CN1136836A - 性能提高的燃气涡轮动力装置 - Google Patents

性能提高的燃气涡轮动力装置 Download PDF

Info

Publication number
CN1136836A
CN1136836A CN94193844A CN94193844A CN1136836A CN 1136836 A CN1136836 A CN 1136836A CN 94193844 A CN94193844 A CN 94193844A CN 94193844 A CN94193844 A CN 94193844A CN 1136836 A CN1136836 A CN 1136836A
Authority
CN
China
Prior art keywords
fuel
heat exchanger
downstream
turbine
air
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.)
Pending
Application number
CN94193844A
Other languages
English (en)
Inventor
克拉伦斯·W·简斯
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.)
State Of California Energy Resources Conservation And Development Commission (us
California Energy Commission
Original Assignee
State Of California Energy Resources Conservation And Development Commission (us
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
Priority claimed from US08/182,661 external-priority patent/US5490377A/en
Application filed by State Of California Energy Resources Conservation And Development Commission (us filed Critical State Of California Energy Resources Conservation And Development Commission (us
Publication of CN1136836A publication Critical patent/CN1136836A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • 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
    • F01D13/00—Combinations of two or more machines or engines
    • 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
    • F01D1/00—Non-positive-displacement machines or engines, e.g. steam turbines
    • 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
    • F01D1/00—Non-positive-displacement machines or engines, e.g. steam turbines
    • F01D1/02—Non-positive-displacement machines or engines, e.g. steam turbines with stationary working-fluid guiding means and bladed or like rotor, e.g. multi-bladed impulse steam turbines
    • F01D1/023—Non-positive-displacement machines or engines, e.g. steam turbines with stationary working-fluid guiding means and bladed or like rotor, e.g. multi-bladed impulse steam turbines the working-fluid being divided into several separate flows ; several separate fluid flows being united in a single flow; the machine or engine having provision for two or more different possible fluid flow paths
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K21/00—Steam engine plants not otherwise provided for
    • F01K21/04—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas
    • F01K21/047—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas having at least one combustion gas turbine
    • 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
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/04—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
    • F02C1/05—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly characterised by the type or source of heat, e.g. using nuclear or solar energy
    • F02C1/06—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly characterised by the type or source of heat, e.g. using nuclear or solar energy using reheated exhaust gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/26—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension
    • F02C3/28—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension using a separate gas producer for gasifying the fuel before combustion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/003—Gas-turbine plants with heaters between turbine stages
    • 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
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/14—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel
    • F02C7/141—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid
    • F02C7/143—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid before or between the compressor stages
    • 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
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/16—Cooling of plants characterised by cooling medium
    • F02C7/18—Cooling of plants characterised by cooling medium the medium being gaseous, e.g. air
    • 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
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/16—Cooling of plants characterised by cooling medium
    • F02C7/18—Cooling of plants characterised by cooling medium the medium being gaseous, e.g. air
    • F02C7/185—Cooling means for reducing the temperature of the cooling air or gas
    • 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
    • F02C7/224—Heating fuel before feeding to the burner
    • 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
    • F05D2260/10—Particular cycles
    • 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
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
    • 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)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • High Energy & Nuclear Physics (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

一种燃气涡轮驱动的动力装置(10)具有一个或多个压气机(20，22)用来产生下游空气流，一压气机热交换器(34)设在压气机(20，22)的下游，并连着一个侧气流冷却管道(50)，在热交换器(34)及侧气流冷却管道(50)的下游的一个燃烧室(48)，一个或多个涡轮(24，28)设在燃烧室(48)，下游并与压气机(20，22)机械连接，一个动力涡轮(32)设在涡轮(24，28)的下游。可燃的排出物流过热交换器(34)到燃烧室(48)，从压气机(20，22)排出的空气流过热交换器(34)到冷却管道(50)和回热器(58)。热量从压气机排出空气传给可燃的流出物得到冷却的空气及加热可燃流出物。热交换器(34)可以是热交换器或甲烷/蒸汽重整器，它产生富氢低NOx蒸汽稀释的流出物。在另一实施例中，把冷却过的压缩空气直接喷入燃烧室(48)增加通过涡轮(24，28，32)的质量流而增加功率输出，废热在普通的直流热回收装置(118)中用反向流动的可燃排出物及水回热。在另一实施例中，在热回收装置中少量冷却空气与同流回热水混合使贯穿热交换通道开始部分的水蒸发，形成供入燃烧室(48)的两相水和空气的供料.另外，各实施例中，一部分冷却过的压缩空气可被压气机/膨胀器处理以提供给涡轮、压气机及辅助设备的冷却剂。

Description

性能提高的燃气涡轮动力装置
本发明涉及燃气涡轮驱动的动力装置，更具体地涉及一种燃气涡轮驱动的动力装置，其中热交换器同时用来冷却高温压气机排出空气及加热和/或重整燃烧室用的燃料及水的混合物。从热交换器排出的冷却过的压缩空气提供过冷空气用来冷却金属元件，同流换热通常从其它的动力装置辅助操作中放出的纸级热量，及供入板-肋片回热器的回收动力涡轮废热并返回到压气机。从热交换器排出的热燃料混合物可直接送到压气机或先化学重整产生会产生低污染物的燃料气体。另外，代替把大量的冷却过的压缩空气供送通过板一助片同流换热器，从热交换器出来的冷却空气可直接传到燃烧室。代替用冷却空气同流回热废热，用一个附加的燃料/水混合物同流换热废热。得到的过热的燃料气增加通过涡轮的质量流，正比地增加输出功率。
燃气涡轮已广泛使用，常选用作为原动机。例如，喷气发动机是燃气涡轮成功应用的一个实例，因为燃气涡轮发动机不等于大型飞机的动力。虽然现代喷气发动机是50多年工程发展的产品，喷气飞动机必须飞，因此提高性能的设计选择必须受限制。另一方面，先进航空燃气涡轮发动机的地面应用允许使用另外的提高性能的技术。但是，在空中或地面，长期放在增加动力装置性能的原理是通过更高的发动机压缩及更高的燃烧温度实现。
通过成功使用更新的冷却技术包括把压气机排出的空气用作涡轮的冷却剂来维持可接受的极限在涡轮用的金属合金可承受的温度。但是，排出的空气流降低了燃气涡轮的功率及性能。更高的压缩比也必然意味着更高的压气机排出空气的温度，因此限制排出空气的冷却效果并要求附加的排出的高温高压空气气流进行同样的金属冷却。可看到本发明可用在或接近环境温度的压气机排出空气来冷却金属元件。如所示，新的冷却剂允许明显地要求的放出的空气和/或明显地增加燃烧温度和/或两者兼有之。新的冷却剂使得产生低温热阱。低级热通常太冷而不能回收或再循环，因此一般要求通过冷却塔或类似的连续地除去或排出到环境中。这种热是在辅助动力装置设备工作时从发电机和燃气涡轮的轴承摩擦之类源中产生，出现在热的润滑油中。低级热也由发电机绕组以“铜损耗”的形式产生，其量到产生电能的0.5-1.5％，一般由水冷环路连续地除去。另外，变压器由于铁芯中磁带效应而有“铁损耗”。明显的热负荷在循环的变压器油中带走，热油中的热由空气鼓风热交换器排到大气中。如果没有本发明允许的低温热阱，不可能经济地回收这部分低热量返回到循环中。
在地面应用中，残存在燃气涡轮废气中的热的回收，再循环及转变是达到高的总的动力装置性能的另一途径。高温涡轮废热通常由一般的蒸汽提出技术回收，或者在老的低压燃气涡轮动力装置，由一回热器(板-助片、空气-燃气热交换器)使用低温压气机排出空气对着高温涡轮废气的逆向流动来回收。但是，新的燃气涡轮的越来越高的压气机排气温度限制了回热器的热回收效率。由先进航空发动机改型的燃气涡轮中，压气机排气温度比涡轮废气温度高的200-300°F，因此设计出一起使用一个回热器。在高压涡轮中抽出去提取废热，传送到冷凝蒸汽涡轮中，冷凝物再循环到涡轮中。燃气涡轮及蒸汽涡轮为基的循环的组合称为混合循环动力装置。可以看出本发明利用先进的航空发动机改型的涡轮中较高的压气机排气温度，如此消除了动力装置的收益小的蒸汽循环。
或者，在锅炉中从涡轮废热中提出的同流换热蒸汽在燃烧室前简单地喷入燃气涡轮气流通道中使功率增大。燃气涡轮发动机的越来越高的燃烧温度及压缩比从热动力学方面有利于在蒸汽为基的循环中蒸汽喷射的选择。另外，直接把蒸汽喷入燃气涡轮燃烧室中，避免需要购置及操作冷凝蒸汽涡轮、冷凝器、冷凝塔、中间循环水泵。取消蒸汽为基的循环及相关的设备增加了总的装置寿命、可靠性、可用性及维修性能。如所示，本发明中同流换热的热量作为高能蒸汽返回到燃气涡轮压气机中，高能蒸汽具有在蒸汽循环中蒸汽喷射的上述性能优点。
随着在先进的燃气涡轮发动机中燃烧温度增加，它们以指数增加的速度产出氮的氧化物NOX。燃烧室发展的一个主要问题是控制燃烧室排气以满足越来越严格的对排出空气质量的限制。在燃烧室中的峰值温度出现在火焰前方，在该处燃料及空气反应。在燃烧前稀释燃料限制了火焰温度。燃料稀释可用空气、蒸汽或其它不可燃的气体进行。蒸汽或水喷射，除了达到上述功率增加外，已长期用来减少燃烧室中NOX的生成。稀释可在燃烧室完成，如果在喷入燃烧室前只在燃料料中进行更有效因为改进了混合。燃料用作为稀释剂的稀释现时在专门设计的预混合“干的低NOX”或“干的低排出”燃烧室中完成。但是，用天然气或液体燃料，燃烧问题限制了可以在燃烧前火焰熄火前完成的燃料稀释的量。如果在燃料稀释水平大于2嗙/磅燃料的情况下工作，一些燃气涡轮制造商的保证是无效的。在熄火稀释度下NOX浓度仍比在美国加利福尼亚州及其它管辖范围的合法工作限度大几倍。随着燃烧更不完全，用蒸汽更增加一氧化碳、甲醛和其它不完全燃烧产物。通过喷入氨以及放入合适的触媒可以更进一步降低废气流中NOX的量。在废气中CO的量也可以用合适的触媒进行催化氧化。由于氨是贵的，有害的有毒物质，通过用氨进行选择催化还原(SCR)的排出物控制是成本高的及有危险的，并且处理有安全问题。虽然有这些已知的缺点，选择性催化还原(没有更好的选择)被认为是“最有效的控制技术”(BACT)，在一些地方合法地规定。如下面说明，本发明不用选择性催化还原或氧化催化可达到要求的对潜在的污染的排出物水平。
用来提高燃气涡轮发动机性能的两个另外的已很早知道的设计技术是在动力涡轮前中间冷却压缩及再燃烧室燃料。中间冷却虽然提高了性能，但是对于开发工作也导致增加设计复杂性及费用。再热虽然增加功率输出，但也提高了整个动力涡轮的温度，要求大量的冷却空气明显地减少了纯的效率收益。一般再热技术发展的成本超过中间冷却的。如下面说明，本发明并不要承担与中间冷却或普通再热系的发展成本问题，另外，本发明提出了一个对现有的燃气涡轮发动机只作很小的改型而可达到再热的新型方法。
因此，提出了提供在高的燃烧温度下只有低NOX排出的高效燃气涡轮驱动的动力装置的要求。本发明能满足这一和其它要求，并克服现有技术设计的缺点。
在普通的燃气涡轮驱动的动力装置中，高温的压气机排气主要直接流入燃烧室中，但是高压空气的主要部分抽出，必须传送并用于冷却金属元件。压气机排气虽然在高温下，但是唯一的可在足够压力下进行对高温涡轮的热部件冷却的空气。回收涡轮废气流中的热是一个独立的操作。要求的燃料流到燃烧室是另一个独立的操作。排出物处理又是另外的独立操作。燃气涡轮的功率以理想的方式增加又是另一个独立操作。如下面示出，本发明把这些独立的燃气涡轮的动力装置的作用以提高性能的方式合成在一起。
作为一个实例而不是限制，本发明在高压压气机下游设一热交换器。这装置同时把压缩的高温空气的热能传送给冷的可燃物/水(燃料)混合物以产生很需要的低排出物高温稀释的燃料(潜在地富氢)进入燃烧室中并冷却高温压缩空气降低约100°F。因此热交换器提供了比标准的不经冷却的高压空气有效得多的冷却涡轮金属元件的介质，该冷却介质也允许如在轴承、变压器及发电机绕组产生的热之类的从其它的动力装置的操作中放出的低级热传回燃烧室在该处补充系统中的高级热。这会降低或取消为这些操作的冷却设备的成本。对于冷却不需要的其余的冷却过压缩空气(比普通燃气涡轮中更大的部分)在回热器(板-肋片同流回热器)中再热，同时从高温涡轮废气中抽出热量而再热进入燃烧室前的压缩空气的逆向流。另外，代替把大量的冷却过的压缩空气传送过板-肋片同流回热器，热交换器出来的冷空气可直接送入燃烧室中，代替对废气热与冷却空气的同流回热，可用另外的燃料/水混合物流与废气热进行同流换热。生成的过热的燃料气增加了通过涡轮的质量流，正比地增加功率输出。
对废气热同流换热的另一种方案是使用两相空气/水供料，其中当大量冷却空气直接喷进燃烧室中，少量的冷却空气可与同流回热水混合形成两相空气/水供料，供入废热回收蒸汽锅炉。从该锅炉排出的过热空气/蒸汽排出物直接送到燃烧室中。两相供料(空气或甲烷/水)允许水的蒸发贯穿热交换器通道的开始部分。空气或甲烷气相提供闪蒸的水蒸汽的容积。这样大大增加流体的载热容量，及减轻热交换器冷端的一般热动力学问题。以水作为加热流体，水温线性地达到加热流体的温度直到最小的实际差别(“扭点”)达到。依次，这样建立了要求的热交换表面的尺寸。为了便于蒸发，两相供料产生达到加热流体的非线性温度，允许加热表面明显的减小及减少热动力学不可逆性。
本发明提出了七个实施例，前四个实施例各增加了性能及增加了成本及复杂程度，分别着眼于从压气机后冷却热交换器出来的大量冷却过的压缩空气与废气流的热进行同流换热。后三个实施例着眼于以不同的方式使用同样的冷却过的压缩空气以增大功率产出而不增加成本或只增加少的成本。在这些最后实施例中，冷却过的压缩空气直接喷入燃烧室中，使大量燃料/蒸汽混合物燃烧，因而增加通过涡轮的质量流及增大功率输出。在后几个实施例中，废气在热交换器中同流换热，同时冷却废气流及加热另外的喷入燃烧室的燃料/蒸汽混合物或空气/蒸汽混合物。各实施例具有的公共元素总结如下：
在所有实施例中，热交换器使压气机排气温度降低约1000°F。在各实施例中，压缩空气的最终温度由可燃物/水混合燃料供料在热交换器进口温度确定，该温度假定在环境温度(约59°F)下。冷却过的压缩空气的排出温度设计成达到燃料供料的温度。一个假设的设计近似值为86°F，留下压缩空气在145°F。在所有实施例中这是冷却过的压缩空气的温度，该压缩空气的一部分传送进行金属元件的冷却，及进行低级热回收，其余部分或进到回热器(板-肋片同流换热器)如前四个实施例那样，或者直接排到燃烧室中如后三个实施例那样。但是所有实施例中冷却以下列方式进行：从热交换器出来的冷却过的压缩空气已经在足够的压力下，允许喷出以冷却高压涡轮转子叶片或导向叶片，并且是在要求进行对低压涡轮及动力涡轮的转子叶片及导向叶片冷却要求的冷却空气的压力。但是，把空气传送通过热交换器的下冷却空气的压力不足以对后面的高压压气机级的叶片进行冷却。为了得到冷却高压压气机的独特的机会，可用下面两个方法之一。在一个方法中，在热交换器出来的冷却过的压缩空气的侧流中一部分传送去冷却高压涡轮，其余的侧气流分流在单轴增压压气机/膨胀器的压气机及膨胀部分之间。膨胀器由足够满足低压涡轮冷却空气要求的气流供料。由少量膨胀得到的轴功供给增压压气机要求的轴功，其余的空气传送给增压压气机。从增压压气机排出的一部分空气可进行高压压气机冷却。从增压压气机出来的其余空气可用来接收在燃气涡轮发电机的辅助设备(例如：轴承、变压器和发电机绕组)中产生的低级热。增压空气可用作表面冷凝器中的管侧冷却剂。冷凝器冷凝在上述低级热源中通过蒸发产生的致冷蒸汽。(另一个热阱设计可作为任何合适的热交换介质)。已接收这部分低级热的增压的压缩空气随后送回到燃烧室，在该处，它补充在系统中的高级热。用于低级热的热阱不仅把热量返回循环中，而且减少或取消了排出这部分低级热的投资及操作成本。也提供了经济地使发电机冷却而减少电阻损失的可能性。在第二方法中，整个冷却的压缩空气侧流传送到单轴增压压气机/膨胀器(如上所述)，高压涡轮被一部分增压空气冷却。
在第一实施例，本发明的动力装置包括一燃气涡轮发动机，具有一个或多个用来产生向下游流动的空气流的压气机，一个设在压气机下游的热交换器，接着是作热部件冷却剂的冷却过的压缩空气的侧气流，侧气流下游的回热器(板-助片同流换热器)，回热器下游的一个燃烧室，在燃烧室下游的一个或多个涡轮，在涡轮下游动力涡轮的废气流流回通过回热器，被冷却，从烟囱排出。热交换器同时蒸发和过热可燃组分和水的混合物。从热交换器出来的加热的可燃流出物，稀的低NOX燃料气体作为燃气涡轮低NOX燃烧室的燃料。动力涡轮轴把产生的功的势能传给负载。设在高压压气机后面的热交换器可以是一般的热空气-燃料热交换器，或者对更有效的热交换及同时产出优良的富氢燃料可用一个甲烷/蒸汽重整器。使用触媒甲烷/蒸汽重整器具有在这种重整器中发生高吸热反应的优点，对供入燃烧室的燃料生成的氢允许高的燃烧温度而减少NOX的生成。
如果在热交换器中不用甲烷/蒸汽重整器，有一个改型可得到富氢低NOX燃料。从热交换器出来的高温蒸汽/燃料混合物可穿过一蒸汽重整器床。在这个情形下及在下述的热交换器作为重整器供料的预热器的所有实施例中，最好用下面的结构。
从热交换器出来的蒸汽/燃料混合物必须有足够的压力进入燃烧室。进入热交换器的水及可燃物已经升到足够的压力(约比燃烧室中的压力高50-100psi)。理想地热交换器要满足两要求：(1)它必须把压缩空气的温度降到可能的最低水平；(2)必须产生尽可能多的在要求压力下的蒸汽/燃料混合物。把热交换器中空气温度降到可能的最低水平要求产生多重压力下的蒸汽。但是，在该情形下，但是我们已使用单单一个蒸汽/燃料混合物的压力，其允许进入燃烧室，并且希望把从空气侧抽出的热全部转到要求压力的蒸汽。为了满足抽出多重压力的蒸汽/燃料，而仍然满足在要求压力把蒸汽/燃料喷入燃烧室的要求，用一个新型的安排：作为实例而不是作为限制，在热交换器四个点抽出蒸汽/燃料混合物，这样有四个压力水平(两个超过要求的压力，两个低于要求的压力)。两个较高压力的蒸汽/燃料流将通过蒸汽涡轮传送到由轴连接的蒸汽压缩机，而两个较低压力的蒸汽/燃料流也进入蒸汽压缩机。较高压力的蒸汽/燃料流驱动涡轮及压缩机，使得从压缩机及涡轮排出的蒸汽/燃料是在要求压力的混合流。该实例用一个速度的单轴。可增加效率的一个选择方案是使用在两个不同速度的两个同心轴。虽然效率低一些，也可以使用蒸汽喷射压缩机(喷射泵)得到同样的单一压力的产品蒸汽。在这个情形下得到压缩不用任何运动件但要求高的高压蒸汽对低压蒸汽的比。
在一个改型的实施例中，本发明包括一个燃气涡轮发动机，具有一个或多个用来产生下游的空气流的压气机，设在压气机下游的一个第一甲烷/蒸汽重整器，接着是冷却过的热端冷却剂用的压缩空气的侧气流，在侧气流下游的回热器(板-肋片回热器)在回热器下游的燃烧室，在燃烧室下游的一个或多个涡轮，在涡轮下游靠近涡轮的一个动力涡轮设在废气流中靠近回热器的一个第二甲烷/蒸汽重整器。
在该第二实施例中，动力涡流废气位于回热器及第二甲烷/蒸汽重整器的螺旋管之间。通过回热器的机械设计(设定废气流及从第一甲烷/蒸汽重整器出来的冷却过的压缩空气的要求的压力及容积)，足够的动力涡轮废气流传到回热器同时把冷却的压缩空气流的温度升高到接近废气流的温度，而把废气流的温度降到接近冷却的压缩空气的温度。动力涡轮废气流中其余的热可用在第二甲烷/蒸汽重整器，它抽出足够热量使废气流的第二部分冷到接近从加热器出来的废气流部分的同样的温度。把废气流分流到两个平行流将产出一个热动力学匹配的热交换回热器。
从第二甲烷/蒸汽重整器的螺旋管出来的可燃排出物与从第一甲烷/蒸汽重整器的螺旋管出来的可燃排出物混合提供低NOX燃料供给燃气涡轮的低NOX燃烧室。两个加热器都供以甲烷(管道天然气)及水的混合物。再下游，从回热器/重整器出来的两冷却过的平行流的动力涡轮的废气流再汇合并从一个或多个烟囱排出。动力涡轮轴把产生的功能传给负载。
在另一个实施例中，本发明包括一燃气涡轮发动机，具有一个或多个用来产生下游的空气流动的压气机装置，设在压气机下游的回热器供料预热交换器，接着是冷却的热端冷却剂用的压缩空气侧气流，在侧气流下游的回热器(板-肋片回热器)，在加热器下游的燃烧室，在燃烧室下游的一个或多个涡轮，在涡轮下游靠近涡轮的动力涡轮，设在废气流中的一个甲烷/蒸汽重整器，设在甲烷/蒸汽重整器的下游的废气流中并靠近回热器的一个第二回热器供料预热交换器。
在该第三实施例中，全部动力涡轮废气流流过甲烷/蒸汽重整器的螺旋管，而甲烷/蒸汽重整器用两个重整器供料预热交换器的排出物供料。该实施例预料比前面的实施例的燃烧温度有明显增加，结果增加了涡轮废气温度。
两个重整器供料预热交换器供入冷的甲烷/水的混合物。从甲烷/蒸汽重整器螺旋管出来的可燃排出物，低NOX燃料作为燃气涡轮低NOX燃烧室的燃料。在回热器部分的下游，部分冷却的动力涡轮废气流位于回热器和第二回热器供料预热的交换器之间，按照上面第二实施例说明的设计原理。废气流的分流将产出如上所述的热动力匹配的热交换回热器。再下游，从回热器/预热器部分出来的两个冷却过的平行流的动力涡流废气流再汇合并从一个或多个烟囱排出。动力涡轮的轴把产生的功能传给负载。
在另一个实施例中，在本发明包括一燃气涡轮发动，具有一个或多个用来产生下游的空气流的压气机，在压气机下游一个高压回热器供料预热交换器，接着是冷却的作为金属元件冷却剂的压缩空气的侧气流，在回热器下游的一个燃烧室，在燃烧室下游的一个或多个涡轮，在涡轮下游但不靠近涡轮的一个自由动力涡轮，在涡轮与动力涡轮之间的再热燃烧室，设在废气流中一个高压甲烷/蒸汽重整器，设在废气流中靠近高压甲烷/蒸汽重整器的一个低压甲烷/蒸汽重整器，设在回热器下游，靠近回热器的废气流中的一个低压重整器供料预热交换器。
在第四实施例中，使用由低压甲烷/蒸汽重整器出来的排出物作为燃料的低压再热燃烧器。再热保证涡轮废气温度比压气机排出温度高得多。另外，动力涡轮流出的废气流位于加热高压甲烷/蒸汽重整器的螺旋管和加热低压甲烷/蒸汽重整器的螺旋管之间。通过上述设计原理可得到废气流的分流，和将产生热动力学匹配的热交换回热器。
高压重整器由高压预热交换器供料，而高压预热交换器又由冷的甲烷和水的混合物供料。低压重整器由低压预热交换器供料，而低压预热交换器又由冷的甲烷和水的混合物供料。从高压重整器螺旋管出来的可燃排出物，低NOX燃料作为燃气涡轮低NOX燃烧室的燃料。从低压重整器螺旋管出来的可燃排出物作为再热低NOX燃烧室的燃料。再热燃烧发生在涡轮后及动力涡轮进口前的主气流通道中(见下段)。在两个重整器下游，部分冷却的平行流动动力涡轮废气流在从高压低压重整器出来后仍分流通过低压重整器供料预热重整器(见上面)及回热器。再下游，从两个回热器/预热器部分出来的动力涡轮废气流再汇合并从一个或多个烟囱排出。动力涡轮轴把产生的功能传送给负载。
本发明的该实施例使用独特的程序进行再热燃烧以便升高每磅废气流的发电。从低压重整器出来的高温富氢低压燃料气体排出物从动力涡轮上游的低压涡轮的静止叶片和/或转子叶片的尾缘导入燃气涡轮的流道中。由于氢组分的突特的燃烧特点和低NOX燃料的高的温度和高的空气温度，燃料自动点火(也就是不要火焰稳定装置)，完全燃烧发生在喷入空气流中一定的距离处。因此，使用现有的带内部空气冷却通道的静止叶片和/或转子叶片对金属冷却，特别把低NOX燃料传到尾缘喷出孔喷入主气流迅速及完全地燃烧，并有最大的燃料稀释/混合及因而有低的NOX产生势能，而方便地完成再热燃烧。
如上述，本发明是后三个实施例着眼于通过增加通过涡轮的质量流的放大功率输出。这通过把金属元件不需要的冷却的压缩空气及同流回热的低级热直接喷入燃烧室可以达到。这要求更多的燃料燃烧，以便达到涡轮设计工作的燃烧温度。较高的燃料要求也允许增加气流的喷入，及另外的燃料及水可用来同流换热废热。因此，这些实施例不用回热器(板-肋片同流换热器)，而用可燃物和水，或水和空气(在普通的直流热回收装置)的反向流动对废热同流换热。
在第五实施例中，从热交换器出来的冷的压缩空气将实行事先考虑的冷却作用(例如冷却在发动机热段中的金属元件，作为热阱返回去回收轴承、变压器及发电机绕组中的低级热)。其余的冷却空气直接进到燃烧室。从热交换器及废热回收装置出来的流出物混合并供给一个普通的绝热催化甲烷/蒸汽重整器，它产出明显的氢组分提高高稀释下的燃烧，这样可减少生成NOX。低热值的燃料气体排出重整器喷入燃烧室中作为燃料。
在第六个实施例中，冷却任务及冷却空气流到燃烧室中与第五实施例相同。在该实施例中，从热交换器出来的热燃料气体排出物传送过一个普通的绝热催化甲烷/蒸汽重整器。这将在燃料气体排出物中产生明显的氢组分，温度降低约200-300°F。该冷的燃料气流与废热回收装置中的燃料气体的反向流混合，发生在装置中的燃料气体已达到近似同样的温度处。混合气流同流回热废气热中其余的高温部分。本实施例的目的是减少要求的废热同流回热水的量。
如果燃料气体混合流的氢含量足够支撑高稀释燃烧，燃料气体流直接传送到燃烧室。但是，如果要求附加的氢，可在把燃料喷入燃烧室前把燃料气体流通过一热自动重整器来产生附加的氢。如果要求，热自动重整器使用少量添加的冷却的高压空气以便在通过重整触媒床时保持燃料气体的温度。
在最后的实施例中，冷却作用及到燃烧室的冷却空气流与第五及第六实施例相同，但除了少部分冷却空气可与同流回热水混合形成水/空气的两相供料供入废热回热蒸汽锅炉。两相供料(空气或甲烷与水)的优点是允许在整个热交换器通道的起始部分发生水的蒸发。通过方便地蒸发，两相供料产生非线性温度接近加热流体，允许加热表面明显减小及减小热动力学不可逆性。
本发明的目的是用很少的改型及开发的时间及成本，把系列生产中提供的效率最大的航空发动机用作地面动力装置的原动机(也就是没有中间冷却，不要求通常的再热)。
本发明的另一目的是提供比普通燃气涡轮设计者可得到的冷却空气温度低约1000°F的效率高的高压冷却空气源(也就是提供得到明显高的燃烧温度和/或减少吹入空气的要求的装置)。
本发明的又一目的是产出低NOX燃料，当在低NOX燃烧室燃烧时，而可以不用SCR/NH4能减少NOX排放以满足或超过空气质量排放限制(也就是产生富氢无硫、高度蒸汽稀释的燃料)。
本发明的再一个目的是产生比现有的燃气涡轮动力装置更多的每单位进入燃气的进口空气的质量流得到的热功率(释出的热)，(也就是由于本发明高燃烧温度及使用稀释燃料的结果达到的实际的氧耗水平)。
本发明的另一目的以比现有燃气涡轮动力装置更高效率把燃烧天然气释放的热量转成轴的功(也就是留在未转化为轴的功的能的唯一主要源-烟囱气体中的残余能量最小)。
本发明的又一目的提供一个燃气涡轮动力装置使得可以无人操纵，但与现有燃气涡轮动力装置相比有高的耐久性、可靠性、可用性及可维修性(也就是没有蒸汽循环及使用直流热交换器)。
本发明的再一个目的是把燃气涡轮驱动的动力装置的烟囱温度降到露点(也就是方便将来经济地回收在烟囱气流中的水蒸汽)。
本发明的另一个目的是提供低级热的热阱(这些低级热从典型的燃气涡轮动力装置中放出的)把这些热返回到循环中。
本发明的又一个目的是允许冷却高压压气机元件使它们能在更高温度及压力下工作。
通过说明书中下面详细说明会对本发明其它目的及优点了解更清楚，这些详细说明只是为了完全说明本发明的最佳实施例，而不是作为对本发明的限制。
下面参照说明实施例的附图会对本发明了解更清楚，附图中：
图1是按照本发明的燃气涡轮驱动的动力装置的示意图，示出了在压气机下游的热交换器及在热交换器下游的回热器；
图2至图4是图1所示的燃气涡轮驱动的动力装置的另一些实施例的示意图；
图5是构成用来提出蒸汽的本发明的热交换器部分的示意图；
图6至图8是图1所示的燃气涡轮驱动的动力装置的另一些实施例的示意图，其中大量的冷却压缩空气直接送到燃烧室并且用直流废物回收装置代替回热器；
图9是图1所示的燃气涡轮驱动的动力装置的另一些实施例的示意图，其中使用两相空气/水供入燃烧室；
图10是本发明的压气机/膨胀器部分的示意图，该部分在具有动力涡轮的燃气涡轮驱动的动力装置中用于涡轮冷却及冷却辅助设备；
图11是类似图10的本发明的压气机/膨胀器部分的示意图，该部分用于不带动力涡轮的燃气涡轮驱动的动力装置。
下面参见附图，为说明起见，本发明的实施例具体表现为图1至图11中示意示出的装置，其中类似的标号相应于类似的元件。应该明白这些装置的结构形状及零部件的细节可以变化而并不背离本发明的基本概念。
参见图1，示出了一个燃气涡轮驱动的动力装置10通过轴14与负载12(如发电机等)连接起来。本发明专业技术人员可以明白动力装置10可以用来操作吸收动力的装置。
动力装置10典型地包括一个压气机进气口16，用来接收用于压缩的过滤空气18，低压压气机20设在进气口16的下游，在低压压气机20下游设一个高压压气机22，用来产生下游的高压高温气流。高压涡轮24通过轴26同压压气机22机械连接，低压涡轮28设在高压涡轮24的下游并通过轴30与低压压气机20机械连接。一个气动耦合的动力涡轮32设在低压涡轮24的下游并与轴14连接。所用的压气机和涡轮可以是一般飞机中的设计，或典型地用于燃气涡轮驱动的动力装置的其它类型。本专业人员明白可以用其它的压气机及涡轮。
热交换器34设在高压压气机22的下游，并通过空气输入导管与高压压气机22的出口相连。热交换器34可以是普通的单程逆流热交换器或类似的，如果要求的话，也可以是普通的甲烷/蒸汽重整器。热交换器34包括装燃料的螺旋管38，它与燃料进口40及燃料出口42连接。还设有一个进水口44用来把水与输入的燃料混合，还设有一空气出口导管46用来传送流经螺旋管38外面及排出热交换器34的空气。
当高温压缩空气传送经过螺旋管38对面时，热传给流过螺旋管38的燃料和水的混合物。当使用普通设计的压气机时，从高压压气机排出的空气温度约为1100-1200°F，空气的压力约为40-50大气压。但是，传送通过热交换器34后，空气温度约为140-150°F。同时，流过螺旋管38的燃料/水混合物的温度约增加1000°F。典型地，燃料温度将升到约为比从高压压气机22排出的空气温度低约20-50°F。高温燃料流过燃料出口42，流入燃烧室48的燃料入口，在那里燃烧。或者，燃料也可以在燃烧前进一步处理成富氢的燃料气体。
从热交换器34出来的冷却的压缩空气分成两股气流。第一气流是一个侧气流，它流过冷却剂管道50提供压气机及涡轮中的热金属元件的空气。例如，如图1所示，冷却空气分流并分别流过高压涡轮冷却剂管道52、低压涡轮冷却剂管道54及动力涡轮冷却剂管道56。该低温空气用作压气机及涡轮转子叶片及导向叶片的极好的冷却剂，因此能使用比普通燃气涡轮驱动的动力装置更高的燃烧温度。在普通的动力装置中，冷却是典型地用从高压压气机排出的高温空气进行的。因此，在本发明中，冷却剂的温度比普通燃气涡轮动力装置中的低约1000°F。
其余的冷却的压缩空气送入一普通的回热器(板-肋片同流换热器)58，该回热器设在热交换器34及冷却剂管道50的下游。冷却空气流过送空气的螺旋管的并传送通过供入燃烧室48的空气导管62。通过废气管道排出动力涡轮32的废燃气流经螺旋管60外面并流过热交换器58，随后从废气烟囱64排出。穿过螺旋管60外面的废气的热量传送给并加热流过螺旋管60的空气。空气被加热到近似于废气的温度，适合于用作燃烧室48的燃烧用空气。因此，不仅冷却过的空气重新加热用作燃烧用空气，而且废气在排出废气烟囱64前被冷却。
如上所述，热交换器34可以是普通的热空气-燃料热交换器，或者最好是一个普通的触媒甲烷/蒸汽重整器。由于从高压压气机22排出的空气温度在1100-1200°F范围，它适合于制造重整燃料。重整器触媒最好是与天然气或石油之类的烃燃料反应的那种。由于普通的重整器使用可被硫中毒的镍基触媒，所用的燃料应是脱硫的或具有非常低的硫含量。另外，水应纯化到与用于蒸汽驱动的动力装置的水相当的标准。水加热成蒸汽，并与燃料及触媒进行吸热反应制造出富氢的可燃烧放出物。从甲烷/蒸汽重整器放出的富氢的可燃烧放出物随后在燃烧室燃烧产生低NOX的燃烧产物。
下面参见图2，图中示出本发明另一实施例，其中热交换器34是一个第一甲烷蒸汽重整器。在该实施例中，从动力涡轮32排出的废气流分成分别至回热器58和第二甲烷/蒸汽重整器68的燃料螺旋管66。通过回热器58的机构设计(设定废气及从甲烷/蒸汽重整器34出来的冷却的压缩空气要求的压力及体积)，动力涡轮废气流的足够量将通过回热器58同时把从第一甲烷/蒸汽重整器34出来的冷却过的压缩空气流带到升高到接近废气流的温度，而把废气蒸汽的温度降到在甲烷/蒸汽重整器34中已冷却的压缩空气的温度。动力涡轮废气流中含的其余热量可用在第二甲烷/蒸汽重整器68，它设计来抽出这部分足够的热量以将废气流动第二部分冷却至与在回热器58中废气流部分压力和温度近似。废气流分流入两个平等的气流将产生一个热动力学匹配的热交换回热器。
第二甲烷/蒸汽重整器68的螺旋管66与一燃料进口70和一燃料出口72相连。还设有进水口74用来把水与输入燃料混合。燃料出口72与燃料出口42(或燃烧室48的燃料进口)相连使从第二甲烷/蒸汽重整器68流出的富氢的可燃烧流出物与从第一甲烷/蒸汽重整器34流出的富氢的可燃烧流出物结合作为燃烧室48的燃料。另外，从回热器58和第二甲烷/蒸汽重整器68中排出的两股冷却的平行流动的废气流再汇合的废气烟囱64排出。
现在参见图3，示出的本发明另一实施例，其中热交换器34是一个热交换器，和一个甲烷/蒸汽重整器76设在从动力涡轮32排出的废气流的下游。这里，全部废气流流过甲烷/蒸汽重整器76的燃料螺旋管78的外面。在该实施例中，热交换器34的燃料出口42与甲烷/蒸汽重整器76的燃料进口相连。这样，热交换器34用作第一重整器供料预热交换器，在重整前提高燃料的温度及冷却压气机的排出空气。因此，经重整燃料的氢含量将增加而提供高质量的可燃烧流出物。从甲烷/蒸汽重整器76中出来的富氢的可燃烧流出物76通过燃料出口80供入燃烧室48中。
在甲烷/蒸汽重整器76的下游，从动力涡轮32排出的部分冷却的废气流机械地分流到回热器58及第二重整器供料预热热交换器82。废气流的分流以上述同样方式完成。第二重整器预热热交换器82的燃料螺旋管84的一端与燃料进口70及进水口74相连，另一端与甲烷/蒸汽重整器76的螺旋管78相连。因而可燃烧料的第二流穿过第二重整器供料预热热交换器82并供给甲烷/蒸汽重整器76。另外，由回热器58和第二重整器预热热交换器82排出的两股冷却的平行流的废气流再汇合并从废气烟囱64排出。
参见图4，图中示出本发明另一个实施例，其中热交换器34是一个热交换器，一个甲烷/蒸汽重整器76设在动力涡轮32出来的废气流的下游。但是，代替图3中实施例全部废气流流过甲烷/蒸汽重整器76的螺旋管78，从动力涡轮32流出的废气流机械地分流至第一甲烷/蒸汽重整器76(高压重整器)和第二甲烷/蒸汽重整器86(低压重整器)。
在高压甲烷/蒸汽重整器76和低甲烷/蒸汽重整器86的下游，从动力涡轮32排出的部分冷却的平行流的废气流分别平行地流过回热器58和低压重整器供料预热热交换器90。废气流机械地分流至回热器58和低压重整器供料预热交换器90(如上所述)。再下游，从回热器58和低压重整器供料预热交换器90送出的已冷却的平行的废气流再汇合并从废气烟囱64排出。
在该实施例中，热交换器34的燃料出口42直接与高压甲烷/蒸汽重整器76的入口相连，而从高压甲烷/蒸汽重整器76流出的富氢的可燃烧的流出物通过燃料出口80供入燃烧室48。
可燃烧料的第二股流穿过低压重整器供料预热交换器90及供入低压甲烷/蒸汽重整器86。低压供料预热交换器90的燃料螺旋管92的一端与燃料70进口及进水口74相连；而另一端与低压甲烷/蒸汽重整器86的燃料螺旋管88相连。从低压甲烷/蒸汽重整器86流出的富氢可燃烧流出物流过低压燃料出口94流到设在低压涡轮28和动力涡轮32之间的燃料进口NOX重热燃烧室96。
最好，将由低压甲烷/蒸汽重整器86流出的高温富氢低压燃气流出物从动力涡轮32上游的低压涡轮28的静止叶片和/或转子叶片的尾缘导入燃气涡轮的流道，由于NOX燃料的氢组分及高温，以及高的空气温度这些独特的燃烧特点，燃烧将自动点火(也就是不需要火焰稳定器装置)，在喷入空气流后在额定距离发生完全燃烧。因此，使用适合的静止叶片和/或转子叶片可方便地完成再热燃烧、它们现有的内部空气冷却通道也影响金属冷却，但是特别把低NOX燃料传送到尾部边喷射孔喷入主气流中，可保证迅速及完全地燃烧，并有最大的燃料稀释/混合及因而有最小的NOX产生的势能。
虽然在本发明这些不同实施例中在设计选择项目中制造者的选择可以由很多因素(包括燃烧类型、排出的要求、希望的负载因素及经济考虑)影响，一般列出实施例从不太选优的到最优选的。各依次的实施例希望更大地利用通过甲烷/蒸汽重整反应的化学的同流换热的好处有三方面重要的理由：(1)生成的富氢燃料将可靠地燃烧，和允许使用者不增加NOX而提高燃烧温度，因此不需要昂贵的后端净化设备；(2)使用甲烷/蒸汽重整法允许用更小的水/燃料比，并且可获得与从传统的蒸汽喷射燃气涡轮导出的同样的质量流动率增长的好处，降低用水量意味着在烟囱废气中排出较小的滑热；和(3)高放热的甲烷/蒸汽重整反应对在压气机后冷却热交换器和用于捕获废气热的热交换器中迅速传热是理想的。
在最后一个实施例中，采用了两个甲烷/蒸汽重整器(高压、低压)以使得得到的低压甲烷/蒸汽重整发生至较高程度的优点。双重重整器设计也导致它本身的使用所述的再热措施，因此从低压重整器出来的富氢燃料可以通过在低压涡轮静止叶片和/或转子叶片中的冷却孔传送同时冷却涡轮及供应将会自动点火及清洁燃烧的再热燃料。这允许制造者不必费力地重新设计动力涡轮而得到再热的有效的优点。由于甲烷/蒸汽重整反应也是温度的函数，该再热也将提高来自废气流的化学同流换热。
参见图1，3及4，如果甲烷/蒸汽重整器不用在热交换器34中，把高温蒸汽/燃气混合物通过蒸汽重整触媒床(未示出)传出热交换器34可以得到富氢低NOX燃料。
另外，参见图5，应注意到在各实施例中热交换器34仅用作一个热交换器(包括用作一个重整器供料预热交换器)，排出热交换器34的蒸汽/燃料混合物必须有足够的压力进入燃烧室48。进入热交换器34的水和可燃烧流出物将升到足够的压力(约大于燃烧室中压力的50-100psia)热交换器34理想地要符合两个要求(1)必须把压缩空气温度降到最低可能的水平，和(2)必须制造出在要求压力下尽可能多的蒸汽/燃料混合物。
通过在多重压力产生蒸汽可完成提高热交换器34的性能使得空气温度可降到最低可能的水平。但是，在该情形下，我们使用仅仅允许进入燃烧室的一个蒸汽/燃料混合物压力，我们希望在要求的压力把从空气侧抽出的所有热量转到蒸汽中。为了允许在多重压力下抽出蒸汽/燃料而仍满足在要求压力把蒸汽/燃料喷射入燃烧室48，可以使用一个蒸汽提出装置。
例如，热交换器34将典型地包括多个螺旋管段。有选择地对螺旋管段抽头，可以在相应于四个不同的压力水平的四个点98、100、102、104抽出蒸汽/燃料混合物。最好，热交换器34抽头使得两个压力水平高于要求的压力，而两个压力水平低于要求的压力。两个较高压力的蒸汽/燃料流98、100分别传送通过蒸汽涡轮106、108，蒸气涡轮106、108由轴110、112与蒸汽压气机114、116相连，两个较低压力的蒸汽/燃料混合物流102、104传送入压气机114、116中。高压蒸汽/燃料混合物将驱动涡轮和压气机，因此导致压力降低。依次，压气机将压缩低压蒸汽/燃料混合物，而导致压力增高。压气机及涡轮的输出结合起来使得通过出口42从压气机及涡轮排出的的蒸汽/燃料混合物将是要求压力下的组合流。因此，可看出，压气机及涡轮工作作为膨胀低压、降低高压、在蒸汽/燃料混合物中使压力相等的装置。另外，在蒸汽/燃料混合物中蒸汽量将增加。
参见图6到图8，通过把对金属元件及低级热的同流换热不需要的冷却空气直接喷入燃烧室48增加通过涡轮的质量流也可以增加功率输出。这要求燃烧更多的燃料以便达到涡轮设计的工作的燃烧温度。较高的燃料要求也允许增加的蒸汽喷射，这种，增加的燃料和水可被用于废热的同流换热。因此，代替使用回热器(板-肋片同流换热器)，这些实施例用在普通的一次通过反向流动热再生装置(热交换器)118中用燃气及水、或水和空气的反向流动来回收废热。
更具体地参见图6，排出热交换器34的冷压缩空气直接供入燃烧室48，除了一小部分用于其它的冷却作用，例如冷却发动机热段中的金属元件，及作为一个热阱，返回去循环轴承变压器和发电机绕组中产生的低级热，如下所述。如前所述，燃料和水分别通过燃料进口40和进口44导入热交换器34的燃料螺旋管38中。设计及结构与热交换器34一样，热回收装置118包括流出物螺旋管120，这些管与燃料进口122及进水口124相连。从热交换器34流过燃料出口42和从热回收装置118流过燃料出口126的流出物混合起来，并供入普通的绝热触媒甲烷-蒸汽重整器128中，其产生显著的氢成分提高的高度稀释下的燃烧，因而允许减少NOX的生成。该低的热单位的燃气的重整器128排出，并通过燃料出口130喷入燃烧室48中。
参见图7，在另一实施例中，通过燃料出口42排出热交换器34的燃气流出物穿过一个如前所述普通的绝热的触媒甲烷-蒸汽重整器128。但是，此处流出物在导入燃烧室48前加热。由于使用重整器128将导致流出物中温降约200-300°F，因此要求在燃烧室前升高温度。该较冷的燃气流与废热回收装置118中的燃气的反向流混合，在该处在该装置中的燃气已达到近似同样的温度，混合的流通过燃料出口132导入燃烧室48。混合流同流回热废气热量中其余的高温部分，并减少了要求的废热同流的热水的量。
应该注意，如果该燃料流的混合流的氢含量足够支承高的稀释燃烧，该燃气流直接传送到燃烧室。但是，如果要求额外的氢，可以在把燃气喷入燃烧室前把燃料流送过热自动重整器(未示出)而产生出。如果要求，热自动重整器可使用少量添加的冷的高压空气以便在传送通过重整触媒床时保持燃气温度。
参见图8，代替在热回收装置118中混合燃料及水，从热交换器34出来的小部分冷却空气与同流回热水混合以形成水和空气的两相供料。这里从热交换器34通过的燃料出口42流入重整器128的流出物及生成的富氢燃料通过燃料出口130供入燃烧室48。从空气出口导管46出来的侧冷却空气通过空气导管134传送到热回装置118的流出物螺旋管120中。生成的空气/蒸汽混合物通过蒸汽导管136直接送入燃烧室48中。如图9中可知，在图1的实施例中，也可达到图8的两相供料方法和一部分优点。这可以用通过进水口136把水导入流过空气出口管道46的冷却空气中来达到。
因此，本专业技术人员可明白在废热回收中用的两相供料方法可以用在图1至图4的实施例中。
另外，已说明图1、3、4的实施例中热交换器34包括一个普通的热空气-燃料的热交换器或一个普通的甲烷/蒸汽重整器，但是也可用一个普通的反向流动热交换器。在用普通的反向流动热交换器的情况下，空气以两相供料方法通过热交换器34，而不是由燃料通过燃料入口40。类似地，这种两相供料方法可用在图6至图9的实施例中。在热交换器34用作两相供料的这些实施例中，燃料可通过分开供料导入燃烧室48中，这可以用直接地导入或用重整器这些普通方法来完成。
参见图10，可看出流过出口通道46的一部分冷却空气可以用来冷却高压压气机22及冷却与动力装置相配的辅助设备。但是，在这方面，应注意空气通过热交换器34使得冷却空气的压力不足以对高压压气机22的叶片冷却。因此，必须使空气增压。在该图10的实施例中，一部分空气传送到高压涡轮24及低压涡轮28，其余的在一个单轴增压压缩机/膨胀器的压缩机138和膨胀器140部分之间分流。膨胀器140供入足够满足动力涡轮32的冷却空气的要求的一个气流。由于少量膨胀导出的轴做功将减少压力并进行该空气的稍微冷却，并提供增压压气机138要求的轴做功。其余空气传送到增压压气机138。一部分从增压压气机138排出的空气可以有效地冷却高压压气机22。从压气机138排出的其余空气可接收在燃气涡轮发电机的辅助设备(如轴承，变压器和发电机绕组)中产生的低级的热。增压的空气用作表面冷凝器142中的管侧冷凝剂，该冷凝器有辅助设备的输入管道144及辅助设备的输出管道146。冷凝器142冷凝上述低级热源处蒸发产生的致冷剂蒸汽。已接收低级热的增压压缩空气传回到燃烧室48中，在那里它补充在系统中较高级的热量。或者，全部冷却的压缩空气的侧气流可传送到如前所述的单轴增压压气机/膨胀器，而高压涡轮被一部分增压空气冷却。
可以看出，图10示出的使用动力涡轮32的燃气涡轮驱动的动力装置。在图11所示的实施例中，只用高压及低压涡轮。在这种结构中，一部分冷却空气传送到冷却高压涡轮24，其余的分流在压气机138及膨胀器140之间，从膨胀器140出来的减压的气流用来满足低压涡轮28的冷却要求。
本专业技术人员可明白图10、11的结构可用在上述任一实施例中。
因此，可看出本发明提供了一个具有优良的涡轮冷却能力的高效、低污染的燃气涡轮驱动的动力装置。虽然上述说明书包括很多特点，但是不应看作对本发明范围的限制，而只是提供对本发明最佳实施例的说明。本发明的范围是由下面的权利要求书及其等同物决定的。

Claims (30)

1.一种燃气涡轮驱动的动力装置，包括：
a.用来产生下游的空气流的压气机装置；
b.设在所述的压气机下游的热交换器，所述的热交换器包括一燃料螺旋管；
c.设在所述的热交换器下游的回热器；
d.一个用来传送从所述的热交换器排出的冷却过的空气的侧气流的冷却装置，所述的冷却装置设在所述的热交换器的下游和所述的回热器的上游；
e.一个设在所述的回热器下游的燃烧室，所述的燃烧室包括一个燃料进口，其与所述的热交换器的所述的燃料螺旋管相连；和
f.一个设在所述的燃烧室下游的涡轮。
2.按照权利要求1所述的装置，其特征在于还包括蒸汽提出装置，用于使流过所述的热交换器的所述的燃料螺旋管的气流压力膨胀及均衡。
3.按照权利要求1所述的装置，其特征在于所述的蒸汽提出装置包括：
a.一个蒸汽涡轮，所述的蒸汽涡轮包括一燃料进口，与所述的热交换器相连，及一个燃料出口，与所述的燃烧室的燃料进口相连；
b.一个压气机，所述的压气机包括一燃料进口，与所述的热交换器相连，及一个燃料出口，与所述的燃烧室的燃料进口相连。
4.按照权利要求1所述的装置，其特征在于还包括一动力涡轮，设在所述的涡轮的下游。
5.按照权利要求4所述的装置，其特征在于所述的回热器设在所述的动力涡轮的下游。
6.按照权利要求4所述的装置，其特征在于所述的冷却装置提供冷却剂空气到所述的涡轮中。
7.按照权利要求6所述的装置，其特征在于所述的冷却装置提供冷却空气到所述的压气机中。
8.按照权利要求5所述的装置，其特征在于还包括：
a.一个设在所述的动力涡轮下游的甲烷/蒸汽重整器，所述的甲烷/蒸汽重整器包括一个设在所述的热交换器的燃料螺旋管和所述的燃烧室的燃料进口之间的燃料螺旋管。
b.一个第二热交换器，所述的第二热交换器设在所述的甲烷/蒸汽重整器的下游，所述第二热交换器包括一个与所述甲烷/蒸汽重整器的燃料螺旋管相连的燃料螺旋管。
9.按照权利要求5所述的装置，其特征在于还包括：
a.一个第一甲烷/蒸汽重整器，设在所述的动力涡轮的下游，所述的第一甲烷/蒸汽重整器包括一个设在所述的热交换器的燃料螺旋管和所述的燃烧室的燃料进口之间的燃料螺旋管；
b.一个第二甲烷/蒸汽重整器，设在所述的动力涡轮的下游，所述的第二甲烷/蒸汽重整器包括一个燃料螺旋管；
c.一个第二热交换器，设在所述的第二甲烷/蒸汽重整器的下游，所述的第二热交换器包括一个燃料螺旋管，与所述的第二甲烷/蒸汽重整器的燃料螺旋管相连；和
d.一个再热燃烧室，设在所述的涡轮的下游和在所述的动力涡轮的上游，所述的再热燃烧室包括一个燃料进口，与所述的第二甲烷/蒸汽重整器的燃料螺旋管相连。
10.一个化学方法同流换热的及于回热的燃气涡轮驱动的动力装置，包括：
a.用来产生下游的空气流压气机装置；
b.一个甲烷/蒸汽重整器，设在所述的压气机的下游，所述的甲烷/蒸汽重整器包括一个燃料进口及一个燃料出口；
c.一个设在所述的甲烷/蒸汽重整器下游的回热器；
d.一个用来传送从所述的甲烷/蒸汽重整器排出的冷却过的空气的侧气流的冷却装置，所述的冷却装置设在所述的甲烷/蒸汽重整器的下游和在所述的回热器的上游；
e.一个设在所述的回热器下游的燃烧室，所述的燃烧室包括一个燃料进口，与所述的甲烷/蒸汽重整器的燃料出口相连；
f.一个设在所述的燃烧室下游的涡轮。
11.按照权利要求10所述的装置，其特征在于还包括一个动力涡轮，设在所述的涡轮的下游。
12.按照权利要求11所述的装置，其特征在于所述的回热器设在所述的动力涡轮的下游。
13.按照权利要求11所述的装置，其特征在于所述的冷却装置提供冷却空气到所述的涡轮中。
14.按照权利要求13所述的装置，其特征在于所述的冷却装置提供冷却剂空气到所述的压气机中。
15.按照权利要求10所述的装置，其特征在于还包括：
a.一个第二甲烷/蒸汽重整器，所述的第二甲烷/蒸汽重整器设在所述的动力涡轮的下游，所述的第二甲烷/蒸汽重整器包括一个燃料进口及一个燃料出口，所述的的第二甲烷/蒸汽重整器的燃料出口与所述的燃烧室的燃料进口相连。
16.一个提出蒸汽的交换装置，包括：
a.一个热空气-燃料热交换器，所述的热交换器包括一个热空气进口及一个冷空气出口，及接收燃料与水的多个螺旋管装置；
b.一个蒸汽涡轮，包括一个燃料进口，与所述的热交换器相连，及一个燃料出口；和
c.一个压气机，包括一燃料进口，与所述的热交换器相连，及一个燃料出口与所述的蒸汽涡轮的燃料出口相连。
17.按照权利要求16所述的装置，其特征在于所述的螺旋管装置装着各种压力的燃料/水混合物，所述的涡轮排出的燃料的压力比输入所述的涡轮的燃料的压力低，所述的压气机排出的燃料的压力比输入所述的压气机的燃料的压力高，所述的涡轮及所述的压气机排出的燃料混合形成单一的压力燃料。
18.一种燃气涡轮驱动的动力装置，包括：
a.用来产生下游的空气流动压气机装置；
b.设在所述的压气机下游的热交换器；
c.一个设在所述的热交换器下游的燃烧室；
d.设在所述的燃烧室的下游的涡轮。
19.按照权利要求18所述的装置，其特征在于还包括一个废热回收装置，设在所述的涡轮的下游，所述的热回收装置包括流出物螺旋管。
20.按照权利要求18所述的装置，其特征在于所述的热交换器包括燃料螺旋管。
21.按照权利要求20所述的装置，其特征在于还包括蒸汽提出装置，用于使流过所述的热交换器的所述的燃料螺旋管的气流压力膨胀及均衡。
22.按照权利要求21所述的装置，其特征在于所述的蒸汽提出装置还包括：
a.一个蒸汽涡轮，包括一燃料进口，与所述的热交换器相连，及一个燃料出口，与所述的重整器相连。
b.一个压气机，包括一个燃料进口，与所述的热交换器相连，及一个燃料出口，与所述的重整器相连。
23.按照权利要求20所述的装置，其特征在于还包括甲烷-蒸汽重整装置，用来接收从所述的燃料螺旋管排出的燃料及产生一富氢的流出物以供给所述的燃烧室作为燃料。
24.按照权利要求23所述的装置，其特征在于所述的重整装置接收从所述的流出物螺旋管流出的流出物。
25.按照权利要求23所述的装置，其特征在于所述的流出物螺旋管接收从所述的重整装置排出的富氢流出物并且所述的流出物螺旋管与所述的燃烧室相连。
26.按照权利要求23所述的装置，其特征在于还包括把冷却空气的侧气流传送到所述的排出的螺旋管的空气导管装置，所述的重整器与所述的燃烧室相连，所述的排出物螺旋管与所述的燃烧室相连，其中空气与水的混合物流过所述的提出物的螺旋管到所述的燃烧室。
27.按照权利要求18所述的装置，其特征在于还包括一个动力涡轮，设在所在的涡轮的下游。
28.按照权利要求27所述的装置，其特征在于还包括一个热回收装置，设在所述的动力涡轮的下游。
29.按照权利要求1、10或18所述的装置，其特征在于还包括压气机/膨胀器装置用来增加从热交换装置排出的冷却空气的压力以冷却所述的压气机。
30.按照权利要求29所述的装置，其特征在于还包括冷凝器装置，用来提供从所述的压气机/膨胀器装置出来的冷却空气用来冷却辅助设备。
CN94193844A 1993-10-19 1994-10-18 性能提高的燃气涡轮动力装置 Pending CN1136836A (zh)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13952593A 1993-10-19 1993-10-19
US08/139,525 1993-10-19
US08/182,661 US5490377A (en) 1993-10-19 1994-01-12 Performance enhanced gas turbine powerplants
US08/182,661 1994-01-12

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN1136836A true CN1136836A (zh) 1996-11-27

Family

ID=26837310

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN94193844A Pending CN1136836A (zh) 1993-10-19 1994-10-18 性能提高的燃气涡轮动力装置

Country Status (7)

Country Link
US (4) US5535584A (zh)
EP (1) EP0724685A1 (zh)
JP (1) JPH09506946A (zh)
CN (1) CN1136836A (zh)
AU (1) AU8120894A (zh)
CA (1) CA2174504A1 (zh)
WO (1) WO1995011375A2 (zh)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103016154A (zh) * 2012-11-29 2013-04-03 贵州黎阳航空动力有限公司 地面燃气轮机试验喷口冷却结构
CN103133173A (zh) * 2011-12-01 2013-06-05 摩尔动力(北京)技术股份有限公司 熵循环发动机
CN105164387A (zh) * 2012-07-30 2015-12-16 通用电气公司 用于中间冷却器和水取出设备的换热器
CN110273756A (zh) * 2018-03-14 2019-09-24 姜成华 水燃混合动力燃气轮机
CN114801363A (zh) * 2022-06-27 2022-07-29 中国航发四川燃气涡轮研究院 一种航空发动机外场试验背景综合抑制结构

Families Citing this family (151)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
DE19539773A1 (de) * 1995-10-26 1997-04-30 Asea Brown Boveri Verfahren zum Betrieb einer Gasturbogruppe
DE19621385C2 (de) * 1996-05-28 1998-05-20 Siemens Ag Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine und danach arbeitende Gasturbine
DE19651882A1 (de) * 1996-12-13 1998-06-18 Asea Brown Boveri Verfahren zur Frequenzstützung beim Betrieb einer Kraftwerksanlage
US5896738A (en) * 1997-04-07 1999-04-27 Siemens Westinghouse Power Corporation Thermal chemical recuperation method and system for use with gas turbine systems
DE19716721A1 (de) * 1997-04-21 1998-11-12 Siemens Ag Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine und danach arbeitende Gasturbine
US6014855A (en) * 1997-04-30 2000-01-18 Stewart & Stevenson Services, Inc. Light hydrocarbon fuel cooling system for gas turbine
US6012279A (en) * 1997-06-02 2000-01-11 General Electric Company Gas turbine engine with water injection
US6107693A (en) * 1997-09-19 2000-08-22 Solo Energy Corporation Self-contained energy center for producing mechanical, electrical, and heat energy
US6282902B1 (en) * 1997-10-28 2001-09-04 Hitachi, Ltd. Waste processing system and fuel reformer used in the waste processing system
US6467252B1 (en) 1998-07-24 2002-10-22 General Electric Company Nozzles for water injection in a turbine engine
US6484508B2 (en) 1998-07-24 2002-11-26 General Electric Company Methods for operating gas turbine engines
US6470667B1 (en) 1998-07-24 2002-10-29 General Electric Company Methods and apparatus for water injection in a turbine engine
JP2000080927A (ja) * 1998-09-04 2000-03-21 Toshiba Corp ガスタービンシステム
DE19934927A1 (de) 1999-07-26 2001-02-01 Abb Alstom Power Ch Ag Verfahren zum Kühlen von Leit- und/oder Laufschaufeln in den Turbinenstufen einer Gasturbinenanlage sowie Gasturbinenanlage zur Durchführung des Verfahrens
DE19940575A1 (de) * 1999-08-26 2001-03-01 Asea Brown Boveri Gasturbinenanordnung zur Energiegewinnung sowie ein Verfahren zum Betrieb einer solchen
DE19952885A1 (de) * 1999-11-03 2001-05-10 Alstom Power Schweiz Ag Baden Verfahren und Betrieb einer Kraftwerksanlage
US6293088B1 (en) 1999-11-29 2001-09-25 Siemens Westinghouse Power Corporation Gas turbine with steam cooling and fuel atomization
US6608395B1 (en) * 2000-03-28 2003-08-19 Kinder Morgan, Inc. Hybrid combined cycle power generation facility
CA2409700C (en) 2000-05-12 2010-02-09 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
US6430915B1 (en) 2000-08-31 2002-08-13 Siemens Westinghouse Power Corporation Flow balanced gas turbine power plant
US7121097B2 (en) 2001-01-16 2006-10-17 Catalytica Energy Systems, Inc. Control strategy for flexible catalytic combustion system
US6718772B2 (en) 2000-10-27 2004-04-13 Catalytica Energy Systems, Inc. Method of thermal NOx reduction in catalytic combustion systems
US6598801B1 (en) 2000-11-17 2003-07-29 General Electric Company Methods and apparatus for injecting water into gas turbine engines
US6619026B2 (en) 2001-08-27 2003-09-16 Siemens Westinghouse Power Corporation Reheat combustor for gas combustion turbine
US6796129B2 (en) 2001-08-29 2004-09-28 Catalytica Energy Systems, Inc. Design and control strategy for catalytic combustion system with a wide operating range
US20030131582A1 (en) * 2001-12-03 2003-07-17 Anderson Roger E. Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
US20030182944A1 (en) * 2002-04-02 2003-10-02 Hoffman John S. Highly supercharged gas-turbine generating system
WO2003087564A1 (en) 2002-04-11 2003-10-23 Haase Richard A Water combustion technology-methods, processes, systems and apparatus for the combustion of hydrogen and oxygen
US6851514B2 (en) * 2002-04-15 2005-02-08 Air Handling Engineering Ltd. Outlet silencer and heat recovery structures for gas turbine
US7024836B2 (en) * 2002-10-07 2006-04-11 Becton, Dickinson And Company Method for filling a container having at least one flexible component
WO2004046523A2 (en) * 2002-11-15 2004-06-03 Clean Energy Systems, Inc. Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation
US20040255588A1 (en) * 2002-12-11 2004-12-23 Kare Lundberg Catalytic preburner and associated methods of operation
EP1437822A1 (de) * 2003-01-13 2004-07-14 Siemens Aktiengesellschaft Strömungsmaschine und Verfahren zum Betrieb einer Strömungsmaschine
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
US20040144113A1 (en) * 2003-01-27 2004-07-29 Longardner Robert L. Heat extraction system for cooling power transformer
US20040255604A1 (en) * 2003-01-27 2004-12-23 Longardner Robert L. Heat extraction system for cooling power transformer
WO2004081479A2 (en) * 2003-03-10 2004-09-23 Clean Energy Systems, Inc. Reheat heat exchanger power generation systems
US20040211184A1 (en) * 2003-04-04 2004-10-28 Desikan Bharathan Convection towers for air cooled heat exchangers
WO2005026675A2 (en) * 2003-09-05 2005-03-24 Catalytica Energy Systems, Inc. Catalyst module overheating detection and methods of response
US20050121532A1 (en) * 2003-12-05 2005-06-09 Reale Michael J. System and method for district heating with intercooled gas turbine engine
US7707837B2 (en) * 2004-01-09 2010-05-04 Hitachi, Ltd. Steam reforming system
WO2005100754A2 (en) 2004-04-16 2005-10-27 Clean Energy Systems, Inc. Zero emissions closed rankine cycle power system
US7111462B2 (en) * 2004-07-21 2006-09-26 Steward-Davis International, Inc. Onboard supplemental power system at varying high altitudes
US7089744B2 (en) * 2004-07-21 2006-08-15 Steward Davis International, Inc. Onboard supplemental power system at varying high altitudes
AT501554B1 (de) * 2005-03-11 2008-09-15 Delunamagma Ind Gmbh Verbrennungskraftmaschine mit einer mittel- oder hochdruck-abgasturbine und verfahren zu deren betrieb
AT501418B1 (de) * 2005-03-11 2008-08-15 Delunamagma Ind Gmbh Injektor-geladene gasturbine mit atmosphärischer feststofffeuerung und rekuperativer abwärmenutzung
US20070044479A1 (en) * 2005-08-10 2007-03-01 Harry Brandt Hydrogen production from an oxyfuel combustor
US7506685B2 (en) 2006-03-29 2009-03-24 Pioneer Energy, Inc. Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases
US9605522B2 (en) * 2006-03-29 2017-03-28 Pioneer Energy, Inc. Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases
US7640751B2 (en) * 2006-05-25 2010-01-05 Siemens Energy, Inc. Fuel heating system for turbine engines
US7735777B2 (en) 2006-06-06 2010-06-15 Pioneer Astronautics Apparatus for generation and use of lift gas
US20080016768A1 (en) 2006-07-18 2008-01-24 Togna Keith A Chemically-modified mixed fuels, methods of production and used thereof
US20080105125A1 (en) * 2006-11-07 2008-05-08 Lauson Robert G Method and device for disposing of air compression system effluent
EP2087214B1 (en) * 2006-12-05 2013-07-10 Mack Trucks, Inc. Engine with exhaust cooling and method
US7874156B2 (en) * 2007-03-29 2011-01-25 General Electric Company Methods and apparatus for heating a fluid
US7654330B2 (en) * 2007-05-19 2010-02-02 Pioneer Energy, Inc. Apparatus, methods, and systems for extracting petroleum using a portable coal reformer
US7650939B2 (en) * 2007-05-20 2010-01-26 Pioneer Energy, Inc. Portable and modular system for extracting petroleum and generating power
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
US7861532B2 (en) * 2007-06-26 2011-01-04 General Electric Company System and methods for heat recovery steam generators hot purging
US8220268B2 (en) * 2007-11-28 2012-07-17 Caterpillar Inc. Turbine engine having fuel-cooled air intercooling
JP2009235972A (ja) * 2008-03-26 2009-10-15 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービン
CA2715186C (en) 2008-03-28 2016-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
WO2009121008A2 (en) * 2008-03-28 2009-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US7775031B2 (en) * 2008-05-07 2010-08-17 Wood Ryan S Recuperator for aircraft turbine engines
GB0809759D0 (en) * 2008-05-30 2008-07-09 Rolls Royce Plc Gas turbine engine
US8450536B2 (en) * 2008-07-17 2013-05-28 Pioneer Energy, Inc. Methods of higher alcohol synthesis
SG195533A1 (en) 2008-10-14 2013-12-30 Exxonmobil Upstream Res Co Methods and systems for controlling the products of combustion
US20110146226A1 (en) * 2008-12-31 2011-06-23 Frontline Aerospace, Inc. Recuperator for gas turbine engines
US8250848B2 (en) * 2009-05-05 2012-08-28 General Electric Company Steam turbine power system and method of assembling the same
WO2011005858A2 (en) * 2009-07-09 2011-01-13 Frontline Aerospace, Inc. Compressor cooling for turbine engines
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
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.
JP5906555B2 (ja) 2010-07-02 2016-04-20 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 排ガス再循環方式によるリッチエアの化学量論的燃焼
CA2801499C (en) 2010-07-02 2017-01-03 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
AU2011271633B2 (en) 2010-07-02 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
WO2012003078A1 (en) 2010-07-02 2012-01-05 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler
US8322141B2 (en) * 2011-01-14 2012-12-04 General Electric Company Power generation system including afirst turbine stage structurally incorporating a combustor
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
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
US8671688B2 (en) 2011-04-13 2014-03-18 General Electric Company Combined cycle power plant with thermal load reduction system
US9222410B2 (en) 2011-04-13 2015-12-29 General Electric Company Power plant
US9393154B2 (en) 2011-10-28 2016-07-19 Raymond I Myers Laser methods for creating an antioxidant sink in the crystalline lens for the maintenance of eye health and physiology and slowing presbyopia development
EP2597287A1 (de) * 2011-11-28 2013-05-29 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betrieb einer stationären Gasturbine mit einem niederkalorischen oder mittelkalorischen Brennstoff sowie stationäre Gasturbine dafür
ITFI20110257A1 (it) * 2011-12-02 2013-06-03 Nuovo Pignone Spa "cooling system for gas turbine load coupling"
WO2013095829A2 (en) 2011-12-20 2013-06-27 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
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
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
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
FR2993926A1 (fr) * 2012-07-24 2014-01-31 Vianney Rabhi Turbomoteur basse-pression a combustion interne et/ou externe
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
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
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US10138815B2 (en) 2012-11-02 2018-11-27 General Electric Company System and method for diffusion combustion 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
DE102012220188B4 (de) * 2012-11-06 2015-05-13 Siemens Aktiengesellschaft Integrierter ORC-Prozess an zwischengekühlten Kompressoren zur Erhöhung des Wirkungsgrades und Verringerung der erforderlichen Antriebsleistung durch Nutzung der Abwärme
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
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
TW201500635A (zh) 2013-03-08 2015-01-01 Exxonmobil Upstream Res Co 處理廢氣以供用於提高油回收
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
WO2014137648A1 (en) 2013-03-08 2014-09-12 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
EP2784288B1 (de) * 2013-03-28 2020-02-19 Lumenion AG Kraftwerksanlage und Verfahren zum Erzeugen von elektrischem Strom
US9145795B2 (en) 2013-05-30 2015-09-29 General Electric Company System and method of waste heat recovery
US9587520B2 (en) 2013-05-30 2017-03-07 General Electric Company System and method of waste heat recovery
US9593597B2 (en) 2013-05-30 2017-03-14 General Electric Company System and method of waste heat recovery
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
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
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
DE102013225543B3 (de) * 2013-12-11 2015-02-12 Currenta Gmbh & Co.Ohg Dampfspeicherung mit Latentwärmespeicher und Dampf-Thermokompressor
US10508598B2 (en) * 2014-01-15 2019-12-17 United Technologies Corporation Cooling systems for gas turbine engines
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
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
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
WO2016067303A2 (en) * 2014-10-29 2016-05-06 Swapnil Sarjerao Jagtap Heat recuperation system for the family of shaft powered aircraft gas turbine engines
CN105804860B (zh) * 2014-12-29 2018-02-27 泰安鼎鑫冷却器有限公司 一种汽车废气利用与冷却系统智能热管理系统
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
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
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
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
US10145269B2 (en) 2015-03-04 2018-12-04 General Electric Company System and method for cooling discharge flow
US10480792B2 (en) 2015-03-06 2019-11-19 General Electric Company Fuel staging in a gas turbine engine
US20160348584A1 (en) * 2015-05-26 2016-12-01 General Electric Company Turbomachine load coupling device having a natural convection ventilation system
US20180135467A1 (en) * 2016-11-14 2018-05-17 General Electric Company Cooling of gas turbine at varying loads
EP3798435B1 (de) * 2019-09-25 2023-06-07 Leone-Meier, Barbara Kraftwerkeinheit für ein hybrides kraftwerk
WO2022207732A1 (de) 2021-03-30 2022-10-06 Leone-Meier, Barbara Antriebseinheit

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2407166A (en) * 1941-11-08 1946-09-03 Kreitner Johann Heat cycle
US2479777A (en) * 1943-05-22 1949-08-23 Lockheed Aircraft Corp Fuel injection means for gas turbine power plants for aircraft
US2633707A (en) * 1946-12-16 1953-04-07 Rateau Soc Compound plant for producing mechanical power and heating steam with gas and steam turbines
US2647368A (en) * 1949-05-09 1953-08-04 Hermann Oestrich Method and apparatus for internally cooling gas turbine blades with air, fuel, and water
US2625012A (en) * 1950-04-18 1953-01-13 Gen Engineering And Res Corp Gas turbine power plant, including multiple fluid operated turbines
GB851940A (en) * 1957-12-24 1960-10-19 Rolls Royce Improvements in or relating to power plant including a closed cycle gas turbine engine
US3166902A (en) * 1962-11-15 1965-01-26 Chandler Evans Corp Fuel control for a regenerative gas turbine engine
US3785145A (en) * 1971-11-10 1974-01-15 Gen Motors Corp Gas turbine power plant
US3969892A (en) * 1971-11-26 1976-07-20 General Motors Corporation Combustion system
US3949548A (en) * 1974-06-13 1976-04-13 Lockwood Jr Hanford N Gas turbine regeneration system
JPS5215917A (en) * 1975-07-30 1977-02-05 Hitachi Ltd Gas turbine device for liquefide natural gas
US4182127A (en) * 1977-12-12 1980-01-08 Johnson Robert H Power recovery and feedback system
JPS6093132A (ja) * 1983-10-28 1985-05-24 Mitsubishi Gas Chem Co Inc ガスタ−ビンサイクル
ZA85528B (en) * 1984-02-01 1986-12-30 Fluor Corp Process for producing power
US5003766A (en) * 1984-10-10 1991-04-02 Paul Marius A Gas turbine engine
US4858428A (en) * 1986-04-24 1989-08-22 Paul Marius A Advanced integrated propulsion system with total optimized cycle for gas turbines
US4765142A (en) * 1987-05-12 1988-08-23 Gibbs & Hill, Inc. Compressed air energy storage turbomachinery cycle with compression heat recovery, storage, steam generation and utilization during power generation
US4872307A (en) * 1987-05-13 1989-10-10 Gibbs & Hill, Inc. Retrofit of simple cycle gas turbines for compressed air energy storage application
US4885912A (en) * 1987-05-13 1989-12-12 Gibbs & Hill, Inc. Compressed air turbomachinery cycle with reheat and high pressure air preheating in recuperator
US4949544A (en) * 1988-12-06 1990-08-21 General Electric Company Series intercooler
SE468910B (sv) * 1989-04-18 1993-04-05 Gen Electric Kraftaggregat, vid vilket halten av skadliga foeroreningar i avgaserna minskas
US5095693A (en) * 1989-08-04 1992-03-17 United Technologies Corporation High-efficiency gas turbine engine
US5161365A (en) * 1990-12-05 1992-11-10 Allied-Signal Inc. Endothermic fuel power generator and method
US5255505A (en) * 1992-02-21 1993-10-26 Westinghouse Electric Corp. System for capturing heat transferred from compressed cooling air in a gas turbine
US5313790A (en) * 1992-12-17 1994-05-24 Alliedsignal Inc. Endothermic fluid based thermal management system
US5347806A (en) * 1993-04-23 1994-09-20 Cascaded Advanced Turbine Limited Partnership Cascaded advanced high efficiency multi-shaft reheat turbine with intercooling and recuperation
US5392595A (en) * 1993-08-06 1995-02-28 United Technologies Corporation Endothermic fuel energy management system
US5490377A (en) * 1993-10-19 1996-02-13 California Energy Commission Performance enhanced gas turbine powerplants

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103133173A (zh) * 2011-12-01 2013-06-05 摩尔动力(北京)技术股份有限公司 熵循环发动机
CN105164387A (zh) * 2012-07-30 2015-12-16 通用电气公司 用于中间冷却器和水取出设备的换热器
CN103016154A (zh) * 2012-11-29 2013-04-03 贵州黎阳航空动力有限公司 地面燃气轮机试验喷口冷却结构
CN103016154B (zh) * 2012-11-29 2015-08-05 贵州黎阳航空动力有限公司 地面燃气轮机试验喷口冷却结构
CN110273756A (zh) * 2018-03-14 2019-09-24 姜成华 水燃混合动力燃气轮机
CN114801363A (zh) * 2022-06-27 2022-07-29 中国航发四川燃气涡轮研究院 一种航空发动机外场试验背景综合抑制结构

Also Published As

Publication number Publication date
CA2174504A1 (en) 1995-04-27
US5687560A (en) 1997-11-18
WO1995011375A2 (en) 1995-04-27
JPH09506946A (ja) 1997-07-08
US5535584A (en) 1996-07-16
WO1995011375A3 (en) 1995-08-24
US5590518A (en) 1997-01-07
AU8120894A (en) 1995-05-08
US5581997A (en) 1996-12-10
EP0724685A1 (en) 1996-08-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1136836A (zh) 性能提高的燃气涡轮动力装置
CN105765196B (zh) 用于氧化剂加热系统的系统和方法
CN102953815B (zh) 功率装置和运行方法
CN104769255B (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
CN100529360C (zh) 通过燃气轮机和蒸汽轮机的发电方法以及设备
JP4727949B2 (ja) ガスタービンを有するエネルギ発生設備にてエネルギを発生させる方法並びに該方法を実施するエネルギ発生設備
CN101187338B (zh) 具有二氧化碳隔离的发电系统和方法
US6684643B2 (en) Process for the operation of a gas turbine plant
US4321790A (en) Process for increasing the capacity and/or energetic efficiency of pressure-intensifying stations of hydrocarbon pipelines
US5490377A (en) Performance enhanced gas turbine powerplants
US8834609B2 (en) Method and device for separating carbon dioxide from a waste gas of a fossil fuel-operated power plant
US20090193809A1 (en) Method and system to facilitate combined cycle working fluid modification and combustion thereof
US20070256424A1 (en) Heat recovery gas turbine in combined brayton cycle power generation
JPH04228832A (ja) ガスタービン及びその作動方法
CN1170456A (zh) 燃料气体在燃烧和利用上的改进
JP2004530097A (ja) Ｃｏ２放出の少い発電機及び関連方法
CN106224099B (zh) 一种双燃料热电联供注水正逆燃气轮机联合循环系统
CN1671463A (zh) 低排放热电厂
JPH08261013A (ja) 複合サイクル発電プラント及びその効率を向上させる方法
CN103363811A (zh) 一种高温烟气掺氧气的燃烧方法
US6499300B2 (en) Method for operating a power plant
CN104533623B (zh) 一种部分氧化注蒸汽正逆燃气轮机联合循环
CN103228890A (zh) 带有co2捕集的联合循环动力设备和操作其的方法
CN1423081A (zh) 组合空气分离和蒸汽发生的方法及其设备
CN100458121C (zh) 常压燃气轮机系统

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C01 Deemed withdrawal of patent application (patent law 1993)
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication