-12-15 2010-12-28 Praxair Technology, Inc. Electrical power generation method
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
US7943097B2 (en) 2007-01-09 2011-05-17 Catalytic Solutions, Inc. Reactor system for reducing NOx emissions from boilers
FR2911667B1 (fr) 2007-01-23 2009-10-02 Snecma Sa Systeme d'injection de carburant a double injecteur.
US7819951B2 (en) 2007-01-23 2010-10-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
AU2008208882B2 (en) 2007-01-25 2011-04-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for reducing carbon dioxide emission in a power plant
EP1950494A1 (de) 2007-01-29 2008-07-30 Siemens Aktiengesellschaft Brennkammer für eine Gasturbine
US20080178611A1 (en) 2007-01-30 2008-07-31 Foster Wheeler Usa Corporation Ecological Liquefied Natural Gas (LNG) Vaporizer System
US7841186B2 (en) 2007-01-31 2010-11-30 Power Systems Mfg., Llc Inlet bleed heat and power augmentation for a gas turbine engine
AU2008215870B2 (en) 2007-02-12 2011-03-17 Sasol Technology (Proprietary) Limited Co-production of power and hydrocarbons
EP1959143B1 (en) 2007-02-13 2010-10-20 Yamada Manufacturing Co., Ltd. Oil pump pressure control device
US8356485B2 (en) 2007-02-27 2013-01-22 Siemens Energy, Inc. System and method for oxygen separation in an integrated gasification combined cycle system
US20080250795A1 (en) 2007-04-16 2008-10-16 Conocophillips Company Air Vaporizer and Its Use in Base-Load LNG Regasification Plant
US20080251234A1 (en) 2007-04-16 2008-10-16 Wilson Turbopower, Inc. Regenerator wheel apparatus
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
US8038746B2 (en) 2007-05-04 2011-10-18 Clark Steve L Reduced-emission gasification and oxidation of hydrocarbon materials for liquid fuel production
US7654330B2 (en) 2007-05-19 2010-02-02 Pioneer Energy, Inc. Apparatus, methods, and systems for extracting petroleum using a portable coal reformer
US7918906B2 (en) 2007-05-20 2011-04-05 Pioneer Energy Inc. Compact natural gas steam reformer with linear countercurrent heat exchanger
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
CA2686830C (en) 2007-05-25 2015-09-08 Exxonmobil Upstream Research Company A 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
JP5366941B2 (ja) 2007-06-19 2013-12-11 アルストム テクノロジー リミテッド 排ガス再循環型ガスタービン設備
US20090000762A1 (en) 2007-06-29 2009-01-01 Wilson Turbopower, Inc. Brush-seal and matrix for regenerative heat exchanger, and method of adjusting same
US7708804B2 (en) 2007-07-11 2010-05-04 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Process and apparatus for the separation of a gaseous mixture
US8061120B2 (en) 2007-07-30 2011-11-22 Herng Shinn Hwang Catalytic EGR oxidizer for IC engines and gas turbines
CA2638588A1 (en) 2007-08-09 2009-02-09 Tapco International Corporation Exterior trim pieces with weather stripping and colored protective layer
US7845406B2 (en) 2007-08-30 2010-12-07 George Nitschke Enhanced oil recovery system for use with a geopressured-geothermal conversion system
EP2188040A1 (en) 2007-08-30 2010-05-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
US8127558B2 (en) 2007-08-31 2012-03-06 Siemens Energy, Inc. Gas turbine engine adapted for use in combination with an apparatus for separating a portion of oxygen from compressed air
US20090056342A1 (en) 2007-09-04 2009-03-05 General Electric Company Methods and Systems for Gas Turbine Part-Load Operating Conditions
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
US7861511B2 (en) 2007-10-30 2011-01-04 General Electric Company System for recirculating the exhaust of a turbomachine
WO2009070785A2 (en) 2007-11-28 2009-06-04 Brigham Young University Carbon dioxide capture from flue gas
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
US7536252B1 (en) 2007-12-10 2009-05-19 General Electric Company Method and system for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas
US8046986B2 (en) 2007-12-10 2011-11-01 General Electric Company Method and system for controlling an exhaust gas recirculation system
US20090157230A1 (en) 2007-12-14 2009-06-18 General Electric Company Method for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas
JP5118496B2 (ja) 2008-01-10 2013-01-16 三菱重工業株式会社 ガスタービンの排気部の構造およびガスタービン
GB0800940D0 (en) 2008-01-18 2008-02-27 Milled Carbon Ltd Recycling carbon fibre
US7695703B2 (en) 2008-02-01 2010-04-13 Siemens Energy, Inc. High temperature catalyst and process for selective catalytic reduction of NOx in exhaust gases of fossil fuel combustion
US20090193809A1 (en) 2008-02-04 2009-08-06 Mark Stewart Schroder Method and system to facilitate combined cycle working fluid modification and combustion thereof
US8176982B2 (en) 2008-02-06 2012-05-15 Osum Oil Sands Corp. Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservoir
EP2255081B1 (en) 2008-02-12 2018-09-05 Foret Plasma Labs, Llc System, method and apparatus for lean combustion with plasma from an electrical arc
US8051638B2 (en) 2008-02-19 2011-11-08 General Electric Company Systems and methods for exhaust gas recirculation (EGR) for turbine engines
EP2093403B1 (en) 2008-02-19 2016-09-28 C.R.F. Società Consortile per Azioni EGR control system
US20090223227A1 (en) 2008-03-05 2009-09-10 General Electric Company Combustion cap with crown mixing holes
US8448418B2 (en) 2008-03-11 2013-05-28 General Electric Company Method for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas
US7926292B2 (en) 2008-03-19 2011-04-19 Gas Technology Institute Partial oxidation gas turbine cooling
US8001789B2 (en) 2008-03-26 2011-08-23 Alstom Technologies Ltd., Llc Utilizing inlet bleed heat to improve mixing and engine turndown
US7985399B2 (en) 2008-03-27 2011-07-26 Praxair Technology, Inc. Hydrogen production method and facility
CN101981272B (zh) 2008-03-28 2014-06-11 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
US8734545B2 (en) 2008-03-28 2014-05-27 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
JP2009250086A (ja) * 2008-04-03 2009-10-29 Toyota Motor Corp 空燃比センサの異常診断装置
US8459017B2 (en) 2008-04-09 2013-06-11 Woodward, Inc. Low pressure drop mixer for radial mixing of internal combustion engine exhaust flows, combustor incorporating same, and methods of mixing
US8272777B2 (en) 2008-04-21 2012-09-25 Heinrich Gillet Gmbh (Tenneco) Method for mixing an exhaust gas flow
FR2930594B1 (fr) 2008-04-29 2013-04-26 Faurecia Sys Echappement Element d'echappement comportant un moyen statique pour melanger un additif a des gaz d'echappement
US8240153B2 (en) 2008-05-14 2012-08-14 General Electric Company Method and system for controlling a set point for extracting air from a compressor to provide turbine cooling air in a gas turbine
US8397482B2 (en) 2008-05-15 2013-03-19 General Electric Company Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx
WO2009141733A1 (en) 2008-05-20 2009-11-26 Osum Oil Sands Corp. Method of managing carbon reduction for hydrocarbon producers
US20090301054A1 (en) 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
US8297036B2 (en) * 2008-06-11 2012-10-30 United Technologies Corporation Method and apparatus for determining failures of gas shutoff valves in gas turbines
US20100003123A1 (en) 2008-07-01 2010-01-07 Smith Craig F Inlet air heating system for a gas turbine engine
US7955403B2 (en) 2008-07-16 2011-06-07 Kellogg Brown & Root Llc Systems and methods for producing substitute natural gas
US20100018218A1 (en) 2008-07-25 2010-01-28 Riley Horace E Power plant with emissions recovery
EP2310478A2 (en) 2008-07-31 2011-04-20 Alstom Technology Ltd System for hot solids combustion and gasification
US7753972B2 (en) 2008-08-17 2010-07-13 Pioneer Energy, Inc Portable apparatus for extracting low carbon petroleum and for generating low carbon electricity
US7674443B1 (en) 2008-08-18 2010-03-09 Irvin Davis Zero emission gasification, power generation, carbon oxides management and metallurgical reduction processes, apparatus, systems, and integration thereof
WO2010020655A1 (en) 2008-08-21 2010-02-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Improved process for production of elemental iron
EP2342434B1 (en) 2008-09-19 2012-08-15 Renault Trucks Mixing device in an exhaust gas pipe
US7931888B2 (en) 2008-09-22 2011-04-26 Praxair Technology, Inc. Hydrogen production method
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
JP4789991B2 (ja) * 2008-10-27 2011-10-12 本田技研工業株式会社 排気ガスセンサの劣化故障診断装置
US8454350B2 (en) 2008-10-29 2013-06-04 General Electric Company Diluent shroud for combustor
JP5394503B2 (ja) 2008-11-24 2014-01-22 アレス タービン アクティーゼルスカブ 回転再生式熱交換器を用いる熱外燃式ガスタービン
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
CA2974504C (en) 2008-12-12 2021-04-06 Maoz Betser-Zilevitch Steam generation process and system for enhanced oil recovery
US20100170253A1 (en) 2009-01-07 2010-07-08 General Electric Company Method and apparatus for fuel injection in a turbine engine
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
JP4746111B2 (ja) 2009-02-27 2011-08-10 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及びその方法
US20100326084A1 (en) 2009-03-04 2010-12-30 Anderson Roger E Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel
US8127936B2 (en) 2009-03-27 2012-03-06 Uop Llc High performance cross-linked polybenzoxazole and polybenzothiazole polymer membranes
US8127937B2 (en) 2009-03-27 2012-03-06 Uop Llc High performance cross-linked polybenzoxazole and polybenzothiazole polymer membranes
US8437941B2 (en) * 2009-05-08 2013-05-07 Gas Turbine Efficiency Sweden Ab Automated tuning of gas turbine combustion systems
US20100300102A1 (en) 2009-05-28 2010-12-02 General Electric Company Method and apparatus for air and fuel injection in a turbine
JP5173941B2 (ja) 2009-06-04 2013-04-03 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置
SG176670A1 (en) 2009-06-05 2012-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Combustor systems and methods for using same
JP5383338B2 (ja) 2009-06-17 2014-01-08 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法
US8196395B2 (en) 2009-06-29 2012-06-12 Lightsail Energy, Inc. Compressed air energy storage system utilizing two-phase flow to facilitate heat exchange
US8436489B2 (en) 2009-06-29 2013-05-07 Lightsail Energy, Inc. Compressed air energy storage system utilizing two-phase flow to facilitate heat exchange
EP2284359A1 (en) 2009-07-08 2011-02-16 Bergen Teknologioverføring AS Method of enhanced oil recovery from geological reservoirs
US8348551B2 (en) 2009-07-29 2013-01-08 Terratherm, Inc. Method and system for treating contaminated materials
US8479489B2 (en) 2009-08-27 2013-07-09 General Electric Company Turbine exhaust recirculation
PL2473706T3 (pl) 2009-09-01 2019-12-31 Exxonmobil Upstream Research Company Wytwarzanie energii o niskiej emisji i układy i sposoby wydobycia węglowodorów
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
US7937948B2 (en) 2009-09-23 2011-05-10 Pioneer Energy, Inc. Systems and methods for generating electricity from carbonaceous material with substantially no carbon dioxide emissions
EP2301650B1 (en) 2009-09-24 2016-11-02 Haldor Topsøe A/S Process and catalyst system for scr of nox
US8381525B2 (en) 2009-09-30 2013-02-26 General Electric Company System and method using low emissions gas turbine cycle with partial air separation
US20110088379A1 (en) 2009-10-15 2011-04-21 General Electric Company Exhaust gas diffuser
US8337139B2 (en) 2009-11-10 2012-12-25 General Electric Company Method and system for reducing the impact on the performance of a turbomachine operating an extraction system
MX341477B (es) 2009-11-12 2016-08-22 Exxonmobil Upstream Res Company * Sistemas y métodos de generación de potencia de baja emisión y recuperación de hidrocarburos.
US20110126512A1 (en) 2009-11-30 2011-06-02 Honeywell International Inc. Turbofan gas turbine engine aerodynamic mixer
US20110138766A1 (en) 2009-12-15 2011-06-16 General Electric Company System and method of improving emission performance of a gas turbine
US8337613B2 (en) 2010-01-11 2012-12-25 Bert Zauderer Slagging coal combustor for cementitious slag production, metal oxide reduction, shale gas and oil recovery, enviromental remediation, emission control and CO2 sequestration
DE102010009043B4 (de) 2010-02-23 2013-11-07 Iav Gmbh Ingenieurgesellschaft Auto Und Verkehr Statischer Mischer für eine Abgasanlage einer Brennkraftmaschine
US8438852B2 (en) 2010-04-06 2013-05-14 General Electric Company Annular ring-manifold quaternary fuel distributor
US8635875B2 (en) 2010-04-29 2014-01-28 Pratt & Whitney Canada Corp. Gas turbine engine exhaust mixer including circumferentially spaced-apart radial rows of tabs extending downstream on the radial walls, crests and troughs
US8372251B2 (en) 2010-05-21 2013-02-12 General Electric Company System for protecting gasifier surfaces from corrosion
CN102959202B (zh) 2010-07-02 2016-08-03 埃克森美孚上游研究公司 集成系统、发电的方法和联合循环发电系统
MX352291B (es) 2010-07-02 2017-11-16 Exxonmobil Upstream Res Company Star Sistemas y métodos de generación de potencia de triple ciclo de baja emisión.
CA2801476C (en) 2010-07-02 2017-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle 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
MY160833A (en) 2010-07-02 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
TWI554325B (zh) 2010-07-02 2016-10-21 艾克頌美孚上游研究公司 低排放發電系統和方法
US8226912B2 (en) 2010-07-13 2012-07-24 Air Products And Chemicals, Inc. Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen, carbon dioxide and hydrogen sulphide
US8268044B2 (en) 2010-07-13 2012-09-18 Air Products And Chemicals, Inc. Separation of a sour syngas stream
US8206669B2 (en) 2010-07-27 2012-06-26 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for treating a sour gas
US9019108B2 (en) 2010-08-05 2015-04-28 General Electric Company Thermal measurement system for fault detection within a power generation system
US8627643B2 (en) 2010-08-05 2014-01-14 General Electric Company System and method for measuring temperature within a turbine system
US9097182B2 (en) 2010-08-05 2015-08-04 General Electric Company Thermal control system for fault detection and mitigation within a power generation system
WO2012018458A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method 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
US8220248B2 (en) 2010-09-13 2012-07-17 Membrane Technology And Research, Inc Power generation process with partial recycle of carbon dioxide
US8166766B2 (en) 2010-09-23 2012-05-01 General Electric Company System and method to generate electricity
US8991187B2 (en) 2010-10-11 2015-03-31 General Electric Company Combustor with a lean pre-nozzle fuel injection system
US8726628B2 (en) 2010-10-22 2014-05-20 General Electric Company Combined cycle power plant including a carbon dioxide collection system
US9074530B2 (en) 2011-01-13 2015-07-07 General Electric Company Stoichiometric exhaust gas recirculation and related combustion control
RU2560099C2 (ru) 2011-01-31 2015-08-20 Дженерал Электрик Компани Топливное сопло (варианты)
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
TW201303143A (zh) 2011-03-22 2013-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 低排放渦輪機系統中用於攫取二氧化碳及產生動力的系統與方法
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
TWI563164B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated systems incorporating inlet compressor oxidant control apparatus and related methods of generating power
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
AU2012231390A1 (en) 2011-03-22 2013-10-03 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for carbon dioxide capture in low emission turbine systems
US8101146B2 (en) 2011-04-08 2012-01-24 Johnson Matthey Public Limited Company Catalysts for the reduction of ammonia emission from rich-burn exhaust
US8910485B2 (en) 2011-04-15 2014-12-16 General Electric Company Stoichiometric exhaust gas recirculation combustor with extraction port for cooling air
US8281596B1 (en) 2011-05-16 2012-10-09 General Electric Company Combustor assembly for a turbomachine
CA2742565C (en) 2011-06-10 2019-04-02 Imperial Oil Resources Limited Methods and systems for providing steam
US8347600B2 (en) 2011-08-25 2013-01-08 General Electric Company Power plant and method of operation
US8713947B2 (en) 2011-08-25 2014-05-06 General Electric Company Power plant with gas separation system
US8453462B2 (en) 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US8266913B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant and method of use
US9127598B2 (en) 2011-08-25 2015-09-08 General Electric Company Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US8245493B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and control method
US20120023954A1 (en) 2011-08-25 2012-02-02 General Electric Company Power plant and method of operation
US8453461B2 (en) 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Power plant and method of operation
US8245492B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and method of operation
US8205455B2 (en) 2011-08-25 2012-06-26 General Electric Company Power plant and method of operation
US8266883B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant start-up method and method of venting the power plant
US20130086917A1 (en) 2011-10-06 2013-04-11 Ilya Aleksandrovich Slobodyanskiy Apparatus for head end direct air injection with enhanced mixing capabilities
US8990026B2 (en) * 2012-01-03 2015-03-24 General Electric Company System and method for detecting combustion hardware damage
US9097424B2 (en) 2012-03-12 2015-08-04 General Electric Company System for supplying a fuel and working fluid mixture to a combustor
WO2013147632A1 (en) 2012-03-29 2013-10-03 General Electric Company Bi-directional end cover with extraction capability for gas turbine combustor
CA2868732C (en) 2012-03-29 2017-02-14 Exxonmobil Upstream Research Company Turbomachine combustor assembly
US20130269360A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a powerplant during low-load operations
US20130269310A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
US20130269356A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a stoichiometric egr system on a regenerative reheat system
US20130269357A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a secondary flow system
AU2013245959B2 (en) 2012-04-12 2016-03-31 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
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
US20130269361A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Methods 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
US20150040574A1 (en) 2012-04-12 2015-02-12 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US8539749B1 (en) 2012-04-12 2013-09-24 General Electric Company Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
US20130269355A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling an extraction pressure and temperature of a stoichiometric egr system
WO2013163045A1 (en) 2012-04-26 2013-10-31 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
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
US20140060073A1 (en) 2012-08-28 2014-03-06 General Electric Company Multiple point overboard extractor for gas turbine
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US20140182298A1 (en) 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10107495B2 (en) 2012-11-02 2018-10-23 General Electric Company Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US20140182305A1 (en) 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for a turbine combustor
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
WO2014071118A1 (en) 2012-11-02 2014-05-08 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US10100741B2 (en) 2012-11-02 2018-10-16 General Electric Company System and method for diffusion combustion with oxidant-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
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
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US20140182304A1 (en) 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research 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
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US9903588B2 (en) 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US20150033751A1 (en) 2013-07-31 2015-02-05 General Electric Company System and method for a water injection system
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
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
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20010032498A1 (en) * 1999-12-24 2001-10-25 Kenichi Fujino Diagnostic system for engine
CN1332422A (zh) * 2000-06-22 2002-01-23 株式会社日立制作所 远程监控诊断系统及其方法
CN1519554A (zh) * 2003-01-30 2004-08-11 ͨ�õ�����˾ 用于监测气轮机系统的性能的方法和设备
CN1878936A (zh) * 2003-11-10 2006-12-13 通用电气公司 驱动燃气轮机中燃料调整阀的方法和装置
US20060090471A1 (en) * 2004-11-04 2006-05-04 General Electric Company Method and apparatus for identification of hot and cold chambers in a gas turbine combustor
CN103069130A (zh) * 2010-08-06 2013-04-24 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

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109611218A (zh) * 2018-10-29 2019-04-12 华电电力科学研究院有限公司 一种燃机燃烧状态诊断及调整方法
CN109611218B (zh) * 2018-10-29 2020-07-24 华电电力科学研究院有限公司 一种燃机燃烧状态诊断及调整方法
CN112578075A (zh) * 2019-09-30 2021-03-30 罗斯蒙特公司 具有一氧化碳和甲烷双重测量的燃烧分析仪
CN113432878A (zh) * 2021-06-28 2021-09-24 哈尔滨工程大学 一种带监测控制系统的柴燃蒸电混联式船舶混合动力试验台及试验方法
CN113432878B (zh) * 2021-06-28 2023-07-21 哈尔滨工程大学 一种带监测控制系统的柴燃蒸电混联式船舶混合动力试验台及试验方法
CN114414734A (zh) * 2021-12-21 2022-04-29 宁波大学 一种气氛自纠正的氧传感器燃烧式测试系统
CN114414734B (zh) * 2021-12-21 2024-05-31 宁波大学 一种气氛自纠正的氧传感器燃烧式测试系统
CN114646342A (zh) * 2022-05-19 2022-06-21 蘑菇物联技术（深圳）有限公司 用于定位异常传感器的方法、设备和介质
CN114646342B (zh) * 2022-05-19 2022-08-02 蘑菇物联技术（深圳）有限公司 用于定位异常传感器的方法、设备和介质
CN115511665A (zh) * 2022-11-14 2022-12-23 成都秦川物联网科技股份有限公司 用于智慧燃气的储配站燃气净化管理方法和物联网系统
US11917010B2 (en) 2022-11-14 2024-02-27 Chengdu Qinchuan Iot Technology Co., Ltd. Methods and internet of things (IoT) systems for gas purification management in storage and distribution station for smart gas

Also Published As

Publication number Publication date
CN106062341B (zh) 2019-07-09
WO2015130363A2 (en) 2015-09-03
US20180347473A1 (en) 2018-12-06
JP2017504745A (ja) 2017-02-09
JP6568852B2 (ja) 2019-08-28
US20150152791A1 (en) 2015-06-04
EP3077643A2 (en) 2016-10-12
US10900420B2 (en) 2021-01-26
US10030588B2 (en) 2018-07-24
EP3077643B1 (en) 2019-10-09
WO2015130363A3 (en) 2015-11-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN106062341A (zh) 燃气涡轮燃烧室诊断系统和方法
CN106461216A (zh) 控制燃气涡轮发动机的系统和方法
CN106062340B (zh) 用于燃气涡轮发动机的系统和方法
CN106414952B (zh) 用于控制利用排气再循环操作燃气涡轮机的燃烧过程的系统和方法
JP6343286B2 (ja) ガスタービン燃焼器制御システム
CN105492728B (zh) 用于监测具有排气再循环的燃气涡轮机系统的系统和方法
CN105074139B (zh) 燃气轮机系统及其操作方法
CN106715837A (zh) 燃气涡轮机系统及相应的方法
CN107076024B (zh) 用于具有排气再循环的燃气涡轮机系统的燃烧控制的方法和系统
CN107076033A (zh) 用于化学计量排气再循环燃气涡轮机系统的系统和方法
JP2015518540A (ja) 量論的ｅｇｒガスタービンシステムのためのシステム及び方法
CN105765196A (zh) 用于氧化剂加热系统的系统和方法
WO2016144752A1 (en) Fuel staging in a gas turbine engine
CN107076023A (zh) 用于启动具有排气再循环的燃气涡轮机系统传动系的方法和系统
CN107864660A (zh) 估计具有排气再循环的燃气涡轮的燃烧当量比的系统和方法
JP2015536400A (ja) 排気ガス再循環を備えたガスタービンシステムのための量論的燃焼制御
WO2016126873A1 (en) Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
TA01 Transfer of patent application right
TA01 Transfer of patent application right

Effective date of registration: 20180704

Address after: American Texas

Applicant after: Exxon Production Research Co.

Address before: American New York

Applicant before: General Electric Company

Applicant before: Exxon Production Research Co.

GR01 Patent grant
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: 20190709

Termination date: 20201203