EA023216B1 - Системы и способы производства электроэнергии при низких уровнях выбросов и извлечения углеводородов - Google Patents

Системы и способы производства электроэнергии при низких уровнях выбросов и извлечения углеводородов Download PDF

Info

Publication number
EA023216B1
EA023216B1 EA201270362A EA201270362A EA023216B1 EA 023216 B1 EA023216 B1 EA 023216B1 EA 201270362 A EA201270362 A EA 201270362A EA 201270362 A EA201270362 A EA 201270362A EA 023216 B1 EA023216 B1 EA 023216B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
combustion
turbine
gaseous products
reforming unit
Prior art date
Application number
EA201270362A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201270362A1 (ru
Inventor
Чад Расмуссен
Ричард Э. Хантингтон
Деннис О'Ди
Франклин Ф. Миттрикер
Франк Хершковитц
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
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 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of EA201270362A1 publication Critical patent/EA201270362A1/ru
Publication of EA023216B1 publication Critical patent/EA023216B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/384—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts the catalyst being continuously externally heated
    • 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
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C9/00—Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/06—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of coolers
    • 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
    • F25J3/04533—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the direct combustion of fuels in a power plant, so-called "oxyfuel combustion"
    • 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
    • F25J3/04569—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating for enhanced or tertiary oil recovery
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0238—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a carbon dioxide reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0822—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel the fuel containing hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0827—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel at least part of the fuel being a recycle stream
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0833—Heating by indirect heat exchange with hot fluids, other than combustion gases, product gases or non-combustive exothermic reaction product gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1241—Natural gas or methane
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/60—Fluid transfer
    • F05D2260/61—Removal of CO2
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07001—Injecting synthetic air, i.e. a combustion supporting mixture made of pure oxygen and an inert gas, e.g. nitrogen or recycled fumes
    • 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
    • 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
    • Y02E20/30—Technologies for a more efficient combustion or heat usage
    • 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
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
    • 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
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines

Abstract

Представлены способы и системы для производства электроэнергии при низких уровнях выбросов на кислородно-топливной основе в процессах извлечения углеводородов. Одна система включает камеру повышенного давления и предназначена для обеспечения конверсии после сгорания газообразных компонентов, чтобы достигалось желательное химическое состояние. Еще одна система включает установку парового риформинга для преобразования потока регулируемого топлива с образованием потока подвергнутого риформингу регулируемого топлива, характеризуемого повышенным содержанием водорода, по сравнению с потоком регулируемого топлива.

Description

Варианты осуществления изобретения относятся к выработке электроэнергии при низких уровнях выбросов в процессах извлечения углеводородов. Более конкретно, варианты осуществления изобретения относятся к способам и системам для применения высокотемпературных выхлопов турбины, образующихся при кислородно-топливном горении, для стимулирования конверсии газообразных компонентов в продуктах сгорания для достижения желательного химического состояния и для риформинга потока регулируемого топлива для генерирования потока подвергнутого риформингу регулируемого топлива, который характеризуется повышенным содержанием водорода.
Уровень техники
Этот раздел является введением в разнообразные технологические аспекты, которые могут быть связаны с примерными вариантами осуществления настоящего изобретения. Как представляется, данный раздел будет способствовать созданию концептуальной основы, призванной облегчить лучшее понимание конкретных аспектов настоящего изобретения. Понятно, что этот раздел следует читать под таким углом зрения, и необязательно его считать обзором известных решений.
Многие операции по интенсификации добычи углеводородов могут быть классифицированы как принадлежащие к одному из следующих типов: поддержание пластового давления и нагнетание в пласт смешивающихся с пластовым флюидом материалов. В операции, предусматривающей поддержание пластового давления, в пластовый резервуар, главным образом газообразный, нагнетают инертные газы, такие как азот, для поддержания по меньшей мере минимального давления в резервуаре, чтобы предотвратить ретроградную конденсацию и повысить общий уровень добычи. При нагнетании в пласт смешивающихся с пластовым флюидом материалов в пластовый резервуар, главным образом жидкостный, нагнетают смешивающиеся газы, такие как диоксид углерода, для смешения с жидкостями, снижая тем самым их вязкость и повышая давление для повышения величины нефтеотдачи.
Многие нефтедобывающие страны испытывают значительный внутренний рост потребления электроэнергии и проявляют интерес к добыче нефти вторичным методом для повышения нефтеотдачи из их пластовых резервуаров. Две общеупотребительных ЕОК-технологии включают нагнетание азота (Ν2) для поддержания пластового давления и нагнетание диоксида углерода (СО2) с введением смешивающихся с пластовым флюидом материалов для добычи нефти вторичным методом. В то же время существует общемировая проблема в отношении выбросов парниковых газов. Эта проблема, в сочетании с внедрением программ по ограничению и перераспределению квот во многих странах придает первостепенное значение сокращению выбросов СО2 для этих и других стран, а также компаний, которые используют системы добычи углеводородов.
Некоторые подходы к снижению выбросов СО2 включают декарбонизацию топлива или улавливание после сжигания. Однако оба этих технологических решения являются дорогостоящими и снижают коэффициент полезного действия генерирования электрической энергии, приводя к снижению выработки электроэнергии, повышению расхода топлива и возрастанию стоимости электричества для удовлетворения национальных потребностей в энергии. Еще один подход состоит в применении кислороднотопливной газовой турбины в комбинированном цикле (например, где бросовое тепло из газовой турбины в цикле Брайтона улавливают для производства пара и получения дополнительной электроэнергии в цикле Рэнкина). Однако затраты энергии, необходимой для получения высокочистого кислорода, значительно снижают общий коэффициент полезного действия процесса. В нескольких исследованиях было проведено сравнение этих процессов и были показаны некоторые преимущества каждого подхода. Например, см. статью авторов ВОЕЬАЫО, ОЬАУ и υΝΏΚυΜ, ΗΕΝΚΙΕΤΤΕ, Кетоуа1 оГ СО2 Ггот Оа§ ТигЪше Ро\\ег Р1ап1§: Еуа1иайои оГ рге- апй ро81-сотЪи8Йоп теШойк (Удаление СО2 из газотурбинных электростанций: оценка методов улавливания до и после сгорания), 8ΙΝΤΕΡ Огоир, размещенную на сайте Ьйр://№№№.еиег§у.81п1еГ.по/риЪ1/хегд1/98/3/3аг1-8-епде18к.Ыт (1998).
Тем не менее, по-прежнему существует значительная потребность в способе высокоэффективного производства электроэнергии при низком уровне выбросов и извлечения углеводородов.
Сущность изобретения
Способ высокоэффективного производства электроэнергии при низком уровне выбросов и извлечения углеводородов описан в патентной заявке РСТ/и§2009/038247, озаглавленной Системы и способы низкоэмиссионного производства электроэнергии и извлечения углеводородов, имеющей приоритет предварительной патентной заявки США № 61/072292, поданной 28 марта 2008 г., и предварительной патентной заявки США № 61/153508, поданной 18 февраля 2009 г., которые полностью включены в данное описание путем ссылки. Настоящее изобретение представляет собой усовершенствования способов и систем заявки РСТ/и§2009/038247.
Более конкретно, один вариант осуществления настоящего изобретения включает поток кислорода, поток диоксида углерода, поток регулируемого топлива, камеру сгорания, турбину и камеру повышенного давления. Камера сгорания предназначена для принятия и сжигания потока кислорода, потока диоксида углерода и потока регулируемого топлива с образованием потока газообразных продуктов сгорания, содержащих главным образом диоксид углерода и воду. Поток газообразных продуктов сгорания имеет температуру, составляющую по меньшей мере 1800 градусов Фаренгейта (982,2°С). Турбина предназна- 1 023216 чена для принятия потока газообразных продуктов сгорания, расширения потока газообразных продуктов сгорания и выпуска расширенного потока газообразных продуктов сгорания в качестве выходного потока турбины. Выходной поток турбины имеет температуру, составляющую по меньшей мере 1200 градусов Фаренгейта (648,9°С). Камера повышенного давления сообщается с турбиной для принятия выходного потока турбины. Камера повышенного давления предназначена для обеспечения времени пребывания, в течение которого по меньшей мере один индивидуальный компонент выходного потока турбины химически прореагирует до достижения равновесного состояния и главным образом преобразует промежуточный продукт в равновесный продукт.
Еще один вариант осуществления настоящего изобретения включает камеру сгорания, турбину и установку парового риформинга. Камера сгорания предназначена для образования потока газообразных продуктов сгорания. Турбина предназначена для принятия потока газообразных продуктов сгорания, расширения потока газообразных продуктов сгорания и выпуска расширенного потока газообразных продуктов сгорания в качестве выходного потока турбины. Выходной поток турбины имеет температуру, составляющую по меньшей мере 1200 градусов Фаренгейта (648,9°С). Установка парового риформинга предназначена для принятия потока выхлопных газов турбины и потока регулируемого топлива, извлечения тепла из потока выхлопных газов турбины и передачи тепла потоку, подаваемому в риформингустановку, для генерирования потока продуктов риформинг-установки.
Еще один дополнительный вариант осуществления настоящего изобретения включает стадии, на которых создают поток кислорода, поток диоксида углерода и поток регулируемого топлива, проводят сжигание потока кислорода, потока диоксида углерода и потока регулируемого топлива для получения потока газообразных продуктов сгорания, проводят расширение потока газообразных продуктов сгорания в турбине с образованием расширенного потока газообразных продуктов сгорания, и обеспечивают время пребывания расширенного потока газообразных продуктов сгорания, чтобы достигнуть установившегося химического равновесия, причем время пребывания обеспечивается камерой повышенного давления, предназначенной для удержания расширенного потока газообразных продуктов сгорания в течение времени пребывания.
Еще один дополнительный вариант осуществления настоящего изобретения включает стадии, на которых создают поток кислорода, поток диоксида углерода, поток регулируемого топлива и поток подвергнутого риформингу регулируемого топлива, проводят сжигание потока кислорода, потока диоксида углерода и потока, подвергнутого риформингу регулируемого топлива, для получения потока газообразных продуктов сгорания, проводят расширение потока газообразных продуктов сгорания в турбине с образованием расширенного потока газообразных продуктов сгорания и проводят риформинг регулируемого потока топлива с образованием потока подвергнутого риформингу регулируемого топлива с использованием тепла, извлеченного из расширенного потока газообразных продуктов сгорания. Поток газообразных продуктов сгорания имеет температуру, составляющую по меньшей мере 1800 градусов Фаренгейта (982,2°С). Поток подвергнутого риформингу регулируемого топлива характеризуется повышенным содержанием водорода по сравнению с регулируемым потоком топлива.
Краткое описание чертежей
Вышеизложенные и прочие преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными после ознакомления с нижеследующим подробным описанием и чертежами неограничивающих примеров вариантов исполнения, на которых показано следующее:
фиг. 1 иллюстрирует систему на кислородно-топливной основе для производства электроэнергии при низких уровнях выбросов и извлечения углеводородов, которая может быть использована в связи с одним или более аспектами настоящего изобретения;
фиг. 2 иллюстрирует конструкцию турбины и парогенератора с использованием избыточного тепла, которая может быть использована в связи с одним или более аспектами настоящего изобретения;
фиг. 3 иллюстрирует систему на кислородно-топливной основе для производства электроэнергии при низких уровнях выбросов и извлечения углеводородов, которая может быть использована в связи с одним или более аспектами настоящего изобретения;
фиг. 4 иллюстрирует систему на кислородно-топливной основе для производства электроэнергии при низких уровнях выбросов и извлечения углеводородов согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 5 иллюстрирует систему на кислородно-топливной основе для производства электроэнергии при низких уровнях выбросов и извлечения углеводородов согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 6А-В иллюстрируют системы на кислородно-топливной основе для производства электроэнергии при низких уровнях выбросов и извлечения углеводородов согласно другим дополнительным вариантам осуществления настоящего изобретения;
фиг. 7 иллюстрирует блок-схему способа для применения с системой кислородно-топливной газовой турбины согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 8 иллюстрирует блок-схему способа для применения с системой кислородно-топливной газовой турбины согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения;
- 2 023216 фиг. 9 показывает равновесные концентрации (мольные доли) кислорода в потоке газообразных продуктов сгорания в диапазоне давления, температуры и коэффициента избытка воздуха;
фиг. 10 показывает равновесные концентрации (мольные доли) монооксида углерода (СО) в потоке газообразных продуктов сгорания в диапазоне давления, температуры и коэффициента избытка воздуха;
фиг. 11 показывает концентрации (мольную долю) кислорода в потоке газообразных продуктов сгорания в диапазоне давления, температуры и коэффициента избытка воздуха после конечного времени пребывания в течение 40 мс;
фиг. 12 иллюстрирует время пребывания, необходимое для развития реакции до уровня в пределах 10% равновесия в диапазоне температур пламени и коэффициентов избытка воздуха.
Подробное описание изобретения
Определения.
Используемое в настоящем описании единственное число объекта имеет отношение к одному или нескольким таким объектам. Термины один, один или более и по меньшей мере один могут быть применены взаимозаменяемо, если специально не оговорен предел.
Используемые термины содержащий, содержит и содержат представляют собой неограничивающие переходные термины, используемые для перехода от объекта, указанного перед термином, к одному или более элементам, указанным после термина, где элемент или элементы, перечисленные после термина, не обязательно являются только элементами, которые представляют собой дополнение объекта.
Используемые термины имеющий, имеет и имеют предполагают такое же неограничивающее значение, как содержащий, содержит и содержат.
Используемые термины заключающий, заключает и заключают имеют такое же неограничивающее значение, как содержащий, содержит и содержат.
Применяемый термин коэффициент избытка воздуха является массовым отношением топлива к кислороду, поступающим в камеру сгорания, деленным на массовое отношение топлива к кислороду, когда соотношение является стехиометрическим.
Используемая стехиометрическая смесь представляет собой смесь, имеющую объем реагентов, который включает в себя топливо и окислитель, и объем продуктов, образованных сгоранием реагентов, при этом объем реагентов целиком используется для образования продуктов.
Описание
В нижеследующем разделе подробного описания конкретные варианты осуществления настоящего изобретения описаны в связи с предпочтительными вариантами исполнения. Однако в той мере, насколько нижеследующее описание является специфическим для конкретного варианта исполнения или конкретного применения настоящего изобретения, оно предназначено только для примерных целей и просто приводит описание примерных вариантов исполнения. Соответственно этому изобретение не ограничивается описанными ниже конкретными вариантами исполнения, но, скорее, включает все альтернативные варианты, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы подлинного смысла и област прилагаемой патентной формулы.
Способ высокоэффективного производства электроэнергии при низком уровне выбросов и извлечения углеводородов описан в патентной заявке РСТ/И82009/038247, озаглавленной Системы и способы низкоэмиссионного производства электроэнергии и извлечения углеводородов, которая имеет приоритет предварительной патентной заявки США № 61/072292, поданной 28 марта 2008 г., и предварительной патентной заявки США № 61/153508, поданной 18 февраля 2009 г.
На фиг. 1 представлена система 100 на кислородно-топливной основе для производства электроэнергии при низком уровне выбросов и извлечения углеводородов, которая может быть использована в связи с одним или более аспектами настоящего изобретения. Система 100 в основном содержит источник 102 кислорода (О2), источник 104 диоксида углерода (СО2) и источник 106 регулируемого топлива для формирования потока 108 кислорода, потока 110 диоксида углерода и потока 112 регулируемого топлива, такого как потока топлива на углеводородной основе, соответственно. По меньшей мере в одном варианте исполнения поток 110 СО2 может быть сжатым (например, до давления между 12 и 18 бар (манометрических) (1,2-1,8 МПа, избыточных)) с использованием компрессора, такого как бустерный (дожимающий) компрессор 118. В еще одном варианте исполнения поток 110 СО2 уже может быть под давлением вследствие характеристик источника СО2. Потоки 108, 110 и 112 подают в камеру 120 сгорания (т.е. принимаются ею) и сгорают с образованием потока 122 газообразных продуктов сгорания. Поток 122 газообразных продуктов сгорания главным образом включает диоксид углерода (СО2) и воду (Н2О) под давлением между 12 и 18 бар (1,2-1,8 МПа). Более конкретно, поток 122 газообразных продуктов сгорания по меньшей мере в одном варианте исполнения может содержать между 70 и 80% СО2. Однако поток 122 газообразных продуктов сгорания может включать любые надлежащие компоненты в любой(ых) надлежащей(их) концентрации(ях) при любом(ых) надлежащем(их) давлении(ях) для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения. Кроме того, температуру потока 122 газообразных продуктов сгорания регулируют пропорцией подводимого потока 110 СО2. Например, в одном варианте исполнения температура потока 122 газообразных продуктов сгорания является большей или равной 1800 градусам Фаренгейта (982,2°С). По меньшей мере в одном другом варианте исполнения температу- 3 023216 ра потока 122 газообразных продуктов сгорания главным образом варьируется между 1900 и 2700 градусами Фаренгейта (1037,8-1482,2°С). В еще одном дополнительном варианте исполнения температура потока 122 газообразных продуктов сгорания главным образом варьируется между 2200 и 2500 градусами Фаренгейта (1204,4-1371,1°С). Однако температура потока 122 газообразных продуктов сгорания может быть любой подходящей температурой, обусловленной проектными критериями конкретного варианта применения.
В общем, поток 122 газообразных продуктов сгорания поступает в турбину 124 и расширяется внутри турбины 124. По меньшей мере в одном варианте исполнения турбина 124 приспособлена расширением потока 122 в турбине 124 генерировать энергию, такую как электрическая энергия, вырабатываемую электрическим генератором 126, связанным с турбиной 124. Расширенный поток 122 затем может быть выведен как выходной поток 128 турбины. По меньшей мере в одном варианте исполнения выходной поток 128 турбины имеет давление, по существу равное 1 бар (0,1 МПа). В еще одном варианте исполнения выходной поток 128 турбины имеет давление главным образом между 1 и 2 бар (0,1-0,2 МПа). Однако выходной поток 128 турбины может иметь любое подходящее давление, обусловленное проектными критериями конкретного варианта применения. Подобным образом, по меньшей мере в одном варианте исполнения выходной поток 128 турбины имеет температуру, составляющую главным образом между 1200 и 1800 градусами Фаренгейта (648,9-982,2°С). По меньшей мере в одном другом варианте исполнения выходной поток 128 турбины имеет температуру, составляющую главным образом между 1350 и 1700 градусами Фаренгейта (732,2-926,7°С). Однако выходной поток 128 турбины может иметь любую надлежащую температуру, обусловленную проектными критериями конкретного варианта применения.
Как описано ниже, выходной поток 128 может быть вовлечен в процесс в связи с одним или более дополнительными устройствами и/или конструкцией для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения. Как показано на фиг. 1, поток 128 поступает в парогенератор 130 с использованием избыточного тепла, более подробно описываемый с привлечением фиг. 2, для выработки электрической энергии, иногда называемой как дополнительная энергия. Парогенератор, главным образом, выпускает/выводит поток 132 выхлопных газов с пониженной температурой.
Разнообразные стадия 140 охлаждения и стадия 142 сжатия могут быть применены для потока 132 выхлопных газов или его компонентов для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения. Например, стадия 140 охлаждения отработавшего газа может быть реализована для отделения 150 воды (Н2О) от потока 132, чтобы концентрация СО2 в полученном потоке 152 была выше, чем концентрация СО2 в потоке 132. Затем весь полученный поток 152 или его часть могут быть подвергнуты сжатию (например, с помощью компрессора 142) и/или иным образом приспособлены для использования в одном или более процессах, таких как добыча 160 нефти вторичным методом. Подобным образом, весь полученный поток 152 или его часть (например, 70-100%), в сжатом или ином состоянии, могут быть вовлечены в рециркуляцию в качестве потока 110 СО2.
Фиг. 2 иллюстрирует турбину 124 и парогенератор 130 с использованием избыточного тепла, которые могут быть применены в связи с одним или более аспектами настоящего изобретения. Как показано на фиг. 2, парогенератор 130 может включать в себя теплообменник 202 (например, паровой змеевик) в контакте с выходным потоком 128 турбины для производства пара 204. Пар 204 расширяется внутри турбины 210 с получением мощности. Выходной поток 204' паровой турбины подвергают дополнительной обработке для конденсации пара, пополнения воды, дегазации и т.д. в системе 208, которая может представлять собой конденсатор, и нагнетают (например, с помощью насоса 206) с доведением до высокого давления перед повторным поступлением в теплообменник 202. Генератор 212 может быть соединен с паровой турбиной 210 так, что расширение пара 204 внутри паровой турбины 210 генерирует электрическую энергию.
На фиг. 3 показана система 300 на кислородно-топливной основе для производства электроэнергии при низком уровне выбросов и извлечения углеводородов, которая может быть использована в связи с одним или более аспектами настоящего изобретения. Система 300 может быть реализована подобно системе 100, проиллюстрированной на фиг. 1, но с добавлением источника 102 кислорода, источника 104 диоксида углерода и источника 106 регулируемого топлива. Более конкретно, в варианте исполнения, показанном на фиг. 3, применяют систему 302 установки для разделения воздуха для получения потока 108 кислорода. При использовании этой установки также может быть получен азот (Ν2) и применен в одном или более дополнительных процессах, таких как нагнетание азота в поддержании пластового давления.
Подобным образом, поток 112 регулируемого топлива может быть получен из пластового резервуара (такого как нефтяная скважина) 304, в который нагнетали диоксид углерода, и/или из трубопровода 306 для подачи углеводородного топлива. По меньшей мере в одном варианте исполнения поток 110 диоксида углерода также может быть получен из нефтяной скважины 304. Система 300 представляет собой вариант применения одного источника (например, потока 152) для потока 110 диоксида углерода во время пускового режима системы 300 и второго источника (например, пластового резервуара/нефтяной скважины 304) во время непрерывной работы системы 300 или наоборот.
- 4 023216
На фиг. 4 показана диаграмма, иллюстрирующая систему 400 на кислородно-топливной основе для производства электроэнергии при низком уровне выбросов и извлечения углеводородов согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Система 400 может быть применена подобно системе 100 и/или системе 300 с включением камеры 402 повышенного давления. Камера 402 повышенного давления сообщена с турбиной 124 и по меньшей мере в одном варианте исполнения может быть непосредственно соединена с турбиной 124 для принятия выходного потока 128 турбины. Подобным образом, камера 402 повышенного давления может сообщаться с парогенератором, использующим избыточное тепло. Камера 402 повышенного давления предназначена для обеспечения времени пребывания, в течение которого индивидуальные компоненты выходного потока 128 турбины могут продолжать участвовать в химических реакциях.
В традиционных камерах сгорания с высоким давлением, не основанных на кислородно-топливном горении, которые применяются в производстве электроэнергии, газы находятся в камере сгорания в течение короткого периода времени (например, 40 мс) перед поступлением в турбину. Поскольку скорость реакции уменьшается при снижении температуры, реакция эффективно «замораживается», когда газы охлаждаются, проходя через расширитель турбины. В такой системе реакция не способна достигнуть равновесия, и химическое взаимодействие не продолжается с измеримыми скоростями ниже по потоку относительно системы. Настоящее изобретение приспосабливает температуру, давление и состав газа кислородно-топливной системы сгорания для генерирования высокотемпературного потока выхлопных газов турбины, который в основном все еще имеет температуру, достаточную для стимулирования химических реакций. Камера 402 повышенного давления, используемая в настоящем изобретении, предназначена и используется для обеспечения надлежащего времени пребывания, в течение которого индивидуальные компоненты выходного потока 128 турбины могут продолжать реагировать до тех пор, пока на выходе из камеры 402 повышенного давления индивидуальные компоненты не достигнут или в основном не достигнут желательного реакционного состояния. Полученный поток 404, выходящий из камеры повышенного давления, затем может быть использован в последующих процессах (например, при добыче нефти вторичным методом) для соответствия заданным композиционным проектным критериям для трубопровода или другого конкретного варианта применения.
В одном варианте исполнения время пребывания задают предварительно так, чтобы по меньшей мере один индивидуальный компонент выходного потока 128 турбины продолжал химически реагировать, пока реакция в основном не достигнет равновесия (т.е. один или более промежуточных продуктов в основном преобразуются в равновесный продукт). По меньшей мере в одном варианте исполнения реальное равновесие можно рассматривать как момент химической реакции, в который концентрация индивидуального компонента (например, кислорода, монооксида углерода, промежуточного углеводородного соединения, несгоревшего углеводородного промежуточного соединения, формальдегида и/или т.п.) в выходном потоке 128 турбины станет менее чем на 10% выше равновесной концентрации индивидуального компонента.
В еще одном дополнительном варианте исполнения время пребывания может быть предварительно задано так, что по меньшей мере одно предварительно заданное процентное количество (например, 50, 75, 90% и т.д.) индивидуального компонента (например, кислорода, монооксида углерода, промежуточного углеводородного соединения, несгоревшего углеводородного промежуточного соединения, формальдегида и/или т.п.) в выходном потоке 128 турбины на выходе из турбины 124 преобразуется в равновесный продукт на выходе из камеры 402 повышенного давления.
Альтернативно, время пребывания может быть предварительно задано так, что по меньшей мере один индивидуальный компонент выходного потока 128 турбины химически реагирует до тех пор, пока индивидуальный(ые) компонент(ы) не станет(ут) пригодным для процесса добычи нефти вторичным методом. По меньшей мере в одном варианте исполнения индивидуальные компоненты могут включать кислород и монооксид углерода, и компоненты могут быть определены как пригодные для применения в процессе добычи нефти вторичным методом, когда кислород имеет концентрацию, равную или меньшую, чем 10 частей на миллион, и монооксид углерода имеет концентрацию, равную или меньшую, чем 1000 частей на миллион.
Один или более вариантов осуществления настоящего изобретения могут включать камеру 402 повышенного давления, которая обеспечивает время пребывания, составляющее главным образом между 0,1 и 10 с. В еще одном варианте исполнения камера 402 повышенного давления может обеспечивать время пребывания, составляющее главным образом между 0,1 и 2 с. В еще одном дополнительном варианте исполнения камера 402 повышенного давления может обеспечивать время пребывания свыше 1 с. Однако камера 402 повышенного давления может быть приспособлена для обеспечения любого надлежащего времени пребывания для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения.
Из настоящего описания понятно, что время пребывания по существу представляет собой функцию скорости газа, протекающего через камеру 402 повышенного давления, и объема камеры 402 повышенного давления. Объем камеры 402 повышенного давления может быть определен для достижения желательного времени пребывания на основе знания плотности выходного потока 128 турбины. По меньшей мере в одном варианте исполнения камера 402 повышенного давления имеет постоянную площадь попе- 5 023216 речного сечения и длину центральной линии 406 (проиллюстрированную на фиг. 2), главным образом составляющую между 10 и 30 м. В еще одном дополнительном варианте исполнения камера 402 повышенного давления имеет постоянную площадь поперечного сечения и длину центральной линии 406, превышающую или равную 30 м. Однако камера повышенного давления может иметь любые подходящие объем, форму (в том числе нерегулярные формы) и/или длину центральной линии 406 для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения.
Фиг. 4 представляет также вариант осуществления 400 настоящего изобретения, в котором камера 402 повышенного давления предназначена и использована для обеспечения надлежащего времени пребывания, в течение которого индивидуальные компоненты выходного потока 128 турбины могут продолжать реагировать до тех пор, пока они не достигнут или в основном не достигнут желательного химического состава (т.е. реакционного состояния).
Фиг. 5 иллюстрирует еще одну систему 500 на кислородно-топливной основе, которая может быть применена подобно ранее обсужденным системам 100, 300 и 400. Более конкретно, система 500 включает установку 502 парового риформинга, которая может включать теплообменник и катализатор. Установка 502 парового риформинга может представлять собой риформинг-установку любого пригодного типа для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения, такую как установка парового риформинга или установка аутотермического риформинга. Установка 502 парового риформинга предназначена для принятия выходного потока 128 турбины, по меньшей мере части потока 112 регулируемого топлива и потока 506 воды из источника 508 воды. В общем, впускные потоки риформингустановки 502 могут быть названы как сырьевые потоки риформинг-установки, и, по меньшей мере в одном варианте исполнения, включают пар и/или диоксид углерода. Тепло от выходного потока 128 турбины является движущей силой эндотермической каталитической реакции парового риформинга между потоком 506 воды и потоком 112 регулируемого топлива (например, метана в потоке 112 регулируемого топлива) для образования потока 504 подвергнутого риформингу регулируемого топлива. В общем, выпускные потоки риформинг-установки 502 могут быть названы как потоки продуктов риформингустановки. В одном варианте исполнения поток продуктов риформинг-установки подвергают дополнительной конверсии и разделению для получения обогащенного водородом потока и/или потока, обогащенного диоксидом углерода (не показан). Обогащенный водородом поток может быть пригодным для продажи или для транспортирования по трубопроводу в иной процесс.
Поток 504 подвергнутого риформингу регулируемого топлива, в общем, характеризуется повышенным содержанием водорода по сравнению с потоком 112 регулируемого топлива и в одном варианте исполнения главным образом составлен водородом и монооксидом углерода. Затем поток 504 подвергнутого риформингу регулируемого топлива подают в камеру 120 сгорания вместо потока 112 регулируемого топлива, как на фиг. 1. По меньшей мере в одном варианте исполнения поток 504 подвергнутого риформингу регулируемого топлива содержит некоторое количество исходного углеводородного топлива из потока 112 регулируемого топлива, часть обогащенного водородом потока, часть обогащенного диоксидом углерода потока и/или их комбинацию.
В основном, установка 502 парового риформинга сообщается по текучей среде с турбиной 124 и по меньшей мере в одном варианте исполнения риформинг-установка 502 может быть непосредственно соединена с турбиной 124. В дополнение, один или более вариантов осуществления настоящего изобретения могут включать установку 502 парового риформинга, сообщенную по текучей среде с парогенератором 130, использующим избыточное тепло, и размещенную выше по потоку относительно него. То есть парогенератор 130 может получать выходной газ 510 риформинг-установки.
Фиг. 6А иллюстрирует еще одну дополнительную систему 600 на кислородно-топливной основе, которая может быть применена подобно ранее обсужденным системам 100, 300, 400 и 500. Более конкретно, система 600 включает камеру 402 повышенного давления и установку 502 парового риформинга. Камера 402 повышенного давления может быть сообщена по текучей среде с турбиной 124 и может действовать так, как описано ранее в связи с системой 400. Подобным образом, риформинг-установка 502, которая может включать в себя теплообменник и катализатор, может сообщаться по текучей среде с камерой 402 повышенного давления и может быть скомпонована для использования тепла из выходного потока 404 камеры повышенного давления для риформинга, например, метана в потоке 112 регулируемого топлива и воды в потоке 506 воды с образованием водорода и монооксида углерода. В одном или более вариантах исполнения выходной газ 510 риформинг-установки затем может быть направлен в парогенератор 130, размещенный ниже по потоку относительно риформинг-установки 502.
По существу, по меньшей мере в одном варианте исполнения камера 402 повышенного давления, описанная в связи с системой 400, и установка 502 парового риформинга, описанная в связи с системой 500, могут быть преимущественно реализованы в единой системе (например, 600) для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения.
Фиг. 6В иллюстрирует еще одну дополнительную систему 650 на кислородно-топливной основе, которая может быть применена подобно системе 600. Более конкретно, система 650 включает камеру 402 повышенного давления, подключенную ниже по потоку относительно установки 502 парового риформинга, и парогенератор 130 с использованием избыточного тепла, размещенный ниже по потоку относи- 6 023216 тельно камеры 402 повышенного давления. В таком варианте исполнения риформинг-установка 502 может находиться в непосредственном сообщении по текучей среде с турбиной 124 и/или может быть непосредственно соединена с ней. По меньшей мере в одном варианте исполнения расстояние между риформинг-установкой 502 и выпускным соплом (не показано) турбины 124 составляет менее 5 м. Подобным образом, время пребывания на пути между риформинг-установкой 502 и выпускным соплом на турбине 124 может составлять менее 0,1 с. Однако в системе 650 может быть реализовано любое надлежащее расстояние и/или любое подходящее время пребывания для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения.
На фиг. 7 представлена блок-схема способа 700 для применения с системой кислородно-топливной газовой турбины согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Способ 700 может быть преимущественно реализован в связи с системами 100, 300, 400, 500, 600 и/или 650, описанными ранее в связи с фиг. 1, 3, 4, 5 и 6А (соответственно), и/или любой подходящей системой для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения. Способ 700 в основном включает многочисленные стадии, например 702, 704, 706 и т.п., которые могут быть выполнены последовательно. Как будет понятно специалисту в данной области техники, порядок стадий, показанный на фиг. 7, является примерным, и порядок следования одной или более стадий может быть модифицирован в пределах смысла и области настоящего изобретения. Дополнительно, стадии способа 700 могут быть выполнены по меньшей мере в одном несерийном или непоследовательном порядке, и одна или более стадий могут быть опущены для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения. Стадия 702 представляет собой начальную стадию способа 700.
Стадия 704 представляет собой стадию создания потока кислорода (например, 108), потока диоксида углерода (например, 110) и потока регулируемого топлива (например, 112).
Стадия 706 представляет собой необязательную стадию сжатия диоксида углерода (СО2). По меньшей мере в одном варианте исполнения СО2 может быть подвергнут сжатию до давления между 12 и 18 бар (манометрических) (1,2-1,8 МПа, избыточных). Однако СО2 может быть подвергнут сжатию до любого надлежащего давления для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения. По меньшей мере в одном варианте исполнения давление СО2 в камере сгорания (например, 120) может быть, по существу, подобным давлению СО2 на источнике (например, 104). В таком варианте исполнения сжатие после источника может быть ненужным.
Стадия 708 представляет собой стадию сжигания потока кислорода, потока диоксида углерода и потока регулируемого топлива для получения потока газообразных продуктов сгорания (например, 122). В общем, поток газообразных продуктов сгорания включает СО2 и воду при давлении 12 и 18 бар (1,2-1,8 МПа). Более конкретно, поток газообразных продуктов сгорания может содержать СО2 на уровне между 70 и 80%. Однако поток газообразных продуктов сгорания может содержать любые надлежащие компоненты в любой(ых) подходящей(их) концентрации(ях) и при любом(ых) надлежащем(их) давлении(ях) для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения. В одном варианте исполнения температура потока газообразных продуктов сгорания является большей или равной 1800 градусам Фаренгейта (982,2°С). В еще одном варианте исполнения температура потока газообразных продуктов сгорания главным образом варьируется между 1900 и 2700 градусами Фаренгейта (1037,8-1482,2°С). В еще одном дополнительном варианте исполнения температура потока газообразных продуктов сгорания главным образом варьируется между 2200 и 2500 градусами Фаренгейта (1204,4-1371, 1°С). Однако температура потока газообразных продуктов сгорания может быть любой подходящей температурой для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения.
Стадия 710 представляет собой стадию расширения потока газообразных продуктов сгорания внутри турбины (например, 124) с образованием расширенного потока газообразных продуктов сгорания (например, выходного потока 128 турбины). Температура расширенного потока газообразных продуктов сгорания является более высокой, чем температура выхлопа подобной газотурбинной системы, не являющейся кислородно-топливной. По меньшей мере в одном варианте исполнения поток газообразных продуктов сгорания имеет температуру, составляющую главным образом между 1200 и 1800 градусами Фаренгейта (648,9-982,2°С). По меньшей мере в одном другом варианте исполнения расширенный поток выхлопных газов турбины имеет температуру, составляющую главным образом между 1350 и 1700 градусами Фаренгейта (732,2-926,7°С). Однако расширенный поток выхлопных газов турбины может иметь любую надлежащую температуру, обусловленную проектными критериями конкретного варианта применения.
Стадия 712 представляет собой необязательную стадию выработки электроэнергии от расширения газообразного потока внутри турбины на стадии 710.
Стадия 714 представляет собой стадию обеспечения времени пребывания для расширенного потока газообразных продуктов сгорания для достижения желательного химического состояния, такого как установившееся химическое равновесие. По меньшей мере в одном варианте исполнения время пребывания обеспечивается камерой повышенного давления (например, 402), предназначенной для удержания расширенного потока газообразных продуктов сгорания в течение времени пребывания. Как обсуждалось в связи с фиг. 4, камера повышенного давления может быть скомпонована для удержания расши- 7 023216 ренного потока газообразных продуктов сгорания в течение любого надлежащего времени пребывания, чтобы было достигнуто желательное химическое состояние (например, равновесие, установившееся равновесие, состав, пригодный для процесса добычи нефти вторичным методом, и т.д.). Например, по меньшей мере в одном варианте исполнения камера повышенного давления может иметь длину центральной линии, составляющую главным образом между 10 и 30 м. В еще одном варианте исполнения камера повышенного давления может иметь длину центральной линии, которая является большей или равной 30 м. Подобным образом, время пребывания в одном варианте исполнения может составлять главным образом между 0,10 и 10 с. В еще одном варианте исполнения время пребывания может варьироваться главным образом между 0,10 и 2 с. В еще одном дополнительном варианте исполнения время пребывания может быть большим чем или равным 1 с. Тогда со стадии 714 способ 700 может продолжаться на любом количестве необязательных стадий, таких как одна или более из стадий 716, 718, 720 и/или 722.
Стадия 716 представляет собой необязательную стадию выработки электроэнергии с помощью парогенератора с использованием избыточного тепла (например, 130) из расширенного потока газообразных продуктов сгорания после стадии 714, на которой обеспечивают время пребывания.
Стадия 718 представляет собой необязательную стадию риформинга потока регулируемого топлива (например, метана) с использованием тепла, извлеченного из расширенного потока газообразных продуктов сгорания, с образованием, например, водорода и монооксида углерода.
Стадии 720 и 722 представляют собой необязательные стадии извлечения диоксида углерода (например, из потока газообразных продуктов сгорания) и использования диоксида углерода в процессе добычи нефти вторичным методом соответственно.
Стадия 724 представляет собой заключительную стадию способа 700.
На фиг. 8 представлена блок-схема способа 800 для применения с системой кислородно-топливной газовой турбины согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения. Способ 800 может быть преимущественно реализован в связи с системами 100, 300, 400, 500, 600 и/или 650, описанными ранее в связи с фиг. 1, 3, 4, 5 и 6А (соответственно), и/или любой подходящей системой для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения. Способ 800 в основном включает многочисленные стадии, например 802, 804, 806 и т.п., которые могут быть выполнены последовательно. Как будет понятно специалисту в данной области техники порядок стадий, показанный в фиг. 8, является примерным, и порядок следования одной или более стадий может быть модифицирован в пределах смысла и области настоящего изобретения. Дополнительно, стадии способа 800 могут быть выполнены по меньшей мере в одном несерийном (или непоследовательном) порядке, и одна или более стадий могут быть опущены для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения. Стадия 802 представляет собой начальную стадию способа 800.
Стадия 804 представляет собой стадию создания потока кислорода (например, 108), потока диоксида углерода (например, 110) и потока подвергнутого риформингу регулируемого топлива (например, 504).
Стадия 806 представляет необязательную стадию сжатия диоксида углерода (СО2). По меньшей мере в одном варианте исполнения СО2 может быть подвергнут сжатию до давления между 12 и 18 бар (манометрических) (1,2-1,8 МПа, избыточных). Однако СО2 может быть подвергнут сжатию до любого надлежащего давления для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения. По меньшей мере в одном варианте исполнения давление СО2 в камере сгорания (например, 120) может быть по существу подобным давлению СО2 на источнике (например, 104). В таком варианте исполнения сжатие после источника может быть ненужным.
Стадия 808 представляет собой стадию сжигания потока кислорода, потока диоксида углерода и потока подвергнутого риформингу регулируемого топлива для получения потока газообразных продуктов сгорания (например, 122). В общем, поток газообразных продуктов сгорания включает СО2 и воду (Н2О) при давлении 12 и 18 бар (1,2-1,8 МПа). Более конкретно, поток газообразных продуктов сгорания может содержать СО2 на уровне между 70 и 80%. Однако поток газообразных продуктов сгорания может содержать любые надлежащие компоненты в любой(ых) подходящей(их) концентрации(ях) и при любом(ых) надлежащем(их) давлении(ях) для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения. В одном варианте исполнения температура потока газообразных продуктов сгорания является большей или равной 1800 градусам Фаренгейта (982,2°С). По меньшей мере в одном варианте исполнения температура потока газообразных продуктов сгорания главным образом варьируется между 1900 и 2700 градусами Фаренгейта (1037,8-1482,2°С). В еще одном дополнительном варианте исполнения температура потока газообразных продуктов сгорания главным образом варьируется между 2200 и 2500 градусами Фаренгейта (1204,4-1371,1°С). Однако температура потока газообразных продуктов сгорания может быть любой подходящей температурой для соответствия проектным критериям конкретного варианта применения.
Стадия 810 представляет собой стадию расширения потока газообразных продуктов сгорания внутри турбины (например, 124) с образованием расширенного потока газообразных продуктов сгорания (например, выходного потока 128 турбины). Температура расширенного потока газообразных продуктов
- 8 023216 сгорания является более высокой, чем температура выхлопа подобной газотурбинной системы, не являющейся кислородно-топливной. По меньшей мере в одном варианте исполнения поток газообразных продуктов сгорания имеет температуру, составляющую главным образом между 1200 и 1800 градусами Фаренгейта (648,9-982,2°С). По меньшей мере в одном другом варианте исполнения расширенный поток выхлопных газов турбины имеет температуру, составляющую главным образом между 1350 и 1700 градусами Фаренгейта (732,2-926,7°С). Однако расширенный поток выхлопных газов турбины может иметь любую надлежащую температуру, обусловленную проектными критериями конкретного варианта применения.
Стадия 812 представляет собой необязательную стадию выработки электроэнергии от расширения газообразного потока внутри турбины (то есть, стадии 810).
Стадия 814 представляет собой стадию риформинга потока регулируемого топлива с использованием тепла, извлеченного из расширенного потока газообразных продуктов сгорания, с образованием потока подвергнутого риформингу регулируемого топлива. В общем, поток подвергнутого риформингу регулируемого топлива может быть охарактеризован повышенным содержанием водорода по сравнению с потоком регулируемого топлива. Со стадии 814 способ 800 может продолжаться на любом количестве необязательных стадий, таких как одна или более из стадий 816, 818 и/или 820.
Стадия 816 представляет собой необязательную стадию выработки электроэнергии с помощью парогенератора с использованием избыточного тепла (например, 130) из расширенного потока газообразных продуктов сгорания после стадии 814, в которой обеспечивают время пребывания.
Стадии 818 и 820 представляют необязательные стадии извлечения диоксида углерода (например, из потока газообразных продуктов сгорания) и использования диоксида углерода в процессе добычи нефти вторичным методом соответственно.
Стадия 822 представляет собой заключительную стадию способа 800.
Моделирования
На фиг. 9, 10, 11 и 12 представлен ряд графиков, показывающих результаты моделирования. Должно быть понятно, что информация, приведенная на этих фигурах и в нижеследующем соответствующем описании, предназначена для обеспечения дополнительного понимания настоящего изобретения, но не для его ограничения.
Совместно фиг. 9 и 10 иллюстрируют равновесные мольные доли О2 и СО, соответственно, для сгорания О2/метана в потоке СО2, в диапазоне температур пламени, давлений (т.е. 1 бар (0,1 МПа) представлен сплошными линиями, 12 бар (1,2 МПа) представлены штриховыми линиями, и 30 бар (3,0 МПа) представлены точечными линиями) и величин коэффициента избытка воздуха (т.е. отношений метана к О2 на уровнях 0,95, 1, 1,05 и 1,1). В общем смысле, равновесный состав имеет отношение к состоянию, где концентрации всех веществ являются постоянными во времени. Состав смеси при равновесии зависит от температуры, давления и состава реагентов. В случае кислородно-топливной камеры сгорания, где поток СО2 будет использован для добычи нефти вторичным методом или транспортирован в трубопровод, желательно иметь по возможности наименьшие концентрации О2 и СО. Графики на фиг. 9 и 10 иллюстрируют равновесие и поэтому наименьшие возможные концентрации О2 и СО, когда реакции могут протекать до достижения равновесного состояния.
На графике 900 на фиг. 9 диаграмма 902 представляет коэффициент избытка воздуха 0,95 при давлении 1 бар (0,1 МПа), диаграмма 904 представляет коэффициент избытка воздуха 0,95 при давлении 12 бар (1,2 МПа), и диаграмма 906 представляет коэффициент избытка воздуха 0,95 при давлении 30 бар (3,0 МПа). Подобным образом, диаграмма 910 представляет коэффициент избытка воздуха 1 при давлении 1 бар (0,1 МПа), диаграмма 912 представляет коэффициент избытка воздуха 1 при давлении 12 бар (1,2 МПа), и диаграмма 914 представляет коэффициент избытка воздуха 1 при давлении 30 бар (3,0 МПа). Диаграмма 920 представляет коэффициент избытка воздуха 1,05 при давлении 1 бар (0,1 МПа), диаграмма 922 представляет коэффициент избытка воздуха 1,05 при давлении 12 бар (1,2 МПа), и диаграмма 924 представляет коэффициент избытка воздуха 1,05 при давлении 30 бар (3,0 МПа). Наконец, диаграмма 930 представляет коэффициент избытка воздуха 1,1 при давлении 1 бар (0,1 МПа), диаграмма 932 представляет коэффициент избытка воздуха 1,1 при давлении 12 бар (1,2 МПа), и диаграмма 934 представляет коэффициент избытка воздуха 1,1 при давлении 30 бар (3,0 МПа).
На графике 1000 на фиг. 10 диаграмма 1002 представляет коэффициент избытка воздуха 1,1 при давлении 1 бар (0,1 МПа), диаграмма 1004 представляет коэффициент избытка воздуха 1,1 при давлении 12 бар (1,2 МПа), и диаграмма 1006 представляет коэффициент избытка воздуха 1,1 при давлении 30 бар (3,0 МПа).
Подобным образом диаграмма 1010 представляет коэффициент избытка воздуха 1,05 при давлении 1 бар (0,1 МПа), диаграмма 1012 представляет коэффициент избытка воздуха 1,05 при давлении 12 бар (1,2 МПа), и диаграмма 1014 представляет коэффициент избытка воздуха 1,05 при давлении 30 бар (3,0 МПа). Диаграмма 1020 представляет коэффициент избытка воздуха 1 при давлении 1 бар (0,1 МПа), диаграмма 1022 представляет коэффициент избытка воздуха 1 при давлении 12 бар (1,2 МПа), и диаграмма 1024 представляет коэффициент избытка воздуха 1 при давлении 30 бар (3,0 МПа). Наконец, диаграмма 1030 представляет коэффициент избытка воздуха 0,95 при давлении 1 бар (0,1 МПа), диаграмма 1032
- 9 023216 представляет коэффициент избытка воздуха 0,95 при давлении 12 бар (1,2 МПа), и диаграмма 1034 представляет коэффициент избытка воздуха 0,95 при давлении 30 бар (3,0 МПа).
Как упомянуто ранее, фактор, осложняющий применение традиционных камер сгорания высокого давления в устройствах для генерирования мощности, таких как газовые турбины, состоит в том, что поток газообразных продуктов сгорания находится в камере сгорания в течение только относительно короткого времени, порядка 40 мс, перед поступлением в турбину. В результате состав замораживается вследствие гашения реакции, когда газ охлаждается в расширителе турбины. Энергии оказывается недостаточно (например, при низкой температуре), чтобы реакция могла протекать до достижения равновесия с измеримой скоростью.
Фиг. 11 иллюстрирует величину разности между замороженной концентрацией О2 и равновесной концентрацией. Фиг. 11 показывает, что при температуре 1700 К (1427°С) и коэффициенте избытка воздуха 1 при давлении 1 атм (0,1013 МПа) мольная доля О2 замораживается на уровне приблизительно 0,008. Для сравнения, равновесная мольная доля О2 для тех же условий на фиг. 9 является приблизительно в 8 раз меньшей на уровне ниже 0,001.
В предложенной конфигурации кислородно-топливной газовой турбины температуру, давление и состав реагентов подбирают для получения потока выхлопных газов турбины с температурой, которая является достаточно высокой для стимулирования протекания непрерывной реакции до достижения равновесия в течение рассчитанного времени пребывания. Например, потенциальная температура на впускном канале турбины, составляющая 1750 К (2690°Р) (1477°С), отмечена линией, обозначенной В на графиках 900, 1000 и 1100. Линия В показывает равновесный уровень содержания О2 порядка 300-500 частей на миллион, линия В на графике 1100 показывает, что реальная концентрация О2 спустя 40 мс доходит до уровня с порядком величины, более высоким, чем равновесные уровни, показанные при соответствующей линии В на графике 900. Может быть отмечено, что уровень содержания О2 при линии В на графике 1100 является более высоким, чем одна тысяча частей на миллион (12 бар (1,2 МПа), φ=1,0 (объемная доля)). Такая концентрация О2 в основном является неприемлемо высокой для использования в трубопроводах (т.е. в забойной зоне скважины). После расширения внутри турбины температура выходного потока турбины составляет около 1200 К (927°С). Если в систему встраивают камеру повышенного давления, которая позволяет химической реакции протекать до достижения равновесия, мольная доля О2, как показано линией А на графике 1000, будет меньше 0,00001 (10 частей на миллион).
График 1200 на фиг. 12 иллюстрирует то, что более длительные времена пребывания обеспечивают более низкие концентрации О2. На графике 1200 показано время (110%), требуемое для снижения содержания О2 от его максимального уровня в пламени до 10% от этого максимального уровня. Например, при температуре выхлопных газов турбины 1200 К (927°С), как отмечено линией А на графике 900, необходимое время пребывания может превышать 1 с.
В настоящем изобретении могут быть осуществлены разнообразные модификации, и вышеописанные примерные варианты исполнения были показаны только в качестве примеров. Однако должно быть понятно, что изобретение не ограничено раскрытыми здесь конкретными вариантами исполнения, а включает в себя альтернативы, модификации и эквиваленты в объеме прилагаемой формулы изобретения.

Claims (26)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Комбинированная система для производства электроэнергии с пониженными выбросами и риформинга, содержащая систему кислородно-топливной газовой турбины, включающую в себя камеру сгорания, предназначенную для создания потока газообразных продуктов сгорания, турбину, предназначенную для принятия потока газообразных продуктов сгорания, расширения потока газообразных продуктов сгорания для производства электроэнергии и выпуска расширенного потока газообразных продуктов сгорания в качестве выходного потока турбины, имеющего температуру, составляющую по меньшей мере 1200 градусов Фаренгейта (648,9°С), и установку парового риформинга, предназначенную для принятия выходного потока турбины, извлечения тепла из выходного потока турбины и переноса тепла во входной поток риформинг-установки для создания потока продукта риформинг-установки.
  2. 2. Система по п.1, в которой камера сгорания предназначена для принятия потока кислорода, потока диоксида углерода и потока объединенного топлива, причем поток объединенного топлива включает в себя смесь потока регулируемого топлива и потока продукта риформинг-установки.
  3. 3. Система по п.2, в которой камера сгорания предназначена для сжигания потока кислорода, потока диоксида углерода и потока объединенного топлива с образованием потока газообразных продуктов сгорания.
  4. 4. Система по п.1, в которой часть потока продукта риформинг-установки подвергается дополнительной конверсии и разделению для получения обогащенного водородом потока и потока, обогащенного диоксидом углерода.
  5. 5. Система по п.4, в которой камера сгорания предназначена для сжигания потока кислорода, потока диоксида углерода и потока объединенного топлива, причем поток объединенного топлива включает в
    - 10 023216 себя смесь потока регулируемого топлива и потока, обогащенного оксидом углерода.
  6. 6. Система по п.4, в которой обогащенный водородом поток пригоден для продажи в качестве продукта или для направления по трубопроводу в другой процесс.
  7. 7. Система по п.1, в которой риформинг-установка соединена с парогенератором, использующим избыточное тепло, для дополнительного охлаждения выходного потока турбины.
  8. 8. Система по п.1, дополнительно содержащая камеру повышенного давления, размещенную выше по потоку относительно риформинг-установки и предназначенную для обеспечения времени пребывания, в течение которого индивидуальный компонент выходного потока турбины химически реагирует до достижения равновесия и в основном преобразует промежуточный продукт в равновесный продукт.
  9. 9. Система по п.8, дополнительно содержащая парогенератор, использующий избыточное тепло и расположенный ниже по потоку относительно риформинг-установки.
  10. 10. Система по п.1, дополнительно содержащая камеру повышенного давления, размещенную ниже по потоку относительно риформинг-установки и предназначенную для обеспечения времени пребывания, в течение которого индивидуальный компонент выходного потока турбины химически реагирует до достижения равновесия и, по существу, преобразует промежуточный продукт в равновесный продукт.
  11. 11. Система по п.10, дополнительно содержащая парогенератор, использующий избыточное тепло и расположенный ниже по потоку относительно камеры повышенного давления.
  12. 12. Система по п.1, в которой расстояние между риформинг-установкой и выпускным соплом турбины составляет менее 5 м.
  13. 13. Система по п.1, в которой установка парового риформинга сообщена с парогенератором, использующим избыточное тепло, и размещена выше по потоку относительно него.
  14. 14. Система по п.1, в которой установка парового риформинга соединена непосредственно с турбиной.
  15. 15. Система по п.1, в которой установка парового риформинга содержит теплообменник и катализатор.
  16. 16. Система по п.1, в которой риформинг-установка выбрана из установки парового риформинга и установки аутотермического риформинга.
  17. 17. Способ производства электроэнергии с пониженными выбросами и риформинга с применением системы кислородно-топливной газовой турбины по п.1, содержащий следующие стадии:
    создание потока кислорода, потока диоксида углерода, потока регулируемого топлива и потока подвергнутого риформингу регулируемого топлива;
    сжигание потока кислорода, потока диоксида углерода и потока подвергнутого риформингу регулируемого топлива для получения потока газообразных продуктов сгорания, имеющего температуру, составляющую по меньшей мере 1800 градусов Фаренгейта (982,2°С);
    расширение потока газообразных продуктов сгорания внутри турбины с образованием расширенного потока газообразных продуктов сгорания и риформинг потока регулируемого топлива с образованием потока подвергнутого риформингу регулируемого топлива с использованием тепла, извлеченного из расширенного потока газообразных продуктов сгорания, причем поток подвергнутого риформингу регулируемого топлива характеризуется повышенным содержанием водорода по сравнению с потоком регулируемого топлива.
  18. 18. Способ по п.17, дополнительно содержащий стадию генерирования мощности со стадии расширения потока газообразных продуктов сгорания внутри турбины.
  19. 19. Способ по п.18, в котором на стадии сжигания образуется поток газообразных продуктов сгорания, имеющий температуру, составляющую, по существу, между 1900 и 2700 градусами Фаренгейта (1037,8-1482,2°С).
  20. 20. Способ по п.18, в котором на стадии сжигания образуется поток газообразных продуктов сгорания, имеющий температуру, по существу, между 2200 и 2500 градусами Фаренгейта (1204,4-1371,1°С).
  21. 21. Способ по п.17, в котором входной поток риформинг-установки включает в себя по меньшей мере часть потока регулируемого топлива.
  22. 22. Способ по п.21, в котором входной поток риформинг-установки включает в себя водяной пар.
  23. 23. Способ по п.22, в котором входной поток риформинг-установки включает в себя диоксид углерода.
  24. 24. Способ по п.17, в котором поток объединенного топлива дополнительно включает в себя часть Н2-обогащенного потока.
  25. 25. Способ по п.17, в котором время пребывания на пути между риформинг-установкой и выпускным соплом турбины составляет менее 0,1 с.
  26. 26. Способ по п.17, в котором поток газообразных продуктов сгорания имеет температуру, составляющую, по существу, между 1900 и 2700 градусами Фаренгейта (1037,8-1482,2°С).
EA201270362A 2009-09-01 2010-07-09 Системы и способы производства электроэнергии при низких уровнях выбросов и извлечения углеводородов EA023216B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US23897109P 2009-09-01 2009-09-01
PCT/US2010/041548 WO2011028322A1 (en) 2009-09-01 2010-07-09 Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201270362A1 EA201270362A1 (ru) 2012-07-30
EA023216B1 true EA023216B1 (ru) 2016-05-31

Family

ID=43649568

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201270362A EA023216B1 (ru) 2009-09-01 2010-07-09 Системы и способы производства электроэнергии при низких уровнях выбросов и извлечения углеводородов

Country Status (13)

Country Link
US (1) US20120144837A1 (ru)
EP (1) EP2473706B1 (ru)
JP (1) JP6076088B2 (ru)
CN (2) CN103953446B (ru)
AU (1) AU2010290003B2 (ru)
BR (1) BR112012004591A2 (ru)
CA (1) CA2769955C (ru)
EA (1) EA023216B1 (ru)
MX (1) MX2012001375A (ru)
MY (1) MY163113A (ru)
PL (1) PL2473706T3 (ru)
SG (2) SG178160A1 (ru)
WO (1) WO2011028322A1 (ru)

Families Citing this family (98)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2715186C (en) 2008-03-28 2016-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
WO2009121008A2 (en) 2008-03-28 2009-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CN102177326B (zh) 2008-10-14 2014-05-07 埃克森美孚上游研究公司 控制燃烧产物的方法与装置
CN102459850B (zh) 2009-06-05 2015-05-20 埃克森美孚上游研究公司 燃烧器系统和使用燃烧器系统的方法
EA023673B1 (ru) 2009-11-12 2016-06-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для низкоэмиссионного производства электроэнергии и извлечения углеводородов
MX341981B (es) 2010-07-02 2016-09-08 Exxonmobil Upstream Res Company * Combustion estequiometrica con recirculacion de gas de escape y enfriador de contacto directo.
MY160833A (en) 2010-07-02 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
CA2801499C (en) 2010-07-02 2017-01-03 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
AU2011271633B2 (en) 2010-07-02 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
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
US9399950B2 (en) 2010-08-06 2016-07-26 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for exhaust gas extraction
CN105736150B (zh) 2010-08-06 2018-03-06 埃克森美孚上游研究公司 优化化学计量燃烧的系统和方法
US9546814B2 (en) * 2011-03-16 2017-01-17 8 Rivers Capital, Llc Cryogenic air separation method and system
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
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
US20130000352A1 (en) * 2011-06-30 2013-01-03 General Electric Company Air separation unit and systems incorporating the same
US20130133337A1 (en) * 2011-11-30 2013-05-30 General Electric Company Hydrogen assisted oxy-fuel combustion
CN104428490B (zh) 2011-12-20 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 提高的煤层甲烷生产
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
EP2674394B1 (en) 2012-06-12 2016-03-16 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen production with co2 capture
DE102012211862A1 (de) * 2012-07-06 2014-01-09 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren für die Erzeugung von Wasser aus dem Abgasstrom einer Gasturbinenanlage
US20150233290A1 (en) * 2012-10-04 2015-08-20 Shell Oil Company Process for producing hydrogen and generating power
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10107495B2 (en) 2012-11-02 2018-10-23 General Electric Company Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
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
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
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
US10208677B2 (en) 2012-12-31 2019-02-19 General Electric Company Gas turbine load control system
US9581081B2 (en) 2013-01-13 2017-02-28 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
WO2014133406A1 (en) 2013-02-28 2014-09-04 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
TW201500635A (zh) * 2013-03-08 2015-01-01 Exxonmobil Upstream Res Co 處理廢氣以供用於提高油回收
AU2014226413B2 (en) 2013-03-08 2016-04-28 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
CN105264293B (zh) * 2013-03-15 2018-08-17 沙特阿拉伯石油公司 用于处理重质渣油的系统和方法
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
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9903588B2 (en) 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US20150033751A1 (en) * 2013-07-31 2015-02-05 General Electric Company System and method for a water injection system
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
US9752458B2 (en) * 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
WO2015088487A1 (en) * 2013-12-10 2015-06-18 Siemens Energy, Inc. High efficiency heat exchange arrangement for an oxy-fuel combined cycle power plant
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
EP2915963A1 (en) * 2014-03-05 2015-09-09 Siemens Aktiengesellschaft Cogeneration plant and method to operate a cogeneration plant
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
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
JP6384916B2 (ja) * 2014-09-30 2018-09-05 東芝エネルギーシステムズ株式会社 ガスタービン設備
MA40950A (fr) * 2014-11-12 2017-09-19 8 Rivers Capital Llc Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
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
KR20180044377A (ko) * 2015-09-01 2018-05-02 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 내포된 이산화탄소(co2) 사이클들을 이용하는 동력 생산을 위한 시스템들 및 방법들
WO2017065038A1 (ja) * 2015-10-16 2017-04-20 寛治 泉 水素と富化酸素空気を連続燃焼するエンジンシステム。
JP6748802B2 (ja) * 2016-07-31 2020-09-02 寛治 泉 水素と富化酸素空気を連続燃焼するエンジンシステム。
US10634425B2 (en) 2016-08-05 2020-04-28 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integration of industrial gas site with liquid hydrogen production
US10281203B2 (en) 2016-08-05 2019-05-07 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Method for liquefaction of industrial gas by integration of methanol plant and air separation unit
US10288346B2 (en) 2016-08-05 2019-05-14 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Method for liquefaction of industrial gas by integration of methanol plant and air separation unit
US10393431B2 (en) 2016-08-05 2019-08-27 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Method for the integration of liquefied natural gas and syngas production
AU2017318652A1 (en) 2016-08-30 2019-03-07 8 Rivers Capital, Llc Cryogenic air separation method for producing oxygen at high pressures
CN106761659B (zh) * 2016-12-15 2021-01-15 中国石油大学(华东) 一种用于油田co2驱产出气回注的提纯液化工艺
CN107288600B (zh) * 2017-08-07 2023-03-24 南充西南石油大学设计研究院有限责任公司 尾气回注和余热利用复合驱动油田增产的装置及工艺
AU2018377847A1 (en) * 2017-11-28 2020-06-11 Renam Properties Pty Ltd Autonomous vehicle energy and service hub
US11149636B2 (en) * 2019-03-01 2021-10-19 Richard Alan Callahan Turbine powered electricity generation
US11149634B2 (en) * 2019-03-01 2021-10-19 Richard Alan Callahan Turbine powered electricity generation
JP7351648B2 (ja) * 2019-06-13 2023-09-27 三菱重工業株式会社 複合プラント
WO2021230917A2 (en) * 2019-12-30 2021-11-18 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon pyrolysis with less exhaust emission
CN114901785A (zh) * 2019-12-30 2022-08-12 埃克森美孚化学专利公司 使用co2回路的热解气体产物的压缩
US11732651B2 (en) * 2021-03-08 2023-08-22 Mitsubishi Power Americas, Inc. Supercritical CO2 power cycle with dry reforming of methane
WO2023089572A1 (en) * 2021-11-18 2023-05-25 8 Rivers Capital, Llc Heat generation for separate endothermic process with carbon capture
CN216617683U (zh) * 2022-02-16 2022-05-27 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 涡轮发动机进气冷却系统以及涡轮发动机设备

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20040128975A1 (en) * 2002-11-15 2004-07-08 Fermin Viteri Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation
US20060005542A1 (en) * 2004-06-11 2006-01-12 Campbell Paul A Low emissions combustion apparatus and method
US20070044479A1 (en) * 2005-08-10 2007-03-01 Harry Brandt Hydrogen production from an oxyfuel combustor
US20070245736A1 (en) * 2006-04-25 2007-10-25 Eastman Chemical Company Process for superheated steam

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1221430A (en) * 1967-07-11 1971-02-03 Struthers Scientific Int Corp Multiple turbine exhaust system
US5267434A (en) * 1992-04-14 1993-12-07 Siemens Power Corporation Gas turbine topped steam plant
JPH06264764A (ja) * 1993-03-15 1994-09-20 Nkk Corp 排ガスエネルギーを利用したメタノール発電方法
US5467591A (en) * 1993-12-30 1995-11-21 Combustion Engineering, Inc. Gas turbine combined cycle system
DK171830B1 (da) * 1995-01-20 1997-06-23 Topsoe Haldor As Fremgangsmåde til generering af elektrisk energi
US5595059A (en) * 1995-03-02 1997-01-21 Westingthouse Electric Corporation Combined cycle power plant with thermochemical recuperation and flue gas recirculation
US5724805A (en) * 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
US5715672A (en) * 1996-04-01 1998-02-10 Braden Manufacturing Exhaust silencer panel for gas turbine
JP2000204965A (ja) * 1999-01-14 2000-07-25 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd メタンガスを用いたガスタ―ビン発電システム
US6277894B1 (en) * 1999-03-30 2001-08-21 Syntroleum Corporation System and method for converting light hydrocarbons into heavier hydrocarbons with a plurality of synthesis gas subsystems
AU5187501A (en) * 2000-05-03 2001-11-08 Alberta Energy Company Ltd. Water treatment process for thermal heavy oil recovery
JP4357751B2 (ja) * 2001-01-15 2009-11-04 株式会社東芝 ガスタービンシステム
JP3690514B2 (ja) * 2001-06-22 2005-08-31 川崎重工業株式会社 地下の石炭層を用いて燃料と燃焼ガスのクローズドシステムを構築したガスタービン設備
JP3934928B2 (ja) * 2001-12-07 2007-06-20 株式会社東芝 水素分離改質ガスタービンシステム
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
US7752848B2 (en) * 2004-03-29 2010-07-13 General Electric Company System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
US7870717B2 (en) * 2006-09-14 2011-01-18 Honeywell International Inc. Advanced hydrogen auxiliary power unit
US7802434B2 (en) * 2006-12-18 2010-09-28 General Electric Company Systems and processes for reducing NOx emissions
US20080155984A1 (en) * 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture
NO20070476L (no) * 2007-01-25 2008-07-28 Statoil Asa Fremgangsmate og anlegg for a forbedre CO2-innfanging fra et gasskraftverk eller et varmekraftverk
US7650939B2 (en) * 2007-05-20 2010-01-26 Pioneer Energy, Inc. Portable and modular system for extracting petroleum and generating power
CN201027490Y (zh) * 2007-05-23 2008-02-27 乐炳钧 涡轮升降式楼层钻孔机
AU2008304752B2 (en) * 2007-09-28 2012-03-01 Central Research Institute Of Electric Power Industry Turbine facility and power generating apparatus
CN102177326B (zh) * 2008-10-14 2014-05-07 埃克森美孚上游研究公司 控制燃烧产物的方法与装置

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20040128975A1 (en) * 2002-11-15 2004-07-08 Fermin Viteri Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation
US20060005542A1 (en) * 2004-06-11 2006-01-12 Campbell Paul A Low emissions combustion apparatus and method
US20070044479A1 (en) * 2005-08-10 2007-03-01 Harry Brandt Hydrogen production from an oxyfuel combustor
US20070245736A1 (en) * 2006-04-25 2007-10-25 Eastman Chemical Company Process for superheated steam

Also Published As

Publication number Publication date
EA201270362A1 (ru) 2012-07-30
CA2769955A1 (en) 2011-03-10
WO2011028322A1 (en) 2011-03-10
MX2012001375A (es) 2012-03-06
AU2010290003B2 (en) 2016-08-11
CA2769955C (en) 2017-08-15
JP6076088B2 (ja) 2017-02-08
US20120144837A1 (en) 2012-06-14
CN103953446A (zh) 2014-07-30
BR112012004591A2 (pt) 2016-04-05
CN102482940A (zh) 2012-05-30
EP2473706A4 (en) 2017-11-08
AU2010290003A1 (en) 2012-03-22
PL2473706T3 (pl) 2019-12-31
SG178160A1 (en) 2012-03-29
EP2473706A1 (en) 2012-07-11
SG10201404506YA (en) 2014-10-30
JP2013504009A (ja) 2013-02-04
CN103953446B (zh) 2016-08-31
EP2473706B1 (en) 2019-04-03
MY163113A (en) 2017-08-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA023216B1 (ru) Системы и способы производства электроэнергии при низких уровнях выбросов и извлечения углеводородов
Chiesa et al. Three-reactors chemical looping process for hydrogen production
US11891950B2 (en) Systems and methods for power production with integrated production of hydrogen
CN101981272B (zh) 低排放发电和烃采收系统及方法
JP2013504009A5 (ru)
TW201217630A (en) Low emission triple-cycle power generation systems and methods
US20090158701A1 (en) Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
EA029181B1 (ru) Система и способ контроля стехиометрического горения в турбинных системах с низкими выбросами
EA029336B1 (ru) Системы и способ производства энергии путем стехиометрического сгорания с обогащенным воздухом и рециркуляцией отработавшего газа
CA2717051C (en) Thermal power plant with co2 sequestration
Johannessen et al. Study of a H2 separating membrane reactor for methane steam reforming at conditions relevant for power processes with CO2 capture
CA2795887C (en) Decarbonized fuel generation
US8671695B2 (en) Process for the production of hydrogen with total recovery of CO2 and reduction of unconverted methane
Hoffmann et al. Performance and cost analysis of advanced gas turbine cycles with pre-combustion CO2 capture
Srinivas et al. Carbon dioxide emission reduction from combined cycle with partial oxidation of natural gas
Fiaschi et al. The R-ATR and the R-REF Gas Turbine Power Cycles With CO2 Removal: Part 2—The R-REF Cycle

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): RU