EA023988B1 - Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота - Google Patents

Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота Download PDF

Info

Publication number
EA023988B1
EA023988B1 EA201300386A EA201300386A EA023988B1 EA 023988 B1 EA023988 B1 EA 023988B1 EA 201300386 A EA201300386 A EA 201300386A EA 201300386 A EA201300386 A EA 201300386A EA 023988 B1 EA023988 B1 EA 023988B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
air
turbine
heat exchanger
recycled
Prior art date
Application number
EA201300386A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201300386A1 (ru
Inventor
Майлз Р. Палмер
Родни Джон Аллам
Джереми Эрон Фетведт
Original Assignee
Палмер Лэбс, Ллк
8 Риверз Кэпитл, Ллк
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 Палмер Лэбс, Ллк, 8 Риверз Кэпитл, Ллк filed Critical Палмер Лэбс, Ллк
Publication of EA201300386A1 publication Critical patent/EA201300386A1/ru
Publication of EA023988B1 publication Critical patent/EA023988B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • 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
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K21/00—Steam engine plants not otherwise provided for
    • F01K21/04—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas
    • F01K21/047—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas having at least one combustion gas turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • 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
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
    • F01N3/00—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust
    • F01N3/08—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous
    • F01N3/0807—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous by using absorbents or adsorbents
    • F01N3/0828—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous by using absorbents or adsorbents characterised by the absorbed or adsorbed substances
    • F01N3/0857—Carbon oxides
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/007—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid combination of cycles
    • 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
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/003—Gas-turbine plants with heaters between turbine stages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/08—Heating air supply before combustion, e.g. by exhaust gases
    • F02C7/10—Heating air supply before combustion, e.g. by exhaust gases by means of regenerative heat-exchangers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/48—Control of fuel supply conjointly with another control of the plant
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02K—DYNAMO-ELECTRIC MACHINES
    • H02K7/00—Arrangements for handling mechanical energy structurally associated with dynamo-electric machines, e.g. structural association with mechanical driving motors or auxiliary dynamo-electric machines
    • H02K7/18—Structural association of electric generators with mechanical driving motors, e.g. with turbines
    • H02K7/1807—Rotary generators
    • H02K7/1823—Rotary generators structurally associated with turbines or similar engines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2240/00—Components
    • F05D2240/40—Use of a multiplicity of similar components
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

В заявке описан способ выработки энергии с применением энергетического цикла Брайтона с соответствующим отношением высокое давление/низкое давление при использовании в качестве рабочего тела преимущественно N, смешанного с содержащими СОи НО продуктами горения. Высокое давление может находиться в диапазоне от 80 до 500 бар. Отношение давлений может находиться в диапазоне от 1,5 до 10. Топливный природный газ может сжигаться в первой камере сгорания высокого давления с близким к стехиометрическому количеством сжатого, предварительно нагретого воздуха, и образовавшиеся продукты горения могут смешиваться с нагретым, находящимся под высоким давлением рециклированным потоком N+CO+HO, снижающим температуру смешанных газов до значения, соответствующего максимальной входной температуре первой энергетической турбины, вырабатывающей мощность на валу.

Description

(57) В заявке описан способ выработки энергии с применением энергетического цикла Брайтона с соответствующим отношением высокое давление/низкое давление при использовании в качестве рабочего тела преимущественно Ν2, смешанного с содержащими СО2 и Н2О продуктами горения. Высокое давление может находиться в диапазоне от 80 до 500 бар. Отношение давлений может находиться в диапазоне от 1,5 до 10. Топливный природный газ может сжигаться в первой камере сгорания высокого давления с близким к стехиометрическому количеством сжатого, предварительно нагретого воздуха, и образовавшиеся продукты горения могут смешиваться с нагретым, находящимся под высоким давлением рециклированным потоком Ы2+СО2+Н2О, снижающим температуру смешанных газов до значения, соответствующего максимальной входной температуре первой энергетической турбины, вырабатывающей мощность на валу.
Область техники
Настоящее изобретение обеспечивает высокоэффективные способы выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота при сжигании топлива в воздухе.
Уровень техники
Во всем мире возрастает потребность в энергии (электроэнергии) и имеется возрастающая потребность в дополнительных технологиях выработки энергии. Существующий высокоэффективный способ выработки энергии с использованием топливного природного газа или дистиллятных топлив представляет работающую на природном газе по комбинированному циклу систему (ПГКЦ систему), включающую газовую турбину, действующую по циклу Брайтона, и паровую систему, действующую по циклу Ренкина. Самые мощные серийно выпускаемые газовые турбины способны обеспечить выходную мощность ПГКЦ системы в диапазоне приблизительно от 450 до 550 МВт при КПД по низшей теплотворной способности приблизительно от 56 до 60% при условиях, определяемых по Ι8Θ (Международная организация по стандартизации). Существуют в настоящее время одинарные цепочки блоков, в которых используются работающий на сжигании угля бойлер и парогенератор, и которые могут иметь выходную мощность более 1000 МВт, обеспечивая общий электрический КПД вплоть до приблизительно 45% при высших достижимых параметрах пара в лучших на настоящее время конструкциях бойлеров и при использовании лучших материалов. Ядерные реакторы с единичной паровой турбиной способны обеспечивать выходную мощность более 1000 МВт.
В добавление к вышесказанному в патентной публикации И8 2011/0179799 раскрыт энергетический цикл с соответствующим отношением высокого давления к низкому давлению, в котором используется углеродное или углеводородное топливо, сжигаемое в атмосфере с большим содержанием кислорода, и поэтому требующий наличия источника кислорода высокой чистоты. Продукты горения охлаждаются рециклированным потоком СО2 с высокой температурой, под высоким давлением и с высокой степенью очистки, который нагревается выходным потоком турбины в теплообменнике.
Из вышесказанного видно, что в существующих и разрабатываемых технологиях требуется использование нескольких циклов и/или обеспечение для сжигания материалов с высокой чистотой. Соответственно, остается потребность в энергетических системах, использующих природный газ или дистиллятные топлива, сжигаемые в воздухе, которые способны обеспечить выходную мощность с единичной цепочки оборудования вплоть до 500 МВт или даже более.
Сущность изобретения
Описываемые системы и способы выработки энергии могут быть в большой степени полезны для обеспечения высокоэффективной выработки энергии и могут обладать одной или несколькими следующими характеристиками.
Предлагаемые системы и способы могут обеспечивать при более низкой максимальной температуре турбины, чем в обычной ПГКЦ системе, КПД, сравнимый с КПД обычной ПГКЦ системы.
Предлагаемые системы и способы могут обеспечивать при температуре турбины, равной температуре в обычной ПГКЦ системе, более высокий КПД по сравнению с КПД обычной ПГКЦ системы.
В предлагаемых системах и способах могут быть существенно снижены капитальные затраты по сравнению с обычной ПГКЦ системой.
В предлагаемых системах и способах может использоваться одно рабочее тело.
В предлагаемых системах и способах может использоваться средство приведения в действие турбины, отличное от паровой системы.
Предлагаемые системы и способы могут быть значительно компактнее, чем ПГКЦ система.
Для предлагаемых систем и способов концентрация СО2 в отработанных газах может быть значительно выше, чем концентрация приблизительно в 3% в отработанных газах ПГКЦ системы, так что СО2 может более легко улавливаться соответствующей системой отвода.
В предлагаемых системах и способах может использоваться воздух как дешевый источник окислителя, а не требующий высокой очистки кислород.
В предлагаемых системах и способах могут обеспечиваться условия горения, близкие к стехиометрическим, что может приводить к образованию избытка инертных газов, которые могут быть выведены в атмосферу.
В предлагаемых системах и способах может использоваться содержащий инертные газы поток под высоким давлением для выработки энергии при расширении потока в одной или нескольких турбинах.
Предлагаемые системы и способы могут обеспечивать процесс выработки энергии, в котором ископаемое топливо в замкнутом цикле может сгорать в воздухе в условиях, близких к стехиометрическим, при достаточном отношении высокого давления к низкому давлению, так чтобы сжатые избыточные инертные газы, остающиеся после израсходования кислорода в камере сгорания, могли расширяться до атмосферного давления с максимальной выработкой дополнительной мощности.
В добавление к вышесказанному, в одном из вариантов выполнения настоящее изобретение обеспечивает систему выработки энергии. Система выработки энергии может включать первую камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания первого потока топлива и первого потока воздуха в присутствии первого рециклированного потока с образованием первого потока продуктов горения, первую
- 1 023988 турбину, выполненную с возможностью расширения первого потока продуктов горения, и первый теплообменник, выполненный с возможностью приема по меньшей мере части первого выходного потока из первой турбины. Первый теплообменник может быть выполнен с возможностью использования этой части первого выходного потока для нагрева первого потока воздуха и по меньшей мере части первого рециклированного потока, образованного из первого выходного потока. Система выработки энергии может также включать вторую камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания второго потока топлива и второго потока воздуха в присутствии второго рециклированного потока, образованного из первого выходного потока, с образованием второго потока продуктов горения, вторую турбину, выполненную с возможностью расширения второго потока продуктов горения, и второй теплообменник, выполненный с возможностью нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока.
В некоторых вариантах выполнения второй теплообменник может быть выполнен с возможностью использования второго выходного потока из второй турбины для нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока. Второй теплообменник может быть также выполнен с возможностью нагрева второй части первого рециклированного потока. Система может также включать третью камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания третьего потока топлива и третьего потока воздуха в присутствии второго выходного потока, принимаемого из второй турбины, с образованием третьего потока продуктов горении, и третью турбину, выполненную с возможностью расширения третьего потока продуктов горения. Второй теплообменник может быть выполнен с возможностью использования третьего выходного потока из третьей турбины для нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока. Второй теплообменник может быть также выполнен с возможностью нагрева третьего потока воздуха. Второй теплообменник может быть также выполнен с возможностью нагрева второй части первого рециклированного потока.
В некоторых вариантах выполнения рециркуляционный компрессор может быть выполнен с возможностью сжатия первого рециклированного потока. Вторая часть первого выходного потока может быть направлена во вторую камеру сгорания. Система выработки энергии может также включать скруббер, выполненный с возможностью приема охлажденного выходного потока из второго теплообменника. Скруббер может включать систему адсорбции СО2.
В некоторых вариантах выполнения система может включать систему воздушных компрессоров, выполненную с возможностью сжатия входного потока воздуха с образованием первого потока воздуха и второго потока воздуха. Система воздушных компрессоров может включать первый воздушный компрессор, выполненный с возможностью сжатия первого потока воздуха, и второй воздушный компрессор, выполненный с возможностью сжатия второго потока воздуха. Второй воздушный компрессор может быть также выполнен с возможностью сжатия первого потока воздуха до сжатия первого потока воздуха первым компрессором. Система воздушных компрессоров может быть выполнена с возможностью регулирования расхода в первом потоке воздуха и расхода во втором потоке воздуха, приводящего в основном к стехиометрическому горению в первой камере сгорания и второй камере сгорания. Например, система воздушных компрессоров может быть выполнена с возможностью регулирования расхода в первом потоке воздуха и расхода во втором потоке воздуха, приводящего к образованию избытка О2 вплоть до приблизительно 5% в первой камере сгорания и второй камере сгорания.
В некоторых вариантах выполнения первый поток топлива и второй поток топлива могут содержать сжатый углеводородный газ. Сжатый углеводородный газ может сдержать метан. Первый поток воздуха и второй поток воздуха могут содержать сжатый окружающий воздух. Первый рециклированный поток и второй рециклированный поток могут более чем на 50 мол.% состоять из Ν2. Система выработки энергии может включать сепаратор, выполненный с возможностью удаления потока жидкости из части первого выходного потока, направляемой через первый теплообменник. Система может быть выполнена с возможностью действия с общим КПД по выработке электроэнергии, определяемым по низшей теплотворной способности, составляющим по меньшей мере приблизительно 60% при работе турбины при температуре, лежащей в диапазоне приблизительно от 1300 до 1500°С.
В другом варианте выполнения обеспечен способ выработки энергии. Способ может включать сжигание первого потока топлива и первого потока воздуха в первой камере сгорания в присутствии первого рециклированного потока с образованием первого потока продуктов горения, расширение первого потока продуктов горения в первой турбине с целью вращения первой турбины для выработки энергии, направление по меньшей мере части первого выходного потока из первой турбины в первый теплообменник и использование этой части первого выходного потока для нагрева первым теплообменником первого потока воздуха и по меньшей мере части первого рециклированного потока, образованного из первого выходного потока. Способ может также включать сжигание второго потока топлива и второго потока воздуха во второй камере сгорания в присутствии второго рециклированного потока, образованного из первого выходного потока, с образованием второго потока продуктов горения, расширение второго потока продуктов горения во второй турбине с целью вращения второй турбины для выработки энергии, направление второго потока воздуха и второго рециклированного потока во второй теплообменник и нагрев второго потока воздуха и второго рециклированного потока вторым теплообменником.
В некоторых вариантах выполнения нагрев второго потока воздуха и второго рециклированного
- 2 023988 потока вторым теплообменником может включать использование второго выходного потока из второй турбины для нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока. Способ может включать нагрев второй части первого рециклированного потока вторым теплообменником. Способ может также включать сжигание третьего потока топлива и третьего потока воздуха в третьей камере сгорания в присутствии второго выходного потока, полученного из второй турбины, с образованием третьего потока продуктов горения и расширение третьего потока продуктов горения в третье турбине с целью вращения третьей турбины для выработки энергии. Нагрев второго потока воздуха и второго рециклированного потока вторым теплообменником может включать использование третьего выходного потока из третьей турбины для нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока. Способ может дополнительно включать нагрев третьего потока воздуха вторым теплообменником. Кроме того, способ может включать нагрев второй части первого рециклированного потока вторым теплообменником.
В некоторых вариантах выполнения способ может включать сжатие первого рециклированного потока рециркуляционным компрессором. Способ может также включать направление второй части первого выходного потока во вторую камеру сгорания. Кроме того, способ может включать направление охлажденного выходного потока из второго теплообменника в скруббер. Скруббер может включать систему адсорбции СО2.
В некоторых вариантах выполнения способ может включать сжатие входного потока воздуха системой воздушных компрессоров с образованием первого потока воздуха и второго потока воздуха. Сжатие входного потока воздуха системой воздушных компрессоров может включать сжатие первого потока воздуха первым воздушным компрессором и сжатие второго потока воздуха вторым воздушным компрессором. Сжатие входного потока воздуха системой воздушных компрессоров может включать сжатие первого потока воздуха вторым воздушным компрессором до сжатия первого потока воздуха первым воздушным компрессором. Способ может включать регулирование расхода первого потока воздуха и расхода второго потока воздуха системой воздушных компрессоров, приводящее в основном к стехиометрическому горению в первой камере сгорания и второй камере сгорания. Способ может включать регулирование расхода первого потока воздуха и расхода второго потока воздуха системой воздушных компрессоров, приводящее к образованию избытка О2 вплоть до приблизительно 5% в первой камере сгорания и второй камере сгорания.
В некоторых вариантах выполнения первый поток топлива и второй поток топлива могут содержать сжатый углеводородный газ. Сжатый углеводородный газ может сдержать метан. Первый поток воздуха и второй поток воздуха могут содержать сжатый окружающий воздух. Первый рециклированный поток и второй рециклированный поток могут более чем на 50 мол.% состоять из Ν2. Способ может включать удаление сепаратором потока жидкости из части первого выходного потока, направляемой через первый теплообменник. Энергия может вырабатываться с общим электрическим КПД, определяемым по низшей теплотворной способности, составляющим по меньшей мере приблизительно 60% при работе турбины при температуре, лежащей в диапазоне приблизительно от 1300 до 1500°С.
Обеспечен дополнительный вариант выполнения системы выработки энергии. Система выработки энергии может содержать источник воздуха, выполненный с возможностью подачи потока воздуха, источник топлива, выполненный с возможностью подачи потока топлива, и камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания потока топлива и потока воздуха в присутствии рециклированного потока с образованием потока продуктов горения, более чем на 50 мол.% состоящего из Ν2. Источник воздуха и источник топлива могут быть выполнены с возможностью подачи потока воздуха и потока топлива в соотношении, подобранном так, чтобы в камере сгорания происходило в основном стехиометрическое горение с избытком кислорода, составляющим вплоть до приблизительно 5%. Система выработки энергии может включать турбину, выполненную с возможностью расширения потока продуктов горения, и теплообменник, выполненный с возможностью приема по меньшей мере части выходного потока из турбины, при этом теплообменник выполнен с возможностью использования этой части выходного потока для нагрева потока воздуха и по меньшей мере части рециклированного потока, образованного из выходного потока.
В некоторых вариантах выполнения система выработки энергии может включать вторую камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания второго потока топлива и второго потока воздуха в присутствии второго рециклированного потока, образованного из выходного потока, с образованием второго потока продуктов горения, вторую турбину, выполненную с возможностью расширения второго потока продуктов горения, и второй теплообменник, выполненный с возможностью нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока.
Обеспечен дополнительный вариант способа выработки энергии. Способ может включать сжигание потока топлива и потока воздуха в камере сгорания в присутствии рециклированного потока с образованием потока продуктов горения, состоящего более чем на 50 мол.% из Ν2, при этом отношение потока топлива к потоку воздуха регулируется так, чтобы обеспечивать в основном стехиометрическое горение с избытком О2, составляющим вплоть до приблизительно 5%. Способ может включать расширение потока продуктов горения в турбине с целью вращением турбины для выработки энергии, направление по меньшей мере части выходного потока из турбины в теплообменник и использование этой части выход- 3 023988 ного потока для нагрева теплообменником потока воздуха и по меньше мере части рециклированного потока, образованного из выходного потока.
В некоторых вариантах выполнения способ может также включать сжигание второго потока топлива и второго потока воздуха во второй камере сгорания в присутствии второго рециклированного потока, образованного из выходного потока, с образованием второго потока продуктов горения, расширение второго потока продуктов горения во второй турбине с целью вращения второй турбины для выработки энергии, направление второго потока воздуха и второго рециклированного потока во второй теплообменник и нагрев второго потока воздуха и второго рециклированного потока вторым теплообменником.
Краткое описание чертежей
Далее изобретение рассмотрено более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи (приведенные только в качестве примера, а не для ограничения объема изобретения), на которых показано:
на фиг. 1 - блок-схема, представляющая одну из систем выработки энергии, включающую три турбины, и способ действия этой системы в соответствии с одним из вариантов выполнения изобретения;
на фиг. 2 - блок-схема, представляющая одну из систем выработки энергии, включающую две турбины, и способ действия этой системы в соответствии с другим вариантом выполнения изобретения.
Осуществление изобретения
Далее изобретение рассмотрено более подробно со ссылкой на различные варианты выполнения. Эти варианты выполнения показаны так, чтобы данное описание было полным и законченным и в полной мере представляло объем изобретения для специалиста в данной области техники. Действительно, изобретение может быть реализовано во многих различных формах и не должно рассматриваться как ограниченное приведенными ниже частными вариантами выполнения, тем более что эти частные варианты представлены так, чтобы данное описание удовлетворяло всем действующим нормативным требованиям. В данном описании и прилагаемой формуле изобретения формы единственного числа включают множественные объекты, если контекст ясно не подсказывает иное.
В некоторых вариантах выполнения настоящее изобретение включает способы и системы, обеспечивающие явные преимущества по сравнению с известными системами и способами выработки энергии. Например, в различных вариантах выполнения настоящее изобретение может обеспечивать одно или несколько преимуществ из следующих:
выработку электроэнергии с использованием не создающих шлака газообразных топлив (таких как, например, природный газ) или не создающих шлака жидких топлив (таких как, например, дистиллятные топлива) в цикле Брайтона, в котором сжигается топливо в присутствии воздуха, и в котором главнейшей компонентой в цикле является азот;
отсутствие отдельного парового цикла Ренкина для достижения высокого КПД;
выработка электрической мощности при общем КПД по низшей теплотворной способности, который равен (или превышает) КПД лучших существующих газотурбинных систем, работающих по комбинированному циклу;
высокие давления, позволяющие создать систему с относительно компактными конструктивными размерами и относительно низкой стоимости;
системы могут быть специализированы под конкретного пользователя, обеспечивая одинарную цепочку блоков с выходной мощностью более 500 МВт, а также с относительно компактными блоками;
облегченное улавливание СО2 из отводимого газа, в котором концентрация СО2 лежит в диапазоне от 10 до 12 мол.%, за счет использования близкого к стехиометрическому горения топлива, поступающего в виде предварительно нагретого потока под давлением; и достижение низких уровней содержания ΝΟΧ в отработанном газе за счет действия камер сгорания при выходных температурах, сниженных рециклированными потоками, обогащенными газообразным Ν2.
В частных вариантах выполнения в изобретении может обеспечиваться действие энергетической системы, работающей по циклу Брайтона с использованием воздуха/чистого топлива, без парового цикла или кислородной установки, что снижает капитальные затраты по сравнению с существующими блоками, работающими по комбинированному циклу, без существенного снижения КПД и при концентрации СО2 в отработанных газах, составляющей, например, приблизительно 10 мол.% и более. В некоторых вариантах выполнения система может удалять добавочный СО2 из отработанного газа, выбрасываемого в атмосферу, с использованием аминовой системы очистки от СО2.
Далее настоящее изобретение будет описано со ссылкой на вариант выполнения системы, представленный на фиг. 1 и не служащий для ограничения объема изобретения, а скорее демонстрирующий иллюстративные варианты осуществления изобретения. В общих чертах фиг. 1 иллюстрирует цикл Брайтона, сконфигурированный для выработки энергии. Система может включать первую 3, вторую 4 и третью 34 камеры сгорания. Каждая из камер сгорания 3, 4, 34 может, соответственно, принимать и сжигать поток топлива (первый 26, второй 24 и третий 37 потоки топлива) с потоком нагретого, сжатого воздуха (первый 51, второй 21 и третий 38 потоки нагретого, сжатого воздуха), обеспечивая соответствующий поток продуктов горения (первый 27, второй 23 и третий 36 потоки продуктов горения). Потоки продуктов горения 27, 23, 36, соответственно, подаются в первую 5, вторую 6 и третью 35 турбины, в которых они расширяются, создавая вращательное движение, которое может быть преобразовано в мощность.
- 4 023988
Например, турбины 5, 6, 35 могут быть непосредственно или опосредованно соединены с электрогенератором 45.
Для увеличения КПД система может включать первый 2 и второй 1 теплообменники. Часть 58 выходного потока 28 из первой турбины 5 может быть направлена через первый теплообменник 2 для нагрева первого потока 30 сжатого воздуха, формируя тем самым первый поток 51 нагретого, сжатого воздуха. Первый теплообменник 2 может также нагревать первый рециклированный поток 57, обеспечиваемый в камеру 3 сгорания. Функция первого рециклированного потока 57 может состоять в снижении температуры в первой камере 3 сгорания, уменьшая тем самым выработку ΝΟΧ при сжигании первого потока 26 топлива с первым потоком 51 воздуха. Функцией первого рециклированного потока 57 также может быть снижение температуры потока 27 продуктов горения, выходящего из первой камеры 3 сгорания, до температуры, которая близка или ниже максимальной входной температуры первой турбины 5. Первый рециклированный поток 57 может быть сформирован путем охлаждения части 58 выходного потока 28 из первой турбины 5 в первом теплообменнике 2 и в охлаждающем устройстве 8, отделения потока 31 жидкости в сепараторе 9, сжатия части 59 отделенного потока 15 в рециркуляционном компрессоре 53 и направления части 60 сжатого, отделенного потока 49 обратно через первый теплообменник. Первый рециклированный поток 57 может также содержать остаточную часть 16 сжатого отделенного потока 49, которая была нагрета во втором теплообменнике 1 с формированием нагретого, сжатого отделенного потока 50.
Второй теплообменник 1 может нагреваться выходным потоком 39 из третьей турбины 35. В частности, выходной поток 18 второй турбины 6 может направляться через третью камеру 34 сгорания, и поток 36 продуктов горения из третьей камеры сгорания может подаваться в третью турбину 35. Таким образом выходной поток 18 из второй турбины 6 может нагреваться и объединяться с продуктами горения, образуя третий поток 36 продуктов горения, который может иметь относительно более высокую температуру, чем выходной поток из второй турбины 6, и, следовательно, третья турбина может работать с более высоким КПД, чем тот, который был бы, принимай она выходной поток непосредственно из второй турбины. Выходной поток 39 из третьей турбины 35 затем направляется во второй теплообменник 1, и охлажденный выходной поток 19 может быть затем выведен в атмосферу. Альтернативно, как показано, выходной поток 19 может направляться через скруббер 97 (например, систему поглощения СО2), выполненный с возможностью удаления СО2 и/или других газов пред направлением отработанного газа 99 в атмосферу.
Второй теплообменник 1 может быть задействован на нагревание остаточной части 16 сжатого отделенного потока 49 с формированием нагретого, сжатого отделенного потока 50, который может быть объединен с другой частью 60 сжатого отделенного потока 49, нагретой в первом теплообменнике 2, с формированием первого рециклированного потока 57, который направляется через камеру 3 сгорания. Второй теплообменник 1 может быть также задействован на нагревание остаточной части 17 отделенного потока 15 с формированием второго рециклированного потока 40, направляемого через вторую камеру 4 сгорания. Функция второго рециклированного потока 40 может состоять в снижении температуры во второй камере 4 сгорания, уменьшая тем самым выработку ΝΟΧ при сжигании второго потока 24 топлива со вторым потоком 21 воздуха. Функцией второго рециклированного потока 40 также может быть снижение температуры потока 23 продуктов горения, выходящего из второй камеры 4 сгорания, до температуры, которая близка или ниже максимальной входной температуры второй турбины 6. В некоторых вариантах выполнения остаточная часть 22 выходного потока 28 из первой турбины 5 может быть также рециклирована через вторую камеру 4 сгорания без предварительного охлаждения, нагрева или другой обработки после выхода из первой турбины. Остаточная часть 22 выходного потока 28 служит для обеспечения возможности выброса в атмосферу в виде потока 99 и предотвращения накопления в системе азота, аргона и других инертных негорючих компонент, содержащихся в потоках воздуха горения и потоках топлива, вместе с большей частью СО2 и частью воды, образованной как продукт горения или присутствовавшей в потоках воздуха или потоках топлива. Первая турбина 5 может работать при высоком входном давлении и низком отношении давлений, получающемся из-за высокого выходного давления. Задача второй турбины 6 и третьей турбины 35 с их соответствующими камерами 4, 34 сгорания, а также второго теплообменника 1 заключается в обеспечении возможности эффективного использования энергии сжатия, заключенной в остаточной части 22 выходного потока 28, для увеличения общей выходной мощности и КПД процесса. Второй теплообменник 1 может также обеспечивать тепло второму 21 и третьему 38 потокам воздуха, которые направляются во вторую 4 и третью 34 камеры сгорания, соответственно.
Что касается сжатых, нагретых потоков 51, 21, 38 воздуха, подаваемых в камеры 3, 4, 34 сгорания, то система может включать воздушную компрессорную установку, содержащую первый 10, второй 11 и третий 42 воздушные компрессоры, которые могут приводиться в действие электродвигателем 54 в некоторых вариантах выполнения или за счет механического соединения с одной или несколькими турбинами 5, 6 35. Третий воздушный компрессор 42 может принимать входной воздушный поток 12 (например, окружающий воздух) и подвергать его сжатию. Первая часть 48 входного воздушного потока 12, сжатая третьим компрессором 42, может быть направлена через второй теплообменник 1 с формированием по- 5 023988 тока 38 нагретого, сжатого воздуха, вводимого в третью камеру 34 сгорания. Вторая часть 47 входного потока 12, сжатого третьим воздушным компрессором 34, может быть направлена во второй воздушный компрессор 11. Первая часть 20 воздушного потока 47, сжатая вторым компрессором 11, может быть направлена через второй теплообменник 1 с формированием потока 21 нагретого, сжатого воздуха, вводимого во вторую камеру 4 сгорания. Вторая часть 14 воздушного потока 47, сжатого вторым воздушным компрессором 11, может быть воспринята первым воздушным компрессором 10. Поток 30 воздуха, сжатый первым воздушным компрессором 10, может быть направлен через первый теплообменник 2 с формированием первого потока 51 воздуха, подаваемого в первую камеру 3 сгорания.
Благодаря такой последовательной конфигурации, в которой третья камера 34 сгорания принимает поток 38 воздуха, сжатый третьим компрессором 42, вторая камера 4 сгорания принимает поток 21 воздуха, сжатый как третьим воздушным компрессором, так и вторым воздушным компрессором 11, и первая камера 3 сгорания принимает поток 51 воздуха, сжатый третьим воздушным компрессором, вторым воздушным компрессором и первым воздушным компрессором 10, подачу воздуха в камеры сгорания можно варьировать. В частности, расход воздуха в камеры сгорания может быть наибольшим в первую камеру 3 сгорания, наименьшим в третью камеру 34 сгорания и промежуточной величины между первой и третьей камерами сгорания во вторую камеру 4 сгорания. Кроме того, потоки 26, 24 топлива, принимаемые первой и второй камерами 3, 4 сгорания, соответственно, могут находиться под относительно более высоким давлением из-за сжатия входного потока 25 топлива топливным компрессором 7, который может приводиться в действие электродвигателем 77, по сравнению с подаваемым в третью камеру 34 сгорания потоком 37 топлива, который может не подвергаться сжатию топливным компрессором. Соответственно, расходы в потоках 26, 24, 37 топлива и потоках 51, 21, 38 нагретого, сжатого воздуха могут быть регулируемыми для обеспечения необходимого соотношения воздуха и топлива. Например, расходы могут быть подобраны так, чтобы обеспечивать в основном стехиометрическое горение. Расходы в каждом из потоков 26, 24, 37 топлива в каждую из камер 3, 4, 34 сгорания регулируются по отдельности, так чтобы обеспечивать достаточное количество тепла, при сжигании в воздухе при близких к стехиометрическим условиях, и при смешивании с рециклированными потоками обеспечивать требуемую входную температуру для каждой из турбин 5, 6, 35. Потоки 51,21, 38 воздуха регулируются по отдельности в одном или нескольких местах (например, в потоках 48, 20, 30), так чтобы обеспечивать близкое к стехиометрическому горение топлива, поступающего с потоками 26, 24, 37 топлива в камеры 3, 4, 34 сгорания. Расходы в рециклированных потоках 57, 40 регулируются по отдельности в одном или нескольких местах (например, в потоках 60, 16, 17), так чтобы обеспечивать требуемые расходы в потоках 27, 23, 36 продуктов горения, вводимых в турбины 5, 6, 35. Следовательно, источник воздуха (например, одна или несколько компонент, выполненных с возможностью подачи потоков 51, 21, 38 воздуха в камеры 3, 4, 34 сгорания) и/или источник топлива (например, одна или несколько компонент, выполненных с возможностью подачи потоков 26, 24, 37 топлива в каждую из камер 3, 4, 34 сгорания) могут быть выполнены с возможностью подачи потока воздуха и потока топлива в соотношении, подобранном так, чтобы обеспечивать в результате в основном стехиометрическое горение в камере сгорания (например, с небольшим избытком О2, составляющим приблизительно до 5%). При этом за счет использования в основном стехиометрического горения потоков воздуха, содержащих окружающий воздух, избыток инертных газов (например, Ν2 и А2), получающийся в результате горения, может быть удален из замкнутой системы и выпущен в атмосферу. Например, поток 36, выходящий из третьей камеры 34 сгорания и поступающий в третью турбину 35, может быть под высоким давлением (например, от 20 бар (2 МПа) до 60 бар (6 МПа)) и с высокой температурой и содержать преобладающую концентрацию инертных газов. После расширения каждый из потоков 39 и 19 может иметь низкое давление, равное или приблизительно равное атмосферному давлению. Таким образом, поток расширяется в одной или нескольких турбинах, вырабатывая энергию и снижая давление инертных газов в основном до атмосферного давления, прежде чем инертные газы будут выпущены в атмосферу, как описано выше. Дополнительное описание работы системы с фиг. 1 приведено ниже. Однако должно быть понятно, что температуры, давления, топлива, газы и т.д. приведены только в качестве примера. Соответственно, работа системы может отличаться в одном или нескольких аспектах от примеров, приведенных в некоторых вариантах выполнения.
В системе с фиг. 1 могут применяться теплообменники 2, 1 (например, экономайзеры) в энергетическом цикле Брайтона, в котором может использоваться преимущественно Ν2, смешанный с полученными из продуктов горения СО2 и Н2О, в качестве рабочего тела, обеспечиваемого в камеры сгорания посредством нескольких рециклированных потоков 57, 40, 22, 18. Азот может быть преобладающей компонентой в одном или нескольких потоках 57, 40, 22, 18 (например, доля Ν2 может быть более 50 мол.%). Высокое давление в камере 3 может быть более приблизительно 60 бар (6 МПа), более приблизительно 80 бар (8 МПа), более приблизительно 120 бар (12 МПа) или лежать в диапазоне приблизительно от 80 бар (8 МПа) до 500 бар (50 МПа), от 100 бар (10 МПа) до 450 бар (45 МПа) или от 20 бар (2 МПа) до 400 бар (40 МПа). Отношение давлений для каждой из турбин 5, 6, 35 может лежать в диапазоне приблизительно от 4 до 12, от 5 до 11 или от 7 до 10. Поток 26 топлива, содержащий углеводород, может сжигаться в первой камере 3 сгорания высокого давления с близким к стехиометрическому количеством кислорода из первого нагретого, сжатого потока воздуха. Поток топлива предпочтительно содержит угле- 6 023988 водород, находящийся в газообразном состоянии при условиях окружающей среды, например метан (т.е. природный газ). Однако могут использоваться другие углеводороды, такие как сжиженный нефтяной газ. Таким образом, поток топлива может содержать сжатый углеводородный газ (например, любую комбинацию С1-С4 углеводородных газов). И еще могут использоваться дистиллятные топлива. В частности, может использоваться любое топливо, полученное перегонкой нефтепродуктов, такое как бензин, дизельное топливо, керосин, печное топливо и авиационное топливо. В более общем смысле пригодным жидким топливом могут быть продукты перегонки нефти, включающие С5-С70, С6-С50, С7-С30 или С8-С20 углеводороды. Чистые газообразные продукты горения могут быть смешаны с рециклированным потоком 57, снижающим температуру потока 27 продуктов горения до значения, близкого или меньшего максимальной температуры на входе первой турбины 5. Часть 60 первого рециклированного потока 57 может быть нагрета в первом теплообменнике 2 с использованием тепла от части 58 выходного потока 28 с первой турбины 5. Высокие входное давление и входная температура и низкое отношение давлений на турбинах 5, 6 и 35 означает, что выходные температуры могут быть относительно большими, как правило, лежащими в диапазоне от 400 до 800°С. Тепло, заключенное в выходных потоках 28, 18 и 39 турбин, может быть извлечено в теплообменниках 1, 2, что обеспечивает высокий КПД и максимизирует выходную мощность.
Температура потока 27 продуктов горения, поступающего с первой турбины 5, может составлять по меньшей мере приблизительно 500°С, по меньшей мере приблизительно 700°С или по меньшей мере приблизительно 900°С или лежать в диапазоне приблизительно от 900 до 1600°С, приблизительно от 1000 до 1500°С или приблизительно от 1100 до 1400°С. Использование в первой турбине 5 отношений высокого давления к низкому давлению, лежащих в диапазоне приблизительно от 4 до 12, приблизительно от 5 до 11 или приблизительно от 7 до 10, может привести к тому, что давление выходного потока 28 будет лежать в диапазоне приблизительно от 12 бар (1,2 МПа) до 100 бар (10 МПа), приблизительно от 15 бар (1,5 МПа) до 75 бар (7,5 МПа) или приблизительно от 20 бар (2 МПа) до 57 бар (5,7 МПа). Часть потока 27 продуктов горения из первой камеры 3 сгорания, которая может содержать Ы2+СО2+Н2О, может быть в конечном счете выведена в атмосферу. По меньшей мере часть потока 27 продуктов горения из первой камеры 3 сгорания может претерпеть расширение во второй турбине 6 после того, как будет нагрета во второй камере 4 сгорания до температуры, смягченной вторым рециклированным потоком 40. Второй рециклированный поток 40 и второй поток 21 воздуха могут подогреваться выходным потоком 39 третьей турбины 35 во втором теплообменнике 1 до температуры, лежащей в диапазоне приблизительно от 200 до 800°С, приблизительно от 300 до 600°С или приблизительно от 450 до 550°С.
Опционно с целью достижения высокого КПД поток 23 продуктов горения из второй камеры 4 сгорания может быть пропущен через третью турбину 35 при расположении третьей камеры 34 сгорания между второй 6 и третьей турбинами для увеличения до максимума выходной мощности от потока продуктов горения при его расширении до атмосферного давления. Во второй 6 и третьей 35 турбинах может применяться в основном одинаковое отношение давлений. Каждый из потоков 27, 23, 36 продуктов горения может иметь температуру приблизительно от 500 до 1800°С, приблизительно от 900 до 1600°С или приблизительно от 1100 до 1400°С. Второй рециклированный поток 40, обеспечиваемый во вторую камеру 4 сгорания и опционно обеспечиваемый в третью камеру 34 сгорания, и потоки 21, 38 нагретого, сжатого воздуха, подаваемые во вторую и третью камеры сгорания, предварительно нагреваются от выходного потока 39, поступающего из третьей турбины 35, во втором теплообменнике 1. Выходной поток 39 из третьей турбины 35 может охлаждаться ниже 100°С во втором теплообменнике 1, прежде чем выйти в качестве охлажденного отработанного потока 19. В отработанном потоке 19 содержание СО2 предпочтительно может быть более приблизительно 5 мол.%, более приблизительно 8 мол.% или более приблизительно 10 мол.%. При этом, допущение того, чтобы выходной поток 19 имел относительно высокое содержание СО2, может смягчаться использованием скруббера 97. Понятие скруббер, как оно используется в данном описании, может охватывать любое устройство или систему, выполненную с возможностью удаления определенных компонент потока, в частности загрязняющих примесей, таких как СО2, §ОХ и ΝΟΧ. В частности, в качестве скруббера может использоваться любая подходящая система адсорбции СО2 и его удаления. В не служащих ограничением примерах систем, работающих на основе растворителей и могущих быть использованными, применяют щелочные карбонаты, используемые в процессе ΒΕΝΡΊΕΕΌ™ (ООО Юниверсал ойл продакт компани), этаноламины, применяемые в процессе ΕΟΟΝΑΜΙΝΕ ЕС РЬ觙 (фирма Р1иог Согрогайоп), этанолы, диолы и этиловые эфиры, применяемые в процессе КРСТ1§ОЕ® (Ьигд1, СМВН), а также растворитель 8ΕΕΕΧΟΡ™ (Тйе Оо\у СНсш1са1 Сотрапу). Могут также использоваться другие системы, такие как системы, основанные на применении мембран, или адсорбционные. Соответственно, скруббер 97 может снижать содержание СО2 и выбрасывать отработанный газ 99 в атмосферу. Удаленный СО2 может собираться и изолироваться или использоваться в других методах. В других вариантах выполнения отработанный поток 19 может выбрасываться в атмосферу без пропускания его через систему очистки.
Количество воздуха в потоках 51, 21, 38 нагретого, сжатого воздуха, вводимых в каждую из камер 2, 4, 34 сгорания, может быть ограничено до близкой к стехиометрической концентрации О2 при чистой
- 7 023988 избыточной концентрации О2, составляющей менее приблизительно 5%, менее приблизительно 3% или менее приблизительно 2%, или лежащей в диапазоне приблизительно от 0,1 до 5%, приблизительно от 0,15 до 4% или приблизительно от 0,25 до 3%, по сравнению со стехиометрическим количеством, требуемым для полного сгорания топлива 26, 24, 37. Применением таких стехиометрических концентраций в отношении воздуха, подаваемого потоками 51, 21, 38 нагретого, сжатого воздуха в камеры 3, 4, 34 сгорания, и рециклированием обедненных кислородом потоков продуктов горения, предлагаемые в изобретении циклы отличаются от обычных газотурбинных систем, используемых в установках, работающих на природном газе по комбинированному циклу. В обычной газовой турбине может использоваться поток сжатого воздуха для разбавления продуктов горения, вырабатываемых в камере сгорания, с целью обеспечения требуемой температуры на входе турбины. Как правило, около двух третей общего сжатого воздуха не участвует в процессе горения, и это приводит к тому, что в отработанных газах концентрация О2 составляет приблизительно 14%, и концентрация СО2 составляет приблизительно 3%. Напротив, в предлагаемых в настоящем изобретении системах получается отдельный поток 15, образованный в процессе сжигания в первой камере 3 сгорания, прошедший расширение в первой турбине 5, охлаждение в первом теплообменнике 2 и охлаждающем устройстве 8, а также удаление потока 31 конденсированной воды, причем этот поток имеет содержание СО2, обычно лежащее в диапазоне приблизительно от 6 до 15 мол.%, приблизительно от 8 до 14 мол.% или приблизительно от 10 до 12 мол.% по сравнению диапазоном приблизительно от 2 до 4% для типовых газотурбинных систем.
Предпочтительно для удаления СО2, чтобы сжатый отделенный поток 49, образованный из выходного потока 28 первой турбины 5, поступал в преимущественном диапазоне давлений, составляющем приблизительно от 5 бар (0,5 МПа) до 150 бар (15 МПа) или приблизительно от 6,5 бар (0,65 МПа) до 124 бар (12,4 МПа), и с температурой, близкой к температуре окружающей атмосферы, пройдя охлаждение в первом теплообменнике 2, удаление воды в сепараторе 9 и сжатие в рециркуляционном компрессоре 53. Такое высокое парциальное давление СО2 снижает капитальные затраты на удаление СО2 и дает возможность повышения эффективности удаления. Например, приблизительно от 50 до 80%, приблизительно от 55 до 75% или приблизительно от 60 до 70% от всего потока СО2, выработанного при сжигании топлива, может входить в этот сжатый отделенный поток 49, который может содержать (Ν2+Άτ), СО2, избыточный О2 и избыточную воду в паровой фазе под давлением, предпочтительно лежащем в диапазоне приблизительно от 15 бар (1,5 МПа) до 100 бар (10 МПа), и с температурой, близкой к температуре окружающей среды. Остальная часть общего потока СО2, представлена в виде остаточной части 17 отделенного потока 15, находящейся под атмосферным давлением и при молярной концентрации, лежащей в диапазоне приблизительно от 7 до 15%, приблизительно от 8 до 14% или приблизительно от 10 до 12%, причем эта часть может содержать те же компоненты, что и сжатый отделенный поток 49.
Описываемая система может включать многоступенчатый компрессор (содержащий первый 10, второй 11 и третий 42 компрессоры), подающий воздух с двумя или тремя значениями давления в камеры сгорания 3, 4, 34, и отдельный повышающий давление рециркуляционный компрессор 53, способный обеспечивать подачу одного или нескольких рециклированных потоков 57, 40, 22, 18 в одну или несколько камер сгорания 3, 4, 34. Воздушные компрессоры 10, 11, 42 могут приводиться в действие электрически (например, электродвигателем 54) или по меньшей мере частично мощностью на валу турбин 5, 6 и 35. Воздушные компрессоры 10, 11, 42 и рециркуляционный компрессор 53 опционно могут быть соединены в единую систему, приводимую в действие единой приводной системой. Альтернативно воздушные компрессоры 10, 11, 42 и/или рециркуляционный компрессор 53 могут быть разделены и приводиться в действие независимо.
Первый теплообменник 2 может быть выполнен с возможностью охлаждения находящегося под высоким давлением выходного потока 28 турбины, приходящего с первой турбины 5 и поступающего в первый теплообменник с температурой, лежащей в диапазоне приблизительно от 400 до 1200°С, приблизительно от 500 до 1000°С или приблизительно от 600 до 800°С. Тепло, высвобожденное из выходного потока 28, поступающего с первой турбины 5, может использоваться для нагревания по меньшей мере части 60 первого рециклированного потока 57. Высокий КПД всей системы сильно зависит от достижения относительно малого перепада между температурой выходного потока 28, поступающего с первой турбины 5, и температурой нагретого первого рециклированного потока 57. Удельная теплоемкость сжатого отделенного потока 49 может быть значительно выше, чем у выходного потока 28, поступающего с первой турбины 5, и даже если расход в выходном потоке больше расхода в сжатом отделенном потоке (из-за удаления конденсированного потока 31 и остаточной части 17 отделенного потока 15), пропускания выходного потока может оказаться недостаточным для получения относительно малой разницы температур в первом теплообменнике 2.
Для преодоления этой проблемы часть 16 сжатого отделенного потока 49 может быть предварительно нагрета во втором теплообменнике 1 выходным потоком 39 с третьей турбины 35. Расход в части 16 сжатого отделенного потока 49 может быть подобран таким образом, чтобы эта часть отличалась по температуре менее чем приблизительно на 40°С, менее чем приблизительно на 30°С, менее чем приблизительно на 20°С, или менее чем приблизительно на 10°С, от исходной температуры выходного потока 39 третьей турбины 35 во втором теплообменнике 1. Следовательно, расход в части 60 сжатого отведен- 8 023988 ного потока 49, направляемой через первый теплообменник 2, может быть дополнительно снижен относительно расхода выходного потока 28 с первой турбины 5, за счет чего также может быть обеспечена относительно малая температурная разница между первым рециклированным потоком 57 и выходным потоком с первой турбины. Часть 16 сжатого отделенного потока 49, нагретая во втором теплообменнике 1 с формированием нагретого потока 50, может быть соединена с частью 60 сжатого отделенного потока, нагретой в первом теплообменнике 2 с формированием первого рециклированного потока 57. Хотя соединение с частью 60 сжатого отделенного потока 49 показано ниже по потоку первого теплообменника 2, нагретый поток 50 может наоборот объединяться с этой частью выше по потоку первого теплообменника или в теплообменнике в месте, в котором два потока имеют в основном одинаковую температуру.
Остаточная часть 17 отделенного потока 15 может быть направлена в обход рециркуляционного компрессора 53 и проходить через второй теплообменник 1 во вторую камеру сгорания 4 в качестве второго рециклированного потока 40. В описанной выше конфигурации может обеспечиваться температурная разница между потоком, выходящим из первого теплообменника 2 (и по меньшей мере частично формирующим первый нагретый рециклированный поток 57), и выходным потоком 28 с первой турбины 5, лежащая в диапазоне приблизительно от 10 до 40°С. Теплообменники 2, 1 в некоторых вариантах выполнения могут представлять собой многоканальный, с диффузионной сваркой каналов теплообменник (например, от ООО Неабтс Όίνίδίοη οί МеддИ), в котором используется сплав с высоким содержанием никеля, например сплав 617, или изготовленный вакуумной пайкой теплообменник с ребрами из нержавеющей стали (например, от СЬай ШбикШек или §итИото Ргеакюп Ртобис1к). Могут также использоваться другие походящие теплообменники.
В предпочтительном варианте выполнения системы часть 17 охлажденного отделенного потока 15, сформированная из выходного потока 28; часть 16 охлажденного отделенного и сжатого потока 49, сформированного из выходного потока 28; и потоки 21,38 воздуха для второй 4 и третьей 34 камер сгорания нагреваются во втором теплообменнике 1 выходным потоком 39 с третьей турбины 35. Второй рециклированный поток 40 (например, остаточная часть 17 охлажденного отделенного потока 15 после нагревания во втором теплообменнике 1) поступает во вторую камеру сгорания 4 вместе с потоком 24 топлива, нагретым сжатым потоком 21 воздуха (например, потока 20 воздуха после нагревания) и рециклированной частью 22 выходного потока 28 турбины. Поток 24 топлива может быть сжат топливным компрессором 7 до давления, в основном равного давлению второго рециклированного потока 40. Второй поток 23 продуктов горения выходит из второй камеры 4 сгорания с температурой, соответствующей температуре входного потока во вторую турбину 6 (например, лежащей в диапазоне приблизительно от 900 до 1600°С).
Часть 58 выходного потока 28 из первой турбины 5 может быть направлена в первый теплообменник 2 для обеспечения нагрева первого рециклированного потока 57 и потока 51 воздуха, подаваемых в первую камеру 3 сгорания. Поток 51 воздуха и первый рециклированный поток 57 могут быть нагреты до температуры приблизительно от 400 до 900°С и предпочтительно приблизительно от 600 до 800°С. После прохождения через первый теплообменник 2 выходной поток 28 формирует охлажденный поток 33 с температурой, которая может быть менее 100°С. Охлажденный поток 33 может быть дополнительно охлажден устройством 8 охлаждения с формированием охлажденного потока 32 с температурой, в основном равной температуре окружающей среды, чтобы вызвать конденсацию жидкостей из потока, которые могут быть удалены в виде жидкого потока 31 сепаратором 9.
Опционно выходной поток 18 из второй турбины 6 повторно нагревается в третьей камере 34 сгорания, в которой третий поток 37 топлива сжигается с третьим нагретым, сжатым потоком 38 воздуха. Повторный нагрев выходного потока 18, выходящего из второй турбины 6, может обеспечивать входные температуры для третьей турбины 35, лежащие в диапазоне приблизительно от 600 до 1800°С, приблизительно от 700 до 1700°С или приблизительно от 900 до 1600°С, что приведет к повышению КПД цикла за счет обеспечения третьей турбины рабочим телом с более высокой температурой, чем выходной поток из второй турбины. Температура выходного потока 39 третьей турбины 35 может быть повышена до значений, лежащих в диапазоне приблизительно от 200 до 900°С и ограниченных максимальной расчетной температурой второго теплообменника 1. В вариантах выполнения, в которых часть 58 выходного потока 28 первой турбины 5 используется для нагрева первого теплообменника 2, третья камера 34 сгорания и вторая турбина 6 могут использоваться для обеспечения надлежащего отношения давлений на третьей турбине 35. В общем, третья турбина 35 может иметь более высокое отношение давлений, чем вторая турбина 6, и более низкую выходную температуру. Входная температура третьей турбины должна быть как можно более высокой, например в диапазоне приблизительно от 1000 до 1600°С, ограничиваясь только собственной максимальной входной температурой.
Теплообменники 2, 1 могут быть изготовленными вакуумной пайкой теплообменниками с ребрами из нержавеющей стали или выполненными диффузионной сваркой теплообменниками высокого давления, в которых используется сплав с большим содержанием никеля, в зависимости от конструктивного сочетания температуры и давления. Такие блоки изготавливаются, например, фирмами §итйото Ргеакюп Ргобис1к, Сйат! шбикбтек или НеаШс. Опционно один из теплообменников 1, 2 или оба они могут использоваться для предварительного нагрева потока 25 топлива, подаваемого в систему. В некоторых
- 9 023988 вариантах выполнения теплообменники 2, 1 могут быть выполнены с возможностью использования части 58 выходного потока 28 первой турбины 5 и выходного потока 39 третьей турбины 35 для нагрева, соответственно, каждой из других текучих сред, проходящих через теплообменники, с температуры ниже приблизительно 100°С, до температуры приблизительно от 300 до 900°С и предпочтительно от 450 до 800°С. Опционно две или несколько турбин 5, 6, 35 могут быть соединены с одним электрогенератором 45 через общий приводной вал или редуктор, обеспечивающий вращение каждой турбины со своей скоростью, оптимальной для ее работы. Соответственно, в некоторых вариантах выполнения система может использоваться для выработки электричества.
В табл.1-4, приведенных ниже, даны иллюстративные рабочие параметры для различных потоков 12, 28, 22, 23, 58, 51, 18, 24, 19, 27, 33, 32, 31, 15, 26, 25 и второй камеры 4 сгорания при действии системы с фиг. 1. Рабочие параметры определены для процесса с использованием потока топлива из чистого метана, равного 0,4536 кмоль/ч при стандартизованных по Ι8Ο условиях, и в предположении, что КПД турбины равен 88,7%, и КПД компрессора равен 85%. Некоторые компрессоры, показанные схематически, рассчитывались как многоступенчатые блоки с промежуточным охлаждением между ступенями.
Не были включены никакие требования по расходованию мощности для внутреннего потребления. При расчетах общий КПД системы по низшей теплотворной способности полагался равным 60%.
Таблица 1
Иллюстративные рабочие параметры для потоков 12, 28, 22, 23 и 58
Поток 12 28 22 23 58
О2 (кмоль/ч) 9.2533Е-01 5,3181Е-02 2,6590Е-03 3.1486Е-01 5.0522Е-02
СН4 (кмоль/ч) 0 2Д455Е-25 1.0750Е-26 0 2Д412Е-25
СО2 (кмоль/ч) 0 1,3294Е+00 6,6471 Е-02 2.3740Б-01 Κ2630Ε+00
Н2О (кмоль/ч) 4,4614Е-02 6Д447Е-01 3.0724Е-02 2Д364Е-03 5.8375Е-01
АК. (кмоль/ч) 4Д076Е-02 Ц2040Е-01 6,0201Е-03 3.5056Е-02 1Д438Е-01
Ν2 (кмоль/ч) 3.4504Е+00 1,0114Е+01 5,0569Е-01 2.9447Е+00 9,6081Е+00
Общий поток (кмоль/ч) 4,4615 12,2313 0,6116 3,5342 11,6197
Общий поток (кг/ч) 128,7128 359,4123 17,9706 104,4543 341,4417
Общий поток (м3/ч) 107,0595 27,1543 1,3577 5,8739 25,7966
Температура (°С) 15,5556 782,0994 782,0994 494,6406 782,0994
Давление (бар, МПа) 1,(0,1) 40, (4) 40, (4) 39, (3,9) 40, (4)
Паровая фракция 1 1 1 1 1
Жидкая фракция 0 0 0 0 0
Т вердая фракция 0 0 0 0 0
Плотность (кмоль/м3) 0,0417 0,4504 0,4504 0,6017 0,4504
Плотность (кг/м3) 1,2022 13,2359 13,2359 17,7826 13,2359
Объем жидкости (м3/ч при 15,6°С) 1 0,2374 0,6333 0,0317 0,1892 0,6016
- 10 023988
Иллюстративные рабочие параметры для потоков 51, 18, 24 и 19
Поток 51 18 24 1£
О2 (кмоль/ч) 6,6100Е-01 1.8143Е-02 0 1.8143Е-02
СН4 (кмоль/ч) 0 1.7418Е-25 1,4969Е-01 1,7418Е-25
СОг (кмоль/ч) 1,0255Е+00 4,5355Е-01 0 4,5355Е-01
НгО (кмоль/ч) 6,6574Е-03 3.3223Е-01 0 3,3223Е-01
АК (кмоль/ч) 1,2040Е-01 4Д076Е-02 0 4,1076Е-02
N2 (кмоль/ч) 1,0114Е+01 3.4504Е+00 0 ЗД504Е+00
Общий поток (кмоль/ч) 11,9274 4,2954 0,1497 4,2954
Общий поток (кг/ч) 354,5368 124,8263 2,4014 124,8263
Общий поток (м3/ч) 3,7067 232,3210 0,0806 113,2927
Температура (°С) 767,5367 507,1197 36,7829 45,0356
Давление (бар, МПа) 304,6, (30,46) 1,2, (0,12) 45, (4,5) 1,(0,1)
Паровая фракция 1 1 1 0,997645
Жидкая фракция 0 0 0 0,002355
Твердая фракция 0 0 0 0
Плотность з (кмоль/м ) 3,2178 0,0185 1,8571 0,0379
з Плотность (кг/м ) 95,6478 0,5373 29,7925 1,1018
Объем жидкости (м3/ч при 15,6°С) 0,6386 0,2183 0,0080 0,2183
Таблица 2
Таблица 3
Иллюстративные рабочие параметры для потоков 27, 33, 32 и камеры 4 сгорания
Поток 4 27 33 32
Ог (кмоль/ч) 1,8143Ε-02 5Д181Е-02 5.0522Е-02 5,0522Е-02
СН4 (кмоль/ч) 1,7418Е-25 2Д455Е-25 2,0412Е-25 2,0412Е-25
СО2 (кмоль/ч) 4,5355Е-01 1.3294Е+0 0 1,2630Е+00 1.2630Е+00
Н2О (кмоль/ч) 3.3223Е-01 6.1447Е-01 5.8375Е-01 5.8375Е-01
АК (кмоль/ч) 4Д076Е-02 1,2040Е-01 1Д438Е-01 1.1438Е-01
Ν2 (кмоль/ч) 3.4504Е+00 1,0114Е+0 1 9,6081Е+00 9,6081Е+00
Общий поток (кмоль/ч) 4,2954 12,2313 11,6197 11,6197
Общий поток (кг/ч) 124,8263 359,4123 341,4417 341,4417
Общий поток (м3/ч) 14,6788 5,5770 8,8685 6,6699
Температура (°С) 1276,8628 1278,2656 98,1279 17,2222
Давление(бар, МПа) 38, (3,8) 300, (30,0) 39,6, (3,96) 39,4, (3,94)
Паровая фракция I 1 0,974572 0,950223
Поток 4 27 зз 32
Жидкая фракция 0 0 0,025428 0,049777
Твердая фракция 0 0 0 0
Плотность (кмоль/м3) 0,2926 2,1932 1,3102 1,7421
Плотность (кг/м3) 8,5038 64,4456 38,5004 51,1912
Объем жидкости (м3/ч при 15,6°С) 0,2183 0,6333 0,6016 0,6016
- 11 023988
Таблица 4
Иллюстративные рабочие параметры для потоков 31, 15, 26 и 25
Поток И 15 26 25
С>2 (кмоль/ч) 1.3063Е-07 5.О522Е-О2 0 0
СН4 (кмоль/ч) 0 0 3,0391Е-01 4.5359Е-01
СОТ (кмоль/ч) 3,8056Е-05 1.2629Е+00 0 0
ЩО (кмоль/ч) 5,7836Е-01 5Д891Е-03 0 0
АК (кмоль/ч) 2Д723Е-07 1Д438Е-01 0 0
N2 (кмоль/ч) 7,3028Е-07 9,6081Е+00 0 0
Общий поток (кмоль/ч) 0,5784 11,0413 0,3039 0,4536
Общий поток (кг/ч1 10,4210 331,0207 4,8755 7,2769
Общий поток (м3/ч) 0,0104 6,6927 0,0456 0,2651
Температура (°С) 17,1757 17,1757 221,5596 26,6667
Давление (бар, МПа) 39,2, (3,92) 39,2, (3,92) 300, (30,0) 40, (40,0)
Паровая фракция 0 1 1 1
Жидкая фракция 1 0 0 0
Твердая фракция 0 0 0 0
Плотность (кмоль/м3) 55,5867 1,6498 6,6579 1,7109
Плотность (кг/м3) 1001,5065 49,4603 106,8111 27,4475
Объем жидкости (м3/ч при 15,6°С) 0,0104 0,5912 0,0163 0,0243
Раскрытые в данной заявке системы могут обладать тем преимуществом, что коэффициенты полезного действия, которые сравнимы или больше, чем КПД известных ПГКЦ систем, могут быть достигнуты с использованием значительно более низких температур турбины. Таким образом, в предлагаемых в настоящем изобретении системах могут использоваться значительно более низкие температуры турбины (например, максимальная температура текучих сред, проходящих через любую из турбин), чем в современном уровне техники, и при этом все же достигаться общий КПД выработки энергии, сравнимый или больший, чем КПД известных ПГКЦ систем. В некоторых вариантах выполнения системы и способы могут быть описаны как обеспечивающие более высокий КПД, чем ПГКЦ системы, при всех температурах турбины.
До сих пор для того, чтобы повысить КПД, было необходимо существенно увеличивать рабочую температуру турбины. Например, в обычных ПГКЦ системах, использовались максимальные температуры турбины, равные приблизительно 1500°С, чтобы достичь общего КПД по наименьшей теплотворной способности приблизительно 59%. Для поднятия КПД до 64% в предшествующем уровне техники требовалось использование сверх высокотемпературных газовых турбин, работающих в диапазоне около 1700°С. Для сравнения, в предлагаемых в настоящем изобретении системах может быть достигнут общий КПД по низшей теплотворной способности (КПД по НТС), равный 60%, при температуре турбины приблизительно в 1270°С. Дополнительные сравнения КПД предлагаемых в настоящем изобретении систем и существующих ПГКЦ систем приведены в таблице 5 для различных рабочих температур турбины.
Таблица 5
Сравнение общего КПД систем по настоящему изобретению и ПГКЦ систем
Максимальная температура турбины(°С) кпд ПГКЦ систем (%, по НТС) кпд предлагаемых систем (%, по НТС)
1100 47,5 55,5
1200 51 58
1279 53,5 60
1400 56,5 63
1500 59 65
1700 64 68
Следовательно, в одном из вариантов выполнения предлагаемых систем может быть достигнут КПД, сравнимый или превосходящий КПД ПГКЦ систем при использовании более низких максимальных температур турбины. Как было отмечено, может быть желательным снижение температуры турбин для уменьшения их стоимости за счет снижения потребности в дорогих материалах, способных выдер- 12 023988 живать высокие температуры. Альтернативно предлагаемые системы могут работать при тех же максимальных температурах, что и ПГКЦ системы, но при этом достигать КПД, который сравнительно выше. Например, в одном из вариантов выполнения представленная система или способ может работать с общим КПД выработки энергии по низшей теплотворной способности, составляющем приблизительно 60%, при действии турбины при температуре, лежащей в диапазоне приблизительно от 1300 до 1500°С. В других вариантах выполнения система или способ согласно настоящему изобретению могут действовать с общим КПД выработки энергии по низшей теплотворной способности, соответствующим следующему: по меньшей мере приблизительно 55% при температуре приблизительно 1100°С, по меньшей мере приблизительно 58% при температуре приблизительно 1200°С, по меньшей мере приблизительно 63% при температуре приблизительно 1400°С, по меньшей мере приблизительно 65% при температуре приблизительно 1500°С или по меньшей мере приблизительно 68% при температуре приблизительно 1700°С. В частных вариантах выполнения система или способ согласно настоящему изобретению могут действовать с общим КПД выработки энергии по низшей теплотворной способности, составляющим по меньшей мере приблизительно 60%, при рабочей температуре турбины, меньшей приблизительно 1500°С, меньшей приблизительно 1400°С или меньшей приблизительно 1300°С. В других вариантах выполнения система или способ согласно настоящему изобретению может работать с общим КПД выработки энергии по низшей теплотворной способности, составляющим приблизительно 55%, при действии турбины при температуре, лежащей в диапазоне приблизительно от 1100 до 1500°С.
Как было отмечено выше, в некоторых вариантах выполнения наличие третьей турбины 35 и третьей камеры 34 сгорания не являются обязательными. В связи с этим на фиг. 2 представлен вариант выполнения системы, который не включает третью камеру сгорания, третью турбину или третий воздушный компрессор. Система может быть аналогичной системе с фиг. 1 за исключением указанных отличий. Как показано, выходной поток 18' из второй турбины 6 может направляться во второй теплообменник 1' без предварительного прохождения через третью камеру сгорания и третью турбину. В данном варианте выполнения выходной поток 18' может находиться под давлением, превышающим атмосферное на величину, равную падению давления на втором теплообменнике 1' (и на промежуточном трубопроводе и/или оборудовании) между турбиной 6 и атмосферой. Заметим, что в данном варианте выполнения не используется скруббер. Поэтому охлажденный выходной поток 19' может выводиться в атмосферу без прохождения сначала через скруббер. Однако в данном варианте выполнения система газоочистки также может использоваться, например, как это показано в варианте выполнения с фиг. 1.
Так как третья турбина не используется, третья камера сгорания может отсутствовать, так же как потоки топлива и воздуха, связанные с ней. Соответственно, в системе сжатия воздуха может не использоваться третий воздушный компрессора, и второй теплообменник 1' может не нагревать третий поток воздуха. Поэтому входной поток воздуха 12' может быть обеспечен непосредственно во второй воздушный компрессор 11', а не сжиматься сначала третьим воздушным компрессором. В других аспектах система с фиг. 2 может быть в основном аналогична системе с фиг. 1.
Использование соответствующего отношения высокого давления к низкому давлению в первой турбине, расширение проступающих из нее продуктов горения в одной или нескольких дополнительных ступенях энергетических турбин в сочетании с близким к стехиометрическому горением с использованием сжатого, предварительно нагретого потока воздуха и рециклированного потока для снижения выходных температур турбины может приводить к тому, что система будет иметь КПД, лежащий в диапазоне приблизительно от 55 до 65%. Высокое давление в системе может обеспечивать возможность создания оборудования с относительно компактными конструктивными размерами при относительно низких капитальных затратах. Система может быть спроектирована с выходной мощностью выработки энергии на нормативную нагрузку, превышающей 500 МВт для одинарной цепочки блоков. Система может также применяться в приложениях, в которых требуется малая выходная мощность, например в судовых двигательных установках, при использовании дистиллятного малосернистого топлива, при этом может быть достигнут тепловой КПД по низшей теплотворной способности, превышающий 50%. Многие модификации и другие варианты выполнения изобретения, отличающиеся от приведенных в данном описании, могут прийти на ум специалисту в данной области, которому данное описание предоставляет преимущества, заключающиеся в изложенных в нем идеях. Поэтому должно быть понятно, что изобретение не ограничено конкретными приведенными частными вариантами выполнения и модификациями, и в объем изобретения, определяемый приложенной формулой изобретения, должны быть включены другие частные варианты выполнения. Хотя в данном описании использованы специфические термины, они используются исключительно в общепринятом и описательном смысле, а не в целях внесения ограничений.

Claims (44)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Система выработки энергии, включающая первую камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания первого потока топлива и первого потока воздуха в присутствии первого рециклированного потока с образованием первого потока продуктов горения;
    первую турбину, выполненную с возможностью расширения первого потока продуктов горения; первый теплообменник, выполненный с возможностью приема по меньшей мере части первого выходного потока из первой турбины, при этом первый теплообменник выполнен с возможностью использования этой части первого выходного потока для нагрева первого потока воздуха и по меньшей мере части первого рециклированного потока, образованного из первого выходного потока;
    вторую камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания второго потока топлива и второго потока воздуха в присутствии второго рециклированного потока, образованного из первого выходного потока, с образованием второго потока продуктов горения;
    вторую турбину, выполненную с возможностью расширения второго потока продуктов горения; второй теплообменник, выполненный с возможностью нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока.
  2. 2. Система по п.1, в которой второй теплообменник выполнен с возможностью использования второго выходного потока из второй турбины для нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока.
  3. 3. Система по п.1, в которой второй теплообменник выполнен с возможностью нагрева второй части первого рециклированного потока.
  4. 4. Система по п.1, включающая третью камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания третьего потока топлива и третьего потока воздуха в присутствии второго выходного потока, принимаемого из второй турбины, с образованием третьего потока продуктов горения; и третью турбину, выполненную с возможностью расширения третьего потока продуктов горения.
  5. 5. Система по п.4, в которой второй теплообменник выполнен с возможностью использования третьего выходного потока из третьей турбины для нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока.
  6. 6. Система по п.5, в которой второй теплообменник выполнен с возможностью нагрева третьего потока воздуха.
  7. 7. Система по п.5, в которой второй теплообменник выполнен с возможностью нагрева второй части первого рециклированного потока.
  8. 8. Система по п.1, включающая рециркуляционный компрессор, выполненный с возможностью сжатия первого рециклированного потока.
  9. 9. Система по п.1, в которой вторая часть первого выходного потока направляется во вторую камеру сгорания.
  10. 10. Система по п.1, включающая скруббер, выполненный с возможностью приема охлажденного выходного потока из второго теплообменника.
  11. 11. Система по п.10, в которой скруббер включает систему адсорбции СО2.
  12. 12. Система по п.1, включающая систему воздушных компрессоров, выполненную с возможностью сжатия входного потока воздуха с образованием первого потока воздуха и второго потока воздуха.
  13. 13. Система по п.12, в которой система воздушных компрессоров включает первый воздушный компрессор, выполненный с возможностью сжатия первого потока воздуха, и второй воздушный компрессор, выполненный с возможностью сжатия второго потока воздуха.
  14. 14. Система по п.13, в которой второй воздушный компрессор выполнен с возможностью сжатия первого потока воздуха до его сжатия первым воздушным компрессором.
  15. 15. Система по п.13, в которой система воздушных компрессоров выполнена с возможностью регулирования расхода первого потока воздуха и расхода второго потока воздуха, обеспечивая в основном стехиометрическое горение в первой камере сгорания и второй камере сгорания.
  16. 16. Система по п.15, в которой система воздушных компрессоров выполнена с возможностью регулирования расхода первого потока воздуха и расхода второго потока воздуха, обеспечивая образование избытка О2 вплоть до приблизительно 5% относительно стехиометрического состава для реакции горения при горении в первой камере сгорания и второй камере сгорания.
  17. 17. Система по п.1, в которой первый поток топлива и второй поток топлива содержат сжатый углеводородный газ.
  18. 18. Система по п.17, в которой сжатый углеводородный газ содержит метан.
  19. 19. Система по п.1, в которой первый поток воздуха и второй поток воздуха содержат сжатый окружающий воздух.
  20. 20. Система по п.1, в которой первый рециклированный поток и второй рециклированный поток
    - 14 023988 более чем на 50 мол.% состоят из Ν2.
  21. 21. Система по п.1, включающая сепаратор, выполненный с возможностью удаления потока жидкости из части первого выходного потока, направляемой через первый теплообменник.
  22. 22. Система по п.1, выполненная с возможностью действия с общим КПД по выработке электроэнергии, определяемым по низшей теплотворной способности, составляющим по меньшей мере приблизительно 60% при работе турбины при температуре в диапазоне приблизительно от 1300 до 1500°С.
  23. 23. Способ выработки энергии посредством системы по п.1, в котором сжигают первый поток топлива и первый поток воздуха в первой камере сгорания в присутствии первого рециклированного потока с образованием первого потока продуктов горения;
    расширяют первый поток продуктов горения в первой турбине, обеспечивая ее вращение для выработки энергии;
    направляют по меньшей мере часть первого выходного потока из первой турбины в первый теплообменник;
    используют эту часть первого выходного потока для нагрева первым теплообменником первого потока воздуха и по меньшей мере части первого рециклированного потока, образованного из первого выходного потока;
    сжигают второй поток топлива и второй поток воздуха во второй камере сгорания в присутствии второго рециклированного потока, образованного из первого выходного потока, с образованием второго потока продуктов горения;
    расширяют второй поток продуктов горения во второй турбине, обеспечивая ее вращение для выработки энергии;
    направляют второй поток воздуха и второй рециклированный поток во второй теплообменник и нагревают второй поток воздуха и второй рециклированный поток вторым теплообменником.
  24. 24. Способ по п.23, в котором для нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока вторым теплообменником используют второй выходной поток из второй турбины.
  25. 25. Способ по п.23, в котором осуществляют нагрев второй части первого рециклированного потока вторым теплообменником.
  26. 26. Способ по п.23, включающий сжигание третьего потока топлива и третьего потока воздуха в третьей камере сгорания в присутствии второго выходного потока, принимаемого из второй турбины, с образованием третьего потока продуктов горения; и расширение третьего потока продуктов горения в третьей турбине, обеспечивая ее вращение для выработки энергии.
  27. 27. Способ по п.26, в котором для нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока вторым теплообменником используют третий выходной поток из третьей турбины.
  28. 28. Способ по п.27, в котором осуществляют нагрев третьего потока воздуха вторым теплообменником.
  29. 29. Способ по п.27, в котором осуществляют нагрев второй части первого рециклированного потока вторым теплообменником.
  30. 30. Способ по п.23, в котором осуществляют сжатие первого рециклированного потока рециркуляционным компрессором.
  31. 31. Способ по п.23, в котором направляют вторую часть первого выходного потока во вторую камеру сгорания.
  32. 32. Способ по п.23, в котором направляют охлажденный выходной поток из второго теплообменника в скруббер.
  33. 33. Способ по п.32, в котором скруббер представляет собой систему адсорбции СО2.
  34. 34. Способ по п.23, в котором осуществляют сжатие входного потока воздуха системой воздушных компрессоров с образованием первого потока воздуха и второго потока воздуха.
  35. 35. Способ по п.34, в котором сжатие входного потока воздуха системой воздушных компрессоров включает сжатие первого потока воздуха первым воздушным компрессором и сжатие второго потока воздуха вторым воздушным компрессором.
  36. 36. Способ по п.35, в котором сжатие входного потока воздуха системой воздушных компрессоров включает сжатие первого потока воздуха вторым воздушным компрессором до его сжатия первым воздушным компрессором.
  37. 37. Способ по п.35, в котором осуществляют регулирование расхода первого потока воздуха и расхода второго потока воздуха системой воздушных компрессоров, обеспечивая в основном стехиометрическое горение в первой камере сгорания и второй камере сгорания.
  38. 38. Способ по п.37, в котором осуществляют регулирование расхода первого потока воздуха и расхода второго потока воздуха системой воздушных компрессоров, обеспечивая образование избытка О2 вплоть до приблизительно 5% относительно стехиометрического состава для реакции горения при горении в первой камере сгорания и второй камере сгорания.
  39. 39. Способ по п.23, в котором первый поток топлива и второй поток топлива содержат сжатый уг- 15 023988 леводородный газ.
  40. 40. Способ по п.39, в котором сжатый углеводородный газ содержит метан.
  41. 41. Способ по п.23, в котором первый поток воздуха и второй поток воздуха содержат сжатый окружающий воздух.
  42. 42. Способ по п.23, в котором первый рециклированный поток и второй рециклированный поток более чем на 50 мол.% состоят из Ν2.
  43. 43. Способ по п.23, в котором осуществляют удаление сепаратором потока жидкости из части первого выходного потока, направляемой через первый теплообменник.
  44. 44. Способ по п.23, в котором вырабатывают мощность с общим КПД при выработке электроэнергии, определяемым по низшей теплотворной способности, составляющим по меньшей мере приблизительно 60% при работе турбины при температуре в диапазоне приблизительно от 1300 до 1500°С.
EA201300386A 2010-09-21 2011-09-20 Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота EA023988B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US38504210P 2010-09-21 2010-09-21
PCT/US2011/052342 WO2012040195A2 (en) 2010-09-21 2011-09-20 System and method for high efficiency power generation using a nitrogen gas working fluid

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201300386A1 EA201300386A1 (ru) 2013-11-29
EA023988B1 true EA023988B1 (ru) 2016-08-31

Family

ID=44720176

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201300386A EA023988B1 (ru) 2010-09-21 2011-09-20 Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота
EA201600057A EA031165B1 (ru) 2010-09-21 2011-09-20 Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201600057A EA031165B1 (ru) 2010-09-21 2011-09-20 Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота

Country Status (16)

Country Link
US (3) US9410481B2 (ru)
EP (1) EP2619428B1 (ru)
JP (2) JP5982379B2 (ru)
KR (1) KR101825395B1 (ru)
CN (1) CN103221660B (ru)
AU (1) AU2011305628B2 (ru)
BR (1) BR112013008661B1 (ru)
CA (1) CA2811940C (ru)
DK (1) DK2619428T3 (ru)
EA (2) EA023988B1 (ru)
ES (1) ES2508173T3 (ru)
HK (1) HK1187968A1 (ru)
MX (1) MX345241B (ru)
PL (1) PL2619428T3 (ru)
TW (1) TWI589770B (ru)
WO (1) WO2012040195A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10054046B2 (en) 2010-09-21 2018-08-21 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a nitrogen gas working fluid

Families Citing this family (45)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0489068A (ja) * 1990-07-31 1992-03-23 Ya Man Ltd 高周波美容装置
AP3086A (en) * 2008-08-20 2015-01-31 Sasol Technology Propertary Ltd Co-production of synthesis gas and power
WO2014071118A1 (en) * 2012-11-02 2014-05-08 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US9377202B2 (en) 2013-03-15 2016-06-28 General Electric Company System and method for fuel blending and control in gas turbines
BR112015023395A8 (pt) * 2013-03-15 2019-12-03 8 Rivers Capital Llc sistema e método para geração de energia de alta eficiência utilizando um fluido de trabalho circulante de dióxido de carbono
US9382850B2 (en) 2013-03-21 2016-07-05 General Electric Company System and method for controlled fuel blending in gas turbines
JP6220586B2 (ja) * 2013-07-22 2017-10-25 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー ガスタービン設備
JP6220589B2 (ja) * 2013-07-26 2017-10-25 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー ガスタービン設備
JP6250332B2 (ja) 2013-08-27 2017-12-20 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー ガスタービン設備
CN104314704B (zh) * 2013-09-22 2016-04-27 摩尔动力(北京)技术股份有限公司 速度型热气机
CN104196630A (zh) * 2014-08-11 2014-12-10 胡晋青 一种燃气轮机
TWI657195B (zh) 2014-07-08 2019-04-21 美商八河資本有限公司 加熱再循環氣體流的方法、生成功率的方法及功率產出系統
EA035969B1 (ru) 2014-09-09 2020-09-08 8 Риверз Кэпитл, Ллк Способ получения жидкого диоксида углерода под низким давлением из системы генерации мощности
US11231224B2 (en) 2014-09-09 2022-01-25 8 Rivers Capital, Llc Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
US11686258B2 (en) 2014-11-12 2023-06-27 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
US10961920B2 (en) 2018-10-02 2021-03-30 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
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
EA036619B1 (ru) 2015-06-15 2020-11-30 8 Риверз Кэпитл, Ллк Система и способ запуска установки генерации мощности
CN108368750B (zh) * 2015-09-01 2020-08-18 八河流资产有限责任公司 使用嵌入式co2循环发电的系统和方法
WO2017069922A1 (en) * 2015-10-21 2017-04-27 Conlon William M High pressure liquid air power and storage
MX2018010310A (es) 2016-02-26 2019-05-02 8 Rivers Capital Llc Sistemas y metodos para controlar una planta de energia.
ES2925773T3 (es) 2016-04-21 2022-10-19 8 Rivers Capital Llc Sistema y método para la oxidación de gases de hidrocarburos
AU2017362060A1 (en) 2016-11-15 2019-05-30 8 Rivers Capital, Llc Removal of impurities from a process stream by contacting it with an oxidant and with an aqueous stream
WO2018131051A1 (en) * 2017-01-11 2018-07-19 Mahesh Lakshminarayanan Combined-cycle power generation thermodynamic system
WO2018162994A1 (en) 2017-03-07 2018-09-13 8 Rivers Capital, Llc System and method for operation of a flexible fuel combustor for a gas turbine
US10766097B2 (en) * 2017-04-13 2020-09-08 Raytheon Company Integration of ultrasonic additive manufactured thermal structures in brazements
JP6972908B2 (ja) * 2017-10-23 2021-11-24 三菱自動車工業株式会社 フロントバンパ構造
AU2018364702B2 (en) 2017-11-09 2024-01-11 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for production and separation of hydrogen and carbon dioxide
CN108999701A (zh) * 2017-12-26 2018-12-14 上海齐耀动力技术有限公司 基于分级燃烧的超临界二氧化碳半闭式纯氧燃烧发电系统
WO2019167021A1 (en) * 2018-03-02 2019-09-06 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production using a carbon dioxide working fluid
CN108894875B (zh) * 2018-03-29 2020-10-20 李�杰 一种高压燃气作动直线式发电装置
WO2020070717A1 (en) 2018-10-05 2020-04-09 8 Rivers Capital, Llc Direct gas capture systems and methods of use thereof
CN109356679B (zh) * 2018-11-30 2020-04-10 西安交通大学 一种核能蒸汽-布雷顿联合循环发电系统
KR20210102920A (ko) * 2018-12-14 2021-08-20 인핸스드 에너지 그룹 엘엘씨 터보 멤브레인 02 공급원을 갖는 개선된 반폐쇄형 사이클
EP3962632A1 (en) 2019-05-03 2022-03-09 8 Rivers Capital, LLC System and method for carbon capture
US11193421B2 (en) 2019-06-07 2021-12-07 Saudi Arabian Oil Company Cold recycle process for gas turbine inlet air cooling
KR20220020842A (ko) 2019-06-13 2022-02-21 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 추가 생성물들의 공동 발생을 구비하는 동력 생산
WO2021038470A1 (en) 2019-08-26 2021-03-04 8 Rivers Capital, Llc Flame control in an oxyfuel combustion process
WO2021049966A1 (ru) * 2019-09-13 2021-03-18 Владимир Игоревич ЛАВРЕНТЬЕВ Газотурбинный двигатель
AU2020369233A1 (en) 2019-10-22 2022-05-19 8 Rivers Capital, Llc Control schemes for thermal management of power production systems and methods
CN110905747B (zh) * 2019-11-28 2021-07-13 西安石油大学 一种利用高温太阳能和lng冷能的联合动力循环发电系统
US20220340822A1 (en) 2019-12-30 2022-10-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon Pyrolysis with Less Exhaust Emission
US20230027105A1 (en) 2019-12-30 2023-01-26 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Pyrolysis Product Compression using CO2 Loop
US20230288058A1 (en) * 2022-03-10 2023-09-14 Uop Llc Processes and apparatuses for burning a hydrogen fuel and a hydrocarbon fuel

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4202169A (en) * 1977-04-28 1980-05-13 Gulf Research & Development Company System for combustion of gases of low heating value
EP1429000A1 (de) * 2002-12-09 2004-06-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Gasturbine mit einer fossilbefeuerten Brennkammer
US20090301054A1 (en) * 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
US20100058758A1 (en) * 2008-09-11 2010-03-11 General Electric Company Exhaust gas recirculation system, turbomachine system having the exhaust gas recirculation system and exhaust gas recirculation control method

Family Cites Families (58)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3971211A (en) * 1974-04-02 1976-07-27 Mcdonnell Douglas Corporation Thermodynamic cycles with supercritical CO2 cycle topping
US4314442A (en) * 1978-10-26 1982-02-09 Rice Ivan G Steam-cooled blading with steam thermal barrier for reheat gas turbine combined with steam turbine
US4472936A (en) * 1980-12-27 1984-09-25 Hitachi, Ltd. Method and apparatus for controlling combustion of gasified fuel
US4498289A (en) * 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
US4528811A (en) * 1983-06-03 1985-07-16 General Electric Co. Closed-cycle gas turbine chemical processor
DE3600432A1 (de) * 1985-05-21 1987-02-05 Gutehoffnungshuette Man Verfahren zum vergasen eines kohlenstoffhaltigen brennstoffs, insbesondere kohle
US4684081A (en) * 1986-06-11 1987-08-04 Lockheed Corporation Multifunction power system for an aircraft
US4754607A (en) * 1986-12-12 1988-07-05 Allied-Signal Inc. Power generating system
US4765143A (en) * 1987-02-04 1988-08-23 Cbi Research Corporation Power plant using CO2 as a working fluid
US4831817A (en) * 1987-11-27 1989-05-23 Linhardt Hans D Combined gas-steam-turbine power plant
US5669216A (en) * 1990-02-01 1997-09-23 Mannesmann Aktiengesellschaft Process and device for generating mechanical energy
US5184460A (en) * 1991-01-30 1993-02-09 The United States Of America As Represented By The Administrator, National Aeronautics And Space Administration Multi-heat addition turbine engine
DE4130317A1 (de) 1991-09-12 1993-03-18 Standard Elektrik Lorenz Ag Verfahren und vorrichtung zur umwandlung der datenstruktur von nachrichten in einem paketvermittlungssystem
US5295350A (en) * 1992-06-26 1994-03-22 Texaco Inc. Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas
DE4303174A1 (de) * 1993-02-04 1994-08-18 Joachim Dipl Ing Schwieger Verfahren zum Erzeugen elektrischer Energie
DE4333439C1 (de) * 1993-09-30 1995-02-02 Siemens Ag Vorrichtung zur Kühlmittelkühlung einer gekühlten Gasturbine einer Gas- und Dampfturbinenanlage
US5666800A (en) * 1994-06-14 1997-09-16 Air Products And Chemicals, Inc. Gasification combined cycle power generation process with heat-integrated chemical production
JPH08270950A (ja) * 1995-02-01 1996-10-18 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービン燃焼器
US5572861A (en) * 1995-04-12 1996-11-12 Shao; Yulin S cycle electric power system
US6170264B1 (en) * 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
GB9520002D0 (en) * 1995-09-30 1995-12-06 Rolls Royce Plc Turbine engine control system
US5740673A (en) * 1995-11-07 1998-04-21 Air Products And Chemicals, Inc. Operation of integrated gasification combined cycle power generation systems at part load
US6141953A (en) * 1998-03-04 2000-11-07 Solo Energy Corporation Multi-shaft reheat turbine mechanism for generating power
EP0949405B1 (en) * 1998-04-07 2006-05-31 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Turbine plant
DE59810673D1 (de) * 1998-04-28 2004-03-04 Asea Brown Boveri Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
JP2001041007A (ja) * 1999-05-26 2001-02-13 Mitsubishi Heavy Ind Ltd タービン設備
JP2001221059A (ja) * 2000-02-09 2001-08-17 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 燃料ガス化発電設備
GB0005374D0 (en) * 2000-03-06 2000-04-26 Air Prod & Chem Apparatus and method of heating pumped liquid oxygen
US6622487B2 (en) * 2001-01-16 2003-09-23 Rolls-Royce Plc Fluid flow control valve
US20030221409A1 (en) * 2002-05-29 2003-12-04 Mcgowan Thomas F. Pollution reduction fuel efficient combustion turbine
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
US6532745B1 (en) * 2002-04-10 2003-03-18 David L. Neary Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
DK1576266T3 (en) * 2002-11-15 2014-12-01 Clean Energy Systems Inc Low pollutant energy generation system with air separation using an ion transfer membrane
US7254951B2 (en) * 2003-01-07 2007-08-14 Lockwood Jr Hanford N High compression gas turbine with superheat enhancement
US7021063B2 (en) * 2003-03-10 2006-04-04 Clean Energy Systems, Inc. Reheat heat exchanger power generation systems
US7074033B2 (en) * 2003-03-22 2006-07-11 David Lloyd Neary Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US6931856B2 (en) * 2003-09-12 2005-08-23 Mes International, Inc. Multi-spool turbogenerator system and control method
GB0323255D0 (en) * 2003-10-04 2003-11-05 Rolls Royce Plc Method and system for controlling fuel supply in a combustion turbine engine
US7124589B2 (en) * 2003-12-22 2006-10-24 David Neary Power cogeneration system and apparatus means for improved high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7306871B2 (en) * 2004-03-04 2007-12-11 Delphi Technologies, Inc. Hybrid power generating system combining a fuel cell and a gas turbine
US7402188B2 (en) * 2004-08-31 2008-07-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for coal gasifier
EP1669572A1 (en) * 2004-12-08 2006-06-14 Vrije Universiteit Brussel Process and installation for producing electric power
US7194869B2 (en) * 2005-03-08 2007-03-27 Siemens Power Generation, Inc. Turbine exhaust water recovery system
US7416716B2 (en) * 2005-11-28 2008-08-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7743861B2 (en) * 2006-01-06 2010-06-29 Delphi Technologies, Inc. Hybrid solid oxide fuel cell and gas turbine electric generating system using liquid oxygen
US7770376B1 (en) * 2006-01-21 2010-08-10 Florida Turbine Technologies, Inc. Dual heat exchanger power cycle
US8075646B2 (en) * 2006-02-09 2011-12-13 Siemens Energy, Inc. Advanced ASU and HRSG integration for improved integrated gasification combined cycle efficiency
US7850763B2 (en) * 2007-01-23 2010-12-14 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7819951B2 (en) * 2007-01-23 2010-10-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US8088196B2 (en) * 2007-01-23 2012-01-03 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US20090064654A1 (en) * 2007-09-11 2009-03-12 General Electric Company Turbine engine with modulated combustion and reheat chambers
US20110185701A1 (en) * 2007-09-28 2011-08-04 Central Research Institute of Electric Power Indus try Turbine equipment and power generating plant
US8122725B2 (en) * 2007-11-01 2012-02-28 General Electric Company Methods and systems for operating gas turbine engines
US8051654B2 (en) * 2008-01-31 2011-11-08 General Electric Company Reheat gas and exhaust gas regenerator system for a combined cycle power plant
US8397482B2 (en) * 2008-05-15 2013-03-19 General Electric Company Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx
US20100139317A1 (en) * 2008-12-05 2010-06-10 Francois Chantant Method of cooling a hydrocarbon stream and an apparatus therefor
US8596075B2 (en) * 2009-02-26 2013-12-03 Palmer Labs, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
US9410481B2 (en) 2010-09-21 2016-08-09 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a nitrogen gas working fluid

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4202169A (en) * 1977-04-28 1980-05-13 Gulf Research & Development Company System for combustion of gases of low heating value
EP1429000A1 (de) * 2002-12-09 2004-06-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Gasturbine mit einer fossilbefeuerten Brennkammer
US20090301054A1 (en) * 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
US20100058758A1 (en) * 2008-09-11 2010-03-11 General Electric Company Exhaust gas recirculation system, turbomachine system having the exhaust gas recirculation system and exhaust gas recirculation control method

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10054046B2 (en) 2010-09-21 2018-08-21 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a nitrogen gas working fluid

Also Published As

Publication number Publication date
KR101825395B1 (ko) 2018-03-22
HK1187968A1 (en) 2014-04-17
EP2619428B1 (en) 2014-07-09
US10054046B2 (en) 2018-08-21
MX2013003131A (es) 2013-06-28
JP5982379B2 (ja) 2016-08-31
US20160319741A1 (en) 2016-11-03
PL2619428T3 (pl) 2015-04-30
EA031165B1 (ru) 2018-11-30
BR112013008661B1 (pt) 2020-12-08
KR20130099967A (ko) 2013-09-06
EP2619428A2 (en) 2013-07-31
CA2811940C (en) 2018-02-20
WO2012040195A2 (en) 2012-03-29
AU2011305628B2 (en) 2015-07-30
US9611785B2 (en) 2017-04-04
JP6189500B2 (ja) 2017-08-30
ES2508173T3 (es) 2014-10-16
TWI589770B (zh) 2017-07-01
JP2013537283A (ja) 2013-09-30
AU2011305628A1 (en) 2013-05-02
US20120067056A1 (en) 2012-03-22
WO2012040195A3 (en) 2013-03-21
US9410481B2 (en) 2016-08-09
MX345241B (es) 2017-01-23
TW201221755A (en) 2012-06-01
US20180016979A1 (en) 2018-01-18
EA201300386A1 (ru) 2013-11-29
CA2811940A1 (en) 2012-03-29
JP2017008942A (ja) 2017-01-12
EA201600057A1 (ru) 2016-04-29
BR112013008661A2 (pt) 2016-06-21
CN103221660A (zh) 2013-07-24
DK2619428T3 (da) 2014-10-06
CN103221660B (zh) 2016-11-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA023988B1 (ru) Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота
US6775987B2 (en) Low-emission, staged-combustion power generation
EA038310B1 (ru) Способ выработки энергии
US9273607B2 (en) Generating power using an ion transport membrane
EP1373687A1 (en) Integrated air separation and power generation process
AU2002236164A1 (en) Integrated air separation and power generation process
US8850825B2 (en) Generating power using an ion transport membrane

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 KG MD TJ TM