EA024852B1 - Способ и устройство для сжигания топлива при высокой температуре и высоком давлении и соответствующие система и средства - Google Patents

Способ и устройство для сжигания топлива при высокой температуре и высоком давлении и соответствующие система и средства Download PDF

Info

Publication number
EA024852B1
EA024852B1 EA201101224A EA201101224A EA024852B1 EA 024852 B1 EA024852 B1 EA 024852B1 EA 201101224 A EA201101224 A EA 201101224A EA 201101224 A EA201101224 A EA 201101224A EA 024852 B1 EA024852 B1 EA 024852B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
transpiration
combustion chamber
combustion
fuel
substance
Prior art date
Application number
EA201101224A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201101224A1 (ru
Inventor
Майлз Палмер
Родни Оллам
Гленн Джр. Браун
Original Assignee
Палмер Лэбз, 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 Лэбз, Ллк, 8 Риверз Кэпитл, Ллк filed Critical Палмер Лэбз, Ллк
Publication of EA201101224A1 publication Critical patent/EA201101224A1/ru
Publication of EA024852B1 publication Critical patent/EA024852B1/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
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • 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
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/10—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether
    • F01K25/103—Carbon dioxide
    • 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
    • F02C1/002—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid using an auxiliary fluid
    • F02C1/005—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid using an auxiliary fluid being recirculated
    • 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
    • F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02G—HOT GAS OR COMBUSTION-PRODUCT POSITIVE-DISPLACEMENT ENGINE PLANTS; USE OF WASTE HEAT OF COMBUSTION ENGINES; NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F02G5/00—Profiting from waste heat of combustion engines, not otherwise provided for
    • F02G5/02—Profiting from waste heat of exhaust gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B35/00—Control systems for steam boilers
    • F22B35/06—Control systems for steam boilers for steam boilers of forced-flow type
    • F22B35/10—Control systems for steam boilers for steam boilers of forced-flow type of once-through type
    • F22B35/12—Control systems for steam boilers for steam boilers of forced-flow type of once-through type operating at critical or supercritical pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23D—BURNERS
    • F23D1/00—Burners for combustion of pulverulent fuel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/02—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material
    • F23J15/022—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material for removing solid particulate material from the gasflow
    • F23J15/027—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material for removing solid particulate material from the gasflow using cyclone separators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L7/00—Supplying non-combustible liquids or gases, other than air, to the fire, e.g. oxygen, steam
    • F23L7/002—Supplying water
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L7/00—Supplying non-combustible liquids or gases, other than air, to the fire, e.g. oxygen, steam
    • F23L7/007—Supplying oxygen or oxygen-enriched air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23M—CASINGS, LININGS, WALLS OR DOORS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION CHAMBERS, e.g. FIREBRIDGES; DEVICES FOR DEFLECTING AIR, FLAMES OR COMBUSTION PRODUCTS IN COMBUSTION CHAMBERS; SAFETY ARRANGEMENTS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION APPARATUS; DETAILS OF COMBUSTION CHAMBERS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F23M5/00—Casings; Linings; Walls
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23M—CASINGS, LININGS, WALLS OR DOORS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION CHAMBERS, e.g. FIREBRIDGES; DEVICES FOR DEFLECTING AIR, FLAMES OR COMBUSTION PRODUCTS IN COMBUSTION CHAMBERS; SAFETY ARRANGEMENTS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION APPARATUS; DETAILS OF COMBUSTION CHAMBERS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F23M5/00—Casings; Linings; Walls
    • F23M5/08—Cooling thereof; Tube walls
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23M—CASINGS, LININGS, WALLS OR DOORS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION CHAMBERS, e.g. FIREBRIDGES; DEVICES FOR DEFLECTING AIR, FLAMES OR COMBUSTION PRODUCTS IN COMBUSTION CHAMBERS; SAFETY ARRANGEMENTS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION APPARATUS; DETAILS OF COMBUSTION CHAMBERS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F23M5/00—Casings; Linings; Walls
    • F23M5/08—Cooling thereof; Tube walls
    • F23M5/085—Cooling thereof; Tube walls using air or other gas as the cooling medium
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/005—Combined with pressure or heat exchangers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/02—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the air-flow or gas-flow configuration
    • F23R3/04—Air inlet arrangements
    • F23R3/06—Arrangement of apertures along the flame tube
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04006—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit
    • F25J3/04012—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit by compression of warm gaseous streams; details of intake or interstage cooling
    • F25J3/04018—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit by compression of warm gaseous streams; details of intake or interstage cooling of main feed air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
    • F25J3/04533—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the direct combustion of fuels in a power plant, so-called "oxyfuel combustion"
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
    • F25J3/04539—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels
    • F25J3/04545—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels for the gasification of solid or heavy liquid fuels, e.g. integrated gasification combined cycle [IGCC]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04612—Heat exchange integration with process streams, e.g. from the air gas consuming unit
    • F25J3/04618—Heat exchange integration with process streams, e.g. from the air gas consuming unit for cooling an air stream fed to the air fractionation unit
    • 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
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/18—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters
    • F01K3/185—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters using waste heat from outside the plant
    • 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
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/18—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters
    • F01K3/186—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters using electric heat
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling
    • F05D2260/203—Heat transfer, e.g. cooling by transpiration cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/60—Fluid transfer
    • F05D2260/61—Removal of CO2
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/60—Fluid transfer
    • F05D2260/611—Sequestration of CO2
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2900/00—Special arrangements for conducting or purifying combustion fumes; Treatment of fumes or ashes
    • F23J2900/15025—Cyclone walls forming heat exchangers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07001—Injecting synthetic air, i.e. a combustion supporting mixture made of pure oxygen and an inert gas, e.g. nitrogen or recycled fumes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07002—Injecting inert gas, other than steam or evaporated water, into the combustion chambers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07003—Controlling the inert gas supply
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07007—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber using specific ranges of oxygen percentage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07008—Injection of water into the combustion chamber
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23M—CASINGS, LININGS, WALLS OR DOORS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION CHAMBERS, e.g. FIREBRIDGES; DEVICES FOR DEFLECTING AIR, FLAMES OR COMBUSTION PRODUCTS IN COMBUSTION CHAMBERS; SAFETY ARRANGEMENTS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION APPARATUS; DETAILS OF COMBUSTION CHAMBERS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F23M2900/00—Special features of, or arrangements for combustion chambers
    • F23M2900/05004—Special materials for walls or lining
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R2900/00—Special features of, or arrangements for continuous combustion chambers; Combustion processes therefor
    • F23R2900/00004—Preventing formation of deposits on surfaces of gas turbine components, e.g. coke deposits
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/06—Adiabatic compressor, i.e. without interstage cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/70—Steam turbine, e.g. used in a Rankine cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/80—Hot exhaust gas turbine combustion engine
    • F25J2240/82—Hot exhaust gas turbine combustion engine with waste heat recovery, e.g. in a combined cycle, i.e. for generating steam used in a Rankine cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/80—Integration in an installation using carbon dioxide, e.g. for EOR, sequestration, refrigeration etc.
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Combustion Of Fluid Fuel (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

В патенте описано устройство камеры сгорания, содержащее смесительную установку, предназначенную для смешивания углеродного топлива с обогащенным кислородом и рабочим телом с образованием топливной смеси. Камера сгорания, по меньшей мере, частично сформирована испарительным элементом. Испарительный элемент, по меньшей мере, частично охвачен элементом защитной оболочки высокого давления. Камера сгорания имеет противолежащие входную и выходную части. Входная часть камеры сгорания выполнена с возможностью приема топливной смеси для ее сжигания при некоторой температуре горения. Камера сгорания выполнена с возможностью направления получающихся продуктов горения к выходной части. Испарительный элемент направляет сквозь себя испаряющуюся субстанцию в камеру сгорания для предотвращения непосредственного взаимодействия между продуктами горения и испарительным элементом. Описаны также соответствующие системы, устройства и способы.

Description

Изобретение относится к способами и устройствам для сжигания углеродного топлива с кислородом при высоком давлении и высокой температуре с получением продуктов горения, обладающих или окислительными свойствами при избытке кислорода, или содержащими восстановительные компоненты и имеющие нулевое содержание кислорода. Одним из практических применений может быть производство энергии, такой как электрическая, с использованием рабочего тела (текучей среды) для преобразования энергии, получаемой при высокоэффективном сжигании топлива. В частности, в таких способах и устройствах в качестве рабочего тела могут быть использованы диоксид углерода или пар. В других частных вариантах выполнения изобретения способы и устройства могут использоваться для выработки газа, содержащего водород и (или) монооксид углерода.
Уровень техники
По оценкам в ближайшие 100 лет основная потребность мирового производства электроэнергии будет удовлетворяться за счет использования органических топлив, хотя одновременно будут развиваться и использоваться неуглеродные источники энергии. Однако известным способам производства энергии путем сжигания органических топлив и (или) биомассы присущи увеличение стоимости энергии и возрастание выхода диоксида углерода (СО2) и других вредных выбросов. Все больше и больше подтверждается, что глобальное потепление из-за увеличения выбросов углерода развитыми и развивающимися странами потенциально влечет за собой катастрофические последствия. Как представляется, солнечная и ветровая энергия не способны заместить сжигание органического топлива в ближайшей перспективе, а с ядерной энергией связаны такие угрозы, как распространение ядерных материалов и необходимость в захоронении ядерных отходов.
На обычные устройства для производства энергии из органических топлив или соответствующей биомассы в настоящее время накладываются все большие требования по улавливанию СО2 при высоком давлении для доставки его на изолированные пункты. Как доказано, такие требования трудновыполнимы, так как существующие технологии обеспечивают очень низкую эффективность улавливания СО2 даже в лучших конструкциях. Кроме того, капитальные затраты на улавливание СО2 высоки, что может привести к существенному удорожанию электроэнергии по сравнению с сисетмами, выбрасывающими СО2 в атмосферу. Соответственно, в мире существует все большая потребность в устройствах и способах для высокоэффективного производства энергии при пониженном выбросе СО2 и (или) упрощенном улавливании и удалении выработанного СО2.
Сжигание в кислородной атмосфере углеродных топлив включает выделение в основном чистого кислорода из воздуха (или обеспечение иным способом в основном чистого кислорода для использования в процессе горения) и использование кислорода в качестве среды горения для получения продуктов горения, в основном свободных от азота и содержащих диоксид углерода и водяной пар. Существующие камеры сгорания, работающие с воздушной и кислородной атмосферой при сжигании топлива, действуют при ограниченных температурах и давлениях для предотвращения повреждения избыточной температурой стенок камеры сгорании и (или) других компонент системы, таких как турбинные лопатки. В некоторых случаях ограничение рабочей температуры и (или) давления могут привести к нежелательному увеличению длительности процесса горения и (или) требованию увеличения объема камеры сгорания. Кроме того, процесс горения, конструкция камеры сгорания и (или) расположенные ниже по потоку средства обработки выхлопных газов могут нежелательно зависеть также от типа используемого в процессе топлива. Кроме того, из-за больших объемов продуктов горения, возникающих в обычных бойлерных системах, известных в современном уровне техники, и выброса этих газов в атмосферу современные способы удаления загрязнений из поступающих в дымовые трубы выхлопных газов и системы сжигания в атмосфере кислорода в высокой степени зависят от конкретной конструкции установки и от конкретного вида топлива, сжигаемого в установке. Каждый вид топлива имеет свой химический состав и количество загрязнений. Таким образом в настоящее время существуют нежелательные требования, чтобы системы очистки выхлопных газов или модификации конструкций камер сгорания с кислородным горением топлива для каждой установки проектировались индивидуально под заданный вид топлива с заданным химическим составом.
В современном уровне техники, например для угля, обычно используется очень большая единичная камера сгорания, снабженная вертикальными полыми стенками или спиралевидными полыми стенками, в которых вырабатывается пар под высоким давлением и доводится до перегретого состояния в отдельной секции пароперегревателя. В крупногабаритной камере сгорания могут возникать значительные тепловые потери, и вообще она подвержена повреждениям, а также образованию нагара в горелках и на передающих тепло радиационным и конвективным способом поверхностях и других компонентах, формируемого угольной золой, шлаком и коррозийными компонентами, такими как δΟΧ, НС1, ΝΟΧ и т.д., содержание которых в продуктах горения зависит от конкретного используемого угля. Такие приведенные в качестве примера недостатки могут в конечном итоге вызвать необходимость периодического прекращения работы всей установки для ремонта или замены поврежденных или корродированных деталей и (или) других компонент и может таким образом привести к снижению возможности использования установки и нежелательным трудностям в компенсации потерь в производительной мощности установки за
- 1 024852 период простоя.
Сущность изобретения
Вышеперечисленные и другие запросы должны быть удовлетворены в вариантах выполнения настоящего изобретения, в которых в соответствии с одним из частных вариантов обеспечивается устройство камеры сгорания, содержащее смесительную установку, выполненную с возможностью смешивания углеродного топлива с обогащенным кислородом и рабочим телом с образованием топливной смеси. Камера сгорания по меньшей мере частично сформирована транспирационным элементом, по меньшей мере частично охваченным элементом защитной оболочки высокого (относительно повышенного) давления. Камера сгорания имеет входную часть и противолежащую ей выходную часть, причем входная часть камеры сгорания выполнена с возможностью приема топливной смеси для ее сжигания в камере сгорания при некоторой температуре горения с образованием продуктов горения. Камера сгорания выполнена с возможностью направления продуктов горения к выходной части. Транспирационный элемент (т.е. имеющий поры, сквозь которые проникает текучая среда) выполнен с возможностью направления сквозь него транспирационной субстанции (проникающей и выделяющейся через поры текучей среды) в камеру сгорания для предотвращения непосредственного взаимодействия между продуктами горения и транспирационным элементом. Кроме того, в камеру сгорания для обеспечения требуемой выходной температуры продуктов горения может быть введена транспирационная субстанция.
В другом частном варианте выполнения настоящего изобретения обеспечивается способ сжигания, изначально включающий смешивание углеродного топлива с обогащенным кислородом и рабочим телом с использованием смесительной установки для формирования топливной смеси. Топливную смесь подают во входную часть камеры сгорания, сформированную транспирационным элементом, по меньшей мере, частично охваченным элементом защитной оболочки высокого давления. Топливную смесь сжигают в камере сгорания при некоторой температуре горения с образованием продуктов горения, которые затем направляются к выходной части камеры сгорания. Транспирационную субстанцию направляют сквозь транспирационный элемент в камеру сгорания, так чтобы она предотвращала непосредственное взаимодействие между продуктами горения и транспирационным элементом. Кроме того, в камеру сгорания для обеспечения требуемой выходной температуры продуктов горения может быть введена транспирационная субстанция.
В еще одном частном варианте выполнения настоящего изобретения обеспечивается система производства энергии. Такая система содержит смесительную установку, выполненную с возможностью смешивания углеродного топлива с обогащенным кислородом и рабочим телом для образования топливной смеси. Камера сгорания по меньшей мере частично сформирована транспирационным элементом, по меньшей мере частично охваченным элементом защитной оболочки высокого давления. Камера сгорания имеет входную часть и противолежащую ей выходную часть. Входная часть камеры сгорания выполнена с возможностью приема топливной смеси для ее сжигания в камере сгорания при некоторой температуре горения с образованием продуктов горения. Камера сгорания выполнена с возможностью направления продуктов горения к выходной части. Транспирационный элемент выполнен с возможностью направления сквозь него транспирационной субстанции в камеру сгорания для предотвращения непосредственного взаимодействия между продуктами горения и транспирационным элементом. Кроме того, транспирационный элемент может быть введен в камеру сгорания для обеспечения требуемой выходной температуры продуктов горения. Устройство преобразования выполнено с возможностью приема продуктов горения и реагирует на поступление продуктов горения преобразованием заключенной в них тепловой энергии в кинетическую энергию.
В еще одном частном варианте выполнения настоящего изобретения обеспечивается разделительное устройство, приспособленное для использования вместе с устройством камеры сгорания, выполненным с возможностью сжигания твердого углеродного топлива с образованием продуктов горения, так чтобы любые негорючие компоненты, содержащиеся в твердом углеродном топливе, присутствовали в продуктах горения в сжиженном состоянии. Такое разделительное устройство содержит группу установленных последовательно устройств центробежного сепаратора, включая входное устройство центробежного сепаратора, выполненное с возможностью приема продуктов горения и связанных с ними сжиженных негорючих компонент, выходное устройство центробежного сепаратора, выполненное с возможностью выпуска продуктов горения, из которых в основном удалены негорючие компоненты. Каждое устройство центробежного сепаратора включает группу элементов центробежного разделения, в рабочем состоянии расположенных параллельно, причем каждый элемент центробежного разделения выполнен так, чтобы удалять по меньшей мере часть сжиженных негорючих компонент из продуктов горения и направлять по меньшей мере часть сжиженных негорючих компонент в отстойник. Наружный корпус высокого давления выполнен с возможностью размещения в нем устройств центробежного сепаратора и отстойника.
В другом частном варианте выполнения кислородное сжигание углеродного топлива (и (или) углеводородного топлива) может также включать отделение в основном чистого кислорода от воздуха (или обеспечение другим способом в основном чистого кислорода) и его использование в процессе горения для получения продуктов горения, в основном свободных от азота и содержащих диоксид углерода и
- 2 024852 водяной пар. Обогащенные диоксидом углерода продукты горения (впоследствии охлажденные и конденсированные) могут быть затем сделаны пригодными для последующего коммерческого использования, например при добыче нефти вторичными методами или при добыче природного газа вторичными методами, или для закачки в изолированный геологический пласт (с последующими конденсацией и очисткой). При работе системы производства энергии с кислородным сжиганием топлива может быть также обеспечена возможность извлечения диоксида углерода из топлива, получаемого при высоком давлении, что дает экономию энергии за счет снижения или устранения необходимости в сжатии диоксида углерода. Кроме того, работа при высоком давлении может обеспечить возможность использования в энергетическом цикле очищенных продуктов горения при их смешивании с соответствующим нагретым рабочим телом, таким как СО2 или пар. Работа энергетической системы при высоком давлении может также привести к снижению объемного расхода текучей среды в энергетическом цикле, что снижает габариты оборудования и капитальные затраты. Другим важным частным вариантом является камера сгорания с кислородным сжиганием топлива, работающая при высоком давлении, которая обеспечена средством регулирования температуры. Циклическое использование соответствующей текучей среды, такой как газообразные продукты горения, или диоксид углерода, или вода, или пар (например из рециркуляционного потока), для транспирационного охлаждения и защиты стенок камеры сгорания/внутреннего пространства может также служить для регулирования температуры. Поток транспирационной текучей среды сквозь стенки камеры сгорания может также служить для устранения повреждений стенок камеры сгорания из-за воздействия тепла или ударов золы или жидкого шлака. Таким образом обеспечиваются действенные высокое давление и высокая температура горения, которые могут быть использованы для сжигания различных газообразных, жидких или твердых топлив или топливных смесей при удовлетворении различных требований, что является свойством системы производства энергии, работающей со значительно большей эффективностью и при более низких капитальных затратах, чем при существующих технологиях. В некоторых вариантах выполнения камера сгорания может работать так, чтобы создавать продукты горения, содержащие водород и монооксид углерода, которые могут удовлетворять требованиям последующих процессов, отличных от производства энергии.
В еще одном частном варианте выполнения настоящего изобретения обеспечиваются способы и устройства, связанные с камерой сгорания, работающей на кислородном сжигании топлива при высоком давлении и высокой температуре, с высокой эффективностью и защищенной транспирационной текучей средой, которая предназначена для применения, например, при производстве энергии, например, в энергетическим цикле, использующем СО2 и (или) Н2О в качестве рабочего тела. В таком применении камера сгорания может быть задействована в окислительном режиме, при котором вырабатываемые продукты горения содержат кислород с концентрацией в диапазоне приблизительно между 500 ррт и 3 мол.% и монооксид углерода с содержанием приблизительно ниже 50 ррт, предпочтительно приблизительно ниже 10 ррт молярных. В другом частном варианте выполнения камера сгорания может быть задействована в восстановительном режиме, при котором полученные продукты горения имеют нулевую концентрацию кислорода и содержат некоторое количество СО и Н2. Работа в восстановительном режиме может быть организована так, чтобы максимизировать выработку Н2 и СО и минимизировать потребление О2. Восстановительный режим работы может иметь преимущества не только при производстве энергии, но также при производстве Н2 или синтетического газа Н2+СО. В частных вариантах выполнения рабочее давление может лежать в диапазоне приблизительно между 40 и 500 бар, и предпочтительно по меньшей мере 80 бар, и температура продуктов горения может в основном лежать в диапазоне приблизительно между 1300 и 3500°С.
В вариантах выполнения, включающих производство энергии, часть рабочего тела вводится в камеру сгорания вместе с топливом и окислителем (то есть обогащенным кислородом) для сжигания, так что получается поток текучей среды (продуктов горения) под высоким давлением и с высокой температурой, содержащий рабочее тело и продукты горения. Рабочее тело может вводиться сквозь защищенные испарением стенки камеры сгорании и (или) через дополнительные точки впрыскивания, существующие в камере сгорания. Рабочее тело, следуя процессу горения и смешиваясь с продуктами горения, может иметь температуру, пригодную (то есть достаточно низкую) для введения непосредственно в средство производства энергии, такое как турбина. В таких случаях общее количество рабочего тела, вводимого в камеру сгорания в качестве разбавителя продуктов горения, может быть подобрано таким, чтобы обеспечивать выходные параметры общего потока рабочего тела, выходящего из камеры сгорания, которые соответствуют входной рабочей температуре и давлению энергетической турбины. Преимущество изобретения заключается в том, что поток текучей среды при расширении в турбине может поддерживаться при относительно высоком давлении, так что коэффициент давления в турбине (то есть отношение давления на входе к давлению на выходе турбины) остается менее приблизительно 12. Поток текучей среды может быть дополнительно обработан в процессе разделения его компонент, который может включать пропускание потока текучей среды через теплообменник. В частности, расширенное рабочее тело (по меньшей мере часть которого может быть отведено обратно из потока текучей среды) может быть пропущено через такой же теплообменник для поднятия давления рабочего тела до введения его в камеру сгорания. В некоторых вариантах выполнения изобретения обеспечивается работающая при высоком
- 3 024852 давлении с кислородным горением топлива камера сгорания, предназначенная для применения в системах производства энергии, вырабатывающих энергию с высокой эффективностью и при низких капитальных затратах, а также производящих в основном чистый СО2 под давлением, пригодным для передачи по трубопроводу, направляемый на коммерческое использование или удаление. СО2 может быть также рециклирован в систему производства энергии.
В других вариантах выполнения изобретения способы и системы сжигания могут быть выполнены с возможностью использования самых разнообразных источников топлива. Например, в предлагаемой в изобретении высокоэффективной камере сгорания могут использоваться газообразные (например, природный газ или извлеченный из угля газ), жидкие (например, углеводороды, битумы) и (или) твердые (например, уголь, лигнит, нефтяные отходы) топлива. Как альтернатива к перечисленным, могут быть даже использованы другие топлива, такие как водоросли, биомасса или любые другие пригодные горючие органические материалы.
В других частных вариантах раскрытые способы и системы, при их комбинации с энергетическими системами с улавливанием СО2 под давлением, могут быть полезны тем, что их эффективность может превышать эффективность лучших современных электростанций, работающих в паровом цикле со сжиганием угля, в которых не обеспечивается улавливание СОг. Например, такие существующие электростанции в лучшем случае могут достичь коэффициента полезного действия, равного 45%, при работе на смолистом угле и давлении в конденсоре 1,7 дюйма Нд (43 мм рт.ст.). В представленных вариантах выполнения системы такой КПД может быть превышен, например, при подаче СО2 под давлением 200 бар.
В другом частном варианте выполнения изобретения обеспечивается возможность снижения физических размеров и капитальных затрат для системы производства энергии по сравнению с существующими, в которых используется аналогичное топливо. Следовательно, предлагаемые в изобретении способы и системы могут вносить свой вклад или иным образом способствовать существенному снижению стоимости строительства для таких систем производства энергии, а относительно высокая эффективность таких систем может привести к снижению стоимости вырабатываемых электричества или энергии, а также к снижению использования органических топлив.
В одном из частных вариантов выполнения настоящего изобретения предлагается способ производства энергии, включающий использование такого рабочего тела, как СО2 и (или) Н2О. В некоторых вариантах выполнения способ может включать введение в камеру сгорания нагретого, сжатого СО2 и (или) перегретого пара. Предпочтительно СО2 и (или) пар могут вводиться в камеру сгорания под давлением по меньшей мере приблизительно 80 бар. СО2 и (или) Н2О могут вводиться в камеру сгорания с двух или нескольких отдельных местоположений. Часть СО2 и (или) Н2О может смешиваться с О2 и твердым, жидким, газообразным или сверхкритическим топливом, так чтобы температуру в камере сгорания можно было определять, исходя из расчетного объема камеры сгорания. Остальная часть СО2 и (или) перегретого пара затем вводится в камеру сгорания для охлаждения продуктов горения путем смешивания с ними до заданной общей выходной температуры потока текучей среды, равной приблизительно 500°С, которая может требоваться для системы производства энергии. В таких условиях СО2 и (или) Н2О могут смешиваться с продуктами горения, образующимися при сжигании топлива, и с окислителем, таким как кислород с содержанием выше 85 мол.%, для получения потока текучей среды с заданной температурой, содержащего СО2 и (или) Н2О. В конкретных частных вариантах выходная температура потока текучей среды может лежать в диапазоне приблизительно между 1000 и 1600°С. В других частных вариантах выходной поток текучей среды может расширяться в турбине, производя энергию (то есть вырабатывая электричество из энергии, вводимой в турбину).
В некоторых частных вариантах выполнения изобретения может быть полезным нагревать рабочее тело даже до более высокой температуры перед введением в камеру сгорания. Например, СО2 и (или) Н2О могут быть нагреты перед введением в камеру сгорания до температуры по меньшей мере приблизительно 700°С. В других частных вариантах СО2 и (или) Н2О могут быть нагреты перед введением в камеру сгорания до температуры приблизительно между 700 и 1000°С. В некоторых частных вариантах такое нагревание может быть выполнено с использованием теплообменного устройства. Как также раскрыто в данном описании, аналогичный теплообменник может быть использован для охлаждения потока текучей среды, выходящего из вырабатывающей энергию турбины.
Аналогично камера сгорания может с успехом работать при высоком давлении, создавая рабочее тело, способное обеспечить очень высокую эффективность цикла выработки энергии. Например, камера сгорания и введенная часть рабочего тела на основе СО2 и (или) Н2О могут находиться под давлением по меньшей мере приблизительно 200 бар. В других частных вариантах выполнения давление может лежать в диапазоне приблизительно между 200 и 500 бар.
В некоторых частных вариантах часть рабочего тела, введенного в камеру сгорания, может быть использована как рециклированный поток в основном чистого СО2, так что некоторое количство воды в рабочем теле появляется из топлива. Конечно, в качестве рабочего тела может быть использован СО2 от внешнего источника.
Поток текучей среды, выходящий из камеры сгорания, может содержать рабочее тело на основе СО2 и (или) Н2О, а также одну или несколько других компонент, таких как продукты горения, получаю- 4 024852 щиеся из топлива в процессе его сжигания. Поток текучей среды может содержать такие компоненты, как Н2О, δ02, δ03, N0, Ν02, Нд, НС1 плюс избыточный кислород с содержанем в диапазоне приблизительно между 300 ррт и 3 мол.%. В других частных вариантах выходящий поток текучей среды может содержать по меньшей мере изменяющиеся доли Н2 и СО и иметь в основном нулевое содержание О2.
Камера сгорания может содержать входное сопловое устройство, через которое вводятся топливо плюс кислород плюс часть рабочего тела в камеру сгорания, где начинается и поддерживается стабильное горение в окислительном или восстановительном режиме в заданном диапазоне значений топливного потока, составляющего обычно приблизительно от 50 до 100% проектной величины. В некоторых частных вариантах выполнения рабочее давление может превышать приблизительно 150 бар, и при таком давлении кислород может быть введен как однофазная смесь с СО2 и топливом, таким как природный газ, или с жидкостью, такой как продукт перегонки нефти, для достижения требуемой адиабатической температуры пламени. Если при таком высоком давлении СО2 находится при температуре ниже приблизительно 100°С, то его плотность достаточно высока для удержания значительного содержания порошкового угля с образованием суспензии, которая может быть прокачана насосом, рассчитанным на высокое давление, сооствествующее требуемому давлению горения и давлению в турбопроводе, до точки смешивания, где добавляется сверхкритическая смесь СО2 и кислорода для получения требуемой адиабатической температуры пламени в камере сгорания. Предварительно смешанные разбавляющий СО2 и кислород желательно должны находиться при общей температуре, которая ниже температуры воспламенении такой системы. Температура потока СО2 может быть подобрана соответсвтующей такому критерию. Входное сопло может содержать группу отверстий в инжекторной пластине, каждое из которых выбрасывает тонкую струю топлива, что обеспечивает быструю теплопередачу и сгорание, создавая тем самым зону стабильного горения. Размеры отверстий могут лежать приблизительно между 0,5 и 3 мм в диаметре.
Стенки камеры сгорания могут быть облицованы слоем пористого материала, сквозь который направляется и проходит вторая часть разбавляющего потока СО2 и (или) Н2О. Поток текучей среды сквозь этот пористый транспирационный слой и, как вариант, сквозь дополнительное средство сформирован с возможностью обеспечения требуемой температуры выходного потока текучей среды, лежащей приблизительно между 500 и 2000°С. Этот поток может также служить для охлаждения транспирационного элемента до температуры ниже максимально допустимой рабочей температуры материала, из которого выполнен транспирационный элемент. Транспирационная субстанция, такая как разбавляющий поток на основе СО2 и (или) Н2О, может также служить для предотвращения попадания на стенки жидкого или твердого шлака или других включений, имеющихся в топливе, которые могут привести к корродированию, загрязнению или другим повреждениям стенок. В таких случаях может быть желательным использовать для транспирационного элемента материал с надлежащей (низкой) теплопроводностью, чтобы имеющееся тепло могло отводиться в радиальном направлении наружу через пористый транспирационный элемент и затем передаваться за счет конвективной теплопередачи от поверхностей пористого слоя текучей среде, проходящей по радиусу вовнутрь к транспирационному слою. Такая конфигурация может обеспечить возможность нагрева следующей части разбавляющего потока, направляемого сквозь транспирационный элемент, до температуры, лежащей в диапазоне приблизительно между 500 и 1000°С, и одновременно поддерживть темперутуру пористого транспирационного элемента в диапазоне, допустимом для использованного в нем материала. Пригодные материалы для пористого транспирационного элемента могут включать, например, пористые керамики, сетки из тугоплавких металлических нитей, цилиндрические секции с просверленными отверстиями и (или) слои спеченного металла или спеченные металлические порошки. Второе предназначение транспирационного элемента может состоять в том, чтобы обеспечить в основном постоянный, направленный по радиусу вовнутрь поток разбавляющей, транспирационной текучей среды, в том числе в продольном направлении камеры сгорания, для достижения хорошего перемешивания между второй частью разбавляющего потока и продуктами горения при продвижении равномерного осевого потока вдоль длины камеры сгорания. Третье предназначение транспирационного элемента состоит в достижении скорости разбавляющего потока радиально вовнутрь такой, чтобы создавать буфер или другим образом препятствовать ударам твердых и (или) жидких шлаковых включений или других загрязнений, содержащихся в продуктах горения, о поверхность транспирационного элемента, приводящим к его забиванию или другим повреждениям. Такой фактор может иметь особое значение, например, при сжигании такого топлива, как уголь, после которого остается инертный негорючий компонент. Может быть также введена отдельная стенка сосуда высокого давления, которая охватывает транспирационный элемент для локализации высокотемпературного второго разбавляющего потока внутри камеры сгорания.
Уголь или другие топлива с негорючим осадком могут быть введены в камеру сгорания в виде суспензии в воде или, предпочтительно, суспензии в жидком СО2. Жидкая часть суспензии выходит из энергетической установки при температуре, близкой к температуре окружающей среды, и под давлением, самым низким в энергетическом цикле. Разница в значении энтальпии на моль между входным состоянием суспензии и выходным состоянием газа в таких случаях может быть приблизительно 10 ккал/гмоль для Н2О и приблизительно 2,78 ккал/г-моль для СО2, что определяет существенно большую эффек- 5 024852 твность использования текучей среды в виде суспензии ни основе СО2. Требуется незначительная дополнительная энергия в проходящем под высоким давлением энергетическом цикле с использованием СО2 в качестве рабочего тела, чтобы получить жидкий СО2 с температурой, лежащей в диапазоне приблизительно между -30 и 10°С.
Температура горения топлив, в общем твердых, таких как уголь, и оставляющих негорючий остаток, предпочтительно лежит в диапазоне приблизительно между 1800 и 3000°С. В таких условиях шлак или другие загрязнения будут находиться в виде жидких шлаковых включений, образующихся из частиц топлива, в подаваемой топливной суспензии. Эти жидкие шлаковые включения должны быть эффективно удалены для предотвращения загрязнения энергетической турбины или другого оборудования, расположенного ниже по потоку. Удаление может быть выполнено, например, с использованием циклонных сепараторов, лопаточных сепараторов или многослойных огнеупорных фильтров, расположенных по окружности, а также с помощью их комбинации. В частных вариантах выполнения включения могут быть удалены из высокотемпературного потока рабочего тела последовательно установленными циклонными сепараторами. Для достижения эффективного удаления последовательно должны быть установлены по меньшей мере 2 и предпочтительно 3 циклонных сепаратора. Эффективность может быть усилена рядом факторов. Например, температура удаления может быть выбрана такой, чтобы обеспечить вязкость шлака достаточно низкой для отвода легко текущего жидкого шлака из сепараторов. Иногда может возникать необходимость в удалении шлака при промежуточной температуре, лежащей между температурой горения и конечной температурой выходного потока текучей среды. В таких случаях конечная температура выходного потока текучей среды может быть обеспечена смешиванием части рециклированного рабочего тела (транспирационной субстанции) непосредственно с потоком текучей среды, выходящим из установки удаления шлака. Желательно, чтобы диаметр циклонных сепараторов был относительно небольшим (то есть в диапазоне диаметров приблизительно между 20 и 50 см), в то время как диаметр шлаковых включений должен быть достаточно большим для обеспечения высокой эффективности разделения. Такие условия могут быть созданы, например, измельчением угольного топлива с получением основной фракции с размером частиц более 50 мкм в диаметре. Предпочтительно уголь разделяется на фракции, средний диаметр частиц в которых лежит приблизительно между 50 и 100 микронами, что может привести к получению в выходном потоке рабочего тела минимальных шлаковых включений, размер которых меньше 10 мкм в диаметре. В некоторых случаях за циклонными сепараторами могут следовать кольцевые фильтры, расположенные непосредственно выше турбины по потоку.
В частных вариантах выполнения время пребывания продуктов горения в установке составляет от 0,2 до 2 с для природного газа и от 0,4 до 4 с для смолистого угля.
Поток текучей среды, выходящий из камеры сгорания, может иметь различные свойства. Например, поток текучей среды может содержать окислительную текучую среду. По существу поток текучей среды может содержать одну или несколько компонент, которые могут быстро окисляться (например сгорать) при добавлении окислителя (например О2). В некоторых частных вариантах выполнения поток текучей среды может быть восстановительной текучей средой, содержащей одну или несколько компонент из группы, включающей Н2, СО, СН4, Н2§ и их сочетания. Действие системы в восстановительном режиме в общем аналогично работе в окислительном режиме за исключением того, что доля вторичного разбавителя постепенно снижается, в то время как доля топлива, преобразуемого в Н2+СО, возрастает. Может также возникнуть необходимость по мере возрастания преобразования в Н2+СО в постепенном увеличении времени пребывания продуктов горения в диапазоне приблизительно между 2,5 и 4,5 с для природного газа, и приблизительно между 6 и 10 с для смолистого угля.
Вышеприведенные и другие частные варианты выполнения изобретения призваны удовлетворить перечисленные запросы и обеспечить преимущества, подробно изложенные в данном документе.
Краткое описание чертежей
Далее изобретение рассмотрено более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых схематически показано:
на фиг. 1 - предлагаемое в некоторых частных вариантах выполнения изобретения устройство камеры сгорания с транспирационным охлаждением;
на фиг. 2 - приводимое в качестве примера поперечное сечение стенки транспирационного элемента в устройстве камеры сгорания, предлагаемом в некоторых частных вариантах выполнения настоящего изобретения;
на фиг. ЗА и 3Б - процесс горячей посадки узла транспирационного элемента устройства камеры сгорания, предлагаемого в некоторых частных вариантах выполнения настоящего изобретения;
на фиг. 4 - предлагаемое в некоторых частных вариантах выполнения устройство удаления загрязнений, содержащихся в продуктах горения;
на фиг. 5 - кривая, отображающая траектории шлаковых включений в функции от среднего размера частиц и расхода транспирационной текучей среды в соответствии с некоторыми частными вариантами выполнения настоящего изобретения; и на фиг. 6 - перестраиваемая система производства энергии, предлагаемая в некоторых частных вариантах выполнения настоящего изобретения.
- 6 024852
Подробное описание осуществления изобретения
Далее настоящее изобретение раскрыто более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых отражены некоторые, но не все, частные варианты выполнения изобретения. Действительно, изобретение может быть реализовано во многих различных вариантах 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. Везде в описании аналогичные ссылочные номера относятся к аналогичным элементам.
Один из частных вариантов устройства камеры сгорания, предлагаемого в настоящем изобретении и приспособленного для работы на твердом топливе, схематически изображен на фиг. 1, на которой устройство камеры сгорания в общем обозначено ссылочным номером 220. В данном примере устройство 220 может быть выполнено с возможностью сжигания сыпучего твердого материала, такого как уголь, с образованием продуктов горения, хотя другие подходящие горючие органические материалы, рассмотренные в данном описании, также могут быть использованы в качестве топлива. Камера 222 сгорания может быть сформирована транспирационным элементом 230, выполненным с возможностью пропускания сквозь него проникающей текучей среды в камеру 222 сгорания (то есть формирования транспирационного охлаждения (или) буферного взаимодействия между продуктами горения и транспирационным элементом 230). Для специалиста в данной области техники понятно, что транспирационный элемент 230 может быть в основном цилиндрическим, так чтобы формировать в основном цилиндрическую камеру 222 сгорания, имеющую входную часть 222А и противолежащую выходную часть 222В. Транспирационный элемент 230 может быть по меньшей мере частчно охвачен элементом 338 защитной оболочки высокого давления. Входная часть 222А камеры 222 сгорания может быть приспособлена для приема топливной смеси из смесительной установки, обозначенной в общем ссылочным номером 250. Согласно частным вариантам выполнения изобретения топливная смесь сжигается внутри камеры 222 сгорания при определенной температуре горения с образованием продуктов горения, причем камера 222 сгорания выполнена с возможностью направления этих продуктов к выходной части 222В. С элементом 338 защитной оболочки высокого давления может быть соединено средство 350 теплоотвода (смотри, например, фиг. 2), приспособленное для регулирования температуры этого элемента. В частных вариантах выполнения средство 350 теплоотвода может содержать теплообменный кожух, по меньше мере частично образованный стенкой 336, противолежащей элементу 338 защитной оболочки высокого давления, при этом в образованных между ними водяных рубашках 337 может циркулировать охлаждающая жидкость. В частных вариантах выполнения циркулирующей жидкостью может быть вода.
Смесительная установка 250 выполнена с возможностью смешивания углеродного топлива 254 с обогащенным кислородом 242 и рабочим телом 236 для образования топливной смеси 200. Углеродное топливо 250 может быть обеспечено в виде твердого углеродного топлива, жидкого углеродного топлива и (или) газообразного углеродного топлива. Обогащенный кислород 242 может быть кислородом, имеющим молярное содержание приблизительно больше 85%. Обогащенный кислород 242 может подаваться, например, из любой известной в предшествующем уровне техники системы (процесса), например из процесса криогенного разделения воздуха или из высокотемпературного процесса выделения кислорода на ионных мембранах (из воздуха). Рабочим телом 236 может быть двуокись углерода и (или) вода. В случаях, когда углеродное топливо 254 предствляет собой сыпучее твердое вещество, например порошковый уголь 254А, смесительная установка 250 может быть также выполнена с возможностью смешивания этого топлива 254А с псевдоожижающей субстанцией 255. В соответствии с одним из частных вариантов выполнения изобретения твердое сыпучее углеродное топливо 254А может иметь средний размер частиц приблизительно между 50 и 200 микронами. В соответствии с еще одним частным вариантом выполнения изобретения псевдоожижающая субстанция 255 может содержать воду и (или) жидкий СО2 с плотностью, лежащей приблизительно между 450 и 1100 кг/м3. В частности, псевдоожижающая субстанция 255 может быть смешана с сыпучим твердым углеродным топливом 254А, образуя суспензию 250А, содержащую, например, приблизительно между 25 и 55 мас.% сыпучего твердого углеродного топлива 254А. Хотя на фиг. 2 изображено, что кислород 242 смешивается с топливом 254 и рабочим телом 236 до введения в камеру 222 сгорания, специалисту в данной области понятно, что в некоторых случаях кислород 242 может вводиться в камеру 222 сгорания отдельно, если возникает такая необходимость или желание.
В некоторых вариантах выполнения смесительная установка 250 может содержать, например, группу разнесенных друг от друга распылительных сопел (не показаны), размещенных у торцевой стенки 223 транспирационного элемента 230, связанной с входной частью 222А цилиндрической камеры 222 сгорания. Впрыскивание таким способом топлива/топливной смеси в камеру 222 сгорания может обеспечить, например, большую площадь поверхности входного потока распыленной топливной смеси, что может в свою очередь способствовать быстрой передаче тепла этому входному потоку распыленной топливной смеси за счет радиации. Следовательно, температуру распыленной топливной смеси можно быстро поднять до температуры воспламенения топлива (то есть угольных частиц), что может привести в результате к компактному горению. Скорость впрыскивания топливной смеси может лежать, например, в диапазоне приблизительно между 10 и 40 м/с, хотя эти величины зависят от многих факторов, таких как конфигу- 7 024852 рация конкретных распылительных сопел. Эта конфигурация распыления может иметь различный вид. Например, конфигурация распыления может включать группу отверстий, например, с диаметром, лежащим в диапазоне приблизительно между 0,5 и 3 мм, причем распыляемое топливо должно впрыскиваться через них со скоростью приблизительно от 10 до 40 м/с.
Как более подробно показано на фиг. 2, камера 222 сгорания сформирована транспирационным элементом 230, который может быть по меньшей мере частично охвачен элементом 338 защитной оболочки высокого давления. В некоторых вариантах элемент 338 защитной оболочки высокого давления может быть, по меньшей мере, частично окружен теплопередающим кожухом 336, взаимодействующим с элементом 338 защитной оболочки высокого давления, образуя с ним один или несколько каналов 337, через которые может циркулировать поток воды под низким давлением. Следовательно, за счет испарения прогоняемая вода может быть использована для регулирования и (или) поддержания выбранной температуры элемента 338 защитной оболочки высокого давления, например, в диапазоне приблизительно между 100 и 250°С. В некоторых частных вариантах между транспирационным элементом 230 и элементом 338 защитной оболочки высокого давления может быть расположен изоляционный слой 339.
В некоторых ваниантах транспирационный элемент 230 может содержать, например, наружный транспирационный элемент 331 и внутренний транспирационный элемент 332, при этом внутренний транспирационный элемент 332 располагается против наружного транспирационного элемента 331 относительно элемента 338 защитной оболочки высокого давления и ограничивает камеру 222 сгорания. Наружный транспирационный элемент 331 может быть составлен из любого подходящего термостойкого материала, такого как, например, сталь и легированные стали, включая нержавеющую сталь и никелевые сплавы. В некоторых вариантах наружный транспирационный элемент 331 может быть выполнен со сформированными в нем первыми каналами 333А подачи транспирационной текучей среды, проходящими через него от его поверхности, прилегающей к изоляционному слою 339, к его поверхности, прилегающей к внутреннему транспирационному элементу 332. Первый канал 333А подачи транспирационной текучей среды может в некоторых вариантах совпадать со вторым каналам 333В подачи транспирационной текучей среды, сформированным элементом 338 защитной оболочки высокого давления, теплопередающим кожухом 336 и (или) изоляционным слоем 339. Таким образом первые и вторые каналы 333А, 333В подачи транспирационной текучей среды могут быть выполнены так, чтобы взаимодействовать при направлении транспирационной текучей среды через них к внутреннему транспирационному элементу 332. В некоторых вариантах, как показано, например, на фиг. 1, транспирационная текучая среда 210 может включать рабочее тело 236 и может поступать от некоего присоединенного источника. При необходимости первые и вторые каналы 333А, 333Б подачи транспирационной текучей среды могут быть изолированы с целью доставки транспирационной текучей среды 210 (то есть СО2) в достаточном количестве и при достаточном давлении, так чтобы транспирационная текучая среда 210 направлялась через внутренний транспирационный элемент 332 в камеру 222 сгорания. Такие меры, включающие рассмотренное введение транспирационного элемента 230 и соответствующей транспирационной текучей среды, могут дать возможность устройству 220 камеры сгорания работать при относительно более высоких давлениях и относительно более высоких температурах, отличных от указанных ранее.
При этом внутренний транспирационных элемент 332 может быть выполнен, например, из пористого керамического материала, перфорированного материала, ламинированного материала, проницаемого слоя, состоящего из волокон, произвольно ориентированных в двух измерениях и упорядоченных в третьем измерении, или из любого пригодного материала или комбинации материалов, имеющих удовлетворяющие раскрытым в данном описании требованиям, а именно имеющих многочисленные каналы или поры для прохождения потока или другие пригодные каналы 335, служащие для приема и направления транспирационной текучей среды через внутренний транспирационных элемент 332. Не служащие ограничением примеры пористых керамических и других материалов, пригодных для использования в таких системах транспирационного охлаждения, включают оксид алюминия, оксид циркония, модифицированный напряженный цирконий, медь, молибден, вольфрам, вольфрамо-медный псевдосплав, молибден с вольфрамовым покрытием, медь с вольфрамовым покрытием, различные высокотемпературные никелевые сплавы, материалы, покрытые или армированные рением. Соответствующие материалы можно приобрести, например, у СооткТек, 1пс., (СоИеп, СО) (цирконий), иИтаМе! Айтапсей Ма1епак 8о1иΐΐοηδ (Расонпа, СА) (жаропрочные металлические покрытия), Откат δνίναηία (Оапуетк, МА) (вольфрам/медь) и МаткеТесй 1п1егпаПопа1, 1пс. (Рой То^пкепй, \УА) (вольфрам). Примеры перфорированных материалов, пригодных для использования в таких системах транспирационного охлаждения, включают все вышеприведенные материалы и их поставщиков (у которых перфорированные конечные структуры могут быть получены, например, путем формирования отверстий в изначально непористых структурах известными в производстве способами). Примеры пригодных ламинированных материалов включают все вышеприведенные материалы и их поставщиков (у которых ламинированные конечные структуры могут быть получены, например, ламинированием непористых или частично пористых структур таким образом, чтобы достичь необходимой конечной пористости известными в производстве способами).
На фиг. 3А и 3Б показано, что согласно одному из вариантов выполнения устройства 220 камеры сгорания конструкция, ограничивающая камеру 222 сгорания может быть выполнена путем горячей по- 8 024852 садки между транспирационным элементом 230 и охватывающей конструкцией, такой как элемент 338 защитной оболочки высокого давления или изоляционный слой 339, расположенный между транспирационным элементом 230 и этим эементом 338.
Например, это относится к случаю, когда относительно холодный транспирационный элемент 230 может быть в радиальном и (или) осевом направлении выполнен меньшего размера по отношению к охватывающему его элементу 338 защитной оболочки высокого давления. По существу при введении в элемент 338 защитной оболочки высокого давления между ними может быть оставлен радиальный и (или) осевой зазор (смотри, например, фиг. 3А). Конечно такая разница размеров может облегчить введение транспирационного элемента 230 в элемент 338 защитной оболочки высокого давления. Однако транспирационный элемент 230 может быть выполнен так, что при нагревании, например, до рабочей температуры он может расшириться в радиальном и (или) осевом направлении, уменьшив или выбрав указанные зазоры (смотри, например, фиг. 3Б). В этом случае между транспирационным элементом 230 и элементом 338 защитной оболочки высокого давления может сформироваться осевая или радиальная посадка с натягом. По существу для формирования внутреннего транспирационного элемента 332 могут использоваться подходящие высокотермостойкие хрупкие материалы, такие как пористая керамика.
При такой конфигурации внутреннего транспирационного элемента 332 транспирационная субстанция 210 может содержать, например, диоксид углерода (поступающий из того же источника, что и рабочее тело 236), направляемый через внутренний транспирационный элемент 332, так что транспирационная субстанция 210 образует в камере 222 сгорания буферный слой 231 (то есть паровую стенку), непосредственно прилегающий в камере 222 сгорания к внутреннему транспирационному элементу 332, причем буферный слой 231 может быть сформирован так, чтобы предотвращать непосредственное взаимодействие между внутренним транспирационным элементом 332 и сжижиенными негорючими компонентами, а также теплом, выделяемым продуктами горения. То есть в некоторых вариантах выполнения транспирационная текучая среда 210 может быть доставлена через внутренний транспирационный элемент 332 по меньшей мере под давлением, соответствующим давлению в камере 222 сгорания, и при этом расход транспирационной текучей среды 210 (то есть потока СО2) в камеру 222 сгорания может быть достаточен для смешивания транспирационной текучей среды 210 с продуктами горения и охлаждения их с образованием выходной смеси текучей среды, имеющей температуру, соответствующую требованиям последующего происходящего ниже по потоку процесса (то есть для турбины может требоваться определенная входная температура, составляющая, например, приблизительно 1225°С), но при этом выходная смесь текучих сред остается достаточно высокотемпературной, чтобы поддерживать шлаковые включения или загрязнения, содержащиеся в топливе, в газообразном или жиком состоянии. Жидкое состояние негорючих компонентов топлива может облегчить, например, отделение таких загрязнений от продуктов горения в жидкой форме, предпочтительно в высокотекучей, обладающей низкой вязкостью форме, что делает менее вероятным забивание или другое повреждение всей отводной системы, примененной для такого отделения. Практически такие требования могут зависеть от различных факторов, таких как вид используемого твердого углеродного топлива (то есть угля) и конкретные параметры шлака, образующегося в процессе горения. То есть температура горения в камере 222 сгорания предпочтительно такая, чтобы любые негорючие компоненты углеродного топлива превращались в жидкость, содержащуюся в продуктах горения.
В частных вариантах выполнения изобретения пористый внутренний транспирационный элемент 332 выполняется с возможностью направления транспирационной текучей среды в камеру 222 сгорания по радиусу вовнутрь, создавая защитную стенку из текучей среды или буферный слой 231 у поверхности внутреннего транспирационного элемента 332, ограничивающего камеру 222 сгорания (смотри, например, фиг. 2). Поверхность внутреннего транспирационного элемента 332 нагревается также продуктами горения. По существу пористый внутренний транспирационный элемент 332 может быть выполнен так, чтобы иметь соответствующую теплопроводность, достаточную для того, чтобы проходящая через него транспирационная текучая среда нагревалась, в то время как пористый внутренний транспирационный элемент 332 одновременно охлаждался, приводя к тому, что температура поверхности внутреннего транспирационного элемента 332, ограничивающего камеру 222 сгорания, составляла, например, приблизительно 1000°С в области наивысшей температуры горения. Таким образом защитная стенка из текучей среды или буферный слой 231, сформированный при контакте транспирационной текучей среды с внутренним транспирационным элементом 332, препятствует непосредственному взаимодействию между этим элементом 332 и высокотемпературными продуктами горения и другими частицами загрязнения, и по существу ограждает внутренний транспирационный элемент 332 от ударов, забивания или другого повреждения. Кроме того, транспирационная текучая среда 210 вводится подобным образом в камеру 222 сгорания через внутренний транспирационный элемент 332 так, чтобы регулировать температуру выходной смеси транспирационной текучей среды 210 и продуктов горения у выходной части 222В камеры 222 сгорания в диапазоне приблизительно между 500 и 2000°С.
Согласно некоторым частным вариантам выполнения изобретения транспирационная текучая среда 210, пригодная для использования в описанном устройстве 220 камеры сгорания, может включать любую походящую текучую среду, которую можно ввести через внутренний транспирационный элемент 332
- 9 024852 потоком достаточной величины и под достаточным давлением для образования защитной стенки из текучей среды/буферного слоя 231, и которая способна разбавить продукты горения, так чтобы получить соответствующую конечную температуру на выходе потока смеси рабочего тела/продуктов горения. В некоторых частных вариантах выполнения СО2 может быть подходящей транспирационной текучей средой 210, так как защитная стенка из текучей среды/барьерный слой, сформированный из диоксида углерода, может проявлять хорошие термоизолирующие свойства, а также требуемые свойства поглощения видимого света и ультрафиолета. В случае применения СО2 используется как сверхкритическая текучая среда. В других вариантах подходящая транспирационная текучая среда включает, например, воду или охлажденные газообразные продукты горения, возвращенные из выполняемого ниже по потоку процесса. При запуске устройства камеры сгорания в качестве транспирационной текучей среды могут быть использованы некоторые топлива для достижения, например, соответствующих рабочих температур и давлений в камере 222 сгорания перед впрыскиванием от источника топлива, используемого при работе. Некоторые виды топлив также могут быть использованы в качестве транспирационной текучей среды для регулировки или поддержания рабочих температур и давлений в устройстве 220 камеры сгорания во время переключения между источниками топлива, например переключения с угля на биомассу, употребляемую как топливо. В некоторых вариантах выполнения могут быть использованы две или несколько транспирационных текучих сред. Транспирационная текучая среда 210 может быть оптимизирована под режимы температуры и давления в камере 222 сгорания, в которой эта среда 210 образует защитную стенку из текучей среды/буферный слой 231.
Таким образом в частных вариантах выполнения настоящего изобретения предложены устройства и способы производства энергии, например электроэнергии, путем использования работающего на высокоэффективном топливе устройства 220 камеры сгорания и соответствующего рабочего тела 236. Рабочее тело 236 вводится в устройство 220 камеры сгорания вместе с соответствующим топливом 254 и окислителем 242, а также с любыми другими соответствующими материалами, способствующими эффективному горению. В частных вариантах выполнения, в которых предлагается устройство 220 камеры сгорания, выполненное с возможностью работы при относительно высоких температурах (например, в диапазоне приблизительно между 1300 и 3500°С), рабочее тело может способствовать регулированию температуры потока текучей среды, выходящего из устройства 220 камеры сгорания, так что этот поток может быть использован для извлечения из него энергии с целью ее производства.
В некоторых частных вариантах выполнения изобретения устройство 220 камеры сгорания с транспирационным охлаждением может быть введено в систему производства энергии с использованием рабочего тела 236, содержащего, например, преимущественно СО2 и (или) Н2О. В первом частном варианте выполнения рабочее тело 236, поступающее в устройство 220 камеры сгорания предпочтительно содержит в основном только СО2. В устройстве 220 камеры сгорания, работающем в окислительном режиме, СО2 как рабочее тело может вступать во взаимодействие с одним или несколькими компонентами топлива 254, окислителя 242 и любыми продуктами процесса горения топлива. Поэтому рабочее тело, направляемое к выходной части 222В устройства 220 камеры сгорания и покидающее его, которое в данном описании может также называться выходящим потоком текучей среды, может содержать, как показано на фиг. 1, преимущественно СО2 (в вариантах, в которых рабочее тело представляет собой преимущественно СО2) наряду с более малыми количествами других веществ, таких как Н2О, О2, Ν2, Аг, §О2, §О3, ΝΟ, ΝΟ2, НС1, Нд и следы других компонент, которые могут образоваться в процессе горения (например, твердые частицы или вредные примеси, такие как зола или расплавленный шлак). Смотри блок 150 на фиг. 1. Работа устройства 220 камеры сгорания в восстановительном режиме может привести к образованию выходного потока текучей среды, содержащего целый сисок возможных компонет, включая СО2, Н2О, Н2, СО, ΝΗ3, Н2§, СО8, НС1, Ν2 и Аг, что показано блоком 175 на фиг. 1. Как здесь рассмотрено более подробно, процесс горения, связанный с устройством 220 камеры сгорания, может быть отрегулирован так, что он по основным свойствам выходного потока текучей среды станет или восстановительным или окислительным, причем оба варианта могут обеспечить конкретные преимущества.
В частных вариантах выполнения изобретения устройство 220 камеры сгорания может быть выполнено как высокоэффективное устройство с транспирационным охлаждением, приспособленное для относительно полного сжигания топлива 254 при относительно высокой температуре, лежащей, например, в диапазоне приблизительно между 1300 и 3500°С. В таком устройстве 220 камеры сгорания в некотоых вариантах выполнения могут испльзоваться одна или несколько охлаждающих сред и (или) одна или несколько транспирационных сред 210. В устройство 220 камеры сгорания могут быть также введены дополнительные компоненты. Например, может быть обеспечен блок разделения воздуха, предназначенный для выделения Ν2 и О2, и может быть обеспечен узел впрыскивания топлива, предназначенный для приема О2 из блока разделения воздуха, смешивания О2 с СО2 и (или) Н2О и затем с потоком топлива, содержащим газ, жидкость, сверхкритическое топливо или твердое сыпучее топливо, взвешенное в текучем СО2 высокой плотности.
В другом частном варианте выполения изобретения устройство 220 камеры сгорания с транспирационным охлаждением может включать топливный инжектор для впрыскивания потока топлива под давлением в камеру 222 сгорания устройства 220 камеры сгорания, причем поток топлива может содер- 10 024852 жать обработанное углеродное топливо 254, сжиженную среду 255 (котрая может содержать рабочее тело 236, как было рассмотрено) и кислород 242. Кислород 242 (обогащенный) и СО2 как рабочее тело 236 могут быть соединены в виде гомогенной сверхкритической смеси. Количество присутствующего кислорода может быть достаточным для горения топлива и образования продуктов горения, имеющих требуемый состав. Устройство 220 камеры сгораня может также содержать камеру 222 сгорания, выполненную как работающий при высокой температуре и высоком давлении объем камеры сгорания, приспособленный для приема потока топлива, а также транспирационной текучей среды 210, поступающей в объем камеры сгорания через стенки пористого транспирационного элемента 230, ограничивающего камеру 222 сгорания. Скорость подачи транспирационной текучей среды может быть использована для задания на требуемом уровне температуры в выходной части устройства камеры сгорания/на входе турбины и (или) для охлаждения транспирационного элемента 230 до температуры, совместимой с материалом, из которого выполнен транспирационных элемент 230. Транспирационная текучая среда 210, направляемая сквозь транспирационный элемент 230, обеспечивает текучую среду/буферный слой у поверхности транспирационного элемента 230, ограничивающего камеру 222 сгорания, причем текучая среда/буферный слой может предотвращать непосредственное взаимодействие зольных включений или жидкого шлака, образующихся при определенном горении топлива, с незащищенными стенками транспирационного элемента 230.
Некоторые варианты выполнения высокоэффективного устройства камеры сгорания могут предусматривать возможность работы с множеством источников топлива, включая, например, различные марки и типы угля, дерево, масло, топливную нефть, природный газ, получаемый из угля горючий газ, вязкие нефтепродукты из нефтяных песков, битум, биотопливо, водоросли и сортированные горючие твердые отходы. В частности, могут быть использованы угольная пыль или сыпучий угольный целик. Хотя в данном описании рассмотрено в качестве примера устройство 220 камеры сгорания, работающее на сжигании угля, специалисту в данной области техники понятно, что используемое в нем топливо не ограничено конкретным сортом угля. Кроме того, так как в описанном устройстве камеры сгорания, работающем на окислении топлива, поддерживаются высокие давление и температура, то может использоваться широкая номенклатура топлив, включая уголь, битум (включая битум, извлекаемый из нефтеносных песков), гудрон, асфальт, изношенные шины, топливная нефть, дизельное топливо, бензин, авиационный керосин (1Р-5, ЭР-4), природный газ, газы, полученные при газификации или пиролизе углеводородных материалов, этанол, твердое и жидкое биотопливо, биомасса, водоросли и обработанные твердые отходы. Все такие топлива соответствующим образом обрабатываются перед впрыскиванием в камеру 222 сгорания до достаточных кондиций и доводятся до давления, превышающего давление в камере 222 сгорания. Такие топлива могут быть в виде жидкости, пульпы, геля или пасты с соответствующей текучестью и вязкостью при температуре окружающий среды или при повышенных температурах (например, лежащих приблизительно между 38 и 425°С). Все твердые топливные материалы размолоты, или раздроблены, или другим образом обработаны, чтобы уменьшить размер частиц до допустимого. При необходимости может быть добавлена псевдоожижающая или превращающая в суспензию среда для достижения должных кондиций и удовлетворения требований к потоку при его прокачке под высоким давлением. Конечно, псевдоожижающая среда может не понадобиться в зависимости от вида топлива (то есть если это жидкость или газ). Аналогично, в некоторых вариантах выполнения в качестве псевдоожижающей среды может быть использовано рабочее тело.
В некоторых частных вариантах выполнения камера 222 сгорания выполнена с возможностью поддержания температуры в диапазоне приблизительно между 1300 и 3500°С. Кроме того, камера 222 сгорания может быть выполнена так, чтобы поток топлива (и рабочего тела 236) можно было впрыскивать или иным образом вводить в нее под давлением, большим чем давление, при котором происходит горение. Если углеродным топливом служит измельченный уголь, то он может быть переведен в состояние суспензии в сверхкритической текучей среде на основе СО2, получаемой смешиванием СО2 или воды с размолотым твердым топливом для образования подвижной суспензии. В таких вариантах жидкий СО2 может иметь плотность в диапазоне между 450 и 100 кг/м3, и массовая доля твердого топлива может составлять приблизительно от 25 до 55%. Дополнительно с состоящей из угля/СО2 суспензией может быть смешено некоторое количество О2, достаточное для горения угля с получением должного состава продуктов горения. Дополнительно О2 может быть отдельно инжектирован в камеру 222 сгорания. Устройство 220 камеры сгорания может содержать элемент 338 защитной оболочки высокого давления, по меньшей мере частично охватывающий транспирационный элемент 230, и между ним и транспирационным элементом 230 может быть размещен изолирующий элемент 339. В некоторых вариантах выполнения с элементом 338 защитной оболочки высокого давления может контактировать средство 350 теплоотвода, такое как снабженная кожухом водоохлаждаемая система, формирующая рубашку 337 (то есть наружная по отношению к элементу 338 защитной оболочки высокого давления и образующая капсулу устройства 220 камеры сгорания). Транспирационная текучая среда 210, вводимая во взаимодействие с транспирационным элементом 230 устройства 220 камеры сгорания, может быть, например, СО2, смешанным с небольшим количеством Н2О и (или) инертным газом, таким как Ν2 или аргон. Транспирационный элемент 230 может содержать, например, пористый металл, керамику, композитную матрицу,
- 11 024852 слоистую трубчатую конструкцию или любую другую подходящую конструкцию или их комбинации. В некоторых частных вариантах выполнения в процессе горения в камере 222 сгорания могут создаваться высокое давление и высокотемпературный выходной поток текучей среды, который может быть направлен в устройство производства энергии, такое как турбина, для последующего расширения в нем.
Что касается вариантов выполнения устройства, иллюстрируемых фиг. 1, то устройство 220 камеры сгорания может быть выполнено с возможностью введения в него кислорода под давлением приблизительно 355 бар. Кроме того, сыпучее твердое топливо 254 (например, порошковый уголь), псевдоожижающая текучая среда 255 (например, жидкий СО2) также могут вводиться под давлением приблизительно 355 бар. Аналогично, рабочее тело 236 (например, нагретая, находящаяся под высоким давлением, возможно рециклированная текучая среда на основе СО2) может обеспечиваться под давлением приблизительно 355 бар и с температурой приблизительно 835°С. Однако согласно частным вариантам выполнения настоящего изобретения топливная смесь (топливо, псевдоожижающая текучая среда, кислород и рабочее тело) могут подаваться во входную часть 222А камеры 222 сгорания под давлением, лежащим приблизительно между значениями 40 и 500 бар. Относительно высокие значения давления, используемого в рассмотренных частных вариантах выполнения устройства 220 камеры сгорания, могут предназначаться для концентрации энергии, производимой тем самым с относительно высокой интенсивностью в минимальном объеме, то есть по существу с относительно высокой плотностью энергии. Относительно высокая плотность энергии дает возможность выполнять процессы, происходящие ниже по направлению потока, более эффективным образом, чем при низких давлениях, и, следовательно, обеспечивать большую эффективность способа. Поэтому в частных вариантах выполнения изобретения может обеспечиваться плотности энергии, на порядки превосходящие величины, присущие существующим энергетическим установкам (то есть в 10-100 раз). Повышенная плотность энергии увеличивает эффективность процесса, а также снижает стоимость оборудования, необходимого для преобразования энергии из тепловой в электрическую, за счет уменьшения его размеров и массы, влияющих на стоимость.
В случае использования, псевдоожижающая текучая среда 255 на основе СО2, представляющая собой жидкость при любом давлении между давлением в тройной точке фазовой диаграммы и критическим давлением для СО2, смешивается с порошковым угольным топливом 254, образуя смесь в пропорции приблизительно 55 мас.% СО2 и приблизительно 45 мас.% порошкового угля или в других массовых долях, так что образующаяся суспензия может быть прокачана соответствующим насосом (как суспензия текучей среды) в камеру 222 сгорания под указанным давлением, составлющим приблизительно 355 бар. В некоторых частных вариантах выполнения СО2 и порошковый уголь могут быть до прокачки смешены при давлении приблизительно 13 бар. Поток 242 кислорода смешивается с потоком 236 рециклированной текучей среды на основе СО2, и это сочетание затем смешивается с суспензией порошковый уголь/СО2, образуя однородную смесь текучей среды. Соотношение О2 и угля может быть выбрано достаточным для полного сгорания угля при содержании избыточного О2, составляющем 1%. В другом частном варианте выполнения количество О2 может быть выбрано таким, чтобы обеспечивалось в основном полное окисление части угля, в то время как другая часть остается только частично окисленной, что приводит к образованию смеси текучей среды, обладающей восстановительными свойствами и содержащей некоторое количество Н2+СО+СН4. Таким образом при необходимости или при желании могут быть введены две стадии расширения продуктов горения с впрыскиванием некоторого количества О2 и повторным нагревом между первой и второй стадией. В дополнительных вариантах выполнения изобретения количество СО2, доставляемое в камеру 222 сгорания топливной смесью, выбирается достаточным для обеспечения температуры горения (адиабатического или другого), составляющей приблизительно 2400°С, хотя температура горения может лежать в диапазоне приблизительно между 1300 и 3500°С. В одном из вариантов выполнения обеспечивается топливная смесь из О2+угольная суспензия+нагретый рециклированный СО2 при конечной температуре, лежащей ниже температуры воспламенения топливной смеси. Для обеспечения указанных условий предпочтительно обеспечивается твердое углеродное топливо (например уголь) со средним размером частиц приблизительно между 50 и 200 микронами, например за счет размола твердого угля в углеразмольной мельнице. Такой процесс измельчения может быть выполнен в мельнице, приспособленной для обеспечения достаточной массовой доли частиц с минимальным размером ниже приблизительно 50 мкм. Таким образом любые негорючие компоненты, перешедшие в процессе горения в состояние вкраплений жидкого шлака, могут быть в диаметре больше приблизительно 10 мкм. В некоторых вариантах выполнения топливная смесь с температурой приблизительно 400°С, содержащая СО2+О2+суспензию порошкового угля, может быть направлена в камеру 222 сгорания под давлением приблизительно 355 бар, в то время как общее давление при горении в камере 222 сгорания может составлять приблизительно 354 бар. Температура в камере 222 сгорания может лежать в диапазоне приблизительно между 1300 и 3500°С, и в некоторых предпочтительных вариантах выполняется только одна стадия горения.
В одном из вариантов выполнения рассматриваемого устройства 220 камеры сгорания система с общей электрической мощностью 500 МВт может быть выполнена с возможностью работы с топливом на основе СН4 при кпд (на основе сниженной теплоты сгорания топлива), составляющем приблизительно
- 12 024852
58% при следующих режимах: давление горения - 350 атм, подача топлива - 862 МВт, расход топлива - 17,2 кг/с, расход кислорода - 17,2 кг/с.
СН4 и О2 смешиваются с поступающей с раходом 155 кг/с текучей средой на основе СО2 и сжигаются с получением выходного потока текучей среды, содержащего СО2, Н2О и некоторое количество избыточного О2 и имеющего адиабатическую температуру 2400°С. Камера сгорания может иметь внутренний диаметр приблизительно 1 м и длину приблизительно 5 м. Поток СО2 при расходе 395 кг/с и с температурой приблизительно 600°С направляется к транспирационному элементу, который может иметь толщину приблизительно 2,5 см, и далее сквозь транспирационный элемент. СО2 подвергаестя конвективному нагреву за счет тепла, передаваемого через транспирационных элемент и образованного излучением от пламени в камере сгорания, направленным на транспирационный элемент.
Вблизи внутренней поверхности, ограничивающей камеру сгорания, температура поверхности транспирационного элемента может составлять приблизительно 1000°С, в то время как выходной поток текучей среды с расходом 636,7 кг/с может иметь температуру приблизительно 1350°С. В некоторых случаях средняя продолжительность сгорания и разбавления продуктов горения составляет приблизительно 1,25 с. Кроме того, средняя скорость движения по радиусу вовнутрь транспирационной текучей среды, поступающей в камеру сгорания через транспирационный элемент, приблизительно равна 0,15 м/с.
Усовершенствование вариантов устройства камеры сгорания, работающего на угольном топливе, приводит к конфигурации со средней продолжительностью сгорания и разбавления продуктов горения в камере сгорания, составляющей приблизительно 2,0 с при длине камере сгорания приблизительно 8 м и внутреннем диаметре приблизительно 1 м. Общий кпд системы с СО2 как разбавляющей (транспирационной) текучей средой составляет таким образом приблизительно 54% (на основе сниженной теплоты сгорания топлива). В таких вариантах скорость поступления транспирационной текучей среды по радиусу вовнутрь может составлять приблизительно 0,07 м/с. Для такого режима на фиг. 5 изображена гипотетическая траектория жидкого шлакового включения диаметром 50 мкм, движущегося по радиусу наружу со скоростью приблизительно 50 м/с в направлении транспирационного элемента с расстояния 1 мм от него. Можно видеть, что оно должно достичь минимального расстояния в 0,19 мм от транспирационного элемента до того, как будет повернуто обратно в выходной поток текучей среды потоком транспирационной текучей среды, поступающим сквозь транспирационный элемент. В таких случаях поток транспирационной текучей среды сквозь транспирационный элемент эффективно предотвращает непосредственное взаимодействие между транспирационным элементом и жидкими шлаковыми включениями, образующимися в процессе горения.
Как должно быть понятно специалисту в данной области техники, представленные варианты выполнения устройства камеры сгорания могут быть использованы в соответствующих системах производства энергии, в которых применяются близкие способы. Например, такая система производства энергии может содержать один или несколько инжекторов для обеспечения топлива (и дополнительно псевдоожижающей среды), окислителя и рабочего тела на основе СО2, а также раскрытое в данном описании устройство камеры сгорания с транспирационным охлаждением, имеющее по меньшей мере одну стадию горения при сжигании топливной смеси и обеспечивающее выходной поток текучей среды. Устройство преобразования (смотри, например, элемент 500 на фиг. 6) может быть выполнено с возможностью приема выходного потока текучей среды (продуктов горения и рабочего тела) и реализовывать функцию преобразования заключенной в этом потоке энергии, в кинетическую энергию, причем устройство преобразования может быть, например, генерирующей электроэнергию турбиной, имеющей вход и выход, в которой вырабатывается энергия при расширении выходного потока текучей среды. В частности, турбина может быть выполнена с возможностью поддержания выходного потока текучей среды с необходимым соотношением давления на входе и на выходе. Может быть также обеспечен блок генератора (смотри, например, элемент 550 на фиг. 6), предназначенный для преобразования кинетической энергии турбины в электрическую. То есть выходной поток текучей среды может расширяться с изменением давления с высокого на низкое, предавая валу энергию, которая затем может быть преобразована в электрическую энергию. Может быть обеспечен теплообменник, предназначенный для охлаждения выходного потока текучей среды, поступающего с выхода турбины и для нагрева рабочего тела на основе СО2, подаваемого в устройство камеры сгорания. Могут быть также обеспечены одно или несколько устройств для разделения выходного потока текучей среды, выходящего из теплообменника, на чистый СО2 и одну или несколько других компонент, идущих на повторное использование или в отвалы. Такая система может также содержать одно или несколько устройств сжатия очищенного СО2 и подачи по меньшей мере части СО2, выделенного из выходного потока текучей среды в герметичный трубопровод, в то время как сотальная часть возвращается в процесс в качестве рабочего тела, подогретого в теплообменнике. Однако специалисту в данной области должно быть понятно, что, хотя в данном описании речь идет о непосредственном использовании выходного потока текучей среды, в некоторых вариантах этот выходной
- 13 024852 поток с относительно высокой температурой может быть употреблен не по прямому назначению. То есть выходной поток текучей среды может быть направлен в теплообменник, в котором заключенная в нем тепловая энергия может быть использована для подогрева второго потока текучей среды, и нагретый второй поток текучей среды затем может быть направлен в устройство преобразования, например в турбину, для выработки энергии. Кроме того, специалисту в данной области должно быть понятно, что могут быть предложены много других таких устройств без выхода за объем настоящего изобретения.
В частных вариантах выполнения изобретения состав углеродного топлива может быть таким, что в него могут входить негорючие компоненты (то есть вредные примеси), сопровождающие процесс горения и сохраняющиеся в продуктах горения/выходном потоке текучей среды. Это относится к случаям, когда углеродное топливо представляет собой твердое вещество, например уголь. В этих вариантах непосредственное использование выходного потока текучей среды может привести к накоплению таких негорючих компонент на последующем устройстве преобразования (турбине) или к его повреждению, если выходной поток текучей среды пропускается непосредственно через него. Для специалиста в данной области ясно, что такие негорючие компоненты могут не обязательно присутствовать при использовании других видов углеродного топлива, таких как жидкие или газообразные (то есть природный газ). Соответственно, в вариантах выполнения, в которых используется источник твердого углеродного топлива и непосредственное взаимодействие между выходным потоком текучей среды и устройством преобразования, система производства энергии (устройство камеры сгорания и устройство преобразования) могут дополнительно включать разделительное устройство, установленное между устройством камеры сгорания и устройством преобразования. В таких случаях разделительное устройство может быть приспособлено для существенного удаления сжиженных негорючих компонент из продуктов горения/выходного потока текучей среды, поступающих в него, прежде чем продукты горения/выходной поток текучей среды будут направлены в устройство преобразования. Кроме того, в вариантах, в которых используется разделительное устройство, рассмотренная транспирационная субстанция может вводиться как выше по потоку, так и ниже по потоку разделительного устройства. В частности, транспирационная субстанция может быть сначала введена через транспирационный элемент в камеру сгорания выше по потоку разделительного устройства, так чтобы можно было регулировать состав смеси транспирационной субстанции и продуктов горения, поступающей в разделительное устройство при температуре, выше температуры сжижения негорючих элементов. Установленное последовательно с разделительным устройством устройство подачи транспирационной субстанции (смотри, например, элемент 475 на фиг. 6) может быть выполнено с возможностью введения транспирационной субстанции в продукты горения, выходящие из разделительного устройства, из которых в значительной мере удалены сжиженные негорючие компоненты, так чтобы регулировать состав смеси транспирационной субстанции и продуктов горения, поступающей в устройство преобразования при температуре, лежащей приблизительно между 500 и 2000°С.
Как было рассмотрено ранее, варианты выполнения устройства камеры сгорания могут предусматривать возможность достижения температуры горения, приводящей в процессе горения к переводу в жидкое состояние негорючих компонент, содержащихся в твердом углеродном топливе. В подобных случаях могут быть использованы средства удаления сжиженных негорючих компонент, такие как, например, разделительное устройство 340, представляющее собой циклонный сепаратор, представленный на фиг. 4. В общем варианты выполнения такого циклонного сепаратора, задействованного в настоящем изобретении, могут включать группу последовательно расположенных устройств 100 центробежного сепаратора, включающую входное устройство 100А центробежного сепаратора, выполненное с возможностью приема продуктов горения/выходного потока текучей среды и сопутствующих им сжиженных негорючих компонент, и выходное устройство 100В, выполненное с возможностью выпуска продуктов горения/выходного потока текучей среды, из которых в значительной мере удалены негорючие компоненты. Каждое устройство 100 центробежного сепаратора включает группу элементов центробежного разделения или циклонов 1, в рабочем состоянии расположенных параллельно у центрального сборного трубопровода 2, причем каждый элемент центробежного разделения/циклон 1 выполнен так, чтобы удалять по меньшей мере часть сжиженных негорючих компонент из продуктов горения/выходного потока текучей среды и направлять эту удаленную часть сжиженных негорючих компонент в отстойник 20. Такое разделительное устройство 340 может быть выполнено с возможностью работы при повышенном давлении и, как таковое, может также содержать наружный корпус 125 высокого давления, приспособленный для размещения в нем устройств центробежного сепаратора и отстойника. В соответствии с такими вариантами выполнения наружный корпус 125 высокого давления может быть продолжением элемента 338 защитной оболочки высокого давления, также охватывающим устройство 220 камеры сгорания, или он может быть отдельным элементом, контактирующим с элементом 338 защитой оболочки высокого давления, связанной с устройством 220 камеры сгорания. В обоих случаях из-за повышенной температуры, воздействующей на разделительное устройство 340 со стороны выходного потока текучей среды, наружный корпус 125 высокого давления может также содержать систему рассеяния тепла, такую как теплообменная рубашка с циркулирующей в ней жидкостью (не показана), в процессе работы взаимодействующая с ним, отводя тепло. В некоторых вариантах выполнения в рабочем состоянии с тепло- 14 024852 обменной рубашкой может взаимодействовать устройство рекуперации тепла (не показано), выполненное с возможностью приема циркулирующей в теплообменной рубашке жидкости и извлечения из нее тепловой энергии.
В частности, представленное на фиг. 4 разделительное устройство 340, предназначенное для удаления шлака, выполнено с возможностью последовательного подключения к устройству 220 камеры сгорания у выходной части 222В последнего с целью приема поступающего из него выходного потока текучей среды/продуктов горения. Выходной поток текучей среды транспирационного охлаждения из устройства 220 камеры сгорания вместе с вкраплениями в него жидкого шлака (негорючими компонентами) направляется через конический переходник 10 на центральный вход сборного питателя 2А входного устройства 100А центробежного сепаратора. В одном из частных вариантов выполнения разделительное устройство 340 может содержать три устройства 100А, 100В, 100С центробежного сепаратора (хотя специалисту в данной области должно быть понятно, что такое разделительное устройство может включать одно, два, три или несколько устройств центробежного сепаратора, в зависимости от желания или небходимости). В данном примере в рабочем положении три устройства 100А, 100В, 100С центробежного сепаратора установлены последовательно, образуя трехступенчатый блок циклонного разделения. Каждое устройство центробежного сепаратора содержит, например, группу элементов центробежного разделения (циклонов 1), установленных по окружности соответствующего центрально сборного трубопровода 2. Центральный сборный питатель 2А и центральный сборный трубопровод 2 входного устройства 100А центробежного сепаратора, а также среднее устройство 100С центробежного сепаратора герметизированы у своих выходов. В таких вариантах выходной поток текучей среды направляется в боковой канал 11, соответствующий каждому из элементов центробежного разделения (циклонов 1) соответствующего устройства 100 центробежного сепаратора. Боковой канал 11 выполнен с возможностью соединения со входом соответствующего циклона 1, образуя направленный по касательной входной поток в нем (в результате, например, входной поток текучей среды, поступающий в циклон 1, взаимодействует со стенкой циклона 1 в виде спиральной струи). Затем выходной канал 3 каждого из циклонов 1 направляется во входную часть центрального сборного трубопровода 2 соответствующего устройства 100 центробежного сепаратора. У выхода устройства 100В центробежного сепаратора выходной поток текучей среды (из которого в основном удаления негорючие компоненты) направляется от центрального сборного трубопровода выходного устройства 100В центробежного сепаратора и через сборный трубопровод 12 к выходному соплу 5, так что он оказывается соединенным с устройством преобразования. Таким образом приведенное в качестве примера трехступенчатое устройство циклонного разделения дает возможность снижения содержания шлака в выходном потоке текучей среды до уровня 5 ррт по массе (частей на миллион).
На каждой ступени разделительного устройства 340 отделенный жидкий шлак отводится от каждого циклона 1 через выходные трубопроводы 4, проложенные к отстойнику 20. Затем отделенный жидкий шлак направляется в выходное сопло или трубопровод 14, проходящий от отстойника 20 и наружного корпуса 125 высокого давления для дальнейшего удаления и (или) повторного использования содержащихся в нем компонент. В процессе удаления жидкий шлак может быть направлен через водоохлаждаемый участок 6 или через другой участок, соединенный с источником холодной воды под давлением, на котором взаимодействие с этой водой приводит к отверждению и (или) гранулированию жидкого шлака. Смесь затвердевшего шлака и воды затем может быть разделена в емкости (сборнике) 7 на текучую смесь шлака/воды, которая может быть удалена через соответствующий клапан 9, и остаточный газ, который может быть удален через отдельную магистраль 8.
Так как разделительное устройство 340 используется во взаимодействии с относительно высокотемпературным выходным потоком текучей среды (то есть при температуре, достаточной для поддержания негорючих компонент в жидком состоянии с относительно низкой вязкостью), может быть желательным в некоторых случаях, чтобы поверхности разделительного устройства 340, испытывающие воздействие продуктов горения/выходного потока текучей среды или сжиженных негорючих компонент, содержащихся в них, включали материалы, выполненные по меньшей мере с одним из свойств из группы, охватывающей термостойкость, коррозионную стойкость и низкую теплопроводность. Примерами таких материалов могут служить оксиды циркония и алюминия, хотя эти примеры ни в коей мере не предназначены для ограничения изобретения. По существу в некоторых частных вариантах выполнения изобретения разделительное устройство 340 выполнено с возможностью удаления в значительной степени сжиженных негорючих компонент из продуктов горения/выходного потока текучей среды и поддержания нахождения негорючих компонент в жидком состоянии с низкой вязкостью по меньшей мере до удаления их из отстойника.
По существу, в соответствии с раскрытием в данном описании отделение шлака для вариантов использования твердого углеродного топлива может быть выполнено отдельноым блоком (разделительным устройством 340), который может быть в некоторых вариантах легко извлечен из системы для ремонта и проверки. Однако такой вариант выполнения может обеспечить дополнительные преимущества, как показано на фиг. 6, за счет того, что система легко может быть выполнена с реализацией многотопливного подхода по отношению к пригодным для использования источникам конкретного вида топлива. На- 15 024852 пример, выполненное в виде отдельного блока разделительное устройство 340 может быть установлено в системе между устройством 220 камеры сгорания и устройством 500 преобразования (турбиной), если в качестве топливного источника в устройстве 220 камеры сгорания используется твердое углеродное топливо. При необходимости перехода на источник жидкого или газообразного углеродного топлива разделительное устройство 340 может быть выведено из системы (то есть, как было ранее рассмотрено, необходимость в нем отпадет), так что выходной поток текучей среды из устройства 220 камеры сгорания может быть направлен непосредственно в устройство 500 преобразования. При этом система легко может быть перестроена обратно на использование разделительного устройства 340, если позже возникнет необходимость, диктующая использование источника твердого углеродного топлива.
Многие модификации и другие частные варианты выполнения изобретения, отличные от приведенных в данном описании, могут придти на ум специалисту в данной области, которому данное описание предоставляет преимущества, заключающиеся в изложенных в нем идеях и сопровождающих чертежах. 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 (28)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Устройство для сжигания топлива, содержащее смесительную установку, выполненную с возможностью смешивания углеродного топлива с обогащенным кислородом и рабочим телом для образования топливной смеси; и камеру сгорания, по меньшей мере, частично сформированную транспирационным элементом, по меньшей мере, частично охваченным элементом защитной оболочки высокого давления, причем камера сгорания имеет входную часть и противолежащую выходную часть, и входная часть камеры сгорания приспособлена для приема топливной смеси, предназначенной для сжигания в камере сгорания при температуре горения с образованием продуктов горения, при этом камера сгорания выполнена с возможностью направления продуктов горения к выходной части, а транспирационный элемент выполнен с возможностью направления сквозь него транспирационной субстанции в камеру сгорания для предотвращения непосредственного взаимодействия между продуктами горения и транспирационным элементом, при этом поступление транспирационной субстанции и рабочего тела, подаваемых в смесительную установку, обеспечивается из одного и того же источника рабочего тела, причем и транспирационная субстанция, и рабочее тело содержат сверхкритический диоксид углерода.
  2. 2. Устройство для преобразования энергии, содержащее устройство для сжигания топлива по п.1 и устройство преобразования, выполненное с возможностью приема продуктов горения от выходной части камеры сгорания и реагирования на продукты горения, получаемые от устройства для сжигания топлива, для производства электрической энергии.
  3. 3. Устройство по п.1 или 2, в котором смесительная установка выполнена с возможностью смешивания одного компонента из группы, включающей твердое углеродное топливо, жидкое углеродное топливо и газообразное углеродное топливо, с обогащенным кислородом и рабочим телом, и при этом обогащенный кислород имеет молярное содержание кислорода более приблизительно 85%, а рабочее тело содержит сверхкритический диоксид углерода или воду.
  4. 4. Устройство по п.1 или 2, в котором смесительная установка выполнена с возможностью смешивания углеродного топлива в виде измельченных твердых частиц с псевдоожижающей субстанцией, содержащей воду или жидкий СО2 для образования суспензии, содержащей приблизительно от 25 до 55 мас.% сыпучего твердого углеродного топлива, причем смесительная установка выполнена с возможностью доставки суспензии в камеру сгорания.
  5. 5. Устройство по п.1 или 2, в котором камера сгорания выполнена с возможностью приема топливной смеси в свою входную часть под давлением в диапазоне приблизительно от 40 до 500 бар.
  6. 6. Устройство по п.1 или 2, в котором транспирационный элемент имеет пористую стенку, поры которой выполнены с возможностью направления транспирационной субстанции через нее и в камеру сгорания так, чтобы транспирационная субстанция, входя в камеру сгорания через поры, взаимодействовала с продуктами горения для регулирования температуры смеси продуктов горения и транспирационной субстанции вблизи выходной части камеры сгорания.
  7. 7. Устройство по п.1 или 2, в котором транспирационный элемент имеет пористую стенку, поры которой выполнены с возможностью направления транспирационной субстанции, содержащей диоксид углерода, через нее и в камеру сгорания, и поры выполнены так, чтобы транспирационная субстанция, входя через них в камеру сгорания, создавала в камере сгорания непосредственно вблизи транспирационного элемента буферный слой, сформированный так, чтобы предотвращать непосредственное взаимодействие между транспирационным элементом и сжиженными негорючими загрязнениями, а также теплом, сопутствующим продуктам горения.
    - 16 024852
  8. 8. Устройство по п.1, содержащее средство теплоотвода от камеры сгорания, соединенное с элементом защитной оболочки высокого давления и выполненное с возможностью регулировании температуры последнего, причем средство теплоотвода содержит теплообменную рубашку с циркулирующей в ней жидкостью.
  9. 9. Устройство по п.2, которое содержит разделительное устройство, если углеродное топливо представляет собой твердое вещество, причем разделительное устройство расположено между камерой сгорания и устройством преобразования и выполнено с возможностью удаления сжиженных негорючих загрязнений из принимаемых разделительным устройством продуктов горения до направления последних в устройство преобразования.
  10. 10. Устройство по п.9, содержащее отстойник, соединенный с разделительным устройством и предназначенный для собирания с возможностью последующего удаления в отстойнике сжиженных негорючих компонентов, извлеченных из продуктов горения разделительным устройством.
  11. 11. Устройство по п.9, в котором разделительное устройство выполнено заключенным в защитную оболочку высокого давления или ограниченным наружным корпусом высокого давления, и при этом разделительное устройство содержит средство рассеяния тепла, в рабочем положении сопряженное с элементом защитной оболочки высокого давления или с наружным корпусом высокого давления, так чтобы отводить от них тепло, причем средство рассеяния тепла содержит теплообменную рубашку с циркулирующей в ней жидкостью.
  12. 12. Устройство по п.9, в котором в поверхностный слой защитной оболочки разделительного устройства, подвергающийся воздействию продуктов горения или сжиженных негорючих загрязнений, содержащихся в них, включен материал, выполненный по меньшей мере с одним из свойств, включающих высокую термостойкость, высокую коррозионную стойкость и низкую теплопроводность.
  13. 13. Устройство по п.9, в котором разделительное устройство содержит группу установленных последовательно устройств центробежного сепаратора, включающую входное устройство центробежного сепаратора, выполненное с возможностью приема продуктов горения и связанных с ними сжиженных негорючих загрязнений, и выходное устройство центробежного сепаратора, выполненное с возможностью выпуска продуктов горения, из которых в основном удалены негорючие загрязнения, и при этом каждое устройство центробежного сепаратора включает группу элементов центробежного разделения, в рабочем положении установленных параллельно, каждый из которых выполнен с возможностью извлечения по меньшей мере части сжиженных негорючих загрязнений из продуктов горения и направления этой по меньшей мере части сжиженных негорючих загрязнений в отстойник;и наружный корпус высокого давления, выполненный с возможностью размещения в нем устройств центробежного сепаратора и отстойника.
  14. 14. Устройство по п.13, содержащее средство рассеяния тепла, в рабочем положении сопряженное с наружным корпусом высокого давления, так чтобы отводить от него тепло, причем средство рассеяния тепла содержит теплообменную рубашку с циркулирующей в ней жидкостью.
  15. 15. Устройство по п.13, содержащее средство рекуперации тепла, в рабочем состоянии сопряженное с теплообменной рубашкой и выполненное с возможностью приема жидкости, циркулирующей в теплообменной рубашке, и извлечения из этой жидкости тепловой энергии.
  16. 16. Устройство по п.13, в котором в поверхности разделительного устройства, подвергающиеся воздействию продуктов горения или сжиженных негорючих загрязнений, содержащихся в них, включен материал, выполненный по меньшей мере с одним из свойств, включающих термостойкость, коррозионную стойкость и низкую теплопроводность.
  17. 17. Устройство по п.13, в котором разделительное устройство выполнено с возможностью удаления сжиженных негорючих загрязнений из продуктов горения и поддержания нахождения негорючих загрязнений в жидком состоянии с низкой вязкостью, по меньшей мере, до удаления их из отстойника.
  18. 18. Устройство по п.9, в котором транспирационный элемент имеет пористую стенку и устройство выполнено с возможностью направления транспирационной субстанции через поры стенки и в камеру сгорания и регулирования подачи транспирационной субстанции через поры в камеру сгорания, тем самым контролируя температуру смеси транспирационной субстанции и продуктов горения, поступающей в разделительное устройство, обеспечивая ее величину выше температуры перехода в жидкое состояние негорючих загрязнений.
  19. 19. Устройство по п.18, содержащее установленное последовательно с разделительным устройством средство подачи транспирационной субстанции, выполненное с возможностью введения транспирационной субстанции в продукты горения, из которых в основном удалены сжиженные негорючие загрязнения, так чтобы регулировать температуру смеси транспирационной субстанции и продуктов горения, поступающей в устройство преобразования, в диапазоне приблизительно от 500 до 2000°С.
  20. 20. Устройство по п.2, в котором устройство преобразования содержит блок турбины, который в ответ на воздействие продуктов горения способен преобразовывать связанную с ними энергию в кинетическую энергию, и генераторный блок, выполненный с возможностью преобразования кинетической энергии в электричество.
    - 17 024852
  21. 21. Способ сжигания с использованием устройства по любому из пп.1-20, в котором смешивают для образования топливной смеси углеродное топливо с обогащенным кислородом и рабочим телом, используя смесительную установку;
    подают топливную смесь во входную часть камеры сгорания, сформированную транспирационным элементом, по меньшей мере, частично охваченным элементом защитной оболочки высокого давления; сжигают топливную смесь в камере сгорания с образованием продуктов горения и направляют транспирационную субстанцию сквозь транспирационный элемент в камеру сгорания, так чтобы транспирационная субстанция предотвращала непосредственное взаимодействие между продуктами горения и транспирационным элементом, причем транспирационную субстанцию и рабочее тело, подаваемые в смесительную установку, получают из одного и того же источника рабочего тела, при этом и транспирационная субстанция, и рабочее тело содержат сверхкритический диоксид углерода.
  22. 22. Способ по п.21, в котором смешивание углеродного топлива с обогащенным кислородом и рабочим телом включает смешивание одного из твердого углеродного топлива, жидкого углеродсодержащего топлива и газообразного углеродсодержащего топлива с обогащенным кислородом, имеющим молярное содержание более приблизительно 85%, а также с суперкритическим диоксидом углерода или водой.
  23. 23. Способ по п.21, в котором используют углеродсодержащее топливо, представляющее собой сыпучее твердое вещество, имеющее средний размер частиц приблизительно от 50 до 200 мкм, и в котором с помощью смесительной установки смешивают сыпучее твердое углеродсодержащее топливо с псевдоожижающей субстанцией, содержащей воду или жидкий СО2 с плотностью приблизительно от 450 до 1100 кг/м3, с образованием суспензии, содержащей приблизительно от 25 до 55 мас.% сыпучего твердого углеродсодержащего топлива.
  24. 24. Способ по п.21, в котором подают топливную смесь во входную часть камеры сгорания под давлением приблизительно от 40 до 500 бар.
  25. 25. Способ по п.21, в котором направляют транспирационную субстанцию сквозь транспирационный элемент в камеру сгорания, так чтобы продукты транспирации, вводимые в камеру сгорания через транспирационный элемент, обеспечивали температуру выходной смеси транспирационной субстанции и продуктов горения вблизи выходной части камеры сгорания в диапазоне приблизительно от 500 до 2000°С.
  26. 26. Способ по п.21, в котором сжигание топливной смеси в камере сгорания осуществляют при температуре горения, выбранной так, чтобы негорючие загрязнения, содержащиеся в углеродсодержащем топливе, переходили в жидкое состояние в продуктах горения, и в котором направление транспирационной субстанции сквозь транспирационный элемент включает направление транспирационной субстанции, содержащей диоксид углерода, сквозь транспирационный элемент, так чтобы транспирационная субстанция создавала в камере сгорания непосредственно вблизи транспирационного элемента буферный слой, сформированный так, чтобы предотвращать непосредственное взаимодействие между транспирационным элементом и сжиженными негорючими загрязнениями, а также теплом, сопутствующим продуктам горения.
  27. 27. Способ по п.21, в котором сжигание топливной смеси в камере сгорания осуществляют при температуре горения приблизительно от 1300 до 3500°С.
  28. 28. Способ по п.21, в котором осуществляют регулирование температуры элемента защитной оболочки высокого давления с помощью соединенного с ним средства теплоотвода, содержащего теплообменную рубашку с циркулирующей в ней жидкостью, соединенную с элементом защитной оболочки высокого давления.
EA201101224A 2009-02-26 2010-02-26 Способ и устройство для сжигания топлива при высокой температуре и высоком давлении и соответствующие система и средства EA024852B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15575509P 2009-02-26 2009-02-26
US29927210P 2010-01-28 2010-01-28
PCT/US2010/025599 WO2010099452A2 (en) 2009-02-26 2010-02-26 Apparatus and method for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system and device

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201101224A1 EA201101224A1 (ru) 2012-05-30
EA024852B1 true EA024852B1 (ru) 2016-10-31

Family

ID=42226110

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201101224A EA024852B1 (ru) 2009-02-26 2010-02-26 Способ и устройство для сжигания топлива при высокой температуре и высоком давлении и соответствующие система и средства

Country Status (14)

Country Link
US (5) US9416728B2 (ru)
EP (1) EP2411736B1 (ru)
JP (1) JP5639602B2 (ru)
KR (1) KR101648054B1 (ru)
CN (1) CN102414511B (ru)
AU (1) AU2010217812B2 (ru)
BR (1) BRPI1008485B1 (ru)
CA (1) CA2753822C (ru)
EA (1) EA024852B1 (ru)
ES (1) ES2733083T3 (ru)
MX (1) MX345743B (ru)
PL (1) PL2411736T3 (ru)
WO (1) WO2010099452A2 (ru)
ZA (1) ZA201106431B (ru)

Families Citing this family (76)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2501862C (en) * 2002-10-10 2010-09-21 Combustion Science & Engineering, Inc. System for vaporization of liquid fuels for combustion and method of use
PL1825194T3 (pl) 2004-12-08 2021-09-20 Lpp Combustion, Llc Sposób i urządzenie do kondycjonowania ciekłych paliw węglowodorowych
US8529646B2 (en) 2006-05-01 2013-09-10 Lpp Combustion Llc Integrated system and method for production and vaporization of liquid hydrocarbon fuels for combustion
WO2010099452A2 (en) 2009-02-26 2010-09-02 Palmer Labs, Llc Apparatus and method for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system and device
US9068743B2 (en) * 2009-02-26 2015-06-30 8 Rivers Capital, LLC & Palmer Labs, LLC Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
US8986002B2 (en) 2009-02-26 2015-03-24 8 Rivers Capital, Llc Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
US20120067054A1 (en) 2010-09-21 2012-03-22 Palmer Labs, Llc High efficiency power production methods, assemblies, and systems
US8869889B2 (en) * 2010-09-21 2014-10-28 Palmer Labs, Llc Method of using carbon dioxide in recovery of formation deposits
JP5599743B2 (ja) * 2011-02-28 2014-10-01 一般財団法人電力中央研究所 Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント
JP5599742B2 (ja) * 2011-02-28 2014-10-01 一般財団法人電力中央研究所 Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント
DE102011007808B3 (de) * 2011-04-20 2012-09-20 Siemens Aktiengesellschaft Reaktor zur Vergasung aschefreier und aschearmer Brennstoffe mit mehreren Kalträumen
GB2497952A (en) * 2011-12-22 2013-07-03 Dearman Engine Company Ltd Cryogenic engine system
WO2013120070A1 (en) 2012-02-11 2013-08-15 Palmer Labs, Llc Partial oxidation reaction with closed cycle quench
US9488100B2 (en) * 2012-03-22 2016-11-08 Saudi Arabian Oil Company Apparatus and method for oxy-combustion of fuels in internal combustion engines
CN102944454B (zh) * 2012-10-23 2016-02-10 浙江泰林生物技术股份有限公司 总有机碳测定用燃烧炉
US20140157790A1 (en) * 2012-12-10 2014-06-12 Zilkha Biomass Power Llc Combustor assembly and methods of using same
US10174943B2 (en) 2012-12-31 2019-01-08 Inventys Thermal Technologies Inc. System and method for integrated carbon dioxide gas separation from combustion gases
CA2907062C (en) * 2013-03-15 2021-09-07 Palmer Labs, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
CN103308662B (zh) * 2013-06-07 2015-07-08 北京理工大学 一种高温高压单液滴蒸发与燃烧装置
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
US20150082800A1 (en) * 2013-09-25 2015-03-26 Korea Electric Power Corporation Method for suppressing generation of yellow plum of complex thermal power plant using high thermal capacity gas
US9612015B2 (en) * 2014-06-30 2017-04-04 Southwest Research Institute Oxy-combustor operable with supercritical fluid
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
JP6470135B2 (ja) * 2014-07-14 2019-02-13 ユナイテッド テクノロジーズ コーポレイションＵｎｉｔｅｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ 付加製造された表面仕上げ
EA033135B1 (ru) 2014-09-09 2019-08-30 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
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
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
EP3308004B1 (en) 2015-06-15 2021-09-29 8 Rivers Capital, LLC System and method for startup of a power production plant
EP3106645B1 (en) 2015-06-15 2018-08-15 Rolls-Royce Corporation Gas turbine engine driven by sco2 cycle with advanced heat rejection
EP3109433B1 (en) * 2015-06-19 2018-08-15 Rolls-Royce Corporation Engine driven by sc02 cycle with independent shafts for combustion cycle elements and propulsion elements
EP3121409B1 (en) 2015-07-20 2020-03-18 Rolls-Royce Corporation Sectioned gas turbine engine driven by sco2 cycle
CA2996904C (en) 2015-09-01 2021-11-02 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production using nested co2 cycles
EP3153690A1 (en) 2015-10-08 2017-04-12 Rolls-Royce Corporation All co2 aircraft
US9919268B2 (en) 2015-10-21 2018-03-20 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for removing combustion products from a power generation cycle
EP3417037B1 (en) 2016-02-18 2020-04-08 8 Rivers Capital, LLC System and method for power production including methanation
JP7001608B2 (ja) 2016-02-26 2022-01-19 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 電力プラントを制御するためのシステムおよび方法
JP6972013B2 (ja) 2016-04-21 2021-11-24 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 炭化水素ガスの酸化のためのシステムおよび方法
BR112019003828A2 (pt) 2016-08-30 2019-06-18 8 Rivers Capital Llc método de separação de ar criogênica para produzir oxigênio em altas pressões
BR112019003804A2 (pt) * 2016-08-31 2019-05-21 8 Rivers Capital, Llc sistemas e métodos para a produção de energia incluindo componentes de transporte de íons
BR112019004762A2 (pt) 2016-09-13 2019-05-28 8 Rivers Capital Llc sistema e método para a produção de energia mediante o uso de oxidação parcial
MY193298A (en) * 2016-11-09 2022-10-03 8 Rivers Capital Llc Systems and methods for power production with integrated production of hydrogen
US20180133647A1 (en) 2016-11-15 2018-05-17 8 Rivers Capital, Llc Treatment of impurities in process streams
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
MX2019010633A (es) 2017-03-07 2019-12-19 8 Rivers Capital Llc Sistema y metodo para la combustion de combustibles solidos y sus derivados.
KR20200040864A (ko) 2017-08-28 2020-04-20 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 이산화탄소를 이용한 에탄의 산화 탈수소
ES2960368T3 (es) 2017-08-28 2024-03-04 8 Rivers Capital Llc Optimización de calor de baja calidad de ciclos de energía recuperativa de CO2 supercrítico
US10458373B2 (en) * 2017-12-20 2019-10-29 Tenneco Automotive Operating Company Inc. System including oxygen separation device
WO2019145761A1 (en) * 2018-01-23 2019-08-01 Rajeev Hiremath A system and a method for generation and delivery of thermal energy
CN112055775B (zh) 2018-03-02 2023-04-28 八河流资产有限责任公司 利用二氧化碳工作流体的用于功率产生的系统和方法
US11073169B2 (en) * 2018-06-26 2021-07-27 Energy Recovery, Inc. Power generation system with rotary liquid piston compressor for transcritical and supercritical compression of fluids
US11572828B2 (en) 2018-07-23 2023-02-07 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power generation with flameless combustion
WO2020070717A1 (en) 2018-10-05 2020-04-09 8 Rivers Capital, Llc Direct gas capture systems and methods of use thereof
KR102113796B1 (ko) 2018-10-25 2020-05-21 한국에너지기술연구원 직화식 초임계 이산화탄소 발전 시스템 및 방법
US11149634B2 (en) 2019-03-01 2021-10-19 Richard Alan Callahan Turbine powered electricity generation
US11149636B2 (en) 2019-03-01 2021-10-19 Richard Alan Callahan Turbine powered electricity generation
AU2020269606A1 (en) 2019-05-03 2021-12-23 8 Rivers Capital, Llc System and method for carbon capture
JP2022532419A (ja) 2019-05-17 2022-07-14 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 閉サイクル在庫管理
WO2020250194A1 (en) 2019-06-13 2020-12-17 8 Rivers Capital, Llc Power production with cogeneration of further products
WO2021038470A1 (en) 2019-08-26 2021-03-04 8 Rivers Capital, Llc Flame control in an oxyfuel combustion process
US11181043B2 (en) * 2019-09-30 2021-11-23 General Electric Company Apparatuses and methods for generating carbon particles and exhaust gas used by gas turbine systems
US11994063B2 (en) 2019-10-16 2024-05-28 Richard Alan Callahan Turbine powered electricity generation
CN114901925A (zh) 2019-10-22 2022-08-12 八河流资产有限责任公司 用于发电系统的热管理的控制方案和方法
US11143397B2 (en) 2019-12-02 2021-10-12 Paul Batushansky System and method for a direct emission and diffusion of high-pressure combustion with exhaust into feed-water from a combustion barrel
US11047265B1 (en) 2019-12-31 2021-06-29 General Electric Company Systems and methods for operating a turbocharged gas turbine engine
GB202000870D0 (en) * 2020-01-21 2020-03-04 Rolls Royce Plc A combustion chamber, a combustion chamber tile and a combustion chamber segment
US20210404350A1 (en) * 2020-06-29 2021-12-30 Lummus Technology Llc Power generation system
US11821699B2 (en) 2020-06-29 2023-11-21 Lummus Technology Llc Heat exchanger hanger system
CN115735050A (zh) 2020-06-29 2023-03-03 鲁姆斯科技有限责任公司 热交换器系统
KR20230029844A (ko) 2020-06-29 2023-03-03 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 동력 생산 플랜트 내의 체적 유량들의 제어를 위한 시스템들 및 방법들
US11719141B2 (en) * 2020-06-29 2023-08-08 Lummus Technology Llc Recuperative heat exchanger system
KR102628440B1 (ko) * 2020-11-20 2024-01-23 한국전력공사 가스 터빈 연소 장치
US11691874B2 (en) 2021-11-18 2023-07-04 8 Rivers Capital, Llc Apparatuses and methods for hydrogen production
US11808206B2 (en) 2022-02-24 2023-11-07 Richard Alan Callahan Tail gas recycle combined cycle power plant
WO2024121760A1 (en) 2022-12-06 2024-06-13 8 Rivers Capital, Llc Power production cycle with alternating heat sources

Citations (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3921544A (en) * 1972-04-26 1975-11-25 Combustion Power Method and apparatus for particle collection in the exhaust of a fluid bed disposal apparatus
US3976443A (en) * 1974-12-18 1976-08-24 Texaco Inc. Synthesis gas from solid carbonaceous fuel
DE3514974A1 (de) * 1985-04-25 1986-10-30 Rudolf Dr. 6800 Mannheim Wieser Wasserrohr - dampferzeuger
DE3519159A1 (de) * 1985-04-25 1986-12-04 Rudolf Dr. 6800 Mannheim Wieser Wasserrohr - dampferzeuger bzw. wasserrohr - heisswassererzeuger
US5078760A (en) * 1991-02-11 1992-01-07 Westinghouse Electric Corp. Separation of particulate from gases produced by combustion of fossil material
US5116394A (en) * 1991-03-25 1992-05-26 Foster Wheeler Energy Corporation Cyclone separator roof
DE4443077A1 (de) * 1994-12-03 1996-06-05 Karlsruhe Forschzent Verfahren zum Schutz von Wandungen in Behältern vor dem Angriff korrosiver Medien und Vorrichtung
DE4244921C2 (de) * 1991-06-03 1998-02-05 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Feuerungsanlage für feste Brennstoffe
GB2348695A (en) * 1999-04-06 2000-10-11 James Engineering Gas turbines
US6234787B1 (en) * 1996-08-14 2001-05-22 Nippon Sanso Corporation Combustion type harmful substance removing apparatus
US20050135984A1 (en) * 2003-12-19 2005-06-23 Shawn Ferron Apparatus and method for controlled combustion of gaseous pollutants
WO2005114050A1 (en) * 2004-05-19 2005-12-01 Innovative Energy, Inc. Combustion method and apparatus
US20070274876A1 (en) * 2004-11-12 2007-11-29 Applied Materials, Inc. Reactor design to reduce particle deposition during process abatement
EP2014984A1 (de) * 2007-07-09 2009-01-14 Siemens Aktiengesellschaft Verwendung von inerten Stoffen zum Schutz von Bauteilen einer Brennkammer und von Brennerkomponenten

Family Cites Families (204)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US135984A (en) * 1873-02-18 Improvement in car-couplings
US274876A (en) * 1883-03-27 Insertible saw-tooth
US2660521A (en) * 1950-05-18 1953-11-24 Texaco Development Corp Process for the generation of carbon monoxide and hydrogen
US2658332A (en) * 1951-03-21 1953-11-10 Carborundum Co Fluid cooled, refractory, ceramic lined rocket structure
US3376706A (en) 1965-06-28 1968-04-09 Angelino Gianfranco Method for obtaining mechanical energy from a thermal gas cycle with liquid phase compression
US3420631A (en) * 1966-09-30 1969-01-07 Cabot Corp Process and apparatus for the production of carbon black
US3399022A (en) * 1967-01-23 1968-08-27 Operation Oil Heat Associates Annular burner apparatus providing blue-flame combustion of domestic fuel oil
CH476208A (de) 1967-07-27 1969-07-31 Sulzer Ag Gasturbinenanlage mit CO2 als Arbeitsmittel
US3623711A (en) * 1970-07-13 1971-11-30 Avco Corp Combustor liner cooling arrangement
SU373488A1 (ru) 1970-09-14 1973-03-12 Ордена Ленина , Ордена Трудового Красного Знамени институт электросварки Е. О. Патона Туннельная горелка
US3736745A (en) 1971-06-09 1973-06-05 H Karig Supercritical thermal power system using combustion gases for working fluid
US3816595A (en) 1971-11-15 1974-06-11 Aqua Chem Inc Method and apparatus for removing nitrogen oxides from a gas stream
US3793861A (en) * 1972-03-03 1974-02-26 Mc Donnell Douglas Corp Transpiration cooling structure
US3857921A (en) * 1972-09-27 1974-12-31 Asahi Chemical Ind Method for eliminating nitrogen oxides and catalyst composition for use in practicing said method
US3868817A (en) 1973-12-27 1975-03-04 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel gas
US3971211A (en) 1974-04-02 1976-07-27 Mcdonnell Douglas Corporation Thermodynamic cycles with supercritical CO2 cycle topping
US4191500A (en) 1977-07-27 1980-03-04 Rockwell International Corporation Dense-phase feeder method
US4154581A (en) 1978-01-12 1979-05-15 Battelle Development Corporation Two-zone fluid bed combustion or gasification process
US4206610A (en) 1978-04-14 1980-06-10 Arthur D. Little, Inc. Method and apparatus for transporting coal as a coal/liquid carbon dioxide slurry
US4268765A (en) * 1979-02-28 1981-05-19 Westinghouse Electric Corp. Transpiration cooled electrodes and insulators for MHD generators
US4193259A (en) 1979-05-24 1980-03-18 Texaco Inc. Process for the generation of power from carbonaceous fuels with minimal atmospheric pollution
US4386941A (en) * 1979-12-26 1983-06-07 Texaco Inc. Process for the partial oxidation of slurries of solid carbonaceous fuel
US4702747A (en) 1981-03-24 1987-10-27 Carbon Fuels Corporation Coal derived/carbon dioxide fuel slurry and method of manufacture
GB2100801B (en) 1981-06-18 1984-10-10 Air Prod & Chem Method and apparatus for compressing gas
US4522628A (en) 1981-12-16 1985-06-11 Mobil Oil Corporation Method for removing ash mineral matter of coal with liquid carbon dioxide and water
US4498289A (en) 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
ES8601441A1 (es) * 1983-10-21 1985-10-16 Air Prod & Chem Un aparato de calentamiento que comprende un quemador y una camara de combustion
US4572082A (en) * 1985-01-07 1986-02-25 Onoda Cement Co., Ltd. Thermal decomposition furnace of waste tires
US4765781A (en) 1985-03-08 1988-08-23 Southwestern Public Service Company Coal slurry system
US4602483A (en) 1985-03-08 1986-07-29 Southwestern Public Service Company Coal slurry system
US4775314A (en) * 1985-05-20 1988-10-04 Shell Oil Company Coal gasification burner
DE3600432A1 (de) 1985-05-21 1987-02-05 Gutehoffnungshuette Man Verfahren zum vergasen eines kohlenstoffhaltigen brennstoffs, insbesondere kohle
US4721420A (en) 1985-09-03 1988-01-26 Arthur D. Little, Inc. Pipeline transportation of coarse coal-liquid carbon dioxide slurry
NO163612C (no) * 1986-01-23 1990-06-27 Norsk Energi Fremgangsmaate og anlegg for fremstilling av nitrogen for anvendelse under hoeyt trykk.
FI76004B (fi) * 1986-03-24 1988-05-31 Seppo Kalervo Ruottu Cirkulationsmassareaktor.
US4999995A (en) 1986-08-29 1991-03-19 Enserch International Investments Ltd. Clean electric power generation apparatus
GB2196016B (en) 1986-08-29 1991-05-15 Humphreys & Glasgow Ltd Clean electric power generation process
US4765143A (en) 1987-02-04 1988-08-23 Cbi Research Corporation Power plant using CO2 as a working fluid
US4839030A (en) 1988-05-27 1989-06-13 Hri, Inc. Coal liquefaction process utilizing coal/CO2 slurry feedstream
US4957515A (en) 1988-11-03 1990-09-18 Air Products And Chemicals, Inc. Process for sulfur removal and recovery from fuel gas using physical solvent
JP2664984B2 (ja) 1989-02-28 1997-10-22 三菱重工業株式会社 難燃性低発熱量ガスの燃焼装置
DE3907457C2 (de) * 1989-03-08 1997-01-16 Metallgesellschaft Ag Verfahren zur Abscheidung flüssiger Asche
US5247791A (en) 1989-10-25 1993-09-28 Pyong S. Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
US5175995A (en) 1989-10-25 1993-01-05 Pyong-Sik Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
US5116934A (en) * 1990-04-12 1992-05-26 The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration Polyimidazoles via aromatic nucleophilic displacement
JP2954972B2 (ja) 1990-04-18 1999-09-27 三菱重工業株式会社 ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント
JPH04244504A (ja) 1991-01-30 1992-09-01 Central Res Inst Of Electric Power Ind 二酸化炭素回収型石炭火力発電システム
US5353721A (en) 1991-07-15 1994-10-11 Manufacturing And Technology Conversion International Pulse combusted acoustic agglomeration apparatus and process
NL9201179A (nl) 1992-07-02 1994-02-01 Tno Werkwijze voor het regeneratief verwijderen van kooldioxide uit gasstromen.
SE9202155L (sv) 1992-07-13 1993-08-16 Bal Ab Kombinerad foerbraennings- och avgasreningsanlaeggning
US6289666B1 (en) 1992-10-27 2001-09-18 Ginter Vast Corporation High efficiency low pollution hybrid Brayton cycle combustor
US5937652A (en) 1992-11-16 1999-08-17 Abdelmalek; Fawzy T. Process for coal or biomass fuel gasification by carbon dioxide extracted from a boiler flue gas stream
DE4303174A1 (de) 1993-02-04 1994-08-18 Joachim Dipl Ing Schwieger Verfahren zum Erzeugen elektrischer Energie
CA2116745C (en) * 1993-03-03 2007-05-15 Shuichi Nagato Pressurized internal circulating fluidized-bed boiler
FI101413B (fi) 1993-07-05 1998-06-15 Ari Veli Olavi Loeytty Jätelämmön hyödyntämismenetelmä esim. voimalaitoksissa
DE4407619C1 (de) 1994-03-08 1995-06-08 Entec Recycling Und Industriea Verfahren zur schadstoffarmen Umwandlung fossiler Brennstoffe in technische Arbeit
CA2198252C (en) 1994-08-25 2005-05-10 Rudi Beichel Reduced pollution power generation system and gas generator therefore
GB9425691D0 (en) 1994-12-20 1995-02-22 Boc Group Plc A combustion apparatus
US5595059A (en) 1995-03-02 1997-01-21 Westingthouse Electric Corporation Combined cycle power plant with thermochemical recuperation and flue gas recirculation
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
US5724805A (en) 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
RU2138661C1 (ru) 1996-05-22 1999-09-27 Акционерное общество "Авиадвигатель" Газотурбинный двигатель, работающий на криогенном топливе
JP3395533B2 (ja) 1996-08-09 2003-04-14 トヨタ自動車株式会社 ディーゼル機関の排気浄化装置
US5906806A (en) 1996-10-16 1999-05-25 Clark; Steve L. Reduced emission combustion process with resource conservation and recovery options "ZEROS" zero-emission energy recycling oxidation system
JPH10121912A (ja) * 1996-10-21 1998-05-12 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 燃焼タービンサイクルシステム
GB2319078B (en) * 1996-11-08 1999-11-03 Europ Gas Turbines Ltd Combustor arrangement
WO1998021522A1 (en) 1996-11-12 1998-05-22 Westinghouse Electric Corporation Coal combustion system with gas cooled walls, and method thereof
EP0859136A1 (en) 1997-02-17 1998-08-19 N.V. Kema Gas turbine with energy recovering
NO308400B1 (no) 1997-06-06 2000-09-11 Norsk Hydro As Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess
DE19730674A1 (de) * 1997-07-17 1999-01-21 Deutsch Zentr Luft & Raumfahrt Brennkammer und Verfahren zur Herstellung einer Brennkammer
GB9801200D0 (en) 1998-01-20 1998-03-18 Air Prod & Chem Intergration of a cryogenic air separator with synthesis gas production and conversion
DE59811106D1 (de) 1998-02-25 2004-05-06 Alstom Technology Ltd Baden Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
DE69931548T2 (de) 1998-04-07 2007-05-10 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Turbinenanlage
DE59810673D1 (de) 1998-04-28 2004-03-04 Asea Brown Boveri Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
US6148602A (en) 1998-08-12 2000-11-21 Norther Research & Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor
JP2000120447A (ja) 1998-10-12 2000-04-25 Toshiba Corp 火力発電プラント
US6199364B1 (en) 1999-01-22 2001-03-13 Alzeta Corporation Burner and process for operating gas turbines with minimal NOx emissions
US6209307B1 (en) 1999-05-05 2001-04-03 Fpl Energy, Inc. Thermodynamic process for generating work using absorption and regeneration
JP2001041007A (ja) 1999-05-26 2001-02-13 Mitsubishi Heavy Ind Ltd タービン設備
US6202574B1 (en) 1999-07-09 2001-03-20 Abb Alstom Power Inc. Combustion method and apparatus for producing a carbon dioxide end product
JP4094185B2 (ja) 1999-08-24 2008-06-04 三井造船株式会社 冷熱利用発電システム
NL1013804C2 (nl) 1999-12-09 2001-06-12 Wouter Willem Van De Waal Milieuvriendelijke werkwijze voor het opwekken van energie uit aardgas.
US6196000B1 (en) 2000-01-14 2001-03-06 Thermo Energy Power Systems, Llc Power system with enhanced thermodynamic efficiency and pollution control
GB0005374D0 (en) 2000-03-06 2000-04-26 Air Prod & Chem Apparatus and method of heating pumped liquid oxygen
DE10016079A1 (de) 2000-03-31 2001-10-04 Alstom Power Nv Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus dem Abgas einer Gasturbinenanlage sowie Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
US6622470B2 (en) 2000-05-12 2003-09-23 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
SE518487C2 (sv) 2000-05-31 2002-10-15 Norsk Hydro As Metod att driva en förbränningsanläggning samt en förbränningsanläggning
US6333015B1 (en) 2000-08-08 2001-12-25 Arlin C. Lewis Synthesis gas production and power generation with zero emissions
US6606851B1 (en) * 2000-09-08 2003-08-19 Joseph Roger Herdy, Jr. Transpiration cooling of rocket engines
US6497118B1 (en) * 2000-09-19 2002-12-24 Corning Incorporated Method and apparatus for reducing refractory contamination in fused silica processes
US6948929B2 (en) * 2000-10-02 2005-09-27 Ebara Corporation Combustion type waste gas treatment system
US6408629B1 (en) * 2000-10-03 2002-06-25 General Electric Company Combustor liner having preferentially angled cooling holes
GB0025552D0 (en) 2000-10-18 2000-11-29 Air Prod & Chem Process and apparatus for the generation of power
US6617003B1 (en) * 2000-11-06 2003-09-09 General Electric Company Directly cooled thermal barrier coating system
DE10064270A1 (de) 2000-12-22 2002-07-11 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage sowie eine diesbezügliche Gasturbinenanlage
FR2819584B1 (fr) 2001-01-12 2003-03-07 Air Liquide Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede
FR2819583B1 (fr) 2001-01-12 2003-03-07 Air Liquide Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede
JP3530939B2 (ja) 2001-08-09 2004-05-24 東京工業大学長 原子炉プラント
US6436337B1 (en) * 2001-04-27 2002-08-20 Jupiter Oxygen Corporation Oxy-fuel combustion system and uses therefor
US6532743B1 (en) 2001-04-30 2003-03-18 Pratt & Whitney Canada Corp. Ultra low NOx emissions combustion system for gas turbine engines
FR2824625B1 (fr) * 2001-05-10 2003-08-15 Inst Francais Du Petrole Dispositif et procede d'injection d'un combustible liquide dans un flux d'air pour une chambre de combustion
US20030221409A1 (en) 2002-05-29 2003-12-04 Mcgowan Thomas F. Pollution reduction fuel efficient combustion turbine
EP1432889B1 (de) 2001-10-01 2006-07-12 Alstom Technology Ltd Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
WO2003049122A2 (en) 2001-12-03 2003-06-12 Clean Energy Systems, Inc. Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
JP3814206B2 (ja) 2002-01-31 2006-08-23 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収プロセスの排熱利用方法
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
US6871502B2 (en) 2002-02-15 2005-03-29 America Air Liquide, Inc. Optimized power generation system comprising an oxygen-fired combustor integrated with an air separation unit
US7216477B1 (en) 2002-03-15 2007-05-15 United Technologies Corporation Method and apparatus for a rocket engine power cycle
US6532745B1 (en) 2002-04-10 2003-03-18 David L. Neary Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
NO20023050L (no) 2002-06-21 2003-12-22 Fleischer & Co Fremgangsmåte samt anlegg for utf degree relse av fremgangsmåten
US20040011057A1 (en) 2002-07-16 2004-01-22 Siemens Westinghouse Power Corporation Ultra-low emission power plant
US6820689B2 (en) 2002-07-18 2004-11-23 Production Resources, Inc. Method and apparatus for generating pollution free electrical energy from hydrocarbons
US6802178B2 (en) 2002-09-12 2004-10-12 The Boeing Company Fluid injection and injection method
US6775987B2 (en) 2002-09-12 2004-08-17 The Boeing Company Low-emission, staged-combustion power generation
EP1540144A1 (en) 2002-09-17 2005-06-15 Foster Wheeler Energy Corporation Advanced hybrid coal gasification cycle utilizing a recycled working fluid
CA2501862C (en) * 2002-10-10 2010-09-21 Combustion Science & Engineering, Inc. System for vaporization of liquid fuels for combustion and method of use
US7303597B2 (en) 2002-10-15 2007-12-04 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for continuously feeding and pressurizing a solid material into a high pressure system
CA2505354C (en) 2002-11-08 2012-04-03 Alstom Technology Ltd. Gas turbine power plant and method of operating the same
US7191587B2 (en) 2002-11-13 2007-03-20 American Air Liquide, Inc. Hybrid oxygen-fired power generation system
WO2004046523A2 (en) 2002-11-15 2004-06-03 Clean Energy Systems, Inc. Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation
US7007474B1 (en) 2002-12-04 2006-03-07 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Energy recovery during expansion of compressed gas using power plant low-quality heat sources
US6898936B1 (en) 2002-12-04 2005-05-31 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Compression stripping of flue gas with energy recovery
EP1429000A1 (de) 2002-12-09 2004-06-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Gasturbine mit einer fossilbefeuerten Brennkammer
CA2514073C (en) * 2003-01-22 2016-07-05 Vast Power Systems Inc. Thermodynamic cycles using thermal diluent
US6993912B2 (en) 2003-01-23 2006-02-07 Pratt & Whitney Canada Corp. Ultra low Nox emissions combustion system for gas turbine engines
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
US7007486B2 (en) 2003-03-26 2006-03-07 The Boeing Company Apparatus and method for selecting a flow mixture
GB2401403B (en) 2003-05-08 2006-05-31 Rolls Royce Plc Carbon dioxide recirculation
US7192569B2 (en) 2003-06-30 2007-03-20 Pratt & Whitney Hydrogen generation with efficient byproduct recycle
DE502004004752D1 (de) * 2003-07-04 2007-10-04 Siemens Ag Offen gekühltes bauteil für eine gasturbine, brennkammer und gasturbine
UA88280C2 (ru) 2003-09-30 2009-10-12 Биэйчпи Биллитон Инновейшн Питивай Лтд Способ выработки электроэнергии с помощью газовой турбины и паровой турбины (варианты) и устройство для него
US7017329B2 (en) 2003-10-10 2006-03-28 United Technologies Corporation Method and apparatus for mixing substances
US7469544B2 (en) 2003-10-10 2008-12-30 Pratt & Whitney Rocketdyne Method and apparatus for injecting a fuel into a combustor assembly
US7028478B2 (en) * 2003-12-16 2006-04-18 Advanced Combustion Energy Systems, Inc. Method and apparatus for the production of energy
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
US7111463B2 (en) 2004-01-23 2006-09-26 Pratt & Whitney Rocketdyne Inc. Combustion wave ignition for combustors
FR2867463B1 (fr) 2004-03-15 2007-05-11 Commissariat Energie Atomique Alimentation en solide de granulometrie variable d'un dispositif sous pression
WO2005100754A2 (en) 2004-04-16 2005-10-27 Clean Energy Systems, Inc. Zero emissions closed rankine cycle power system
ITBO20040296A1 (it) * 2004-05-11 2004-08-11 Itea Spa Combustori ad alta efficienza e impatto ambientale ridotto, e procedimenti per la produzione di energia elettrica da esso derivabili
US7547419B2 (en) 2004-06-16 2009-06-16 United Technologies Corporation Two phase injector for fluidized bed reactor
US7360639B2 (en) 2004-06-16 2008-04-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Hot rotary screw pump
DE102004039164A1 (de) 2004-08-11 2006-03-02 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
US7459131B2 (en) 2004-08-16 2008-12-02 United Technologies Corporation Reduced temperature regernerating/calcining apparatus for hydrogen generation
CN101027524B (zh) 2004-08-31 2010-06-09 国立大学法人东京工业大学 阳光聚集反射器和太阳能利用系统
US7402188B2 (en) 2004-08-31 2008-07-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for coal gasifier
JP2006125767A (ja) 2004-10-29 2006-05-18 Tokyo Institute Of Technology 熱交換器
US7186091B2 (en) * 2004-11-09 2007-03-06 General Electric Company Methods and apparatus for cooling gas turbine engine components
EP1657409A1 (en) 2004-11-15 2006-05-17 Elsam A/S A method of and an apparatus for producing electrical power
EP1669572A1 (en) 2004-12-08 2006-06-14 Vrije Universiteit Brussel Process and installation for producing electric power
CA2590394A1 (en) 2004-12-13 2006-06-22 F. Hoffmann-La Roche Ag Single nucleotide polymorphism (snp) associated to type ii diabetes
US7516620B2 (en) 2005-03-01 2009-04-14 Jupiter Oxygen Corporation Module-based oxy-fuel boiler
US7547423B2 (en) 2005-03-16 2009-06-16 Pratt & Whitney Rocketdyne Compact high efficiency gasifier
JP2008534862A (ja) 2005-04-05 2008-08-28 サーガス・エーエス 低ｃｏ２火力発電プラント
ES2356355T3 (es) * 2005-04-12 2011-04-07 Zilkha Biomass Energy Llc Sistema integrado de energía de biomasa.
US7717046B2 (en) 2005-04-29 2010-05-18 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. High pressure dry coal slurry extrusion pump
US8196848B2 (en) 2005-04-29 2012-06-12 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Gasifier injector
US7416716B2 (en) 2005-11-28 2008-08-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US8087926B2 (en) * 2005-12-28 2012-01-03 Jupiter Oxygen Corporation Oxy-fuel combustion with integrated pollution control
NO332159B1 (no) 2006-01-13 2012-07-09 Nebb Technology As Fremgangsmate og anlegg for energieffektiv oppfanging og utskillelse av CO2 fra en gassfase
US7950243B2 (en) 2006-01-16 2011-05-31 Gurin Michael H Carbon dioxide as fuel for power generation and sequestration system
US8075646B2 (en) 2006-02-09 2011-12-13 Siemens Energy, Inc. Advanced ASU and HRSG integration for improved integrated gasification combined cycle efficiency
DE102006017635A1 (de) * 2006-04-12 2007-10-18 Mann + Hummel Gmbh Mehrstufige Vorrichtung zum Abscheiden von Flüssigkeitstropfen aus Gasen
CN100470114C (zh) * 2006-07-05 2009-03-18 中国科学院工程热物理研究所 利用液化天然气冷的二氧化碳零排放热力循环及流程
US7827797B2 (en) 2006-09-05 2010-11-09 General Electric Company Injection assembly for a combustor
US7387197B2 (en) 2006-09-13 2008-06-17 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Linear tractor dry coal extrusion pump
US7722690B2 (en) 2006-09-29 2010-05-25 Kellogg Brown & Root Llc Methods for producing synthesis gas
US7827778B2 (en) 2006-11-07 2010-11-09 General Electric Company Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions
US20080115500A1 (en) 2006-11-15 2008-05-22 Scott Macadam Combustion of water borne fuels in an oxy-combustion gas generator
US7685820B2 (en) 2006-12-08 2010-03-30 United Technologies Corporation Supercritical CO2 turbine for use in solar power plants
EP2126355A2 (en) 2006-12-16 2009-12-02 Christopher J. Papile Methods and/or systems for removing carbon dioxide and/or generating power
US7740671B2 (en) 2006-12-18 2010-06-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Dump cooled gasifier
GB2445050A (en) * 2006-12-22 2008-06-25 Hoover Ltd Cyclone array
US7553463B2 (en) 2007-01-05 2009-06-30 Bert Zauderer Technical and economic optimization of combustion, nitrogen oxides, sulfur dioxide, mercury, carbon dioxide, coal ash and slag and coal slurry use in coal fired furnaces/boilers
AT504863B1 (de) 2007-01-15 2012-07-15 Siemens Vai Metals Tech Gmbh Verfahren und anlage zur erzeugung von elektrischer energie in einem gas- und dampfturbinen (gud) - kraftwerk
US7819951B2 (en) 2007-01-23 2010-10-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7850763B2 (en) 2007-01-23 2010-12-14 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
US7731783B2 (en) 2007-01-24 2010-06-08 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Continuous pressure letdown system
US8771604B2 (en) 2007-02-06 2014-07-08 Aerojet Rocketdyne Of De, Inc. Gasifier liner
US20080190214A1 (en) 2007-02-08 2008-08-14 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Cut-back flow straightener
CN101285004B (zh) * 2007-04-11 2010-12-15 中国科学院工程热物理研究所 一种多功能能源装置
US7826054B2 (en) 2007-05-04 2010-11-02 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Fuel cell instrumentation system
US7874140B2 (en) 2007-06-08 2011-01-25 Foster Wheeler North America Corp. Method of and power plant for generating power by oxyfuel combustion
US8850789B2 (en) 2007-06-13 2014-10-07 General Electric Company Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation
WO2009038777A1 (en) 2007-09-18 2009-03-26 Vast Power Portfolio, Llc Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide
US8671658B2 (en) * 2007-10-23 2014-03-18 Ener-Core Power, Inc. Oxidizing fuel
GB2457476A (en) * 2008-02-13 2009-08-19 Nigel Alexander Buchanan Internal combustion engine with fluid, eg liquid, output
WO2010024949A2 (en) * 2008-03-04 2010-03-04 Brigham Young University Methods for stable sequestration of carbon dioxide in an aquifer
US8453585B2 (en) 2008-04-14 2013-06-04 Babcock & Wilcox Power Generation Group, Inc. Oxy-combustion coal fired boiler and method of transitioning between air and oxygen firing
US20090260585A1 (en) 2008-04-22 2009-10-22 Foster Wheeler Energy Corporation Oxyfuel Combusting Boiler System and a Method of Generating Power By Using the Boiler System
US20090301054A1 (en) 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
US20100018218A1 (en) 2008-07-25 2010-01-28 Riley Horace E Power plant with emissions recovery
US20100024433A1 (en) 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
US20100024378A1 (en) 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
US8806849B2 (en) 2008-07-30 2014-08-19 The University Of Wyoming System and method of operating a power generation system with an alternative working fluid
US8551200B2 (en) * 2008-08-28 2013-10-08 Ex-Tar Technologies Inc. Fluid bed direct contact steam generator system and process
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
WO2010099452A2 (en) 2009-02-26 2010-09-02 Palmer Labs, Llc Apparatus and method for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system and device
US8769961B2 (en) 2009-04-17 2014-07-08 Gtlpetrol Llc Generating power from natural gas with carbon dioxide capture
MX336605B (es) * 2009-06-05 2016-01-25 Exxonmobil Upstream Res Co Sistemas de camara de combustion y metodos para usar los mismos.
US8685120B2 (en) 2009-08-11 2014-04-01 General Electric Company Method and apparatus to produce synthetic gas
SG10201505280WA (en) 2010-07-02 2015-08-28 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
US8220248B2 (en) 2010-09-13 2012-07-17 Membrane Technology And Research, Inc Power generation process with partial recycle of carbon dioxide

Patent Citations (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3921544A (en) * 1972-04-26 1975-11-25 Combustion Power Method and apparatus for particle collection in the exhaust of a fluid bed disposal apparatus
US3976443A (en) * 1974-12-18 1976-08-24 Texaco Inc. Synthesis gas from solid carbonaceous fuel
DE3514974A1 (de) * 1985-04-25 1986-10-30 Rudolf Dr. 6800 Mannheim Wieser Wasserrohr - dampferzeuger
DE3519159A1 (de) * 1985-04-25 1986-12-04 Rudolf Dr. 6800 Mannheim Wieser Wasserrohr - dampferzeuger bzw. wasserrohr - heisswassererzeuger
US5078760A (en) * 1991-02-11 1992-01-07 Westinghouse Electric Corp. Separation of particulate from gases produced by combustion of fossil material
US5116394A (en) * 1991-03-25 1992-05-26 Foster Wheeler Energy Corporation Cyclone separator roof
DE4244921C2 (de) * 1991-06-03 1998-02-05 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Feuerungsanlage für feste Brennstoffe
DE4443077A1 (de) * 1994-12-03 1996-06-05 Karlsruhe Forschzent Verfahren zum Schutz von Wandungen in Behältern vor dem Angriff korrosiver Medien und Vorrichtung
US6234787B1 (en) * 1996-08-14 2001-05-22 Nippon Sanso Corporation Combustion type harmful substance removing apparatus
GB2348695A (en) * 1999-04-06 2000-10-11 James Engineering Gas turbines
US20050135984A1 (en) * 2003-12-19 2005-06-23 Shawn Ferron Apparatus and method for controlled combustion of gaseous pollutants
WO2005114050A1 (en) * 2004-05-19 2005-12-01 Innovative Energy, Inc. Combustion method and apparatus
US20070274876A1 (en) * 2004-11-12 2007-11-29 Applied Materials, Inc. Reactor design to reduce particle deposition during process abatement
EP2014984A1 (de) * 2007-07-09 2009-01-14 Siemens Aktiengesellschaft Verwendung von inerten Stoffen zum Schutz von Bauteilen einer Brennkammer und von Brennerkomponenten

Also Published As

Publication number Publication date
US8959887B2 (en) 2015-02-24
MX345743B (es) 2017-02-14
EP2411736A2 (en) 2012-02-01
BRPI1008485A2 (pt) 2016-03-15
AU2010217812A1 (en) 2011-10-20
US20160215693A1 (en) 2016-07-28
US9416728B2 (en) 2016-08-16
EA201101224A1 (ru) 2012-05-30
US20100300063A1 (en) 2010-12-02
CN102414511A (zh) 2012-04-11
PL2411736T3 (pl) 2019-11-29
WO2010099452A2 (en) 2010-09-02
CA2753822A1 (en) 2010-09-02
AU2010217812B2 (en) 2014-06-26
KR101648054B1 (ko) 2016-08-12
US20230265791A1 (en) 2023-08-24
CN102414511B (zh) 2014-09-24
US10047671B2 (en) 2018-08-14
ZA201106431B (en) 2017-11-29
BRPI1008485B1 (pt) 2020-06-02
US20180363550A1 (en) 2018-12-20
JP2012519263A (ja) 2012-08-23
US11674436B2 (en) 2023-06-13
EP2411736B1 (en) 2019-06-05
KR20120012785A (ko) 2012-02-10
WO2010099452A3 (en) 2011-07-21
CA2753822C (en) 2014-02-18
MX2011009031A (es) 2012-09-28
US20140053529A1 (en) 2014-02-27
ES2733083T3 (es) 2019-11-27
JP5639602B2 (ja) 2014-12-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA024852B1 (ru) Способ и устройство для сжигания топлива при высокой температуре и высоком давлении и соответствующие система и средства
TWI680258B (zh) 高壓高溫燃燒燃料裝置及相關系統
US9068743B2 (en) Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
JP6289698B2 (ja) 二酸化炭素循環作動流体を用いた高効率発電のためのシステムおよび方法
JP2020097941A (ja) 二酸化炭素循環作動流体を用いる高効率発電システムおよび方法

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

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): KZ