CZ280332B6 - Způsob získávání energie - Google Patents

Způsob získávání energie Download PDF

Info

Publication number
CZ280332B6
CZ280332B6 CZ94956A CZ95694A CZ280332B6 CZ 280332 B6 CZ280332 B6 CZ 280332B6 CZ 94956 A CZ94956 A CZ 94956A CZ 95694 A CZ95694 A CZ 95694A CZ 280332 B6 CZ280332 B6 CZ 280332B6
Authority
CZ
Czechia
Prior art keywords
nitrogen product
gas turbine
pressure
cooled
product
Prior art date
Application number
CZ94956A
Other languages
English (en)
Other versions
CZ95694A3 (en
Inventor
Frederick Charles Flemming
Eric William Scharpf
Original Assignee
Air Products And Chemicals, 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 Air Products And Chemicals, Inc. filed Critical Air Products And Chemicals, Inc.
Publication of CZ95694A3 publication Critical patent/CZ95694A3/cs
Publication of CZ280332B6 publication Critical patent/CZ280332B6/cs

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04563—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating
    • F25J3/04575—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating for a gas expansion plant, e.g. dilution of the combustion gas in a gas turbine
    • F25J3/04581—Hot gas expansion of indirect heated nitrogen
    • 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
    • F01K23/067—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 the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification
    • F01K23/068—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 the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification in combination with an oxygen producing plant, e.g. an air separation plant
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • 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
    • 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
    • F02C3/30—Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
    • 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
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04151—Purification and (pre-)cooling of the feed air; recuperative heat-exchange with product streams
    • F25J3/04163—Hot end purification of the feed air
    • F25J3/04169—Hot end purification of the feed air by adsorption of the impurities
    • F25J3/04181—Regenerating the adsorbents
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
    • F25J3/04539—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels
    • F25J3/04545—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels for the gasification of solid or heavy liquid fuels, e.g. integrated gasification combined cycle [IGCC]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04563—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating
    • F25J3/04575—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating for a gas expansion plant, e.g. dilution of the combustion gas in a gas turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04593—The air gas consuming unit is also fed by an air stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04612—Heat exchange integration with process streams, e.g. from the air gas consuming unit
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04763—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used
    • F25J3/04866—Construction and layout of air fractionation equipments, e.g. valves, machines
    • F25J3/04969—Retrofitting or revamping of an existing air fractionation unit
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/30—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using a washing, e.g. "scrubbing" or bubble column for purification purposes
    • F25J2205/34—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using a washing, e.g. "scrubbing" or bubble column for purification purposes as evaporative cooling tower to produce chilled water, e.g. evaporative water chiller [EWC]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F25J2205/66—Regenerating the adsorption vessel, e.g. kind of reactivation gas
    • F25J2205/70—Heating the adsorption vessel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/70—Steam turbine, e.g. used in a Rankine cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/80—Hot exhaust gas turbine combustion engine
    • F25J2240/82—Hot exhaust gas turbine combustion engine with waste heat recovery, e.g. in a combined cycle, i.e. for generating steam used in a Rankine 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]
    • 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]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • 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
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/10—Biofuels, e.g. bio-diesel

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Způsob získávání energie k výrobě elektřiny nebo k pohonu mechanického zařízení použitím plynové turbiny spočívá v tom, že přívodní proud vzduchu je stlačen a potom spálen s plynným palivem za vzniku produktu spalování. Tento produkt spalování potom expanduje v expanderu (40) plynové turbiny, čímž produkuje horký výfukový plyn a energii, která se užívá k výrobě elektřiny nebo k pohonu mechanického zařízení. Dusíkový produkt kryogenní separační jednotky (80) je chlazen na teplotu ležící pod teplotou okolí a poté je takto ochlazený dusíkový produkt směšován s přívodním proudem vzduchu před stlačováním. Vzduch reaguje s uhlíkovou surovinou ve zplyňovací jednotce (70), přičemž vzniká plynné palivo, bohaté na monooxidy uhlíku a vodík. Uhlíkovou surovinou reagující ve zplyňovací jednotce (70) může být uhlí, petrolejový koks, bitumenózní písky a emulze, městské odpady, ropné zbytky, zbytky olejů a jejich směsi.ŕ

Description

Způsob získávání energie
Oblast techniky
Vynález se týká způsobu získávání energie k výrobě elektřiny nebo k pohonu mechanického zařízení použitím plynové turbíny, kdy se přívodní proud vzduchu stlačuje, mísí se s plynným palivem a vzniklá směs se spaluje za vzniku produktu spalování, dále produkt spalování expanduje v expanderu plynové turbíny, čímž produkuje horký výfukový plyn a energii, která se užívá k výrobě elektřiny nebo k pohonu mechanického zařízení.
Dosavadní stav techniky
Zplyňování uhlí, petrolejového koksu, zbytkového oleje, olejových emulzí, bitumenózních písků a podobně za současného vhánění kyslíku u elektráren s kombinovaným cyklem zplyňování (dále jen KCZ) produkuje ve spojení s produkcí kyslíku pro zplyňovací reakci velké množství nadbytečného dusíku. Jeden problém, který je třeba řešit je, jak využít nadbytku volného dusíku v KCZ. Dalšími problémy v technologii KCZ jsou požadavky na větší kapacitu a výkon a omezení daná limity přípustných emisí ΝΟχ do atmosféry. Nakonec dochází k tomu, že existující kapacity a účinnost KCZ nejsou adekvátní požadavkům, které lze v nejbližší době očekávat a proto vyvstává potřeba nenákladných modifikací, které by rostoucím požadavkům vyhověly. Předložený vynález umožňuje použít přebytku dusíku, který je k dispozici u elektráren s KCZ, ke zvýšení výkonu a účinnosti s minimálními dodatečnými náklady jak v nově budovaných závodech, tak i v již dříve vybudovaných závodech. Existuje několik metod využití dusíku v elektrárnách s KCZ. Nej jednodušší metodou je vypustit přebytečný dusík do atmosféry. Jednoduché vypouštění je použito, když je vyžadováno minimální nebo žádné spojení mezi separační jednotkou vzduchu a plynovou j ednotkou.
Jiná metoda je popsána v UK pat. 2 067 668. Tato metoda spočívá v navracení nadbytečného dusíku o nespecifikované teplotě do vstupu vzduchového kompresoru plynové turbíny, přičemž jediným vyjádřeným účelem je zde redukce tvorby ΝΟχ. Stejná metoda je také popsána v US patentu 4 297 842.
Další metodou je průchod dusíku pomocným kompresorem a jeho následné vstřikování do proudu paliva plynové turbíny, což vede k redukci tvorby Ν0χ redukcí teploty plamene ve spalovací komoře. Tento postup je popsán v US pat. 5 081 845, EP 0 137 152 a v US pat. 4 224 045. Tato metoda vyžaduje nákladný systém pomocného kompresoru, proto zavedení je nákladné. Mimo jiné také proto, že vstřikování dusíku do proudu paliva vyžaduje tlak dusíku o 34 až 103 kPa vyšší než je tlak spalování 147 až 173 kPa a tento postup proto vyžaduje nadměrnou kompresi se ztrátou energie tlakovým poklesem do spalovací komory.
Přímý vstřik dusíku do spalovací komory plynové turbíny s cílem redukce ΝΟχ je další běžně užívanou metodou u KCZ. Dokumenty US pat. 4 729 217, US pat. 4 707 994, US pat. 4 697 415, US
-1CZ 280332 B6 pat. 4 651 519, US pat. 4 631 915 a kanadský patent č. 1 238 195 popisují tuto metodu a několik jejích variant. Tato metoda redukuje tvorbu Νθχ, ale také vyžaduje nákladnou kompresi vzhledem k nadměrným tlakům.
Některé metody zahrnují zahřívání a stlačování dusíku před vstřikem přímo do expanderu plynové turbíny, aby byl generován přídavný hnací proud. Detailní popis těchto metod poskytují US pat. 5 081 845, US pat. 5 076 837, US pat. 4 019 314 a US pat.
731 495. Tyto metody zlepšují účinnost získávání energie, ale vyžadují drahé přídavné kompresové zařízení a snižují termodynamickou účinnost hlavního expanderu.
Další návod na využití proudu dusíku je popsán v US pat.
697 413. Tento návod předpokládá použití přídavného kompresoru k dodávce dusíku do zplyňovače uhlí k ochlazení vysokoteplotní reakce.
Jiná použití pro proud dusíku zahrnují syntézy sloučenin jako čpavku, které používají dusík jako napájecí proud. Všechny tyto postupy vyžadují nákladné přídavné zařízení, extrémně zvyšují celkovou složitost postupů a nebudou zde proto popisovány. Některé zplyňovací systémy používají malý podíl dusíku k usnadnění transportu suchých materiálů, ale ty užívají jen malou část dostupného dusíku a proto tyto systémy a způsoby zde nebudou popisovány.
Dále náleží ke stavu techniky procesy ochlazování napájecího proudu vzduchového kompresoru plynové turbíny. Tyto procesy, které vyžadují drahá a složitá přídavná zařízení jsou uvedeny v US pat. 3 788 066, US pat. 3 796 045, US pat. 3 877 218 a US pat. 4 424 667.
Podstata vynálezu
Shora uvedené nedostatky odstraňuje způsob získávání energie k výrobě elektřiny nebo k pohonu mechanického zařízení použitím plynové turbíny, kdy se přívodní proud vzduchu stlačuje, mísí se s plynným palivem a vzniklá směs se spaluje za vzniku produktu spalování, dále produkt spalování expanduje v expanderu plynové turbíny, čímž produkuje horký výfukový plyn a energii, která se užívá k výrobě elektřiny nebo k pohonu mechanického zařízení podle vynálezu, jehož podstata spočívá v tom, že pro zvýšení množství energie produkované v expanderu plynové turbíny se přívodní proud vzduchu před stlačováním směšuje s dusíkovým produktem kryogenní separační jednotky vzduchu, přičemž teplota použitého dusíkového produktu leží pod teplotou okolí.
Toto řešení podle vynálezu je zejména vhodné pro procesy u kterých nejméně část kyslíkových produktů získávaných v kryogenní separační jednotce vzduch reaguje s uhlíkovou surovinou ve zplyňovací jednotce a produkuje tak plynné palivo, které je bohaté na monooxid uhlíku a vodík. Uhlíkovou surovinou reagující ve zplyňovací jednotce může být uhlí, petrolejový koks, bitumenózní pisky a emulze, městské odpady, ropné zbytky, odpadní oleje a jejich směsi.
-2CZ 280332 B6
Způsob podle vynálezu může dále zahrnovat kombinovaný cyklus kdy se horký výfukový plyn chladí, aby produkoval páru, která potom expanduje a vyrábí tak elektřinu.
Existují dvě základní provedení. První je aplikovatelné na separační jednotky vzduchu produkující dusíkový produkt o zvýšeném tlaku, například když se dusíkový produkt vyrobí s tlakem nejméně o 20,5 kPa vyšším než je tlak na vstupu vzduchového kompresoru plynové turbíny. V tomto provedení dusíkový produkt expanduje, a tím se vyrábí chlazený dusíkový produkt a elektřina. Chlazený dusíkový produkt se směšuje s napájecím vzduchem kompresoru plynové turbíny.
Druhé provedení je zejména aplikovatelné u separační jednotky vzduchu vyrábějící dusíkový produkt o nízkém tlaku, například když se dusíkový produkt vyrábí o tlaku mezi asi 3,4 až 20,5 kPa vyšším než je tlak na vstupu vzduchového kompresoru plynové turbíny, ale je aplikovatelné také u separačních jednotek vzduchu produkujících dusíkový produkt o zvýšeném tlaku. Ve druhém provedení je dusíkový produkt chlazen a sycen přímým stykem s vodou. Chlazený dusíkový produkt je směšován s napájecím vzduchem vstupujícím do vzduchového kompresoru plynové turbíny.
Obé výhodná provedení mohou být také kombinována. Jinými slovy dusíkový produkt o zvýšeném tlaku expanduje a potom se chladí a sytí kontaktem s vodou v chladiči/sytiči.
Přehled obrázků na výkrese
Vynález je popsán na připojeném výkrese, kde na obr. 1 a 2 jsou schematické diagramy dvou provedení způsobu podle vynálezu.
Příklady provedení vynálezu
Vynález představuje zlepšení způsobu získávání energie, využívající plynovou turbínu bud v konfiguraci s jednoduchým, nebo kombinovaným cyklem. Zlepšení je zejména vhodné pro způsoby u nichž nejméně část kyslíkového produktu vyráběného v kryogenní separační jednotce vzduchu reaguje s uhlíkovou surovinou ve zplyňovací jednotce, čímž se vyrábí plynné palivo bohaté na monooxid uhlíku a vodík. Uhlíkovou surovinou reagující ve zplyňovací jednotce může být uhlí, petrolejový koks bitumenózní písky a emulze, městské odpady, ropné zbytky, odpadní oleje a jejich směsi.
Řešení účinné využívá nadbytečný dusík ze separační jednotky vzduchu. Jak je uvedeno shora podstata způsobu v nejobecnějším vyjádření spočívá v chlazení nejméně části dusíkového produktu ze separační jednotky vzduchu a směšování takto chlazeného dusíkového produktu s napájením vzduchu přiváděným do vzduchového kompresoru plynové turbíny. S cílem detailně objasnit řešení podle vynálezu bude řešení vysvětleno s odkazy na dvě provedení.
Při způsobu vynálezu v základním provedení se odebírá proud odpadního dusíku, vyráběného se zvýšeným tlakem separační jednotkou vzduchu a vede se do expanderu s cílem vyrábět energii a chladit proud dusíku na teplotu ležící pod teplotou okolí. Ochlazený proud se potom přivádí na vstup vzduchového kompresoru
-3CZ 280332 B6 plynové turbíny, kde ochlazuje přiváděný vzduch. Tato modifikace chladí a zhušťuje vzduch přiváděný do kompresoru plynové turbíny, zvětšuje množství plynu procházející kompresorem plynové turbíny a jako vedlejší efekt, protože dusíkový proud je ochuzen o kyslík relativně vzhledem ke vzduchu, který je normálně přiváděn ke kompresoru plynové turbíny, snižuje obsah kyslíku, což má za následek nižší teploty špiček plamenů a nižší tvorbu ΝΟχ. Schéma tohoto způsobu je zobrazeno na obr. 1.
Podle obr. 1 se potrubím 10 přivádí vzduch a potrubím 92 se přivádí chlazený nízkotlaký dusík, které se stlačují ve vzduchovém kompresoru 20, čímž vzniká proud stlačeného spalovacího vzduchu, který se potrubím 22 přivádí společně s plynným palivem v potrubí 62 a popřípadě parou v potrubí 52 do spalovací komory 30, kde vzniká proud spalin. Tento proud spalin se potrubím 32 přivádí do expanderu plynové turbíny 40, kde expanduje, čímž vzniká horký výfukový plyn a elektrická energie. Expander plynové turbíny 40 a kompresor 20 plynové turbíny jsou většinou mechanicky spojeny.
Jak horký výfukový plyn v potrubí 42, tak i pára ze zplyňovače 70 uhlí v potrubí 74 se přivádějí do parního generátoru 50. Je nutno poznamenat, že ačkoliv jsou provedeni vynálezu popisována ve vztahu ke zplyňovači 70 uhlí, tento zplyňovač může zpracovávat jakoukoli uhlíkovou surovinu. Úkolem parního generátoru 50 je odejmout teplo horkému výfukovému plynu a páře ze zplyňovače 70 uhlí a využít je k výrobě elektřiny a páry pro použití kdekoliv ve výrobě. Například pára může být použita k regeneraci tepelného kolísání absorberů v separační jednotce 80 vzduchu. Teplý výfukový plyn se odvádí z parního generátoru 50 potrubím 58.
Ve zplyňovači 70 reaguje uhlíková surovina jako je například uhlí, přiváděné vedením 72 a kyslík, přiváděný potrubím 84, přičemž vzniká plyn bohatý na vodík a monooxid uhlíku. Tento plyn představuje plynné palivo vedené potrubím 62 do spalovací komory 30.
V separační jednotce 80 vzduchu se stlačený vzduch, přiváděný potrubím 82 , kryogenicky rozděluje na vysokotlaký kyslíkový produkt a vysokotlaký dusíkový produkt se zvýšeným tlakem. Zde je nutno poznamenat, že zdrojem stlačeného vzduchu v potrubí 82 může být přídavný kompresor 20. Vysokotlaký kyslíkový produkt se potrubím 84 dodává do zplyňovače 70 uhlí. Vysokotlaký dusíkový produkt se potrubím 86 přivádí do expanderu 90, kde expanduje a vzniká chlazený nízkotlaký proud dusíku, odváděný potrubím 92 a zároveň je získávána energie k výrobě elektřiny.
Výhodný rozsah podmínek pro vysokotlaký proud dusíku je: teplota méně než 55 ’C (100 °F) nad teplotou okolí, tlak více než 21 kPa nad běžným tlakem na vstupu kompresoru plynové turbiny a celkový hmotnostního průtoku menší než 20 % celkového hmot, průtoku vzduchu přiváděného do kompresoru plynové turbíny, který bývá pro 20 MW systém KCZ kolem 1,5 x 106 kg/h. Výhodný rozsah podmínek pro chlazený nízkotlaký proud dusíku je teplota menši než teplota okolí minus 5,5 ’C (10 °F) a tlak mírně (< 3,5 kPa) větší než tlak na vstupu do kompresoru plynové turbíny. Neexistu
-4CZ 280332 B6 je limit složek v proudu, ale výhodně tento proud sestává z dusíku s menším množstvím dalších plynů zahrnujících, ale neomezených na H2O, CO2, Ar a O2·
Druhý příklad provedení vynálezu je vhodný zejména pro procesy užívající separační jednotku vzduchu pracují s běžnými nízkými tlaky a kde získaný dusík není nasycen vodou. Toto provedení užívá sytící chladič k chlazení dusíkového proudu dříve než vstoupí do kompresoru plynové turbíny. Toto chlazení a sycení má podobné účinky jako u prvního popsaného provedení. Navíc tento sytič/chladič zvýší hmot, průtok proudu dusíku a zvyšuje jeho tepelnou kapacitu, což dále zlepšuje proces. Tato modifikace může být provozována s nízkotlakým nebo vysokotlakým proudem dusíku a také ve spojení s již shora popsaným prvním provedením. V závislosti na relativní vlhkosti hlavního přiváděného vzduchu, může být sytič provozován s různou úrovní sycení, aby se zabránilo problémům s kondenzací v kompresoru plynové turbíny. Diagram pro toto provedení (pro případ bez primárního expanderu) je zobrazen na obr. 2. Podobné prvky na obr. 1 a 2 mají stejné vztahové značky.
Podle obr. 2 se přívodní vzduch přiváděný potrubím 10 a zchlazený nasycený dusík, přiváděný potrubím 192. stlačují ve vzduchovém kompresoru 20 plynové turbíny, čímž vzniká proud stlačeného spalovacího vzduchu, který se potrubím 22 přivádí společně s plynným palivem v potrubí 62 a popřípadě parou v potrubí 52 do spalovací komory 30, kde vzniká proud spalin. Tento proud spalin se potrubím 32 přivádí do expanderu plynové turbiny 40, kde expanduje, čímž vzniká horký výfukový plyn a elektrická energie. Expander plynové turbíny 40 a kompresor 20 plynové turbíny jsou v typickém provedení mechanicky spojeny.
Jak horký výfukový plyn v potrubí 42. tak i pára ze zplynovače 70 uhlí v potrubí 74 se přivádějí do parního generátoru 50. Úkolem tohoto parního generátoru 50 je odejmout teplo horkému výfukovému plynu a páře ze zplyňovače 70 uhlí a využít ho k výrobě elektřiny a páry pro užití kdekoliv ve výrobě.
Teplý výfukový plyn se odvádí z parního generátoru 50 potrubím 58.
Ve zplyňovači 70 reaguje uhlíková surovina jako je například uhlí, přiváděné vedením 72 a kyslík, přiváděný potrubím 84., přičemž vzniká plyn bohatý na vodík a monooxid uhlíku. Tento plyn představuje plynné palivo vedené potrubím 62 do spalovací komory 30.
V separační jednotce vzduchu 80 se stlačený vzduch, přiváděný potrubím 82, kryogenicky rozděluje na vysokotlaký kyslíkový produkt a vysokotlaký dusíkový produkt se zvýšeným tlakem. Zde je nutné poznamenat, že zdrojem stlačeného vzduchu v potrubí 82 může být přídavný kompresor nebo z částí nebo úplně kompresor 2Q_. Kyslíkový produkt se potrubím 84 dodává do zplyňovače 70 uhlí. Nízkotlakový dusíkový produkt se potrubím 86 přivádí do sytiče/chladiče 190. kde je ochlazován a sycen vodou, čímž vzniká ochlazený a vodou nasycený dusíkový proud v potrubí 192.
-5CZ 280332 B6
Výhodný rozsah hodnot pro nenasycený dusíkový proud je teplota méně než 11 °c (20 °F) nad teplotou okolí, tlak větší než 3,5 kPa nad běžným tlakem na vstupu do kompresoru, relativní vlhkost méně než 50 % a celkový hmotnostní průtok méně než 20 % hmot, průtoku na přívodu do vzduchového kompresoru plynové turbíny. Typický hmotnostní průtok na přívodu do vzduchového kompresoru plynové turbíny pro systém KCZ s 20 MW je kolem 1,5 x 106 kg/h.
Výhodný rozsah hodnot pro ochlazený nasycený proud dusíku je: teplota méně než teplota okolí mínus 5,5 ’C (10 °F) a tlak větší než běžný tlak na přívodu do kompresoru. Voda přiváděná do sytiče má s výhodou teplotu vody, která je přiváděna do kotle nebo teplotu chladicí vody na vstupu, přičemž vždy je chladnější a má průtok menší než 10 % přítoku dusíku (<Λ/3 x 104 kg/h průtok vody pro elektrárnu s KCZ o 290 MW). Jakýkoliv přebytek přítoku vody může být vrácen zpět do sytiče/chladiče, protože tato voda má nižší teplotu a tak bude účinněji chladit proud dusíku. Bez vracení vody může být nadbytek chladné vody přiváděn jako chladivo do separační jednotky vzduchu. Tato dodatečná možnost je na obr. 2 znázorněna vedením 194 chladné vody. Průtok nadbytečné vody může být řízen tak, aby byla chladicí kapacita rozdělena efektivním způsobem mezi separační jednotku vzduchu a systém plynové turbíny. Neexistuje limit složek v dusíkovém proudu, ale výhodné tento proud sestává z dusíku s menším množstvím dalších plynů zahrnujících, ale neomezených na H2O, CO2, Ar a 0 2.
Další provedení vynálezu zahrnuje kombinaci dvou shora uvedených provedení. V tomto případě expanduje vysokotlaký dusík v expanderu, čímž se chladí a vyrábí elektrická energie a potom ochlazený expandovaný dusík je dále chlazen a sycen kontaktem s vodou v chladiči/sytiči.
Hodnota řešeni podle vynálezu spočívá především v tom, že s minimálními náklady poskytuje větší množství energie. Tabulka 1 shrnuje výhody vynálezu v porovnání se základním případem bez využití proudu nadbytečného dusíku, přičemž porovnání bylo provedeno počítačovou simulací. Systém vybraný pro simulaci sestává z plynové turbíny, parního generátoru pro využití tepla, kondenzační parní turbíny s trojnásobným tlakem 10 005 kPa/538 ’C (1 000 °F) /538 C (1 000 ’F) integrovaného systému zplyňování uhlí a bud vysokotlaké, nebo nízkotlaké separační jednotky vzduchu (SJV v tabulce 1). Závod pro základní případ byl navržen pro ISO podmínky okolí (15 °C/59 “F, 101,5 kPa a 60% relativní vlhkost, chladící voda 18 °C/65 °F) a bez spojení mezi separační jednotkou vzduchu a zbytkem závodu. Letní podmínky okolní (teplota okolí 32 ’C/90 °F, 101,5 kPa a 50% relativní vlhkost okolí) nejlépe ukazující vzrůst množství získané energie.
-6CZ 280332 B6
Tabulka 1
Hrubý výkon plynové turbíny (MW) Hrubý výkon parní turbíny (MW) Spotřeba tepla plynové a parní turbíny (BTU/kWh) Změna potřeby energie SJV (MW) Celková čistá změna energie na výstupu (MW) Zvýšené náklady (k/) Letní přírůstek nákladů na energii (/ /kW) Odklad Η0χ (vppm)
ISO základní případ 191,4 104,1 5 858 nepoužita nepoužita nepoužita nepoužita 25
Letní základní případ 173,0 95,2 6 001 základní případ základní případ základní případ základní případ 25
Letní případ 1 A 167,7 99,7 5 922 1,6 -2,3 1 500 nepoužita 25
Letní případ 1 B 181,0 96,3 6 004 2,8 + 6,1 1 500 246 9
Letní případ 2 174,4 '95,5 6 004 0,1 + 1,6 420 263 9
Pozn.: SJV = separační jednotka vzduchu spotřeba tepla = BTU/hr výhřevnost přiváděného paliva na kW elektrické energie na výstupu s expanderem na obr. 1, 1A a případ a vysokotlakou bylo hodnoceno 1B. Případ 1A je maximalizoZákladní provedení vynálezu separační jednotkou vzduchu, zobrazené dvakrát a označené shora jako případ ukazuje výhody vynálezu za letních podmínek, když vána celková účinnost závodu. Pro tento případ může být zlepšena spotřeba tepla plynové a parní turbíny založená na úrovni plynného paliva z 6001 BTU/kWh na 5922 BTU/kWh, nebo o 79 BTU/kWh za cenu snížení kapacity o 2,3 MW. Případ 1B ukazuje výhody vynálezu za tento případ ( 2,3 %) nákladů pouze se sytičem/chladičem a 2 je v tabulce za letních podmínek s maximálním chlazením ochlazeného nasyceného proudu dusíku. Výhodou případu 2 je gie na výstupu o 1,6 MW (0,6%) za nákladů jen 263 $/kW.
letních podmínek, když je zvýšen žádnou maximalizován zisk energie. Pro celkový zisk energie o 6,1 MW ztrátou účinnosti a přírůstkem Provedení výhodného nízkotlakou separací uvedeno jako případ 2. Tento může být s vpodstatě
246 S/kW.
uspořádání vynálezu vzduchu podle obr. případ byl hodnocen zvýšení celkového zisku enerletních podmínek s přírůstkem
Hlavní výhodou řešeni podle vynálezu je zvýšení výkonu v letních špičkách při nákladech významné nižších než typické základní náklady přibližné 1 500 §4/kW. To je výsledek poměru mezi relativné nízkými náklady na zvýšení hmot, průtoku kompresorem plynové turbíny a jeho relativně velkým ovlivněním zisku energie na výstupu.
-7CZ 280332 B6
Další výhodou řešení podle předloženého vynálezu je, že může být redukována úroveň emise Ν0χ plynové turbíny z 25 na 9 vppm.
Další významnou výhodou je, že nevyžaduje složité zásahy do uspořádání systému, protože jediné spojení je na vstupu vzduchového kompresoru plynové turbíny. Celý závod proto může být v provozu, i když zařízení pro realizaci řešení podle vynálezu je mimo provoz. Při výrobě energie má spolehlivost a minimální neplánované prostoje vysokou hodnotu, proto tento znak je zřejmou výhodou. Protože řešení podle vynálezu nepředstavuje zásadní zásah do schéma zapojení, může být snadno a popřípadě i dostatečně aplikováno u stávajících závodů s KCZ.
Způsob podle vynálezu byl popsán ve vztahu ke dvěma specifickým příkladům provedení, které však nelze chápat jako omezení vynálezu, jehož rozsah je dán nároky.

Claims (13)

  1. PATENTOVÉ NÁROKY
    1. Způsob získávání energie k výrobě elektřiny nebo k pohonu mechanického zařízení použitím plynové turbíny, kdy se přívodní proud vzduchu stlačuje, mísí s plynným palivem a vzniklá směs se spaluje za vzniku produktu spalování, dále produkt spalování expanduje v expanderu plynové turbíny, čímž produkuje horký výfukový plyn a energii, která se užívá k výrobě elektřiny nebo k pohonu mechanického zařízení, vyznačující se tím, že pro zvýšení množství energie produkované v expanderu plynové turbíny se přívodní proud vzduchu před stlačováním směšuje s dusíkovým produktem kryogenní separační jednotky vzduchu, přičemž teplota použitého dusíkového produktu leží pod teplotou okolí.
  2. 2. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že plynné palivo vzniká reakcí uhlíkové suroviny ve zplyňovací jednotce s nejméně částí kyslíkového produktu kryogenní separační jednotky vzduchu.
  3. 3. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že horký výfukový plyn se chladí za vzniku páry, která potom expanduje a vyrábí tak elektřinu.
  4. 4. Způsob podle nároku 2, vyznačující se tím, že horký výfukový plyn se chladí za vzniku páry, která potom expanduje a vyrábí tak elektřinu.
  5. 5. Způsob podle nároku 2, vyznačující se tím, že uhlíkovou surovinou je uhlí, petrolejový koks, bitumenozni písky a emulze, městské odpady, ropné zbytky, odpadni oleje a jejich směsi.
  6. 6. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že dusíkový produkt se vyrábí s tlakem o nejméně 20,5 kPa vyšším než je tlak na vstupu vzduchového kompresoru plynové turbíny a tento vysokotlaký dusíkový produkt expanduje, čímž se
    -8CZ 280332 B6 vyrábí jednak dusíkový produkt ochlazený na teplotu ležící pod teplotou okolí a jednak elektrická energie.
  7. 7. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že dusíkový produkt se vyrábí s tlakem o 3,4 až 20,5 kPa vyšším než je tlak na vstupu vzduchového kompresoru plynové turbíny a tento nízkotlaký dusíkový produkt se potom uvádí do kontaktu s vodou v chladiči/sytiči, čímž vzniká dusíkový produkt ochlazený na teplotu ležící pod teplotou okolí.
  8. 8. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že dusíkový produkt se vyrábí s tlakem o nejméně 20,5 kPa vyšším než je tlak na vstupu vzduchového kompresoru plynové turbíny a tento vysokotlaký dusíkový produkt se potom uvádí do kontaktu s vodou v chladiči/sytiči, čímž vzniká dusíkový produkt ochlazený na teplotu ležící pod teplotou okolí.
  9. 9. Způsob podle nároku 1, vyznačující se tím, že dusíkový produkt se vyrábí s tlakem o nejméně 20,5 kPa vyšším než je tlak na vstupu vzduchového kompresoru plynové turbíny a potom vysokotlaký dusíkový produkt expanduje, čímž se vyrábí expandovaný dusíkový produkt a elektřina a potom se chlazený expandovaný dusíkový produkt uvádí do kontaktu s vodou v chladiči/sytiči, čímž vzniká dusíkový produkt ochlazený na teplotu ležící pod teplotou okolí.
  10. 10. Způsob podle nároku 2, vyznačující se tím, že dusíkový produkt se vyrábí s tlakem o nejméně 20,5 kPa vyšším než je tlak na vstupu vzduchového kompresoru plynové turbíny a potom vysokotlaký dusíkový produkt expanduje, čímž se vyrábí jednak dusíkový produkt ochlazený na teplotu ležící pod teplotou okolí a jednak elektrická energie.
  11. 11. Způsob podle nároku 2, vyznačující se tím, že dusíkový produkt se vyrábí s tlakem o nejméně 3,4 až 20,5 kPa vyšším než je tlak na vstupu vzduchového kompresoru plynové turbíny a potom se nízkotlaký dusíkový produkt uvádí do kontaktu s vodou v chladiči/sytiči, čímž vzniká dusíkový produkt ochlazený na teplotu ležící pod teplotou okolí.
  12. 12. Způsob podle nároku 2, vyznačující se tím, že dusíkový produkt se vyrábí s tlakem o nejméně 20,5 kPa vyšším než je tlak na vstupu vzduchového kompresoru plynové turbíny a potom se vysokotlaký dusíkový produkt uvádí do kontaktu s vodou v chladiči/sytiči, čímž vzniká dusíkový produkt ochlazený na teplotu ležící pod teplotou okolí.
  13. 13. Způsob podle nároku 2, vyznačující se tím, že dusíkový produkt se vyrábí s tlakem o nejméně 20,5 kPa vyšším než je tlak na vstupu vzduchového kompresoru plynové turbíny a potom vysokotlaký dusíkový produkt expanduje, čímž se vyrábí jednak chlazený expandovaný dusíkový produkt a jednak elektřina a chlazený expandovaný dusíkový produkt se potom uvádí do kontaktu s vodou v chladiči/sytiči, čímž vzniká dusíkový produkt ochlazený na teplotu pod teplotou okolí.
CZ94956A 1993-04-27 1994-04-20 Způsob získávání energie CZ280332B6 (cs)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/054,775 US5388395A (en) 1993-04-27 1993-04-27 Use of nitrogen from an air separation unit as gas turbine air compressor feed refrigerant to improve power output

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CZ95694A3 CZ95694A3 (en) 1994-11-16
CZ280332B6 true CZ280332B6 (cs) 1995-12-13

Family

ID=21993461

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CZ94956A CZ280332B6 (cs) 1993-04-27 1994-04-20 Způsob získávání energie

Country Status (9)

Country Link
US (1) US5388395A (cs)
EP (1) EP0622535B1 (cs)
JP (1) JP2649013B2 (cs)
CN (1) CN1096343A (cs)
CA (1) CA2121762A1 (cs)
CZ (1) CZ280332B6 (cs)
DE (1) DE69400252T2 (cs)
DK (1) DK0622535T3 (cs)
ES (1) ES2088695T3 (cs)

Families Citing this family (155)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5666800A (en) * 1994-06-14 1997-09-16 Air Products And Chemicals, Inc. Gasification combined cycle power generation process with heat-integrated chemical production
JP3196549B2 (ja) * 1995-01-09 2001-08-06 株式会社日立製作所 燃料改質装置を備えた発電システム
US5635541A (en) * 1995-06-12 1997-06-03 Air Products And Chemicals, Inc. Elevated pressure air separation unit for remote gas process
US5706675A (en) * 1995-08-18 1998-01-13 G & A Associates High efficiency oxygen/air separation system
US5724805A (en) * 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
AU3568395A (en) * 1995-09-16 1997-04-01 Krupp Uhde Gmbh Power-generation method using combined gas and steam turbines
DE19642899A1 (de) * 1996-04-17 1997-10-23 Hewlett Packard Co Induktive Tintenpegelerfassungsvorrichtung für Tintenvorräte
US5921763A (en) * 1996-05-02 1999-07-13 Thermatrix, Inc. Methods for destroying colliery methane and system for practicing same
US5950417A (en) * 1996-07-19 1999-09-14 Foster Wheeler Energy International Inc. Topping combustor for low oxygen vitiated air streams
US5697207A (en) * 1996-08-02 1997-12-16 General Electric Co. Combined gas turbine inlet chiller, nox control device and power augmentation system and methods of operation
FR2753636B1 (fr) * 1996-09-25 2001-11-09 Air Liquide Procede et installation pour l'alimentation pour un appareil de separation d'air
GB9701416D0 (en) * 1997-01-24 1997-03-12 Boc Group Plc An air compressor
US5918466A (en) * 1997-02-27 1999-07-06 Siemens Westinghouse Power Corporation Coal fuel gas turbine system
US6141950A (en) 1997-12-23 2000-11-07 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated air separation and combustion turbine process with steam generation by indirect heat exchange with nitrogen
US5964085A (en) * 1998-06-08 1999-10-12 Siemens Westinghouse Power Corporation System and method for generating a gaseous fuel from a solid fuel for use in a gas turbine based power plant
US6148602A (en) * 1998-08-12 2000-11-21 Norther Research & Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor
US6214258B1 (en) 1998-08-13 2001-04-10 Air Products And Chemicals, Inc. Feed gas pretreatment in synthesis gas production
DE19837251C1 (de) * 1998-08-17 2000-02-10 Siemens Ag Gas- und Dampfturbinenanlage
US6116027A (en) * 1998-09-29 2000-09-12 Air Products And Chemicals, Inc. Supplemental air supply for an air separation system
US6216436B1 (en) * 1998-10-15 2001-04-17 General Electric Co. Integrated gasification combined cycle power plant with kalina bottoming cycle
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
US6508053B1 (en) * 1999-04-09 2003-01-21 L'air Liquide-Societe Anonyme A'directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integrated power generation system
US6263659B1 (en) 1999-06-04 2001-07-24 Air Products And Chemicals, Inc. Air separation process integrated with gas turbine combustion engine driver
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
ATE310787T1 (de) 1999-08-19 2005-12-15 Mfg & Tech Conversion Int Inc Einen dampfreformer und eine brennstoffzelle enthaltendes integriertes system
AU7062200A (en) * 1999-08-19 2001-03-13 Manufacturing And Technology Conversion International, Inc. Gas turbine with indirectly heated steam reforming system
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
KR20020030435A (ko) * 2000-10-17 2002-04-25 이종훈 석탄가스화 복합발전시스템에서 질소를 이용한 가스터빈팽창기 노즐 냉각장치 및 냉각방법
US6745573B2 (en) 2001-03-23 2004-06-08 American Air Liquide, Inc. Integrated air separation and power generation process
US6487863B1 (en) 2001-03-30 2002-12-03 Siemens Westinghouse Power Corporation Method and apparatus for cooling high temperature components in a gas turbine
FR2825935B1 (fr) * 2001-06-14 2003-08-22 Inst Francais Du Petrole Generateur de puissance a faibles rejets de co2 et procede associe
US6619041B2 (en) 2001-06-29 2003-09-16 L'air Liquide - Societe Anonyme A Directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Steam generation apparatus and methods
US6568185B1 (en) * 2001-12-03 2003-05-27 L'air Liquide Societe Anonyme A'directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Combination air separation and steam-generation processes and plants therefore
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
DE10392525B4 (de) * 2002-04-11 2012-08-09 Richard A. Haase Verfahren, Prozesse, Systeme und Vorrichtung mit Wasserverbrennungstechnologie zur Verbrennung von Wasserstoff und Sauerstoff
AU2003284124C1 (en) * 2002-10-10 2009-11-26 Lpp Combustion, Llc. System for vaporization of liquid fuels for combustion and method of use
AU2003300144A1 (en) * 2003-02-14 2004-09-09 Richard A. Haase Water combustion technology-methods, processes, systems and apparatus for the combustion of hydrogen and oxygen
US6966190B2 (en) * 2003-05-08 2005-11-22 Wylie Inentions Co., Inc. Combined cycle for generating electric power
EP1512855A1 (de) 2003-09-04 2005-03-09 ALSTOM Technology Ltd Kraftwerksanlage, und Verfahren zum Betrieb
US7128005B2 (en) * 2003-11-07 2006-10-31 Carter Jr Greg Non-polluting high temperature combustion system
US7024800B2 (en) * 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7685737B2 (en) 2004-07-19 2010-03-30 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7024796B2 (en) 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage
US20070084077A1 (en) * 2004-07-19 2007-04-19 Gorbell Brian N Control system for gas turbine in material treatment unit
US7694523B2 (en) * 2004-07-19 2010-04-13 Earthrenew, Inc. Control system for gas turbine in material treatment unit
CN101069040B (zh) 2004-12-08 2011-11-23 Lpp燃料有限公司 用于调节液体燃料的方法和装置
US7464555B2 (en) * 2005-05-05 2008-12-16 Siemens Energy, Inc. Catalytic combustor for integrated gasification combined cycle power plant
JP2009504967A (ja) * 2005-08-10 2009-02-05 アルストム テクノロジー リミテッド ガスタービンの作動方法及びこの作動方法によるガスタービン
US7513118B2 (en) 2005-08-10 2009-04-07 Alstom Technology Ltd. Method for operating a gas turbine and a gas turbine for implementing the method
US7574855B2 (en) 2005-08-10 2009-08-18 Alstom Technology Ltd. Method for operating a gas turbine and a gas turbine for implementing the method
US7584599B2 (en) * 2005-08-10 2009-09-08 Alstom Technology Ltd. Method for operating a gas turbine as well as a gas turbine for implementing the method
WO2007017487A1 (de) * 2005-08-10 2007-02-15 Alstom Technology Ltd Verfahren zum betrieb einer gasturbine sowie gasturbine zur durchführung des verfahrens
US7584598B2 (en) 2005-08-10 2009-09-08 Alstom Technology Ltd. Method for operating a gas turbine and a gas turbine for implementing the method
US20070163316A1 (en) * 2006-01-18 2007-07-19 Earthrenew Organics Ltd. High organic matter products and related systems for restoring organic matter and nutrients in soil
US7610692B2 (en) * 2006-01-18 2009-11-03 Earthrenew, Inc. Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes
US20080173021A1 (en) * 2006-04-17 2008-07-24 Pfefferle William C Method for improved efficiency for IGCC
US8529646B2 (en) * 2006-05-01 2013-09-10 Lpp Combustion Llc Integrated system and method for production and vaporization of liquid hydrocarbon fuels for combustion
US7451591B2 (en) * 2006-05-08 2008-11-18 Econo-Power International Corporation Production enhancements on integrated gasification combined cycle power plants
US8136369B2 (en) * 2006-07-14 2012-03-20 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude System and apparatus for providing low pressure and low purity oxygen
US9027352B2 (en) * 2006-10-27 2015-05-12 Precision Combustion, Inc. Method for improved efficiency for high hydrogen
DE112007002785A5 (de) 2006-12-01 2009-11-05 Alstom Technology Ltd. Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine
US20080141645A1 (en) * 2006-12-14 2008-06-19 General Electric Company System and method for low emissions combustion
US7934383B2 (en) * 2007-01-04 2011-05-03 Siemens Energy, Inc. Power generation system incorporating multiple Rankine cycles
EP1992793B1 (de) * 2007-05-14 2014-11-26 Litesso-Anstalt Verfahren zur Erzeugung von Strom aus Abfallgütern aller Art
US8065879B2 (en) 2007-07-19 2011-11-29 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Thermal integration of oxygen plants
US8528343B2 (en) * 2008-01-07 2013-09-10 General Electric Company Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
US20090173081A1 (en) * 2008-01-07 2009-07-09 Paul Steven Wallace Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
US20090223201A1 (en) * 2008-03-10 2009-09-10 Anand Ashok K Methods of Injecting Diluent Into A Gas Turbine Assembly
MY156350A (en) 2008-03-28 2016-02-15 Exxonmobil Upstream Res Co Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US8734545B2 (en) * 2008-03-28 2014-05-27 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CA2737133C (en) 2008-10-14 2017-01-31 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for controlling the products of combustion
DE102008063055A1 (de) * 2008-12-23 2010-08-05 Uhde Gmbh Verfahren zur Nutzung des aus einem Vergaser stammenden Synthesegases
US8186177B2 (en) * 2009-01-06 2012-05-29 General Electric Company Systems for reducing cooling water and power consumption in gasification systems and methods of assembling such systems
US20100199558A1 (en) * 2009-02-10 2010-08-12 Steele Raymond Douglas System and method for operating power generation systems
ES2554610T3 (es) 2009-04-17 2015-12-22 Gtl Petrol Llc Generación de energía a partir de gas natural con la captura de dióxido de carbono
AU2010250812B2 (en) * 2009-05-22 2013-10-03 Sasol Technology (Proprietary) Limited Process for co-producing synthesis gas and power
JP5898069B2 (ja) 2009-06-05 2016-04-06 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 燃焼器システムおよびその使用方法
BR112012010294A2 (pt) * 2009-11-12 2017-11-07 Exxonmobil Upstream Res Co sistema integrado, e, método para a recuperação de hidrocarboneto de baixa emissão com produção de energia
US8671694B2 (en) * 2010-01-28 2014-03-18 General Electric Company Methods and apparatus for diluent nitrogen saturation
US20130081403A1 (en) 2010-03-11 2013-04-04 Euroturbine Ab Gas turbine power generation plant and method for operating such a plant
PL2588727T3 (pl) 2010-07-02 2019-05-31 Exxonmobil Upstream Res Co Spalanie stechiometryczne z recyrkulacją gazów spalinowych i chłodnicą bezpośredniego kontaktu
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
AU2011271633B2 (en) 2010-07-02 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
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
SG186157A1 (en) 2010-07-02 2013-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
WO2012018458A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for exhaust gas extraction
WO2012018457A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method 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
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
FR2983245B1 (fr) * 2011-11-25 2014-01-10 Air Liquide Procede et appareil d'alimentation en azote d'une chambre de combustion
US9810050B2 (en) 2011-12-20 2017-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
US20130167557A1 (en) * 2012-01-04 2013-07-04 General Electric Company Power plant
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US10273880B2 (en) 2012-04-26 2019-04-30 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine
CN102817714A (zh) * 2012-09-03 2012-12-12 中国船舶重工集团公司第七○三研究所 中间喷水冷却与蒸汽回注燃气轮机循环装置
US10161312B2 (en) 2012-11-02 2018-12-25 General Electric Company System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
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
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
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 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
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 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
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
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
EP2759680A1 (de) * 2013-01-23 2014-07-30 Siemens Aktiengesellschaft Gasturbinenkraftwerk mit verbesserter Flexibilität
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US10221762B2 (en) 2013-02-28 2019-03-05 General Electric Company System and method for a turbine combustor
CN105008499A (zh) 2013-03-08 2015-10-28 埃克森美孚上游研究公司 发电和从甲烷水合物中回收甲烷
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
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
JP6010489B2 (ja) * 2013-03-12 2016-10-19 三菱日立パワーシステムズ株式会社 熱電可変型コジェネレーションシステム
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
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
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
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
DE102014211266A1 (de) * 2014-06-12 2015-12-17 Siemens Aktiengesellschaft Zuführung von Stickstoff aus einer Luftzerlegungsanlage in eine stationäre Gasturbine
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
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
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
CN109268092A (zh) * 2018-08-02 2019-01-25 上海柯来浦能源科技有限公司 一种利用空气能源的氢气混合工质动力系统
CN109931626A (zh) * 2018-11-28 2019-06-25 中国华能集团有限公司 一种用于igcc电站燃机的增效减排装置
CN109609199B (zh) * 2019-01-15 2020-07-21 中国石油大学(华东) 零碳排放的煤气化热电联供工艺
US11193421B2 (en) * 2019-06-07 2021-12-07 Saudi Arabian Oil Company Cold recycle process for gas turbine inlet air cooling
CN110454284A (zh) * 2019-08-08 2019-11-15 上海交通大学 用于燃气轮机的液氮循环进气冷却系统
CN115298416A (zh) * 2020-03-19 2022-11-04 凯洛格·布朗及鲁特有限公司 用于燃气涡轮机的动力强化
CN111441866B (zh) * 2020-04-03 2021-07-30 中国科学院工程热物理研究所 一种降低合成气燃气轮机NOx排放的系统

Family Cites Families (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1339734A (fr) * 1962-10-25 1963-10-11 Turbine à gaz à performances indépendantes de la température ambiante
US3788066A (en) * 1970-05-05 1974-01-29 Brayton Cycle Improvement Ass Refrigerated intake brayton cycle system
US3731495A (en) * 1970-12-28 1973-05-08 Union Carbide Corp Process of and apparatus for air separation with nitrogen quenched power turbine
US3796045A (en) * 1971-07-15 1974-03-12 Turbo Dev Inc Method and apparatus for increasing power output and/or thermal efficiency of a gas turbine power plant
US3877218A (en) * 1971-09-14 1975-04-15 William H Nebgen Brayton cycle system with refrigerated intake and condensed water injection
DE2503193A1 (de) * 1975-01-27 1976-07-29 Linde Ag Verfahren zur herstellung eines heizgases durch druckvergasung kohlenstoffhaltiger brennstoffe
US4224045A (en) * 1978-08-23 1980-09-23 Union Carbide Corporation Cryogenic system for producing low-purity oxygen
JPS5647625A (en) * 1979-09-27 1981-04-30 Osaka Gas Co Ltd Open cycle gas turbine power generating system using cold liquefied natural gas
GB2067668A (en) * 1980-01-21 1981-07-30 Gen Electric Control of NOx emissions in a stationary gas turbine
US4313300A (en) * 1980-01-21 1982-02-02 General Electric Company NOx reduction in a combined gas-steam power plant
US4297842A (en) * 1980-01-21 1981-11-03 General Electric Company NOx suppressant stationary gas turbine combustor
US4424667A (en) * 1982-06-07 1984-01-10 Fanning Arthur E Apparatus for increasing the efficiency of a gas turbine engine
JPS59185824A (ja) * 1983-04-04 1984-10-22 Mitsubishi Electric Corp ガスタ−ビンプラント
DE3319711A1 (de) * 1983-05-31 1984-12-06 Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim Kombinierte gasturbinen-dampfturbinen-anlage mit vorgeschalteter kohlevergasungsanlage
DE3331152A1 (de) * 1983-08-30 1985-03-07 Brown, Boveri & Cie Ag, 6800 Mannheim Verfahren zum betrieb einer mit einer brennstoffvergasungsanlage kombinierten gasturbinenanlage
DE3408937A1 (de) * 1984-01-31 1985-08-08 BBC Aktiengesellschaft Brown, Boveri & Cie., Baden, Aargau Kombinierte gas-/dampf-kraftwerkanlage
DE3415224A1 (de) * 1984-04-21 1985-10-24 Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim Gasturbinen- und dampfkraftwerk mit einer integrierten kohlevergasungsanlage
DE3446715A1 (de) * 1984-12-21 1986-06-26 Krupp Koppers GmbH, 4300 Essen Verfahren zur kuehlung von staubfoermige verunreinigungen enthaltendem partialoxidationsgas, das zur verwendung in einem kombinierten gas-dampfturbinenkraftwerk bestimmt ist
DE3660191D1 (en) * 1985-08-05 1988-06-16 Siemens Ag Combined cycle power station
DE3532299A1 (de) * 1985-09-11 1987-03-19 Battenfeld Kunststoffmasch Spritzgiessmaschine mit spritzling-entnahmevorrichtung
US4707994A (en) * 1986-03-10 1987-11-24 Air Products And Chemicals, Inc. Gas separation process with single distillation column
AT387038B (de) * 1986-11-25 1988-11-25 Voest Alpine Ag Verfahren und anlage zur gewinnung von elektrischer energie neben der herstellung von fluessigem roheisen
GB8824216D0 (en) * 1988-10-15 1988-11-23 Boc Group Plc Air separation
WO1991015667A1 (de) * 1990-04-03 1991-10-17 Elin Energieversorgung Gesellschaft M.B.H. Verfahren und aggregat zur erhöhung der leistung einer gasturbine
US5081845A (en) * 1990-07-02 1992-01-21 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated air separation plant - integrated gasification combined cycle power generator
DE4301100C2 (de) * 1993-01-18 2002-06-20 Alstom Schweiz Ag Baden Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerkes mit Kohle- oder Oelvergasung

Also Published As

Publication number Publication date
JPH06323161A (ja) 1994-11-22
CZ95694A3 (en) 1994-11-16
EP0622535B1 (en) 1996-06-19
CN1096343A (zh) 1994-12-14
CA2121762A1 (en) 1994-10-28
DK0622535T3 (da) 1996-07-15
US5388395A (en) 1995-02-14
DE69400252T2 (de) 1996-10-24
JP2649013B2 (ja) 1997-09-03
DE69400252D1 (de) 1996-07-25
EP0622535A1 (en) 1994-11-02
ES2088695T3 (es) 1996-08-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CZ280332B6 (cs) Způsob získávání energie
US5666800A (en) Gasification combined cycle power generation process with heat-integrated chemical production
US6684643B2 (en) Process for the operation of a gas turbine plant
US4677829A (en) Method for increasing the efficiency of gas turbine generator systems using low BTU gaseous fuels
US5927063A (en) High efficiency reformed methanol gas turbine power plants
US5410869A (en) Method of operating a combination power plant by coal or oil gasification
EP1252674B1 (en) High-efficiency fuel cell system
US3731485A (en) Open-cycle gas turbine plant
KR960010273B1 (ko) 통합형 공기 분리-가스 터빈식 발전방법
US4212160A (en) Combined cycle power plant using low Btu gas
WO1998045578B1 (en) Thermal chemical recuperation method and system for use with gas turbine systems
US9273607B2 (en) Generating power using an ion transport membrane
GB2075124A (en) Integrated gasification-methanol synthesis-combined cycle plant
US5212941A (en) Method for operating a combined gas turbine/steam turbine process
JPS61155493A (ja) 総合複合サイクル・システム
Xu et al. Process modelling and optimization of a 250 MW IGCC system: ASU optimization and thermodynamic analysis
US6314715B1 (en) Modified fuel gas turbo-expander for oxygen blown gasifiers and related method
Xu et al. Thermodynamic analysis of trigeneration system with controlled thermal-electric ratio by coupling liquefied natural gas cold energy and biomass partial gasification
US8850825B2 (en) Generating power using an ion transport membrane
US20030054214A1 (en) Power generation plant and method of generating electric energy
CN102325966A (zh) 用于气化的自生功率整合
JPH11117711A (ja) ガス化複合発電プラント
Kuchonthara et al. Energy-recuperative biomass integrated gasification power generation system
KR100355309B1 (ko) 산소분리장치의 잉여질소를 이용한 석탄가스화 복합발전시스템
JP2011032926A (ja) ガスタービンプラント及びこれを備えたガス化燃料発電設備