CN1293735A - 用先进热化学换热循环发电的方法 - Google Patents

用先进热化学换热循环发电的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN1293735A
CN1293735A CN00800039A CN00800039A CN1293735A CN 1293735 A CN1293735 A CN 1293735A CN 00800039 A CN00800039 A CN 00800039A CN 00800039 A CN00800039 A CN 00800039A CN 1293735 A CN1293735 A CN 1293735A
Authority
CN
China
Prior art keywords
fuel
steam
waste gas
temperature
gas
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
CN00800039A
Other languages
English (en)
Inventor
阿鲁娜哈·巴苏
尚卡尔·拉贾戈帕尔
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.)
BP Corp North America Inc
Original Assignee
BP Corp North America Inc
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 BP Corp North America Inc filed Critical BP Corp North America Inc
Publication of CN1293735A publication Critical patent/CN1293735A/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
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • 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]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Valve Device For Special Equipments (AREA)
  • Compositions Of Oxide Ceramics (AREA)
  • Mechanical Treatment Of Semiconductor (AREA)
  • Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
  • Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Plasma Technology (AREA)
  • Dc-Dc Converters (AREA)
  • General Induction Heating (AREA)
  • Paper (AREA)
  • Saccharide Compounds (AREA)

Abstract

本文公开了一种发电方法,包括如下步骤:在燃气轮机(138)的燃烧器(118)中在空气的存在下燃烧重整燃料产生热废气;接着将热废气通过所述燃气轮机的涡轮机部分用于发电,此后热废气(140)通过热回收系统(112),其中当热废气通过所述热回收系统的一系列热交换器时热废气连续冷却。本文还公开了组成所述热回收系统的热交换器,它包括一个或多个燃烧空气预热器(114);一个热化学换热器(或重整器)(128),其中热废气为把燃料/蒸汽混合物重整成可燃的重整燃料提供反应所必需吸收的热量,重整燃料最终在燃烧器中燃烧;一个或多个水/蒸汽加热器(142),为底部兰金循环的低压凝汽式汽轮机(152)提供蒸汽以产生附加的电能。

Description

用先进热化学换热循环发电的方法
发明领域
本发明在总体上涉及用先进热化学换热循环发电的方法，更具体地讲，涉及增加燃气轮机发电与汽轮机发电比的方法，以及提高相对于传统联合循环电厂的净发电效率。
相关技术简单描述
气体燃料的燃烧是多数现代发电工艺的主要特征。每个工艺的整体性能经常用工艺中从给定数量的燃料燃烧中收集能量的效率来测量。存在于燃烧废气中的显热用于产生压缩蒸汽，驱动一个或多个旋转的涡轮机，涡轮机与发电的发电机联接，从而发电。水在水锅炉中转化成压缩蒸汽，压缩蒸汽通过有旋转叶片的涡轮机并在那里膨胀，之后蒸汽凝结再抽送回水锅炉，这一热力学循环是公知的兰金循环。因为它相对简单和可靠，使用一个或多个兰金循环的电厂在发电工业中占主要地位。已经有大量的修改试图优化兰金循环的效率，例如使用高压、中压和低压涡轮机，当高压蒸汽以分级方式膨胀时发电效率较高。(一般地参见Collins，S．所著的《化学技术大百科全书》中“发电”一文，1996版，第20卷1-40页，参考号TP9E685)。
在传统的简单循环电厂中，把压缩空气和燃料送入到燃烧气体的燃烧器，在燃烧器中燃料在含氧气体(通常是空气)的存在下燃烧产生热废气。接着把热废气送到一个或多个与发电机联接的燃气轮机，气体在这里膨胀(并冷却)，因此引起涡轮机叶片旋转，所产生的机械能在发电机上转化成电能。通过了涡轮机的膨胀的废气可以选择性地经历不同的装置处理，以去除有毒物质和其它污染物。冷却的废气最终排到空气中。现代简单循环电厂能得到的总能量效率约为约35％到约38％(所产生的电能的等价能量相对于送入燃烧器燃料的低发热值(LHV)的计算值，在下文中称为LHV基数)。
联合循环电厂对简单循环电厂的效率的提高，是通过利用简单循环电厂的剩余显热驱动另一个电力循环，通常是兰金循环，因此得名“联合循环电厂”。现代联合循环电厂总能量效率通常能达到约45％到约55％(LHV基数)。这样，联合使用兰金循环和简单循环的电厂，比单独使用简单循环的电厂，效率提高约10％到17％。实际上，底部蒸汽循环能产生联合循环电厂总电力输出的约30％到40％。
但是，由于很多原因，不能指望底部蒸汽循环产生总电能的大部分份额。原因之一是蒸汽循环非常难以精确控制。最终控制蒸汽循环发电的是燃烧器中气体燃料燃烧的数量和在热机废气中余热的数量。当需要增加发电(例如在峰值负载周期中)或减少发电(例如在部分负载周期中)以配合电能消费需求时，改变电力输出最实用的方法是增大或降低送入燃烧器中气体燃料的流量。照这种作法，燃气轮机和汽轮机的发电量都会受到影响。由于燃气轮机和汽轮机的发电量在电厂的总发电量中都占有较大部分，因此必须仔细选择气体燃料的流速。即使在使用复杂过程控制计算机的情况下，这也难以实现。在底部蒸汽循环中使用多级压力汽轮机将使难度加大。因此，传统的联合循环电厂在部分和峰值负载操作间的切换引起很多问题，这在现有工艺中没有被有效解决。
另外，一般地，汽轮机比燃气轮机效率低，并且设计和运行成本高。其相应的热交换设备也是如此。因此，在前级使用燃气轮机发的电在总电能中占高的百分数，而汽轮机发的电占低的百分数，这是所希望的。尽管机械发展进步了(例如，涡轮机、压缩器、燃烧器等等)，但传统联合循环电厂的发电效率仍受到局限。
现有工艺试图增大燃气轮机的发电效率，包括使用热化学换热(下文称“TCR”)循环。TCR循环的一个特别的类型是利用燃气轮机热废气中的显热，为碳氢化合物(例如，天然气或它的衍生物)的吸热催化转化提供所需热量，从而转化成可燃燃料，接着可能与压缩空气混合并在燃气轮机前级的燃烧器中燃烧。更具体地，在这个TCR循环中，热量在化学反应器(换热器)中从燃气轮机的废气中转移到反应着的天然气／蒸汽的混合物中，混合物在高温经过蒸汽重整催化剂(例如，一种镍基催化剂)，转换成可燃的氢气和一氧化碳的混合物。在这种换热器中，可燃混合物吸收热，随后在燃烧器中燃烧释放出热。这种类型的TCR循环的例子参见EP761942(下文记为EP′942)，总能量效率宣称是约48％(LHV基数)，根据EP′942，这一“总能量效率高于传统简单循环电厂的其它类型约20％”(见EP′942的第3栏48-51行)。
在一个概念不同的TCR循环中，例如可参见：Harvey，S．P．等人著，“燃气轮机电厂中通过废气循环减小燃烧不可逆性”，《燃气轮机与电力工程》，第117卷第1期(1995年1月)第24-30页(下文称为“Harvey等人著作”)，燃气轮机的废气直接或间接用于加热原始燃料、水和一部分循环废气(随后冷却，水冷凝)的混合物，形成重整燃料送入燃烧器。更具体而言，从涡轮机废气中回收的热用于促进吸热重整反应，其中在热化学换热器中原始燃料被加热并部分氧化，换热器中含有存在于循环废气中的含氧组份(例如二氧化碳和水)。接着重整燃料和多数循环废气(由氮气、二氧化碳和其它惰性气体)在三个燃烧器中在空气存在下分级燃烧，每个燃烧器与一个燃气轮机有关。废气排出燃烧器并通过涡轮机，与添加的空气部分燃烧，得到的总发电效率宣称高达65．4％(LHV基数)。
在上文和文中所引用的文献所描述的特别的TCR循环存在几个问题。首先，对环境有害的氮氧化物(一般记为“NOx”)含量高，这是重整燃料燃烧过程所不希望形成的，并且也不希望在循环废气／水蒸汽中积累。NOx的积累能给循环气体压缩机和相关的处理设备带来严重的腐蚀问题。
其次，把天然气(含有甲烷气最多)与循环蒸汽和二氧化碳充分重整所需的温度为约1382°F(约750℃)到约1700°F(约927℃)。对于使用涡轮机废气作为吸热重整反应热源的TCR应用，就需要相当高的涡轮机废气温度。按照Harvey等人的著作的图1，这一高温度是能够保证的，因为燃烧废气在2300°F(约1260℃)的温度下从燃烧器排出并进入三级燃气轮机，之后经过并流出第三级燃气轮机的温度约为1821°F(约994℃)。传统燃气轮机的设计是在约1050°F(约565℃)到约1150°F(约620℃)的温度范围内有效工作，这是公知的。低的废气温度使传统涡轮机组的每个涡轮机输出更多的功，也就是发更多的电。因为按照Harvey等人的著作所述的设计废气温度太高，它使分级燃气轮机的使用得到一个相似的工作负载。Harvey等人的著作的第26页描述了现代化的涡轮机，例如使用循环冷却空气的高温金属涡轮机和其它用于高温燃气轮机的类型。但是这些可供选择的涡轮机非常贵。另外，分级膨胀的使用需要多级涡轮机并联，这也昂贵。
一般地，TCR循环能用于提高简单循环电厂的发电效率是公知的。在现有的工艺中没有把底部兰金循环和TCR循环联合使用。但是，尽管联合循环电厂中兰金循环的成功使用使得本领域中的一个普通技术人员也能得出这样的结论，即底部兰金循环与TCR循环的联合使用是有用的，但与在兰金循环中使用汽轮机有关的问题以及在电厂产生的总电力中兰金循环发电所占份额太高的事实是已有公知系统所没有解决的问题。而且，本领域中的一个普通技术人员不能得出这样的结论，即这种TCR循环与底部兰金循环联合使用可以胜过或提高传统联合循环电厂发电效率。
电厂总效率是燃气轮机效率的函数，并且燃气轮机效率是燃烧器的空气和燃料入口温度、涡轮机入口温度和前级压缩机效率等参数的函数。工艺设备和／或所用的电能循环类型确定了这其中的一些参数，另一些参数尚不可控制。但是，总效率不是电厂设计的唯一特性，安全而容易地在峰值和部分负载电能需求之间的适应能力是设计的另一个特性。在此之前，尚没有一个适合的设计能同时改善以上特性，特别是在峰值和部分负载间操作的特性，从而为电厂提供在部分和峰值负载需求期间安全而容易地操作的能力。
发明概述
因此，本发明提供一种发电的方法，其步骤包括在燃烧器中在压缩空气的存在下燃烧重整燃料以产生热废气，接着热废气通过燃气轮机发电，然后废气在一系列热交换器中连续冷却。这种热交换器的一种是催化反应器(热化学换热器或重整器)，其中废气给反应提供所吸收的热量，以将蒸汽和原始的由天然气衍生的氧化了的燃料的混合物重整，这一混合物能在约300°F到约932°F温度下重整，产生可燃的、重整的燃料，最终在燃烧器中燃烧。反应器使热废气和原始燃料／混合物产生间接热交换接触(关系)。从催化反应器排出的热废气中所含的显热可用于加热水和蒸汽，并随后在底部蒸汽或兰金循环的低压凝汽式汽轮机中膨胀，以产生附加的电能。本发明使用的原始的由天然气衍生的氧化了的燃料优选地从以下燃料构成的组中选取：甲醇、乙醇、二甲醚、碳酸二甲酯及其混合物。
对于本领域熟知的人员来说，参考以下的详细描述，并结合附图、实施例和所附的权利要求书，就能更清楚地理解本发明的优点。
对附图的简单说明
为彻底理解本发明工艺和设备，请参考以下详细描述和附图，其中：
图1是工艺流程图，表示了按照本发明的先进热化学换热联合循环电厂的一个实施例；
图2是工艺流程图，表示了按照本发明的先进热化学换热联合循环电厂的另一个实施例，其中选择了一部分燃烧空气用内冷却以分级方式单独压缩(在燃气轮机外面)并且随后在进入燃气轮机燃烧器之前被加热。
本发明容许有不同形式的实施例，本发明的具体实施例在附图中进行了图解并将在下文进行描述。但应理解，这些内容是用于解释的，而本发明不限制在下文描述和图解的具体实施例中。
发明的详细描述
按照本发明，发电方法的步骤包括：在燃气轮机的燃烧器中在压缩空气的参与下燃烧重整燃料产生废气，废气的温度高于环境温度。优选地，重整燃料是氢气、一氧化碳和少量二氧化碳的混合物。接着废气通过燃气轮机产生部分电能，然后废气从燃气轮机的一个出口流到热回收系统的一系列热交换器，在那里随着废气通过每个热交换器而连7续冷却。这种热交换器的一种是空气预热器，可用于在压缩空气进入燃气轮机燃烧器之前预热压缩空气。另一种热交换器是热化学换热器(或燃料重整器)，其中废气给反应提供所吸收的热量，以把原始燃料重整成可燃的、重整燃料，最终在燃烧器中燃烧。顺燃料重整器向下流的废气中剩余的显热可用于加热循环水产生蒸汽。产生的蒸汽通过底部蒸汽或兰金循环的凝汽式汽轮机，优选的是低压凝汽式汽轮机，以产生附加的电能。冷的废气流出热回收系统，并且可选择地，送入涤气器和／或其它系统操作进一步处理，例如排入大气之前去除有害的有毒物质如NOx。
按照本发明的先进热化学换热联合循环电厂一般包括：燃烧系统、热回收系统和底部兰金循环。更具体地说，燃烧系统包括燃气轮机；热回收系统包括：一个或多个预热燃烧空气的空气加热器、一个或多个预热送入的重整燃料的燃料加热器、一个把原始燃料和蒸汽转化成用于燃烧的重整燃料的燃料重整器、一个或多个把原始燃料在进入燃料重整器前气化的高压水加热器以及一个或多个产生增压蒸汽用于与原始燃料混合和用在底部兰金循环作为循环流体的蒸汽锅炉。底部兰金循环包括循环增压蒸汽的回路，给凝汽式汽轮机供给蒸汽以产生附加的机械动力，最好是低压凝汽式汽轮机。
现在参看附图，其中在不同的图中的相似参考数字代表相同的元件或特征。图1表示了本发明的一个先进热化学换热联合循环电厂(总体上记为100)的工艺流程图。空气从空气源102通过空气输送线108送入燃气轮机106的空气压缩机104。压缩空气通过压缩空气线110从压缩机104中排出并在热回收系统(HRS，总体上记为112)中被加热，更具体地是在热回收系统112的空气预热器114中加热。在空气预热器中热废气用作间接加热压缩空气的热传递流体。加热的压缩空气经过导管116从空气预热器114中流出并通入燃气轮机106的燃烧器118，重整燃料在此燃烧产生热废气。使用“热”字的意思是，燃烧产生的废气的温度高于环境温度，更具体地，温度范围为约700°F(约370℃)到约3000°F(约1650℃)，更优选地是约1800°F到约3000°F(约1650℃)。
从燃料源120来的原始液体燃料由一个泵(没有示出)增压并通过燃料线122送入到先进热化学换热联合循环电厂100。原始燃料在用增压水作为传热流体的热交换器124中被加热和／或气化，随后在混合点126与增压蒸汽混合。本发明使用的原始液体燃料包括天然气衍生的、氧化了的燃料，它能在约300°F(约149℃)到约932°F(约500℃)，优选地是约300°F(约149℃)到约670°F(约354℃)的较低温度范围内重整。这样的燃料包括甲醇、乙醇、二甲醚、碳酸二甲酯、甲酸甲酯及其混合物。适用于本发明的燃料还包括那些当在蒸汽和重整催化剂的存在下重整时与二甲醚有相似重整特性的燃料。这些特性包括，但不限于对转化、重整温度和压力的要求和对蒸汽：燃料摩尔比的要求。本发明优选的燃料是二甲醚。例如，用于加热和气化原始二甲醚燃料的增压水，以及用于重整气化的二甲醚燃料的蒸汽的压力为约20巴到约40巴，优选地为约22巴到约24巴。
原始燃料和增压蒸汽混合物(下文称为“燃料／蒸汽混合物”)通过燃料／蒸汽混合物线130进入热回收系统112的燃料重整器128，在这里燃料／蒸汽混合物被催化转化为适于在下游燃气轮机106的燃烧器118中燃烧的重整燃料。可选择地，重整燃料可在燃料加热器132中加热，燃料加热器132设置在重整器128的下游(参考燃料／蒸汽混合物在热回收系统112中的流动方向)。调整液体燃料的压力水平以使其满足流出燃料重整器128的重整燃料气体的压力达到燃烧器118入口所需的值。流出空气预热器114的热废气提供催化重整原始燃料所需的热量。原始燃料／蒸汽混合物通过蒸汽重整催化剂并在从热废气传递的热量作用下转化成适于燃料的燃料混合物。依赖于其它的变量，根据特定的燃料、重整操作条件和蒸汽与原始燃料的摩尔比，燃料混合物是含有氢气、一氧化碳和二氧化碳的各种混合物。适于本发明的蒸汽重整催化剂包括传统的、用于从天然气中制氢的镍基催化剂。
重整燃料通过燃料输送线134从热回收系统112的燃料重整器128(和／或，燃料加热器132)中流出并喷射到燃烧器118，在这里与压缩空气一起燃烧产生热废气。热废气立即通过废气线136流出燃烧器118并通过燃气轮机106的涡轮机部分138，在这里废气部分冷却并膨胀，从而产生机械动力。膨胀并部分冷却了的废气通过热废气线140流出燃气轮机138。流出燃气轮机138的废气中的剩余显热用于热回收系统112的不同热交换器。如上所述，这样的一个热交换器是用于预热压缩的燃烧空气的空气预热器114。其它的前述热交换器还包括用于重整燃料／蒸汽混合物的原始燃料重整器128和可选择的用于加热重整燃料的燃料加热器132。
流出燃料重整器128的废气中的剩余显热分别用于热回收系统112的一系列低压和中压水加热器(蒸发器)142和144。这些热交换器142和144是两个传统热回收蒸汽发电机循环的集成部件，其中每个都包括：蒸汽锅筒、除气器、给泵和节热器供水的锅炉、水处理设备和过热器，但每个均未在附图中示出。废气通过废气线146流出燃料重整器128并作为热传递流体流到中压水加热器142以产生热水和中压蒸汽，中压蒸汽的压力约为20巴到40巴，优选的约为22巴到24巴。中压蒸汽通过中压蒸汽管线148流出蒸汽加热器142和热回收系统112。蒸汽管线148中的部分中压蒸汽被虹吸到蒸汽管线148a并与气化的原始燃料一起送入到燃料重整器128。管线148中的热水送到原始燃料热交换器124，在这里热水作为热传递流体为气化原始液体燃料提供所需的热量。
在原始燃料热交换器124的下游(参考中压蒸汽流动的方向)，正在冷却的水在混合点150与冷凝蒸汽混合，冷凝蒸汽从低压汽轮机中流出并存在于再循环蒸汽管线154中。得到的混合物通过管156并随后在热回收系统112的低压水加热器(节热器)144中加热。从中压蒸汽加热器142中流出的废气在低压水加热器144(节热器)中用作热传递流体。加热的低压蒸汽通过低压蒸汽管线158流出蒸汽加热器144。存在于低压蒸汽管线158中的部分低压蒸汽被虹吸到蒸汽管线159并在通过中压蒸汽管线148之前在中压蒸汽加热器142中加热。低压蒸汽的剩余部分通过低压蒸汽管线158流过低压蒸汽涡轮机152，在这里低压蒸汽膨胀并冷却从而产生机械动力。蒸汽通过管线160流出涡轮机152，并且可选择地，在点164与新鲜的锅炉质量处理的水混合之前，可在水冷器162中进一步冷却和凝结(在低压下)。上述锅炉质量处理的水通过新鲜水管线168从水源166送入到先进热化学换热循环100。在低压蒸汽加热器144中用作热量传递流体的废气通过导管170流出热回收系统112。
图2表示了本发明先进热化学换热联合循环电厂的另一个实施例(总体上记为200)的工艺流程图。燃烧空气从空气源102送入电厂200。从空气源102来的空气的第一部分在燃气轮机106的单级压缩机104中绝热压缩，空气的第二部分按三个、内冷却压缩级别压缩。第一和第二部分空气最终混合并且／或者送入燃气轮机106的燃烧器118。优选地，第二部分空气的温度约为10°F到400°F，低于从燃气轮机流出的废气温度。
第一部分空气通过空气输送线108从空气源102输送到涡轮机106的空气压缩机104。通过压缩空气线202，压缩空气从压缩机104中流出并(混入第二部分空气)与重整燃料一起送入燃烧器118。
第二部分空气从空气源102输送到第一级压缩机204，把空气压缩。压缩空气流出第一级压缩机204并在进入第二级压缩机208之前通过水冷热交换器206。压缩空气从第二级压缩机208流出后通过热交换器210，在这里压缩空气被原始液体燃料冷却，然后进入第三级压缩机212。从第三级压缩机流出的压缩空气进入热回收系统214，并且更具体地说，是通过设置在热回收系统214中的空气预热器216和218。加热的压缩空气通过导管220流出空气预热器216和218并进入燃气轮机106的燃烧器118，重整燃料在此燃烧产生热废气。从燃气轮机流出的热废气通过导管140进入热回收系统214。
来自燃料源120的原始液体燃料首先被压缩到一个适于把重整燃料送入到燃烧器118进口的压力，然后在热交换器210中原始液体燃料被从第二级空气压缩机208流出的压缩空气气化。在混合点222气化的燃料与增压蒸汽混合形成燃料蒸汽混合物，增压蒸汽优选的压力约为16巴到40巴，更优选的是约22巴到24巴。燃料／蒸汽混合物通过燃料／蒸汽混合物管线130进入热回收系统214的燃料重整器128。在重整器128中，燃料／蒸汽混合物被催化转化成适于在下游燃烧器118中燃烧的重整燃料。
可选择地，重整燃料可在燃料加热器132中加热，燃料加热器132设置在热回收系统214的重整器128的下游(参考燃料／蒸汽混合物流动方向)。从燃气轮机106的燃气轮机部分138中流出的废气为在重整器128中催化重整燃料／蒸汽混合物提供所吸收的热，以及为在可选择的燃料加热器132中加热重整燃料提供所需的热量。燃料／蒸汽混合物通过蒸汽重整催化剂并吸收从废气中传递的热量转化成适于燃烧的燃料混合物，包括占多数的氢气、一氧化碳和微量的二氧化碳。如上所述，本发明中适于用于重整的催化剂包括传统的镍基催化剂，它通常用作把天然气转化成氢气。
管线140中的涡轮机废气分作两份气体流通过管线224和226。管线224中的废气用于预热从空气预热218中流出的第二部分压缩空气，管线226中的废气用于预热热交换器132中的重整燃料和在重整器128中的重整燃料／蒸汽混合物。管线224和226中的两份气体流在混合点228混合并通过管线230达到水锅炉／蒸发器232。水锅炉／蒸发器232用于产生包括燃料／蒸汽混合物并送入到重整器128的蒸汽。废气通过管线234流出水锅炉／蒸发器232并且再次分为两份气体流通过管线236和238。管线236中的废气用于预热从空气预热216中流过的第二部分压缩空气，管线238中的废气用于在热交换器240中加热来自水源166的水。从热交换器240中流出的热水在水锅炉／蒸发器232中转化成蒸汽并且最终在混合点222中与原始燃料混合。
从预热器216和热交换器240中流出的废气流随后在混合点242混合并且通过管线244进入低压水锅炉246，产生低压蒸汽用于底部兰金循环。低压蒸汽通过低压蒸汽管线158流出水锅炉246并且流过低压汽轮机152，低压蒸汽在此膨胀并冷却从而产生机械动力。冷凝的蒸汽通过冷凝蒸汽管线160流出汽轮机152，并且可选择地，在点164与新鲜的锅炉质量处理的水混合之前，可在水冷器162中进一步冷却和凝结(在低压下)。上述锅炉质量处理的水通过新鲜水管线168从水源166送入到先进热化学换热循环电厂200。水从混合点164流出并通过水管248并且随后在低压水锅炉144中汽化。在低压锅炉144中作为热传递流体的废气通过导管170流出热回收系统214。
重整燃料通过燃料输送线134流出热回收系统214的燃料重整器128(以及可选择的燃料加热器132)并且喷射入燃烧器118，在压缩空气(上述第一和第二部分压缩空气)的存在下重整燃料在燃烧器118中燃烧产生废气。废气通过废气线136立即流出燃烧器118并且通过燃气轮机106的涡轮机部分138，在这里废气冷却并膨胀，从而产生机械动力。膨胀并部分冷却的废气通过废气线140流出涡轮机部分138。流出涡轮机部分138的废气中的剩余显热用于热回收系统214的不同热交换器。如上所述，这样的热交换器包括：用于预热压缩燃烧空气的空气预热器216和218，用于重整加入的原始燃料的重整器128，可选择的用于加热重整燃料的燃料加热器132和各种水／蒸汽加热器232、240和246。
一般地，当原始二甲醚燃料／蒸汽混合物重整形成重整燃料，在空气的存在下燃烧产生热废气，通过燃气轮机的涡轮机部分时，从涡轮机部分流出的废气的温度约为1000°F(约540℃)到约1200°F(约650℃)，优选的约为1050°F(约565℃)到约1150°F(约620℃)，更优选的约为1090°F(约588℃)到约1120°F(约604℃)。这样，根据流进和流出燃气轮机的涡轮机部分的废气温度，就不需要昂贵而复杂的高温涡轮机，而按照本发明可使用并且优选使用传统涡轮机。
在使用二甲醚燃料的气体中，从热回收系统流出的废气的温度优选的约为190°F(约88℃)到约250°F(约121℃)，更优选的约为195°F(约90℃)到约215°F(约102℃)。根据从热回收系统流出的废气温度，可以看出，本发明的方法有效地利用了燃烧废气中存在的显热。并且还可以看出，在特定条件下工作的底部兰金循环能利用废气中的显热在低压汽轮机中产生附加的电能。但应该注意的是，根据整个电厂总的发电量，底部兰金循环发电量明显少于40％，优选的少于30％，更优选的少于10％。因此，多于60％，更优选的多于90％的电厂总发电量是由燃气轮机产生的。
在燃料重整器中，燃料／蒸汽混合物在催化剂的参与下反应，发生的吸热反应把燃料／蒸汽混合物转化成重整燃料混合物，其组成为：氢气、一氧化碳和微量的二氧化碳。从燃气轮机中流出的废气提供实施本发明所必须吸收的热量。原始燃料和蒸汽重整的程度是重整器工作温度、压力和蒸汽与燃料的摩尔比的函数。优选的蒸汽与燃料的摩尔比约为1∶10到1∶1，更优选的约为0．7∶4到0．9∶2．5(即约0．175∶1到0．36∶1)。
在使用原始二甲醚燃料的情况下(参看下面的实施例1)，其中蒸汽与燃料的摩尔比约为1．0，蒸汽／燃料混合物能送入重整器的温度约为300°F(约149℃)到约580°F(约304℃)，优选的约为350°F(约177℃)到约550°F(约288℃)，更优选的约为380°F(约193℃)到约450°F(约232℃)。因此，在上述给定的重整器入口的条件下，可以确定作为热传递流体的进入燃料重整器的废气温度，优选约为770°F(约410℃)到约900°F(约482℃)，更优选约为780°F(约415℃)到约850°F(约454℃)，最优选约为790°F(约421℃)到约825°F(约441℃)。并且，可以确定流出重整器的废气温度约为600°F(约315℃)到约750°F(约400℃)，优选的约为610°F(约321℃)到约700°F(约370℃)，更优选的约为615°F(约323℃)到约650°F(约343℃)。在燃料重整器最优选的工作条件下，约100％原始燃料／蒸汽混合物可转化成重整燃料。
在使用原始二甲醚燃料的情况下(参看下面的实施例3)，其中蒸汽与燃料的摩尔比约为2．28，蒸汽／燃料混合物能送入重整器的温度约为600°F(约315℃)到约670°F(约354℃)，优选的约为650°F(约343℃)到约670°F(约354℃)，因此，在上述给定的重整器入口的条件下，可以确定作为热传递流体的进入燃料重整器的废气温度，优选约为700°F(约370℃)到约1090°F(约588℃)，更优选约为800°F(约427℃)到约1090°F(约588℃)，最优选约为1060°F(约571℃)到约1085°F(约585℃)。并且，可以确定流出重整器的废气温度约为620°F(约327℃)到约740°F(约393℃)，优选的约为685°F(约363℃)到约740°F(约393℃)，更优选的约为690°F(约366℃)到约715°F(约380℃)。在燃料重整器最优选的工作条件下，约100％原始燃料／蒸汽混合物可转化成重整燃料。
本发明提供了一种更有效的热化学换热和废气冷却的联合，可用于很多类型的联合循环电厂。这种联合使电厂设计的净发电效率大大高于那些在更有效的燃气轮机中靠增加发电程度的传统设计，所述的更有效的燃气轮机是相对于传统联合循环电厂而言。
实施例
下面的实施例是用于更清楚地描述本发明，而不是把本发明限制在此范围内。
实施例1是上述本发明发电方法和设备的一个实施例，示于图1中，其中使用原始的液体二甲醚作为所用燃料。实施例2是一个对比实施例，描述了一种传统联合循环电厂的发电方法，其中使用相同的原始的液体二甲醚作为所用燃料，以及相同的燃气轮机工作条件，这包括相似的燃气轮机压缩机的燃烧空气供给速率。
实施例3是上述本发明发电方法和设备的一个实施例，示于图2中，其中使用原始的液体二甲醚作为所用燃料。实施例4是一个对比实施例，描述了一种传统联合循环电厂的发电方法，其中使用相同的原始的液体二甲醚作为所用燃料，燃气轮机工作条件有很小的修改。
实施例1-4中每个所用的方法用ASPEN PLUS过程模拟软件进行模拟，并在所需之处假设为单位工作效率(例如，压缩机效率，涡轮机空气冷却程度等)。为了对比实施例1和2以及实施例3和4，上述效率是不同的，而在实施例1和3(描述了本发明发电方法的实施例)中所假设的效率的相对差别，及与此相对比的实施例2和4中所作的假设(描述了传统联合循环电厂)，根本不破坏本发明方法所达到的性能提高。
实施例1
如上所述并示于图1，设计了一个先进热化学换热联合循环电厂，其中使用原始的液体二甲醚发电，其流速约为6540短吨／天(ST／D)。送入燃料重整器的蒸汽与原始燃料的摩尔比约为1，并且所选择的重整器的工作条件使100％的原始燃料得到重整。本实施例的有关工艺数据列于下面的表1。需注意的是表1中所列的本实施例的数量是基于图1中所示的设计，其中使用了四个并联的燃气轮机组(在图1中表示为106)、四个热回收系统(在图1中表示为112)和一个汽轮机组。
大气中的空气通过管线108过滤后进入燃气轮机106的压缩机104，同时原始的液体二甲醚燃料在温度约60°F(约15．6℃)和压力77磅每平方英寸(psia)(约5．3巴)下从燃料源120抽送到电厂200，此后在热交换器124中气化／预热到温度390°F(约199℃)气化的二甲醚在混合点126与等摩尔比的中压蒸汽(约58099 lbs／hr／机组)混合，蒸汽是在热回收系统112中产生的。在管线130中将输送到二甲醚重整器128的蒸汽／燃料混合物所达到的温度为402°F(约205℃)，这高于重整催化剂所需的反应起始温度(约为400°F(约204℃))。
温度为662°F(约350℃)的重整燃料从重整器128流进燃料气体加热器132，在此由涡轮机废气通过间接热交换加热到为771°F(约411℃)。此后，加热的重整燃料通过燃料管线134进入四个燃气轮机组106的每个燃烧器118，其中每个能产生约240兆瓦(MW)的净电能。从每个燃气轮机组106中流出的热废气的温度为1101 °F(约594℃)，并流入热回收系统112。如上所述，并参考图1，废气流过热回收系统112的顺序为：空气预热器114、燃料气体加热器132、燃料重整器128、中压蒸汽(335psia(约23巴))和低压蒸汽(约50psia(约3．4巴))加热器142和144。在全电厂基础上底部蒸汽循环发的电约为87MW(对应于一个汽轮机组)。
这个实施例表明，燃气轮机有高的电力输出，而凝汽式低压汽轮机的电力输出相对较低。这是特别希望出现的结果，因为相对于汽轮机燃气轮机有高的发电效率，并且燃气轮机和汽轮机对发电的控制都相对容易。
在特定的燃料流速下(原始燃料6568ST／D)电厂输出的总电能中，凝汽式低压汽轮机的发电量在总电能中所占的百分数少于8．5％。汽轮机如此低的电力输出与下面实施例2(对比实施例)中描述的传统联合循环电厂工艺形成直接的对比，传统联合循环电厂的汽轮机发电量约占总电力输出的36％。相似地，本发明TCR循环的净发电效率高于传统联合循环电厂(56．36％对55．90％，LHV基数)，参见下面的表1。
实施例2(对比实施例)
本实施例是用于对比，所用的是传统联合循环电厂，其中使用原始的液体二甲醚，燃料流速约为6840ST／D。模拟电厂用一个简单循环，包括三个并联燃气轮机组和一个底部兰金循环。底部兰金循环具有汽轮机，汽轮机包括高压、中压和低压汽轮机。从三个热回收蒸汽发生器(下文称为“HRSG”)给每个汽轮机提供增压蒸汽。本实施例的有关工艺数据见下面的表1。
大气中的空气过滤后进入燃气轮机的压缩机，同时原始的液体二甲醚燃料在温度约60°F(约15．6℃)和压力77psia(约5．3巴)下抽送到电厂，此后用从底部兰金循环的中压蒸汽循环来的热锅炉供水将所述燃料气化／预热到温度330°F(约165．6℃)。气化的二甲醚输送到三个燃气轮机组的每个干燥低NOx的预混燃烧器，三个燃气轮机组的每一个输出电能为236．2MW。从三个燃气轮机组的每一个排出的废气温度为1102°F(约594℃)，用于产生底部兰金循环中所需的三种压力蒸汽。
从三个燃气轮机组的每一个排出的废气混合后送入HRSG。在废气流动方向上组成HRSG的各种热交换器的排列为：(a)并联的蒸汽过热器和再加热器；(b)高压蒸发器；(c)中压过热器；(d)高温锅炉供水节热器(HTBFWE)；(e)中压蒸发器；(f)低压过热器；(g)并联的低温锅炉供水节热器(LTBFWE)；(h)低压蒸发器／整体除气器和(i)冷凝水加热器。
从除气器(h)来的高压锅炉供水(555436 lbs／小时／机组)在LTBFWE(g)中从320°F(约160℃)加热到438°F(约225℃)，并在进入高压蒸发器(b)之前在HTBFWE(d)中进一步加热到626°F(约330℃)，在此产生了压力为2069psia(142．6巴)的高压蒸汽(552659lbs／小时／机组)。高压蒸汽在过热器(a)中过热到温度为1007°F(约542℃)。
高压蒸汽输送到汽轮机的高压部分，汽轮机的高压部分从三个HRSG的每一个接受温度为1000°F(约538℃)和压力为1865psia(128．6巴)的过热高压蒸汽并排出压力为425psia(29．3巴)和温度为635°F(约335℃)的压力较低的蒸汽(即：中压蒸汽)。中压蒸汽经过再加热器(a)使其温度提高到1005°F(约541℃)。
从除气器(d)来的中压锅炉供水(约341891 lbs／小时／机组)在LTBFWE(g)中从320°F(约160℃)加热到438°F(约225℃)，其中部分水流到燃料加热器／气化器，而其余部分水供给中压蒸发器(e)，在此产生了压力为436psia(30．0巴)的中压蒸汽(约144800 lbs／小时／机组)，并在过热器(a)中过热到温度为500°F(约260℃)。从三个HRSG的每一个来的中压过热蒸汽与从汽轮机的高压部分排出的再加热中压蒸汽(如上一段所描述的)混合。汽轮机的中压部分从三个HRSG的每一个接受温度为1000°F(约538℃)和压力为380psia(26．2巴)的再加热蒸汽并排出压力较低的蒸汽(即：低压蒸汽)。
在低压蒸发器(h)产生的压力为90psia(6．2巴)的低压蒸汽在过热器(a)中过热到温度为345°F(约174℃)，并与汽轮机中压部分排出的低压蒸汽混合。此低压蒸汽混合物输送到压力为68psia(4．7巴)的汽轮机低压部分。从汽轮机低压部分排出的废气流到水冷却的表面冷凝器，它工作在1．5英寸汞柱(约0．05巴)的压力下，蒸汽在此冷凝。此冷凝水与温度为90°F(约32℃)的补充水(整个电厂约2222415 lbs／小时)混合，混合水流分开后分别送到三个HRSG的每一个。在每一个HRSG中混合水流加热到300°F(约149℃)并送到除气器(g)，蒸汽循环在此重复。
HRSG系统极高复杂度的设计是为了适应燃料供给和燃烧空气的流速，以及从燃气轮机排出的废气的预期温度。根据前面的描述和下面表中所列的数据，该对比实施例表明了在联合循环电厂产生的总电能中(1068MW)汽轮机三个部分发电(384MW)的百分数高(36％)。并且还表明工艺条件的复杂重建性是适应电力在峰值和部分负载需求之间移动所必须的。例如，如果改变燃料供给(或燃烧空气)的流速以适应电力消费需求的移动，涡轮机废气的温度应有不同的值，这需要重建上述底部兰金循环的所有工作条件(例如，流速、温度、压力和热负载)。
表1
Figure 0080003900221
实施例3
如上所述并示于图2，设计了一个先进热化学换热联合循环电厂，其中使用原始的液体二甲醚发电，其流速约为35．984 lbs／sec。送入燃料重整器的蒸汽与原始燃料的重量比约为0．89，相应的摩尔比约2．28。所选择的重整器的工作条件使大约100％的原始燃料得到重整。本实施例的有关工艺数据列于下面的表2。
大气中的空气(约442．4 lbs／sec)通过压缩空气管线108过滤后进入燃气轮机106的压缩机104。如图2所示，一股单独的空气流(约764．1 lbs／sec)过滤后在一个三级压缩机中压缩，并在供给燃气轮机106的燃烧器118之前通过空气预热器216和218。从燃气轮机106中排出的流速为1274．5 lbs／sec的废气最终在约212°F(约100℃)的温度下排放到大气中。
如表2所列出的，本实施例的先进热化学换热联合循环电厂的燃气轮机发电功率为454．0MW。与燃气轮机相联的空气压缩机消耗约66．5MW，从而燃气轮机的净发电量为387．5MW。外部分级压缩机所需电能约102．5MW(每一个分级压缩机的效率为90％)。低压汽轮机发电量占此电厂总发电量的约1．7％，这与传统联合循环电厂的底部兰金循环的发电量占总发电量的33．4％相比是很微小的(见实施例4(对比实施例))。
本实施例的先进热化学换热联合循环电厂的总发电效率(LHV基数)约为61．97％。
实施例4(对比实施例)
本实施例是用于对比的，所用的是传统联合循环电厂，其中使用原始的液体二甲醚，燃料流速约为44．799 lbs／sec。模拟电厂用一个简单循环，包括一个燃气轮机组和一个底部兰金循环。底部兰金循环具有汽轮机，汽轮机包括高压、中压和低压汽轮机部分。从一个热回收蒸汽发生器给每个汽轮机提供增压蒸汽。本实施例的有关工艺数据见下面的表2。
表2
Figure 0080003900241
*在实施例3中，假设分级压缩机的效率为90％。如果压缩机的效率假设为85％，则发电效率为60．5％
以上给出的描述仅是为了清楚地理解，并且应该明白其中没有不必要的限制，对于本领域熟知的人员在本发明范围内的修改是显而易见的。

Claims (10)

1．一种发电的方法，所述方法包括以下步骤：
(a)在燃烧器中，在压缩空气存在下将重整燃料燃烧以产生废气，所述废气的温度高于环境温度；
(b)使步骤(a)中产生的废气的一部分通过燃气轮机来进行发电；
(c)将蒸汽和原始的由天然气衍生的氧化了的燃料的混合物进行重整，所述的燃料能在约300°F到约932°F温度下重整，优选的温度为约300°F到约670°F，该重整是把所述混合物通过间接热交换器中的催化反应器，所述反应器中通过的废气是来自步骤(b)的燃气轮机的出口的废气，所述废气提供的热量足够用于重整所述混合物以产生步骤(a)中燃烧的重整燃料；和
(d)使来自催化反应器的废气的至少一部分通过兰金循环的热交换器，用于在兰金循环中发电。
2．如权利要求1所述的方法，其中所述的兰金循环是低压兰金循环和／或所述反应器是具有蒸汽重整催化剂的热化学换热器。
3．如权利要求1所述的方法，其中所述的重整燃料是蒸汽和所述原始燃料间的催化反应产物。
4．如权利要求3所述的方法，其中所述的原始的由天然气衍生的氧化了的燃料是从由甲醇、乙醇、二甲醚、碳酸二甲酯、甲酸甲酯及其混合物构成的组中选取。
5．如权利要求3所述的方法，其中所述的混合物中蒸汽与原始燃料的摩尔比为约1∶10到1∶1，优选地是约0．175∶1到约0．36∶1。
6．如权利要求5所述的方法，其中所述混合物进入所述反应器的温度为约300°F到约670°F，优选的是约350°F到约550°F或约650°F到约670°F。
7．如权利要求5所述的方法，其中所述废气进入所述反应器的温度为约700°F到约1090°F，优选的是约790°F到约825°F。
8．如权利要求7所述的方法，其中所述废气进入所述反应器的温度为约1060°F到约1085°F，优选的是约1000°F到约1200°F，更优选的是约1090°F到约1120°F。
9．如权利要求1所述的方法，其中步骤(a)中的压缩空气是第一压缩空气流和第二压缩空气流的混合气流，所述第二压缩空气流的温度为约10°F到约400°F，该温度低于从所述燃气轮机排出的所述废气的温度。
10．如权利要求9所述的方法，还包括，在步骤(c)之前，使来自所述燃气轮机出口的所述废气通过一个热交换器以提高所述第二压缩空气流温度的步骤，并且，优选地，进一步包括，在步骤(c)中，使来自所述燃气轮机出口的所述废气的一部分通过所述热交换器以提高所述第二压缩空气流温度的步骤。
CN00800039A 1999-02-11 2000-01-06 用先进热化学换热循环发电的方法 Pending CN1293735A (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/248,437 US6223519B1 (en) 1999-02-11 1999-02-11 Method of generating power using an advanced thermal recuperation cycle
US09/248,437 1999-02-11

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN1293735A true CN1293735A (zh) 2001-05-02

Family

ID=22939128

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN00800039A Pending CN1293735A (zh) 1999-02-11 2000-01-06 用先进热化学换热循环发电的方法

Country Status (12)

Country Link
US (1) US6223519B1 (zh)
EP (1) EP1071867B1 (zh)
JP (1) JP2002536587A (zh)
KR (1) KR100656693B1 (zh)
CN (1) CN1293735A (zh)
AT (1) ATE356921T1 (zh)
AU (1) AU754398B2 (zh)
DE (1) DE60033889T2 (zh)
ID (1) ID26952A (zh)
NO (1) NO318511B1 (zh)
WO (1) WO2000047874A1 (zh)
ZA (1) ZA200005201B (zh)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN100386565C (zh) * 2006-03-24 2008-05-07 清华大学 一种加氢贫燃预混燃烧装置
CN1869165B (zh) * 2005-05-23 2010-04-28 中国科学院工程热物理研究所 双燃料重整多功能能源系统及方法
CN102562314A (zh) * 2012-01-11 2012-07-11 哈尔滨工程大学 基于等离子催化的化学回热循环燃气轮机装置
US8534073B2 (en) 2008-10-27 2013-09-17 General Electric Company System and method for heating a fuel using an exhaust gas recirculation system
CN105745402A (zh) * 2013-03-27 2016-07-06 G·P·巴尔坎 通过回收热机的循环过程中的能量载体进行能量转化的方法

Families Citing this family (37)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB0025552D0 (en) * 2000-10-18 2000-11-29 Air Prod & Chem Process and apparatus for the generation of power
FR2819580B1 (fr) * 2001-01-16 2003-04-04 Ind Du Ponant L Generateur de vapeur destine a humidifier l'air d'une enceinte ou l'air traite dans un systeme de conditionnement d'air
US20020108306A1 (en) * 2001-02-12 2002-08-15 Grieve Malcolm James Reformer controls
US6467273B1 (en) * 2001-03-01 2002-10-22 Henry A. Lott Method for producing electrical power
US6968700B2 (en) 2001-03-01 2005-11-29 Lott Henry A Power systems
JP4585142B2 (ja) * 2001-05-14 2010-11-24 株式会社東芝 ガスタービンシステム
FR2825995B1 (fr) * 2001-06-15 2004-07-09 Inst Francais Du Petrole Installation et procede de production de gaz de synthese comprenant un reacteur de vaporeformage et un reacteur de conversion du co2 chauffe par un gaz chaud
US6841683B2 (en) * 2001-08-30 2005-01-11 Teva Pharmaceutical Industries Ltd. Sulfonation method for zonisamide intermediate in zonisamide synthesis and their novel crystal forms
ZA200304880B (en) * 2003-02-24 2004-05-04 Air Liquide Integrated heat recovery systems and methods for increasing the efficiency of an oxygen-fired furnace.
US7210467B2 (en) * 2004-06-22 2007-05-01 Gas Technology Institute Advanced high efficiency, ultra-low emission, thermochemically recuperated reciprocating internal combustion engine
WO2006029479A1 (en) * 2004-09-17 2006-03-23 John Burton Biocidal treatment device
US7293533B2 (en) * 2005-08-08 2007-11-13 Utilization Technology Development, Nfp Recuperative reforming reactor
US20080016768A1 (en) 2006-07-18 2008-01-24 Togna Keith A Chemically-modified mixed fuels, methods of production and used thereof
US7870717B2 (en) * 2006-09-14 2011-01-18 Honeywell International Inc. Advanced hydrogen auxiliary power unit
US20080155984A1 (en) * 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture
CN102016411B (zh) * 2007-03-22 2016-03-16 努特-艾瑞克森公司 高效给水加热器
US20090011290A1 (en) * 2007-07-05 2009-01-08 Gas Technology Institute Method and apparatus for thermochemical recuperation with partial heat recovery of the sensible heat present in products of combustion
US7861511B2 (en) * 2007-10-30 2011-01-04 General Electric Company System for recirculating the exhaust of a turbomachine
US8056318B2 (en) * 2007-11-08 2011-11-15 General Electric Company System for reducing the sulfur oxides emissions generated by a turbomachine
US7874141B2 (en) * 2007-11-16 2011-01-25 General Electric Company Auxiliary fluid source for an EGR purge system
US7926256B2 (en) 2008-10-27 2011-04-19 General Electric Company Inlet system for an EGR system
US20110146282A1 (en) * 2009-12-18 2011-06-23 General Electric Company System and method for reducing sulfur compounds within fuel stream for turbomachine
JP5610950B2 (ja) * 2010-09-22 2014-10-22 株式会社日本製鋼所 排熱エネルギー回収システム
US8755916B2 (en) * 2010-12-07 2014-06-17 Alstom Technology Ltd. Optimized integrated controls for oxy-fuel combustion power plant
CN103765986B (zh) 2011-08-04 2017-03-29 S·L·坎宁安 等离子电弧炉和应用
JP5998043B2 (ja) * 2012-12-26 2016-09-28 株式会社日立製作所 エンジンコンバインドシステム
US20140260203A1 (en) * 2013-03-14 2014-09-18 Cummins Ip, Inc. Gaseous Fuel Spark-Ignited Internal Combustion Engine System
JP6183759B2 (ja) 2013-04-22 2017-08-23 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 熱電併給システム
CA2947606A1 (en) 2014-05-09 2015-11-12 Stephen L. Cunningham Arc furnace smeltering system & method
ES2763844T3 (es) * 2015-02-19 2020-06-01 Fpt Motorenforschung Ag Motor de combustión provisto de un sistema de recuperación de calor residual
ES2802287T3 (es) * 2015-02-19 2021-01-18 Fpt Motorenforschung Ag Motor de combustión dotado de un sistema de recuperación del calor residual
US10458712B2 (en) 2015-08-28 2019-10-29 Praxair Technology, Inc. Thermochemical regeneration with oxidant preheating
KR101946491B1 (ko) * 2016-12-23 2019-02-11 한국에너지기술연구원 리큐퍼레이터를 이용한 스팀 생산 히트펌프 시스템
WO2018131051A1 (en) * 2017-01-11 2018-07-19 Mahesh Lakshminarayanan Combined-cycle power generation thermodynamic system
US10584052B2 (en) 2017-01-27 2020-03-10 American Air Liquide, Inc. Enhanced waste heat recovery using a pre-reformer combined with oxygen and fuel pre-heating for combustion
US11313252B2 (en) * 2018-10-02 2022-04-26 Nooter/Eriksen, Inc. Enhanced HRSG for repowering a coal-fired electrical generating plant
US11679977B2 (en) * 2021-09-22 2023-06-20 Saudi Arabian Oil Company Integration of power generation with methane reforming

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4185456A (en) 1976-07-02 1980-01-29 Cummings Donald Ray Providing energy from the combustion of methanol
JP2511866B2 (ja) * 1986-02-07 1996-07-03 株式会社日立製作所 燃料電池発電システム及びその起動方法
US5048284A (en) * 1986-05-27 1991-09-17 Imperial Chemical Industries Plc Method of operating gas turbines with reformed fuel
NL8602404A (nl) 1986-09-23 1988-04-18 Veg Gasinstituut Nv Werkwijze voor het uitvoeren van een gasverbrandingsproces, onder terugwinning van een gedeelte van in de verbrandingsgassen aanwezige warmte.
JPS63280825A (ja) 1987-05-12 1988-11-17 Agency Of Ind Science & Technol メタノ−ル改質型ガスタ−ビンの運転方法
US5669216A (en) 1990-02-01 1997-09-23 Mannesmann Aktiengesellschaft Process and device for generating mechanical energy
US5394685A (en) * 1990-11-14 1995-03-07 United Technologies Corporation Method and apparatus to enhance combustion rates and extend extinction limits in high speed propulsion units
JP3029884B2 (ja) 1991-05-23 2000-04-10 三菱重工業株式会社 廃熱回収装置
WO1995011376A1 (en) * 1993-10-19 1995-04-27 State Of California Energy Resources Conservation And Development Commission Performance enhanced gas turbine powerplants
US5431007A (en) * 1994-03-04 1995-07-11 Westinghouse Elec Corp Thermochemically recuperated and steam cooled gas turbine system
JPH07317505A (ja) 1994-05-24 1995-12-05 Mitsubishi Heavy Ind Ltd コンバインド発電システム
US5513488A (en) 1994-12-19 1996-05-07 Foster Wheeler Development Corporation Power process utilizing humidified combusted air to gas turbine
US5595059A (en) 1995-03-02 1997-01-21 Westingthouse Electric Corporation Combined cycle power plant with thermochemical recuperation and flue gas recirculation
DK94695A (da) 1995-08-23 1997-02-24 Haldor Topsoe As Fremgangsmåde til generering af elektrisk energi
US5664414A (en) 1995-08-31 1997-09-09 Ormat Industries Ltd. Method of and apparatus for generating power
DE19612921A1 (de) 1996-04-01 1997-10-02 Asea Brown Boveri Kraftwerksanlage und Verfahren zum 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
DE69925052T2 (de) * 1998-01-21 2006-03-02 Haldor Topsoe A/S Verfahren zur Herstellung von wasserstoffreichem Gas

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1869165B (zh) * 2005-05-23 2010-04-28 中国科学院工程热物理研究所 双燃料重整多功能能源系统及方法
CN100386565C (zh) * 2006-03-24 2008-05-07 清华大学 一种加氢贫燃预混燃烧装置
US8534073B2 (en) 2008-10-27 2013-09-17 General Electric Company System and method for heating a fuel using an exhaust gas recirculation system
CN102562314A (zh) * 2012-01-11 2012-07-11 哈尔滨工程大学 基于等离子催化的化学回热循环燃气轮机装置
CN102562314B (zh) * 2012-01-11 2013-12-18 哈尔滨工程大学 基于等离子催化的化学回热循环燃气轮机装置
CN105745402A (zh) * 2013-03-27 2016-07-06 G·P·巴尔坎 通过回收热机的循环过程中的能量载体进行能量转化的方法
CN105745402B (zh) * 2013-03-27 2017-07-14 G·P·巴尔坎 通过回收热机的循环过程中的能量载体进行能量转化的方法

Also Published As

Publication number Publication date
US6223519B1 (en) 2001-05-01
KR100656693B1 (ko) 2006-12-13
AU754398B2 (en) 2002-11-14
EP1071867A1 (en) 2001-01-31
NO20005114D0 (no) 2000-10-11
AU2407000A (en) 2000-08-29
EP1071867B1 (en) 2007-03-14
ATE356921T1 (de) 2007-04-15
ID26952A (id) 2001-02-22
DE60033889D1 (de) 2007-04-26
NO20005114L (no) 2000-10-11
KR20010042609A (ko) 2001-05-25
DE60033889T2 (de) 2007-11-29
JP2002536587A (ja) 2002-10-29
WO2000047874A1 (en) 2000-08-17
ZA200005201B (en) 2001-04-03
NO318511B1 (no) 2005-04-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1293735A (zh) 用先进热化学换热循环发电的方法
CN1142364C (zh) 转化甲醇燃气涡轮机发电厂
CN1054417C (zh) 装有燃料改性器的燃煤联合发电设备
CN1024212C (zh) 产生机械能的方法和设备
JP2017008942A (ja) 窒素ガス作動流体を使用する高効率発電（ｐｏｗｅｒ ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ）のためのシステムおよび方法
CN1231660C (zh) 利用液化天然气冷分离二氧化碳的燃气轮机发电系统及流程
US8091369B2 (en) Method and apparatus for generating electrical power
JP2007302553A (ja) オンサイト水素燃焼による熱供給で炭化水素の留分を水蒸気改質することにより水素富有ガスと電力とを併産する方法
JPH1068329A (ja) 合成ガスおよびエネルギーを組み合わせて製造する方法
JP7408692B2 (ja) エチレンプラント蒸気発生回路の機械を駆動する方法、及び一体化されたエチレン・パワープラントシステム
CN102061994A (zh) 中低温太阳热能品位间接提升方法及装置
CN102606310A (zh) Co2近零排放中低温太阳热能化石能源互补系统及流程
CN113882955A (zh) 一种燃气轮机再热联合循环发电系统及其操作方法
CN1869165A (zh) 双燃料重整多功能能源系统及方法
Liu et al. A new cleaner power generation system based on self-sustaining supercritical water gasification of coal
CN1418286A (zh) 发电的方法和系统
CN216198494U (zh) 一种新型燃气轮机再热联合循环发电装置
CN208310851U (zh) 一种集成太阳能的煤基甲醇合成与发电联产系统
CN1205406C (zh) 外燃湿空气燃气轮机发电系统
KR102538689B1 (ko) 복합 발전 시스템 및 복합 발전 시스템의 구동 방법
CN116658308A (zh) 一种间冷式燃气轮机动力系统及其运行方法
CN115808030A (zh) 一种化学热泵耦合压缩空气储能的装置系统及方法
CN115263463A (zh) 双燃料联合循环动力装置
WO2023167922A1 (en) Electric power co-generation for chemical and physical processes with steam utilization
CN115263464A (zh) 双燃料联合循环动力装置

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
AD01 Patent right deemed abandoned
C20 Patent right or utility model deemed to be abandoned or is abandoned