EA026048B1 - Система и способ улавливания диоксида углерода в комбинированной турбине с низким уровнем выбросов - Google Patents

Система и способ улавливания диоксида углерода в комбинированной турбине с низким уровнем выбросов Download PDF

Info

Publication number
EA026048B1
EA026048B1 EA201391353A EA201391353A EA026048B1 EA 026048 B1 EA026048 B1 EA 026048B1 EA 201391353 A EA201391353 A EA 201391353A EA 201391353 A EA201391353 A EA 201391353A EA 026048 B1 EA026048 B1 EA 026048B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
effluent
stream
compressed
separation
separator
Prior art date
Application number
EA201391353A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201391353A1 (ru
Inventor
Франклин Ф. Миттрикер
Ричард Э. Хантингтон
О. Ангус Сайтс
Сулабх К. Дханука
Деннис М. О'Ди
Расселл Х. Элфке
Роберт Д. Дентон
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of EA201391353A1 publication Critical patent/EA201391353A1/ru
Publication of EA026048B1 publication Critical patent/EA026048B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • 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
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/04—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
    • F02C1/08—Semi-closed cycles
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/30—Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/02—Plural gas-turbine plants having a common power output
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/04—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output
    • F02C6/10—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output supplying working fluid to a user, e.g. a chemical process, which returns working fluid to a turbine of the plant
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/14—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/10—Nitrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases
    • 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
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/01—Purpose of the control system
    • F05D2270/08—Purpose of the control system to produce clean exhaust gases
    • 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
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • 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
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
    • 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
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T50/00—Aeronautics or air transport
    • Y02T50/60—Efficient propulsion technologies, e.g. for aircraft

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)

Abstract

Разработаны системы, способы и устройство для генерирования энергии в комбинированных турбинных системах с низким уровнем выбросов и улавливания и извлечения диоксида углерода из выхлопных газов. В одном или нескольких вариантах осуществления выходящие потоки, выходящие из нескольких турбинных систем, объединяются, охлаждаются, сжимаются и подвергаются сепарации для получения выходящего потока отходов, содержащего диоксид углерода, и потока продукта, содержащего азот. Части рециркуляционных выходящих потоков и потоков продукта могут быть использованы в качестве разбавителей для регулирования горения в каждой камере сгорания турбинных систем.

Description

Варианты осуществления изобретения относятся к генерированию энергии с низким уровнем выбросов. Более точно, варианты осуществления изобретения относятся к способам и устройству для улавливания диоксида углерода для обеспечения повышенного кпд и уменьшенных затрат в комбинированных газотурбинных системах с низким уровнем выбросов.
Предпосылки создания изобретения
Данный раздел предназначен для представления различных аспектов уровня техники, которые могут быть связаны с приведенными в качестве примера вариантами осуществления настоящего изобретения. Полагают, что данное рассмотрение будет способствовать формированию базовых представлений для облегчения лучшего понимания определенных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, следует понимать, что данный раздел следует рассматривать в данном свете и необязательно как признание предшествующего уровня техники.
Многие нефтедобывающие страны испытывают сильный рост внутреннего потребления энергии и заинтересованы в повышении нефтеотдачи (ΕΟΚ) для увеличения извлечения нефти из их месторождений. Две распространенные технологии повышения нефтеотдачи включают инжектирование азота (Ν2) для поддержания давления в резервуаре и инжектирование диоксида углерода (СО2) для нагнетания в резервуар смешивающихся с нефтью жидкостей для повышения нефтеотдачи. Также существует глобальная проблема, относящаяся к выбросам парниковых газов (ΟΗΟ). Данная проблема в сочетании с реализацией политики ограничения промышленных выбросов и торговли квотами во многих странах делает снижение выбросов СО2 приоритетом для данных стран, а также для компаний, которые эксплуатируют системы добычи углеводородов в этих странах.
Некоторые подходы к снижению выбросов СО2 включают обезуглероживание топлива или улавливание продуктов сгорания посредством использования растворителей, таких как амины. Однако оба данных решения являются дорогостоящими и приводят к снижению кпд генерирования энергии, что приводит к производству электроэнергии в меньшем объеме, повышенному спросу на топливо и увеличенной стоимости электричества при обеспечении удовлетворения внутренней потребности в энергии. В частности, наличие компонентов, представляющих собой кислород, δΟχ и ΝΟΧ, делает применение поглощения аминовыми растворителями очень проблематичным. Другой подход предусматривает использование кислородно-топливной газовой турбины в комбинированном цикле (например, когда тепло выхлопа цикла Брейтона в газовой турбине улавливается для получения пара и генерирования дополнительной энергии в цикле Ренкина. Однако на рынке отсутствуют промышленно изготавливаемые газовые турбины, которые могут работать в таком цикле, и энергия, требуемая для получения кислорода высокой степени чистоты, приводит к значительному снижению общей эффективности процесса.
Кроме того, при растущей озабоченности в отношении глобальных изменений климата и влияния выбросов диоксида углерода упор был сделан на минимизацию выбросов диоксида углерода из энерге- 1 026048 тических установок. Г азотурбинные установки/электростанции являются эффективными и имеют более низкую стоимость по сравнению с технологиями генерирования электроэнергии на атомных электростанциях или электростанциях, работающих на угле. Однако улавливание диоксида углерода из выхлопа газотурбинной энергетической установки является очень дорогостоящим, поскольку концентрация диоксида углерода в выпускной трубе является низкой, требуется обработка большого объема газа и давление выходящего потока является низким. Данные факторы, среди прочего, приводят к высокой стоимости улавливания диоксида углерода.
Соответственно, по-прежнему существует значительная потребность в высокоэффективном процессе генерирования энергии с низким уровнем выбросов, который включает улавливание и извлечение СО2 с пониженными затратами.
Сущность изобретения
В системах генерирования энергии с низким уровнем выбросов, описанных в данном документе, выхлопные газы из газовых турбин с низким уровнем выбросов, которые выбрасываются в атмосферу в типовой установке с комбинированным циклом с сжиганием природного газа (ЫОСС), вместо этого отделяются и улавливаются. Устройства, системы и способы по изобретению обеспечивают соединение и рециркуляцию выходящих потоков из двух газовых турбин для эффективного генерирования энергии при одновременном повышении концентрации и улавливании диоксида углерода.
В системах и способах по настоящему изобретению две газотурбинные системы, каждая из которых содержит компрессор, камеру сгорания и детандер, соединены по текучей среде для совместного функционирования, и выходящие потоки из обеих систем объединяют. Объединенные выходящие потоки затем подвергают охлаждению, сжатию и рециркуляции. Часть рециркуляционного выходящего потока подают в одну из камер сгорания для обеспечения функционирования в качестве разбавителя для регулирования или сдерживания иным образом температуры горения и газообразных продуктов сгорания, поступающих в последующий детандер. Другую часть рециркуляционного выходящего потока отделяют для улавливания СО2 в одном потоке и образования отдельного потока продукта, содержащего азот, кислород, аргон или их комбинации. Часть потока продукта из сепаратора, предназначенного для отделения СО2, затем аналогичным образом подают в другую камеру сгорания для обеспечения функционирования в качестве разбавителя, в то время как оставшаяся часть потока продукта может быть использована для генерирования дополнительной энергии или в других целях или в пределах системы, или вне ее. За счет соединения/объединения выходящих потоков подобным образом продукты сгорания из каждой газовой турбины в пределах системы в целом концентрируются, и может быть обеспечено более легкое улавливание и удаление СО2, что приводит к более эффективного генерирования энергии.
Краткое описание чертежей
Вышеприведенные и другие преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными при рассмотрении нижеследующего подробного описания и чертежей неограничивающих примеров вариантов осуществления, в которых фиг. 1 показывает комбинированную систему генерирования энергии с низким уровнем выбросов, содержащую две соединенные по текучей среде, газотурбинные системы и предусматривающую отделение СО2.
Фиг. 2 показывает вариант комбинированной системы генерирования энергии с низким уровнем выбросов по фиг. 1, в которой выходящие потоки из каждой турбины соединяются перед извлечением тепла из потоков.
Фиг. 3 показывает вариант комбинированной системы генерирования энергии с низким уровнем выбросов по фиг. 1, в которой тепло извлекается из выходящих потоков из каждой турбины по отдельности и потоки соединяются после извлечения тепла.
Подробное описание
В нижеследующем разделе, представляющем собой подробное описание, определенные варианты осуществления настоящего изобретения описаны в связи с предпочтительными вариантами осуществления. Тем не менее, в тех случаях, когда нижеприведенное описание является специфическим для определенного варианта осуществления или определенного применения настоящего изобретения, это сделано только в целях демонстрации примера и просто дает описание приведенных в качестве примера вариантов осуществления. Соответственно, изобретение не ограничено конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, а, напротив, оно включает в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты, находящиеся в пределах истинной сущности и объема приложенной формулы изобретения.
Различные термины, используемые в данном документе, определены ниже. В тех случаях, когда термин, используемый в пункте формулы изобретения, не определен ниже, ему следует придавать наиболее широкое толкование, которое специалисты в соответствующей области техники дали данному термину и которое отражено по меньшей мере в одной напечатанной публикации или выданном патенте.
В используемом в данном документе смысле термин природный газ относится к многокомпонентному газу, получаемому из нефтяной скважины (попутному газу) и/или из подземного газоносного резервуара (газу, получаемому из чисто газовых месторождений). Состав и давление природного газа могут варьироваться в значительной степени. Типовой поток природного газа содержит метан (СН4) в
- 2 026048 качестве основного компонента, то есть более 50 молярных процентов потока природного газа составляет метан. Поток природного газа также может содержать этан (С2Н6) , углеводороды с более высокой молекулярной массой (например, углеводороды с числом атомов углерода С3-С20), один или несколько кислых газов (например, сульфид водорода) или любую их комбинацию. Природный газ также может содержать незначительные количества загрязняющих веществ, таких как вода, азот, сульфид железа, воск, сырая нефть, или любую их комбинацию.
В используемом в данном документе смысле термин стехиометрическое горение относится к реакции горения с некоторым объемом реагентов, включающих топливо и окислитель, и некоторым объемом продуктов, образованных посредством сжигания реагентов, в которой весь объем реагентов используется для образования продуктов. В используемом в данном документе смысле термин по существу, стехиометрическое горение относится к реакции горения с соотношением компонентов в диапазоне от приблизительно 0,9:1 до приблизительно 1,1:1 или более предпочтительно - от приблизительно 0,95:1 до приблизительно 1,05:1. Предусмотрено, что при использовании термина стехиометрический в данном документе охватываются как стехиометрический, так и по существу стехиометрический режим, если не указано иное.
В используемом в данном документе смысле термин поток относится к некоторому объему текучих сред, хотя применение термина поток, как правило, означает перемещающийся объем текучих сред (например, имеющий некоторую скорость или массовую скорость потока). Однако термин поток не требует наличия скорости, массовой скорости потока или трубопровода определенного типа для ограждения потока.
Варианты осуществления раскрытых в настоящем изобретении систем и процессов могут быть использованы для генерирования энергии с низким уровнем выбросов и получения СО2 для обеспечения повышенной нефтеотдачи (ЕОК) или применений при сокращении выбросов/секвестрации. В соответствии с вариантами осуществления, раскрытыми в данном документе, смесь сжатого окислителя (как правило, воздуха) и топлива сжигают в камерах сгорания двух отдельных, но сообщающихся по текучей среде, газовых турбин, и увеличивают объем выхлопных газов из каждой из турбин для генерирования энергии. Затем выходящие потоки соединяют, охлаждают, сжимают и подвергают сепарации для улавливания СО2 и получения потока продукта, содержащего азот. В применениях для повышения нефтеотдачи (ЕОК) уловленный СО2 инжектируют в продуктивные нефтяные скважины или рядом с продуктивными нефтяными скважинами, обычно при сверхкритических условиях. СО2 как служит в качестве вытесняющего агента, так и - при растворении его в подземной сырой нефти - обеспечивает значительное уменьшение вязкости нефти, что позволяет нефти течь быстрее через грунт к скважине для извлечения. Поток продукта, содержащий азот (и часто также кислород и аргон) может быть использован для генерирования дополнительной энергии, а также может быть использован в различных целях, включая применения для поддержания давления. В случае применений для поддержания давления инертный газ, такой как азот, сжимают и инжектируют в резервуар углеводородов для поддержания исходного давления в резервуаре, в результате чего обеспечивается возможность увеличенного извлечения углеводородов. Результатом использования систем, раскрытых в данном документе, является генерирование энергии и увеличение концентрации и улавливание СО2 с более высокой экономической эффективностью.
В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения предусмотрены системы генерирования энергии, содержащие первый компрессор, выполненный с конфигурацией, обеспечивающей возможность приема и сжатия одного или более окислителей для образования сжатого окислителя; первую камеру сгорания, выполненную с конфигурацией, обеспечивающей возможность приема и сжигания первой части сжатого окислителя по меньшей мере одного первого топлива и первого разбавителя для образования первого выходящего потока, и первый детандер, выполненный с конфигурацией, обеспечивающей возможность приема первого выходящие потока и образования первого газообразного выходящего потока. Системы дополнительно содержат второй компрессор, выполненный с конфигурацией, обеспечивающей возможность приема и сжатия охлажденного рециркуляционного потока для образования сжатого рециркуляционного потока; вторую камеру сгорания, выполненную с конфигурацией, обеспечивающей возможность приема и сжигания второй части сжатого окислителя, по меньшей мере одного второго топлива и второго разбавителя для образования второго выходящего потока; и второй детандер, выполненный с конфигурацией, обеспечивающей возможность приема второго выходящего потока и образования второго газообразного выходящего потока. Системы дополнительно содержат один или несколько теплоутилизационных парогенераторов, выполненных с конфигурацией, обеспечивающей возможность приема и охлаждения первого и второго газообразных выходящих потоков для образования пара и объединенного выходящего потока; рециркуляционное охлаждающее устройство, выполненное с конфигурацией, обеспечивающей возможность приема и охлаждения объединенного выходящего потока и образования охлажденного рециркуляционного потока; и сепаратор, выполненный с конфигурацией, обеспечивающей возможность приема и разделения части сжатого рециркуляционного потока на выходящий поток из сепаратора и поток продукта из сепаратора.
Один или несколько окислителей могут содержать любую кислородсодержащую текучую среду, такую как окружающий воздух, обогащенный кислородом воздух, по существу чистый кислород или их
- 3 026048 комбинации. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения весь или почти весь окислитель, подаваемый в комбинированную систему в целом, сжимается в первом компрессоре и подается посредством первого компрессора. Сжатый окислитель, выходящий из первого компрессора, может быть затем разделен на два потока так, что первая часть сжатого окислителя будет направляться в первую камеру сгорания, и вторая часть сжатого окислителя будет направляться во вторую камеру сгорания. Части при разделении могут быть равными или неравными, а также могут варьироваться во время эксплуатации для адаптации к изменениям в процессе.
Первое топливо и второе топливо могут быть одинаковыми или разными, и каждое топливо может содержать природный газ, попутный газ, дизельное топливо, нефтяное топливо, газифицированный уголь, кокс, первый продукт перегонки нефти, бутан, пропан, синтетический газ, керосин, авиационное топливо, биотопливо, обогащенное кислородом углеводородное сырье, любые другие пригодные газы или жидкости, содержащие углеводороды, водород или их комбинации. Кроме того, топливо может содержать инертные компоненты, включая Ν2 или СО2, но возможные инертные компоненты не ограничены вышеуказанными. В некоторых вариантах осуществления первое топливо и/или второе топливо могут, по меньшей мере, частично подаваться посредством углеводородного резервуара, на который положительное действие, обеспечивающее повышение нефтеотдачи, оказывает инжектирование СО2, улавливаемого посредством процесса, описанного в данном документе. В некоторых вариантах осуществления первое топливо и второе топливо содержит природный газ.
Условия горения в каждой из первой и второй камер сгорания могут представлять собой условия с пониженным содержанием топлива, условия при стехиометрическом соотношении или по существу стехиометрическом отношении, или условия с повышенным содержанием топлив. В одном или нескольких вариантах осуществления режим горения в первой или второй камерах сгорания является стехиометрическим или по существу стехиометрическим. Первый и второй разбавители подаются в первую и вторую камеры сгорания для сдерживания или регулирования иным образом температуры горения и дымовых газов, чтобы обеспечить соответствие требованиям к материалам последующих детандеров. Однако поток первого и второго разбавителей также можно регулировать, чтобы способствовать поддержанию стехиометрического режима в соответствующих камерах сгорания, сглаживания изменений состава, объемного расхода или других отклонений в потоках окислителя и топлива. В одном или нескольких вариантах осуществления первый разбавитель, подаваемый в первую камеру сгорания, содержит по меньшей мере часть потока продукта из сепаратора. В тех же или других вариантах осуществления второй разбавитель, подаваемый во вторую камеру сгорания, содержит по меньшей мере часть сжатого рециркуляционного потока.
В некоторых вариантах осуществления пар высокого давления также может быть использован в качестве охладителя в одной или обеих из первой и второй камер сгорания. В подобных вариантах осуществления добавление пара обеспечит снижение потребной мощности и размера системы, но потребует добавления замкнутого контура или контуров рециркуляции воды. Кроме того, в дополнительных вариантах осуществления сжатый окислитель, подаваемый в одну или обе из камер сгорания, может содержать аргон. Например, окислитель может содержать аргон в количестве от приблизительно 0,1 до приблизительно 5,0 объемного процента или от приблизительно 1,0 до приблизительно 4,5 объемного процента, или от приблизительно 2,0 до приблизительно 4,0 объемного процента, или от приблизительно 2,5 до приблизительно 3,5 объемного процента, или приблизительно 3,0 объемного процента.
Каждый из первой и второго компрессоров может представлять собой одиночный компрессор или может представлять собой два или более компрессоров, работающих параллельно или последовательно. Каждый компрессор может содержать одну ступень или несколько ступеней. В многоступенчатых компрессорах, если требуется, может быть использовано межступенчатое охлаждения для обеспечения возможности получения более высоких общих степеней сжатия и большей суммарной выходной мощности. В том случае, когда более одного компрессора используют для сжатия технологического потока, компрессоры, рассматриваемые вместе, рассматриваются в данном документе как первый компрессор или второй компрессор в зависимости от обстоятельств. Каждый компрессор может представлять собой компрессор любого типа, пригодного для процесса, описанного в данном документе. К подобным компрессорам относятся осевые, центробежные, поршневые или двухвинтовые компрессоры и их комбинации, но возможные компрессоры не ограничены вышеуказанными. В одном или нескольких вариантах осуществления первый и второй компрессоры представляют собой осевые компрессоры.
Сжигание окислителя и топлива в каждой из первой и второй камер сгорания приводит к образованию соответственно первого выходящего потока и второго выходящего потока. Первый и второй выходящие потоки содержат продукты сгорания, и их конкретные составы будут варьироваться в зависимости от состава топлива и окислителя, используемых в каждой камере сгорания. В одном или нескольких вариантах осуществления каждый из первого и второго выходящих потоков может содержать испарившуюся воду, СО2, моноксид углерода (СО), кислород (О2), азот (Ν2), аргон (Аг), оксиды азота (ΝΟΧ), оксиды серы (8ОХ), сульфид водорода (Н2§) или их комбинации.
Первый выходящий поток может быть расширен в первом детандере для образования первого газообразного выходящего потока, и второй выходящий поток может быть расширен во втором детандере
- 4 026048 для образования второго газообразного выходящего потока. Каждый из первого и второго детандеров может представлять собой одиночный детандер или может представлять собой два или более детандеров, работающих параллельно или последовательно. Каждый детандер может содержать одну ступень или несколько ступеней. В том случае, когда более одного детандера используется для расширения выходящего потока, детандеры, рассматриваемые вместе, рассматриваются в данном документе как первый детандер или второй детандер в зависимости от обстоятельств. Каждый детандер может представлять собой детандер любого типа, пригодного для процесса, описанного в данном документе, включая осевые или центробежные детандеры или их комбинации, но возможные детандеры не ограничены вышеуказанными. Расширение первого и второго выходящих потоков обеспечивает генерирование энергии, которая может быть использована для приведения в действие одного или нескольких компрессоров или электрических генераторов. В одном или более вариантах осуществления изобретения первый детандер соединен с первым компрессором посредством общего вала или другого механического, электрического или другого соединения, обеспечивающего передачу мощности, так что первый компрессор, по меньшей мере, частично приводится в действие посредством первого детандера. В тех же самых или других вариантах осуществления второй детандер соединен со вторым компрессором посредством общего вала или другого механического, электрического или другого соединения, обеспечивающего передачу мощности, так что второй компрессор, по меньшей мере, частично приводится в действие посредством второго детандера. В других вариантах осуществления первый или второй компрессор, или оба компрессора могут быть механически соединены с электродвигателем при наличии или без устройства, обеспечивающего увеличение или уменьшение частоты вращения, такого как редуктор/коробка передач. При рассмотрении их совместно первый компрессор, первая камера сгорания и первый детандер могут быть охарактеризованы как цикл Брейтона. Аналогичным образом, второй компрессор, вторая камера сгорания и второй детандер могут быть охарактеризованы как цикл Брейтона.
После расширения первый и второй газообразные выходящие потоки в некоторых вариантах осуществления могут быть охлаждены в теплоутилизационном парогенераторе (НКБО). Несмотря на то, что в данном документе упоминается один теплоутилизационный парогенератор, на практике могут быть использованы два или более теплоутилизационных парогенераторов. В альтернативном варианте любое устройство, предназначенное для охлаждения или извлечения тепла из первого и второго газообразных выходящих потоков, например, такое как один или несколько теплообменников, регенераторов, охлаждающих устройств или тому подобное, может быть использовано вместо теплоутилизационного парогенератора. Теплоутилизационный парогенератор может быть выполнен с конфигурацией, обеспечивающей возможность приема первого и второго выходящих потоков и использования остаточного тепла потоков для генерирования пара. Пар, генерированный теплоутилизационным парогенератором, может быть использован для различных целей, например, для приведения в действие паротурбинного генератора в цикле Ренкина или для опреснения воды.
В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения первый и второй газообразные выходящие потоки подаются в теплоутилизационный парогенератор по отдельности и соединяются внутри теплоутилизационного парогенератора для образования объединенного выходящего потока. В других вариантах осуществления первый и второй газообразные выходящие потоки могут быть объединены перед или за теплоутилизационным парогенератором по ходу потока. В том случае, когда потоки объединяются за теплоутилизационным парогенератором по ходу потока, каждый из первого и второго газообразных выходящих потоков может быть охлажден в отдельном теплоутилизационном парогенераторе, и затем указанные потоки могут быть объединены для образования объединенного выходящего потока.
В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения объединенный выходящий поток может быть направлен в одно или несколько охлаждающих устройств, выполненных с конфигурацией, обеспечивающей возможность снижения температуры объединенного выходящего потока и генерирования охлажденного рециркуляционного потока. Охлаждающее устройство может представлять собой устройство любого типа, пригодное для снижения температуры выхлопных газов, например, такое как охладитель с непосредственным контактом, концевой холодильник, механическую холодильную установку или их комбинации. В некоторых вариантах осуществления охлаждающее устройство представляет собой охладитель с непосредственным контактом (ΌΟΟ). Охлаждающее устройство также может быть выполнено с конфигурацией, обеспечивающей возможность отвода части конденсированной воды из охлажденного рециркуляционного потока посредством потока выпадающей воды. В некоторых вариантах осуществления поток выпадающей воды, если требуется, может быть направлен в теплоутилизационный парогенератор для обеспечения источника воды для генерирования дополнительного пара.
В некоторых вариантах осуществления охлажденный рециркуляционный поток, выходящий из охлаждающего устройства, может быть направлен во второй компрессор и сжат для образования сжатого рециркуляционного потока. Охлаждение и сжатие выхлопных газов способствует решению проблем, связанных с большим объемом газа, который должен быть обработан, и низким давлением выходящих потоков, которое обычно приводит к высокой стоимости улавливания СО2, в результате чего в системах по настоящему изобретению обеспечивается более эффективное и более экономичное улавливание и
- 5 026048 извлечение СО2.
При выходе из второго компрессора сжатый рециркуляционный поток может быть разделен, и первая часть сжатого рециркуляционного потока может быть подана во вторую камеру сгорания для использования в качестве разбавителя, как описано ранее. В подобных случаях вторая часть сжатого рециркуляционного потока, не направляемая во вторую камеру сгорания, может быть подана в один или несколько сепараторов, в которых СО2 и другие парниковые газы отделяются от сжатого рециркуляционного потока. Хотя это не описано подробно в данном документе, специалистам в данной области техники будет понятно, что между вторым компрессором и сепаратором могут потребоваться промежуточный нагрев, охлаждение или другие технологические операции с тем, чтобы рециркуляционный поток поступал в сепаратор при условиях, оптимизированных для определенного используемого процесса сепарации. В одном или нескольких вариантах осуществления охлаждающее устройство может быть использовано, например, для охлаждения сжатого рециркуляционного потока перед его поступлением в сепаратор.
Процесс сепарации СО2, используемый в одном или нескольких сепараторах, может представлять собой любой пригодный процесс, который предназначен для разделения сжатых рециркуляционных газов и в результате осуществления которого получают выходящий поток из сепаратора, содержащий СО2, и поток продукта из сепаратора, содержащий азот. В некоторых вариантах осуществления поток продукта также может содержать кислород, аргон или оба данных вещества. Разделение компонентов сжатого рециркуляционного потока обеспечивает возможность обработки разных компонентов в выхлопных газах разными способами. В идеальном случае процесс сепарации обеспечивает отделение всех парниковых газов в выхлопных газах, таких как СО2, СО, ΝΟΧ, ЗОХ и т.д. в выходящем потоке, оставляя остальную часть компонентов выхлопных газов, таких как азот, кислород и аргон, в потоке продукта. Однако на практике процесс сепарации может не обеспечить отвод всех парниковых газов из потока продукта, и некоторые газы, не являющиеся парниковыми, могут остаться в выходящем потоке.
Может быть использован любой пригодный процесс сепарации, предназначенный для достижения заданного результата. В одном или нескольких вариантах осуществления процесс сепарации представляет собой процесс, не чувствительный к кислороду. К примерам пригодных процессов сепарации относятся процессы сепарации с использованием горячего углекислого калия (1ιοΙ ροΐ), сепарация с использованием аминов, сепарация с использованием молекулярных сит, мембранная сепарация, адсорбционная кинетическая сепарация, сепарация с использованием регулируемой зоны замораживания и их комбинации, но возможные процессы сепарации не ограничены вышеуказанными. В некоторых вариантах осуществления в сепараторе используется процесс сепарации с использованием горячего углекислого калия. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения процесс сепарации может выполняться при повышенном давлении (то есть давлении, превышающем атмосферное) и может быть предназначен для поддержания потока продукта под давлением. Поддержание давления в процессе подобным образом обеспечивает возможность использования оборудования для сепарации, имеющего меньшие размеры, обеспечивает повышенную эффективность сепарации и обеспечивает возможность увеличенного выделения энергии из потока продукта. В некоторых вариантах осуществления процесс отделения СО2 выбран и конфигурирован с возможностью максимизации или давления потока продукта на выходе, или температуры потока продукта на выходе, или как давления, так и температуры потока продукта на выходе.
Выходящий поток из сепаратора может быть использован для множества разных применений. Например, выходящий поток может быть инжектирован в резервуар углеводородов для повышения нефтеотдачи (БОК) или может быть направлен в резервуар для секвестрации выбросов диоксида углерода или хранения. Выходящий поток из сепаратора также может быть продан, выпущен в атмосферу или сожжен в факеле.
В одном или нескольких вариантах осуществления поток продукта из сепаратора содержит азот, а также, возможно, содержит кислород или аргон (или оба данных газа). Поток продукта из сепаратора может быть разделен, и первая часть потока продукта может быть подана в первую камеру сгорания для использования в качестве разбавителя, как описано ранее. В подобных случаях вторая часть потока продукта из сепаратора, не направляемая в первую камеру сгорания, может быть направлена в третий детандер. В одном или нескольких вариантах осуществления третий детандер может быть выполнен с конфигурацией, обеспечивающей возможность приема потока продукта из сепаратора и выпуска тех же газов при давлении, приблизительно равном давлению окружающей среды. Как будет понятно для специалистов в данной области техники, третий детандер вырабатывает энергию, и выработанная энергия может быть использована для приведения в действие одного или более компрессоров или электрических генераторов в любой конфигурации, предусмотренных или в описанной системе, или вне ее.
В одном или нескольких вариантах осуществления поток продукта может проходить через один или несколько дополнительных теплоутилизационных парогенераторов (НКЗО) после расширения. Один или несколько теплоутилизационных парогенераторов могут быть выполнены с конфигурацией, обеспечивающей возможность использования остаточного тепла в потоке для образования пара. Пар, образованный посредством одного или нескольких теплоутилизационных парогенераторов, может быть использо- 6 026048 ван в различных целях, например, для приведения в действие паротурбинного генератора в цикле Ренкина или для опреснения воды. Кроме того, если какое-либо остаточное тепло остается в потоке продукта, выходящем из одного или более теплоутилизационных парогенераторов, система может дополнительно содержать один или несколько теплообменников, выполненных с конфигурацией, обеспечивающей возможность переноса данного тепла к рабочей текучей среде, не являющейся паром. В подобных вариантах осуществления рабочая текучая среда, не являющаяся паром, если требуется, может быть использована для приведения в действие детандера в цикле Ренкина.
Поток продукта из сепаратора может быть использован полностью или частично для множества разных применений. Например, поток продукта может быть инжектирован в резервуар углеводородов для поддержания давления. Поток продукта также может быть продан или выпущен в атмосферу. В одном или нескольких вариантах осуществления в тех случаях, когда поддержание давления не является экономически целесообразным/технически осуществимым решением (или когда для поддержания давления требуется только часть потока продукта), поток продукта может быть охлажден посредством расширения или другого способа и использован для обеспечения охлаждения в системах, описанных в данном документе. Например, охлажденный поток продукта может быть использован для обеспечения охлаждения с целью снижения температуры всасывания в одном или нескольких компрессорах в системе или для охлаждения воды, предназначенной для использования в одном или нескольких охлаждающих устройствах в системе.
В других вариантах осуществления в тех случаях, когда весь поток продукта или часть потока продукта не используется для поддержания давления, поток продукта может быть вместо этого нагрет, так что может быть выработана дополнительная энергия для использования где-либо еще в системе или для продажи. Некоторые способы нагрева потока продукта включают поперечный теплообмен потока продукта с другим технологическим потоком в теплообменнике или использование дополнительной камеры сгорания для подвода дополнительного тепла к потоку продукта. Следует понимать, что использование дополнительной камеры сгорания потребует дополнительного топлива. Если в камере сгорания используется углеродсодержащее топливо, будет образовываться дополнительный СО2, который невозможно будет извлечь из потока продукта. Следовательно, в некоторых вариантах осуществления топливо, используемое в камере сгорания, может представлять собой неуглеродный источник топлива, такой как водород. Окислитель, требуемый для дополнительной камеры сгорания, может подаваться посредством отдельного потока окислителя, или в потоке продукта может быть достаточно окислителя, так что будет отсутствовать необходимость в дополнительном подводе окислителя. Другие возможные способы нагрева потока продукта из сепаратора включают использование нагревательного змеевика в теплоутилизационном парогенераторе для нагрева потока продукта, использование катализа для сжигания любого СО, присутствующего в потоке продукта, или нагрев потока вследствие использования потока продукта для охлаждения (то есть, когда поток продукта обеспечивает охлаждение других потоков или устройств, сам поток нагревается).
Если обратиться далее к фигурам, то видно, что фиг. 1 иллюстрирует комбинированную систему 100 генерирования энергии, выполненную с конфигурацией, обеспечивающей отделение и улавливание СО2 после сжигания. По меньшей мере в одном варианте осуществления система 100 генерирования энергии может иметь первый компрессор 118, соединенный с первым детандером 106 посредством общего вала 108 или другого механического, электрического или другого соединения, обеспечивающего передачу мощности, в результате чего обеспечивается возможность приведения в действие первого компрессора 118 посредством части механической энергии, вырабатываемой первым детандером 106. Первый детандер 106 также может вырабатывать энергию для других применений, например, для снабжения энергией другого компрессора, электрического генератора или тому подобного. Первый компрессор 118 и первый детандер 106 могут образовывать соответственно компрессорную и детандерную стороны стандартной газовой турбины. Тем не менее, в других вариантах осуществления первый компрессор 118 и первый детандер 106 могут представлять собой отдельные компоненты в системе.
Система 100 также может включать в себя первую камеру 110 сгорания, выполненную с конфигурацией, обеспечивающей возможность сжигания потока 112 первого топлива, смешанного с первой частью сжатого окислителя 114. В одном или нескольких вариантах осуществления поток 112 первого топлива может включать в себя любой пригодный газообразный или жидкий углеводород, такой как природный газ, метан, первый продукт перегонки нефти, бутан, пропан, синтетический газ, дизельное топливо, керосин, авиационное топливо, топливо, полученное из угля, биотопливо, обогащенное кислородом углеводородное сырье или их комбинации. Поток 112 первого топлива также может содержать водород. Первая часть сжатого окислителя 114, подаваемая в первую камеру 110 сгорания, может быть получена из первого компрессора 118, соединенного по текучей среде с первой камерой 110 сгорания и выполненного с возможностью сжатия подаваемого окислителя 120. Несмотря на то, что при рассмотрении в данном документе предполагается, что подаваемый окислитель 120 представляет собой окружающий воздух, окислитель может содержать любой пригодный газ, содержащий кислород, такой как воздух, обогащенный кислородом воздух, по существу чистый кислород или их комбинации. В одном или нескольких вариантах осуществления первый компрессор 118, первая камера 110 сгорания и первый де- 7 026048 тандер 106, рассматриваемые вместе, могут быть охарактеризованы как цикл Брейтона.
Первый выходящий поток 116 образуется как продукт сгорания потока 112 первого топлива и первой части сжатого окислителя 114 и направляется к входу первого детандера 106. По меньшей мере в одном варианте осуществления поток 112 первого топлива может представлять собой, главным образом, природный газ, в результате чего образуется первый выходящий поток 116, включающий в себя объемные части испарившейся воды, СО2, СО, кислорода, азота, аргона, оксидов азота (ΝΟΧ) и оксидов серы (δΟχ). В некоторых вариантах осуществления небольшая часть несгоревшего первого топлива 112 или другие соединения также могут присутствовать в первом выходящем потоке 116 вследствие ограничений равновесия горения. По мере расширения первого выходящего потока 116 посредством первого детандера 106 он генерирует механическую энергию для приведения в действие первого компрессора 118 или другого оборудования, а также обеспечивает образование первого газообразного выходящего потока 122.
Система 100 генерирования энергии может также иметь второй компрессор 180, соединенный со вторым детандером 170 посредством общего вала 188 или другого механического, электрического или другого соединения, обеспечивающего передачу мощности, в результате чего обеспечивается возможность приведения в действие второго компрессора 180 посредством части механической энергии, вырабатываемой вторым детандером 170. Второй детандер 170 также может вырабатывать энергию для других применений, например, для снабжения энергией другого компрессора, электрического генератора или тому подобного. Второй компрессор 180 и второй детандер 170 могут образовывать соответственно компрессорную и детандерную стороны стандартной газовой турбины. Тем не менее, в других вариантах осуществления второй компрессор 180 и второй детандер 170 могут представлять собой отдельные компоненты в системе.
Система 100 также может включать в себя вторую камеру 150 сгорания, выполненную с конфигурацией, обеспечивающей возможность сжигания потока 152 второго топлива, смешанного со второй частью сжатого окислителя 114. В одном или нескольких вариантах осуществления поток 152 второго топлива может включать в себя любой пригодный газообразный или жидкий углеводород, такой как природный газ, метан, первый продукт перегонки нефти, бутан, пропан, синтетический газ, дизельное топливо, керосин, авиационное топливо, топливо, полученное из угля, биотопливо, обогащенное кислородом углеводородное сырье или их комбинации. Поток 152 второго топлива также может содержать водород. Вторая часть сжатого окислителя 114, подаваемая во вторую камеру 150 сгорания, может быть получена из первого компрессора 118, соединенного по текучей среде со второй камерой 150 сгорания. В одном или нескольких вариантах осуществления второй компрессор 180, вторая камера 150 сгорания и второй детандер 170, рассматриваемые вместе, могут быть охарактеризованы как цикл Брейтона.
Второй выходящий поток 156 образуется как продукт сгорания потока 152 второго топлива и второй части сжатого окислителя 114 и направляется к входу второго детандера 170. По меньшей мере в одном варианте осуществления поток 152 второго топлива может представлять собой главным образом природный газ, в результате чего образуется второй выходящий поток 156, включающий в себя объемные части испарившейся воды, СО2, СО, кислорода, азота, аргона, оксидов азота (ΝΟΧ) и оксидов серы (δΟχ). В некоторых вариантах осуществления небольшая часть несгоревшего второго топлива 152 или другие соединения также могут присутствовать во втором выходящем потоке 156 вследствие ограничений равновесия горения. По мере расширения второго выходящего потока 156 посредством второго детандера 170 он генерирует механическую энергию для приведения в действие второго компрессора 180 или другого оборудования, а также обеспечивает образование второго газообразного выходящего потока 172.
Из первого детандера 106 и второго детандера 170 соответственно первый и второй газообразные выходящие потоки 122 и 172 направляются в теплоутилизационный парогенератор (ΗΚδΟ) 126, выполненный с конфигурацией, обеспечивающей возможность использования остаточного тепла в газообразных выходящих потоках 122 и 172 для образования пара 130 и объединенного выходящего потока 132. Пар 130, образованный теплоутилизационным парогенератором 126, может иметь множество разных применений, например, таких как применение для генерирования дополнительной энергии посредством приведения в действие паротурбинного генератора в цикле Ренкина или применение для опреснения воды.
Объединенный выходящий поток 132 может быть направлен по меньшей мере в одно охлаждающее устройство 134, выполненное с конфигурацией, обеспечивающей возможность уменьшения температуры объединенного выходящего потока 132 и образования охлажденного рециркуляционного потока 140. В одном или нескольких вариантах осуществления охлаждающее устройство 134 рассматривается в данном документе как охладитель с непосредственным контактом (ЭСС). но оно может представлять собой любое пригодное охлаждающее устройство, такое как охладитель с непосредственным контактом, концевой холодильник, механическую холодильную установку или их комбинации. Охлаждающее устройство 134 также может быть выполнено с конфигурацией, обеспечивающей возможность отвода части конденсационной воды посредством потока 136 выпадающей воды.
В одном или нескольких вариантах осуществления охлажденный рециркуляционный поток 140 может быть направлен во второй компрессор 180, соединенный по текучей среде с охлаждающим устрой- 8 026048 ством 134. Второй компрессор 180 может быть выполнен с конфигурацией, обеспечивающей возможность повышения давления охлажденного рециркуляционного потока 140, в результате чего образуется сжатый рециркуляционный поток 182. При выходе из второго компрессора 180 сжатый рециркуляционный поток 182 может быть разделен так, что часть сжатого рециркуляционного потока 182 направляется во вторую камеру 150 сгорания, в которой она может служить в качестве разбавителя для регулирования режима горения во второй камере 150 сгорания.
В одном или нескольких вариантах осуществления оставшаяся часть сжатого рециркуляционного потока 182, не направляемая во вторую камеру сгорания, направляется в сепаратор 162. В сепараторе 162 может использоваться любой из множества разных процессов сепарации, предназначенных для разделения сжатого рециркуляционного потока 182 на выходящий поток 166 из сепаратора, содержащий СО2, и поток 164 продукта из сепаратора, как правило, содержащий азот и в некоторых случаях кислород и/или аргон. Например, сепаратор 162 может быть выполнен с возможностью сепарации сжатого рециркуляционного потока 182 посредством использования процесса химической сепарации, такого как сепарация с использованием горячего углекислого калия (1ιοΙ ροΐ), сепарация с использованием аминов или сепарация с использованием молекулярных сит. Другие процессы сепарации включают физическую сепарацию с использованием мембран или такие процессы, как адсорбционная кинетическая сепарация или сепарация с использованием регулируемой зоны замораживания. В некоторых вариантах осуществления могут быть использованы комбинации вышеуказанных методов сепарации. В одном или нескольких вариантах осуществления процесс сепарации СО2 может быть конфигурирован с возможностью максимизации температуры или давления потока 164 продукта. Выходящий поток 166 из сепаратора может быть использован для множества разных применений после выхода из системы, таких как инжектирование в резервуар углеводородов для повышения нефтеотдачи (ΕΘΚ), секвестрация выбросов диоксида углерода, хранение или продажа. Выходящий поток 166 также может быть выпущен в атмосферу или сожжен в факеле.
В одном или нескольких вариантах осуществления часть потока 164 продукта, выходящего из сепаратора 162, может быть отведена и направлена в первую камеру 110 сгорания в рециркуляционном потоке 184 продукта. Таким образом, рециркуляционный поток 184 продукта может служить в качестве разбавителя для регулирования режима горения в первой камере 110 сгорания. В этом случае оставшаяся часть потока 164 продукта может быть использована для генерирования дополнительной энергии. Например, поток 164 продукта может быть направлен в третий детандер 190. Энергия, выработанная третьим детандером 190, может быть использована в разных целях, например, по меньшей мере, для частичного приведения в действие одного или более дополнительных компрессоров (непоказанных) или для приведения в действие электрического генератора. В некоторых вариантах осуществления в том случае, когда поток продукта инжектируется в резервуар для поддержания давления, третий детандер 190 может быть использован для приведения в действие компрессора, предназначенного для трубопровода или для инжектирования.
В одном или нескольких вариантах осуществления расширенный поток 192 продукта, выходящий из третьего детандера 190, может быть направлен в теплоутилизационный парогенератор (не показан) для дополнительного генерирования энергии. Поток 192 продукта, подобно выходящему потоку 166, также может быть использован для множества других разных применений, включая поддержание давления, хранение или отвод в атмосферу.
На фиг. 2 показана альтернативная конфигурация системы 100 генерирования энергии по фиг. 1, выполненная и описанная как система 200. По существу, фиг. 2 может быть понята наилучшим образом при ссылке на фиг. 1. В системе 200 по фиг. 2 первый газообразный выходящий поток 122 и второй газообразный выходящий поток 172 соединяются до теплоутилизационного парогенератора 12 6 по ходу потока для образования объединенного выходящего потока 132. Затем объединенный выходящий поток 132 направляется в теплоутилизационный парогенератор 126 для охлаждения объединенного выходящего потока 132 и образования пара 130, а остальная часть системы функционирует, как описано ранее в отношении фиг. 1.
На фиг. 3 показана альтернативная конфигурация системы 100 генерирования энергии по фиг. 1, выполненная и описанная как система 300. В системе 300 по фиг. 3 каждый из газообразных выходящих потоков охлаждается отдельно перед их объединением. В частности, первый газообразный выходящий поток 122 охлаждается в теплоутилизационном парогенераторе 126, в то время как второй газообразный выходящий поток 172 охлаждается в дополнительном теплоутилизационном парогенераторе 326. Первый и второй газообразные выходящие потоки 122 и 172 выходят из соответствующих теплоутилизационных парогенераторов 126 и 326 и затем соединяются за теплоутилизационными парогенераторами по ходу потока для образования объединенного выходящего потока 132. Остальная часть системы функционирует, как описано ранее в отношении фиг. 1.
В то время как настоящее изобретение может допускать различные модификации и альтернативные варианты осуществления, приведенные в качестве примера варианты осуществления, рассмотренные выше, были показаны только в качестве примера. Любые признаки/элементы или конфигурации любого варианта осуществления, описанного в данном документе, могут быть скомбинированы с любым другим
- 9 026048 вариантом осуществления или с несколькими другими вариантами осуществления (в той мере, в какой это осуществимо), и предусмотрено, что все подобные комбинации находятся в пределах объема настоящего изобретения. Кроме того, следует понимать, что предусмотрено, что изобретение не ограничено конкретными вариантами осуществления, раскрытыми в данном документе. Действительно, настоящее изобретение охватывает все альтернативы, модификации и эквиваленты, находящиеся в пределах истинной сущности и объема приложенной формулы изобретения.

Claims (26)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Система генерирования энергии, содержащая первый компрессор, выполненный с возможностью приема и сжатия одного или более окислителей для образования сжатого окислителя;
    первую камеру сгорания, выполненную с возможностью приема и сжигания первой части сжатого окислителя по меньшей мере одного первого топлива и первого разбавителя для образования первого выходящего потока;
    первый детандер, выполненный с возможностью приема первого выходящего потока из первой камеры сгорания и образования первого газообразного выходящего потока;
    второй компрессор, выполненный с возможностью приема и сжатия охлажденного рециркуляционного потока для образования сжатого рециркуляционного потока, причем охлажденный рециркуляционный поток содержит по меньшей мере часть первого газообразного выходящего потока;
    вторую камеру сгорания, выполненную с возможностью приема и сжигания второй части сжатого окислителя, по меньшей мере одного второго топлива и второго разбавителя для образования второго выходящего потока, причем второй разбавитель содержит по меньшей мере часть сжатого рециркуляционного потока;
    второй детандер, выполненный с возможностью приема второго выходящего потока из второй камеры сгорания и образования второго газообразного выходящего потока;
    теплоутилизационный парогенератор, выполненный с возможностью приема и охлаждения первого и второго газообразных выходящих потоков для образования объединенного выходящего потока и пара;
    охлаждающее устройство, выполненное с возможностью приема и охлаждения объединенного выходящего потока и образования охлажденного рециркуляционного потока; и сепаратор, выполненный с возможностью приема и разделения части сжатого рециркуляционного потока на выходящий поток из сепаратора и поток продукта из сепаратора, причем первый разбавитель содержит по меньшей мере часть потока продукта из сепаратора.
  2. 2. Система по п.1, в которой охлаждающее устройство представляет собой охладитель с непосредственным контактом.
  3. 3. Система по п.1, в которой поток продукта из сепаратора содержит азот, кислород, аргон или их комбинацию.
  4. 4. Система по п.1, в которой выходящий поток из сепаратора содержит диоксид углерода.
  5. 5. Система по п.1, в которой в сепараторе используется процесс сепарации, выбранный из сепарации с использованием горячего углекислого калия, сепарации с использованием аминов, сепарации с использованием молекулярных сит, мембранной сепарации, адсорбционной кинетической сепарации, сепарации с использованием регулируемой зоны замораживания или их комбинаций.
  6. 6. Система по п.5, в которой в сепараторе используется процесс сепарации с использованием горячего углекислого калия.
  7. 7. Система по п.1, в которой выходящий поток из сепаратора используется для повышения нефтеотдачи в резервуаре углеводородов.
  8. 8. Система по п.1, в которой поток продукта из сепаратора используется для поддержания давления в резервуаре углеводородов.
  9. 9. Система по п.1, дополнительно содержащая третий детандер, выполненный с возможностью приема и расширения по меньшей мере части потока продукта из сепаратора.
  10. 10. Система по п.9, дополнительно содержащая устройство для нагрева продукта, выполненное с возможностью приема и нагрева части потока продукта из сепаратора, направляемой в третий детандер.
  11. 11. Система по п.9, дополнительно содержащая устройство для охлаждения продукта, выполненное с возможностью приема и охлаждения части потока продукта из сепаратора, направляемой в третий детандер.
  12. 12. Система по п.1, дополнительно содержащая охлаждающее устройство для сепаратора, выполненное с возможностью приема и охлаждения части сжатого рециркуляционного потока, направляемого в сепаратор.
  13. 13. Способ генерирования энергии с помощью системы по п.1, включающий этапы, на которых сжимают один или более окислителей в первом компрессоре для образования сжатого окислителя; подают первую часть сжатого окислителя, по меньшей мере одно первое топливо и первый разбавитель в первую камеру сгорания;
    - 10 026048 сжигают первую часть сжатого окислителя и по меньшей мере одно первое топливо в первой камере сгорания для образования первого выходящего потока;
    расширяют первый выходящий поток в первом детандере для образования первого газообразного выходящего потока;
    сжимают охлажденный рециркуляционный поток во втором компрессоре для образования сжатого рециркуляционного потока, причем охлажденный рециркуляционный поток содержит по меньшей мере часть первого газообразного выходящего потока;
    подают вторую часть сжатого окислителя, по меньшей мере одно второе топливо и второй разбавитель во вторую камеру сгорания, причем второй разбавитель содержит по меньшей мере часть сжатого рециркуляционного потока;
    сжигают вторую часть сжатого окислителя и по меньшей мере одно второе топливо во второй камере сгорания для образования второго выходящего потока;
    расширяют второй выходящий поток во втором детандере для образования второго газообразного выходящего потока;
    извлекают тепло из первого и второго газообразных выходящих потоков;
    объединяют первый и второй газообразные выходящие потоки для образования объединенного выходящего потока;
    охлаждают объединенный выходящий поток для образования охлажденного рециркуляционного потока и отделяют по меньшей мере часть сжатого охлажденного рециркуляционного потока для образования выходящего потока и потока продукта, первый разбавитель содержит по меньшей мере часть потока продукта.
  14. 14. Способ по п.13, в котором тепло извлекают из первого газообразного выходящего потока, второго газообразного выходящего потока или из обоих потоков в одном или более теплоутилизационных парогенераторах.
  15. 15. Способ по п.13, в котором первый и второй газообразные выходящие потоки объединяют перед извлечением тепла из первого и второго газообразных выходящих потоков.
  16. 16. Способ по п.13, в котором первый и второй газообразные выходящие потоки объединяют после извлечения тепла из первого и второго газообразных выходящих потоков.
  17. 17. Способ по п.13, в котором объединенный выходящий поток охлаждают в охладителе с непосредственным контактом.
  18. 18. Способ по п.13, в котором поток продукта содержит азот, кислород, аргон или их комбинацию.
  19. 19. Способ по п.13, в котором выходящий поток содержит диоксид углерода.
  20. 20. Способ по п.13, в котором по меньшей мере часть сжатого рециркуляционного потока подвергают сепарации посредством использования процесса, выбранного из сепарации с использованием горячего углекислого калия, сепарации с использованием аминов, сепарации с использованием молекулярных сит, мембранной сепарации, адсорбционной кинетической сепарации, сепарации с использованием регулируемой зоны замораживания или их комбинаций.
  21. 21. Способ по п.20, в котором по меньшей мере часть сжатого рециркуляционного потока подвергают сепарации посредством использования процесса сепарации с использованием горячего углекислого калия.
  22. 22. Способ по п.13, дополнительно включающий сжатие по меньшей мере части выходящего потока и инжектирование выходящего потока в резервуар углеводородов для повышения нефтеотдачи.
  23. 23. Способ по п.13, дополнительно включающий инжектирование по меньшей мере части потока продукта в резервуар углеводородов для поддержания давления.
  24. 24. Способ по п.13, дополнительно включающий расширение по меньшей мере части потока продукта для генерирования энергии.
  25. 25. Способ по п.24, дополнительно включающий нагрев по меньшей мере части потока продукта перед расширением.
  26. 26. Способ по п.24, дополнительно включающий охлаждение по меньшей мере части потока продукта перед расширением.
EA201391353A 2011-03-22 2012-03-05 Система и способ улавливания диоксида углерода в комбинированной турбине с низким уровнем выбросов EA026048B1 (ru)

Applications Claiming Priority (8)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161466381P 2011-03-22 2011-03-22
US201161466384P 2011-03-22 2011-03-22
US201161466385P 2011-03-22 2011-03-22
US201161542031P 2011-09-30 2011-09-30
US201161542035P 2011-09-30 2011-09-30
US201161542039P 2011-09-30 2011-09-30
US201161542030P 2011-09-30 2011-09-30
PCT/US2012/027780 WO2012128928A1 (en) 2011-03-22 2012-03-05 Systems and methods for carbon dioxide capture in low emission combined turbine systems

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201391353A1 EA201391353A1 (ru) 2014-11-28
EA026048B1 true EA026048B1 (ru) 2017-02-28

Family

ID=46879672

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201391353A EA026048B1 (ru) 2011-03-22 2012-03-05 Система и способ улавливания диоксида углерода в комбинированной турбине с низким уровнем выбросов

Country Status (10)

Country Link
US (1) US9689309B2 (ru)
EP (1) EP2689109B1 (ru)
JP (1) JP6153231B2 (ru)
CN (1) CN103443403A (ru)
AR (1) AR085452A1 (ru)
AU (1) AU2012231391B2 (ru)
CA (1) CA2828368C (ru)
EA (1) EA026048B1 (ru)
TW (1) TWI563165B (ru)
WO (1) WO2012128928A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2795864C2 (ru) * 2018-06-11 2023-05-12 НУОВО ПИНЬОНЕ ТЕКНОЛОДЖИ - С.р.л. Система и способ рекуперации отходящего тепла

Families Citing this family (101)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2715186C (en) 2008-03-28 2016-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
EP2276559A4 (en) 2008-03-28 2017-10-18 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
AU2009303735B2 (en) 2008-10-14 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for controlling the products of combustion
AU2010318595C1 (en) 2009-11-12 2016-10-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
WO2012003077A1 (en) 2010-07-02 2012-01-05 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
MY167118A (en) * 2010-07-02 2018-08-10 Exxonmobil Upstream Res Co Low emission triple-cycle power generation systems and methods
WO2012003080A1 (en) 2010-07-02 2012-01-05 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
CN102959203B (zh) * 2010-07-02 2018-10-09 埃克森美孚上游研究公司 通过排气再循环的浓缩空气的化学计量燃烧
CA2801492C (en) 2010-07-02 2017-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler
US9103285B2 (en) * 2011-01-03 2015-08-11 General Electric Company Purge system, system including a purge system, and purge method
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
US9810050B2 (en) 2011-12-20 2017-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine
US10273880B2 (en) 2012-04-26 2019-04-30 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
US10100741B2 (en) 2012-11-02 2018-10-16 General Electric Company System and method for diffusion combustion with oxidant-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10215412B2 (en) 2012-11-02 2019-02-26 General Electric Company System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US10107495B2 (en) 2012-11-02 2018-10-23 General Electric Company Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10208677B2 (en) 2012-12-31 2019-02-19 General Electric Company Gas turbine load control system
US10174943B2 (en) * 2012-12-31 2019-01-08 Inventys Thermal Technologies Inc. System and method for integrated carbon dioxide gas separation from combustion gases
US9581081B2 (en) 2013-01-13 2017-02-28 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US10221762B2 (en) 2013-02-28 2019-03-05 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
EP2964735A1 (en) * 2013-03-08 2016-01-13 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
TW201500635A (zh) 2013-03-08 2015-01-01 Exxonmobil Upstream Res Co 處理廢氣以供用於提高油回收
US20140331686A1 (en) * 2013-05-08 2014-11-13 Bechtel Power Corporation Gas turbine combined cycle system
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
US9903588B2 (en) 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
US9755258B2 (en) 2013-09-30 2017-09-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and chemical production using solid oxide fuel cells
US9556753B2 (en) 2013-09-30 2017-01-31 Exxonmobil Research And Engineering Company Power generation and CO2 capture with turbines in series
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
JP6545436B2 (ja) * 2014-04-03 2019-07-17 一般財団法人電力中央研究所 Ｃｏ２回収型クローズドサイクルガス化発電システム
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
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
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
US10145269B2 (en) 2015-03-04 2018-12-04 General Electric Company System and method for cooling discharge flow
US10480792B2 (en) 2015-03-06 2019-11-19 General Electric Company Fuel staging in a gas turbine engine
US9828887B2 (en) * 2015-03-19 2017-11-28 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and turbo-expander to increase turbine exhaust gas mass flow
US9822670B2 (en) 2015-03-19 2017-11-21 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and turbo-expander for cooling inlet air
US9863284B2 (en) 2015-03-19 2018-01-09 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and cooling fluid injection therefor
EA036619B1 (ru) * 2015-06-15 2020-11-30 8 Риверз Кэпитл, Ллк Система и способ запуска установки генерации мощности
CN108368750B (zh) * 2015-09-01 2020-08-18 八河流资产有限责任公司 使用嵌入式co2循环发电的系统和方法
SG11201803521SA (en) * 2015-12-14 2018-06-28 Exxonmobil Upstream Res Co Method of natural gas liquefaction on lng carriers storing liquid nitrogen
ITUA20161730A1 (it) * 2016-03-16 2017-09-16 Stefano Briola Impianto e metodo per la fornitura all’utenza di potenza elettrica e/o potenza meccanica, potenza termica e/o potenza frigorifera
ES2925773T3 (es) 2016-04-21 2022-10-19 8 Rivers Capital Llc Sistema y método para la oxidación de gases de hidrocarburos
US10570783B2 (en) * 2017-11-28 2020-02-25 Hanwha Power Systems Co., Ltd Power generation system using supercritical carbon dioxide
US10753235B2 (en) 2018-03-16 2020-08-25 Uop Llc Use of recovered power in a process
US10745631B2 (en) 2018-03-16 2020-08-18 Uop Llc Hydroprocessing unit with power recovery turbines
US10871085B2 (en) 2018-03-16 2020-12-22 Uop Llc Energy-recovery turbines for gas streams
US10811884B2 (en) 2018-03-16 2020-10-20 Uop Llc Consolidation and use of power recovered from a turbine in a process unit
US10508568B2 (en) 2018-03-16 2019-12-17 Uop Llc Process improvement through the addition of power recovery turbine equipment in existing processes
US11507031B2 (en) 2018-03-16 2022-11-22 Uop Llc Recovered electric power measuring system and method for collecting data from a recovered electric power measuring system
DE102018123417A1 (de) * 2018-09-24 2020-03-26 Rwe Power Ag Verfahren zum Betrieb eines Kraftwerkes zur Erzeugung von elektrischer Energie durch Verbrennung eines kohlenstoffhaltigen Brennstoffs und entsprechendes System zum Betreiben eines Kraftwerkes
KR20210107700A (ko) 2018-11-30 2021-09-01 퓨얼 셀 에너지, 인크 심층 co2 포획을 위한 용융 탄산염 연료전지들의 재생성
KR102610181B1 (ko) 2018-11-30 2023-12-04 퓨얼셀 에너지, 인크 향상된 co2 이용률로 작동되는 연료 전지를 위한 촉매 패턴의 개질
WO2020112774A1 (en) 2018-11-30 2020-06-04 Exxonmobil Research And Engineering Company Elevated pressure operation of molten carbonate fuel cells with enhanced co2 utilization
KR102610184B1 (ko) 2018-11-30 2023-12-04 퓨얼셀 에너지, 인크 용융 탄산염 연료 전지를 위한 연료 전지 스테이징
US11888187B2 (en) 2018-11-30 2024-01-30 ExxonMobil Technology and Engineering Company Operation of molten carbonate fuel cells with enhanced CO2 utilization
WO2020112806A1 (en) 2018-11-30 2020-06-04 Exxonmobil Research And Engineering Company Layered cathode for molten carbonate fuel cell
JP6591112B1 (ja) * 2019-05-31 2019-10-16 三菱日立パワーシステムズ株式会社 加圧空気供給システム及びこの加圧空気供給システムを備える燃料電池システム並びにこの加圧空気供給システムの起動方法
US11193421B2 (en) * 2019-06-07 2021-12-07 Saudi Arabian Oil Company Cold recycle process for gas turbine inlet air cooling
CN110425569A (zh) * 2019-08-27 2019-11-08 华能国际电力股份有限公司 一种采用烟气余热深度利用与烟气再循环的联合循环热电系统及方法
WO2021107933A1 (en) 2019-11-26 2021-06-03 Exxonmobil Research And Engineering Company Fuel cell module assembly and systems using same
EP4066301A1 (en) 2019-11-26 2022-10-05 ExxonMobil Technology and Engineering Company Operation of molten carbonate fuel cells with high electrolyte fill level
WO2021186136A1 (en) * 2020-03-17 2021-09-23 John Jackson A design for an efficient symbiotic electricity generation plant
KR102220317B1 (ko) * 2020-06-05 2021-02-25 최봉석 열화학 하이드로 싸이클법을 이용하여 계속순환 운전하는 열분해 버너장치
US11978931B2 (en) 2021-02-11 2024-05-07 ExxonMobil Technology and Engineering Company Flow baffle for molten carbonate fuel cell
WO2023114474A2 (en) 2021-12-16 2023-06-22 Capture6 Corp Systems and methods for direct air carbon dioxide capture

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6055803A (en) * 1997-12-08 2000-05-02 Combustion Engineering, Inc. Gas turbine heat recovery steam generator and method of operation
US20040148941A1 (en) * 2003-01-30 2004-08-05 Roger Wylie Supercritical combined cycle for generating electric power
US20070006565A1 (en) * 2003-11-06 2007-01-11 Sargas As Purification works for thermal power plant
US20090117024A1 (en) * 2005-03-14 2009-05-07 Geoffrey Gerald Weedon Process for the Production of Hydrogen with Co-Production and Capture of Carbon Dioxide

Family Cites Families (650)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2488911A (en) 1946-11-09 1949-11-22 Surface Combustion Corp Combustion apparatus for use with turbines
GB776269A (en) 1952-11-08 1957-06-05 Licentia Gmbh A gas turbine plant
US2884758A (en) 1956-09-10 1959-05-05 Bbc Brown Boveri & Cie Regulating device for burner operating with simultaneous combustion of gaseous and liquid fuel
US3561895A (en) 1969-06-02 1971-02-09 Exxon Research Engineering Co Control of fuel gas combustion properties in inspirating burners
US3631672A (en) 1969-08-04 1972-01-04 Gen Electric Eductor cooled gas turbine casing
US3643430A (en) 1970-03-04 1972-02-22 United Aircraft Corp Smoke reduction combustion chamber
US3705492A (en) 1971-01-11 1972-12-12 Gen Motors Corp Regenerative gas turbine system
FR2150248B1 (ru) 1971-08-26 1975-07-11 Babcock Atlantique Sa
US3841382A (en) 1973-03-16 1974-10-15 Maloney Crawford Tank Glycol regenerator using controller gas stripping under vacuum
US3949548A (en) 1974-06-13 1976-04-13 Lockwood Jr Hanford N Gas turbine regeneration system
GB1490145A (en) 1974-09-11 1977-10-26 Mtu Muenchen Gmbh Gas turbine engine
US4043395A (en) 1975-03-13 1977-08-23 Continental Oil Company Method for removing methane from coal
US4018046A (en) 1975-07-17 1977-04-19 Avco Corporation Infrared radiation suppressor for gas turbine engine
NL7612453A (nl) 1975-11-24 1977-05-26 Gen Electric Geintegreerde lichtgasproduktieinstallatie en werkwijze voor de opwekking van elektrische energie.
US4077206A (en) 1976-04-16 1978-03-07 The Boeing Company Gas turbine mixer apparatus for suppressing engine core noise and engine fan noise
US4204401A (en) 1976-07-19 1980-05-27 The Hydragon Corporation Turbine engine with exhaust gas recirculation
US4380895A (en) 1976-09-09 1983-04-26 Rolls-Royce Limited Combustion chamber for a gas turbine engine having a variable rate diffuser upstream of air inlet means
US4066214A (en) 1976-10-14 1978-01-03 The Boeing Company Gas turbine exhaust nozzle for controlled temperature flow across adjoining airfoils
US4117671A (en) 1976-12-30 1978-10-03 The Boeing Company Noise suppressing exhaust mixer assembly for ducted-fan, turbojet engine
US4165609A (en) 1977-03-02 1979-08-28 The Boeing Company Gas turbine mixer apparatus
US4092095A (en) 1977-03-18 1978-05-30 Combustion Unlimited Incorporated Combustor for waste gases
US4112676A (en) 1977-04-05 1978-09-12 Westinghouse Electric Corp. Hybrid combustor with staged injection of pre-mixed fuel
US4271664A (en) 1977-07-21 1981-06-09 Hydragon Corporation Turbine engine with exhaust gas recirculation
RO73353A2 (ro) 1977-08-12 1981-09-24 Institutul De Cercetari Si Proiectari Pentru Petrol Si Gaze,Ro Procedeu de desulfurare a fluidelor din zacamintele de hidrocarburi extrase prin sonde
US4101294A (en) 1977-08-15 1978-07-18 General Electric Company Production of hot, saturated fuel gas
US4160640A (en) 1977-08-30 1979-07-10 Maev Vladimir A Method of fuel burning in combustion chambers and annular combustion chamber for carrying same into effect
US4222240A (en) 1978-02-06 1980-09-16 Castellano Thomas P Turbocharged engine
DE2808690C2 (de) 1978-03-01 1983-11-17 Messerschmitt-Bölkow-Blohm GmbH, 8000 München Einrichtung zur Erzeugung von Heißdampf für die Gewinnung von Erdöl
US4236378A (en) 1978-03-01 1980-12-02 General Electric Company Sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas
US4253301A (en) 1978-10-13 1981-03-03 General Electric Company Fuel injection staged sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas
US4498288A (en) 1978-10-13 1985-02-12 General Electric Company Fuel injection staged sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas
US4345426A (en) 1980-03-27 1982-08-24 Egnell Rolf A Device for burning fuel with air
GB2080934B (en) 1980-07-21 1984-02-15 Hitachi Ltd Low btu gas burner
US4352269A (en) 1980-07-25 1982-10-05 Mechanical Technology Incorporated Stirling engine combustor
GB2082259B (en) 1980-08-15 1984-03-07 Rolls Royce Exhaust flow mixers and nozzles
US4442665A (en) 1980-10-17 1984-04-17 General Electric Company Coal gasification power generation plant
US4479484A (en) 1980-12-22 1984-10-30 Arkansas Patents, Inc. Pulsing combustion
US4637792A (en) 1980-12-22 1987-01-20 Arkansas Patents, Inc. Pulsing combustion
US4488865A (en) 1980-12-22 1984-12-18 Arkansas Patents, Inc. Pulsing combustion
US4480985A (en) 1980-12-22 1984-11-06 Arkansas Patents, Inc. Pulsing combustion
US4344486A (en) 1981-02-27 1982-08-17 Standard Oil Company (Indiana) Method for enhanced oil recovery
US4399652A (en) 1981-03-30 1983-08-23 Curtiss-Wright Corporation Low BTU gas combustor
CA1198599A (en) * 1981-04-27 1985-12-31 Robert D. Denton Method and apparatus for using residue gas in gas turbines
US4414334A (en) 1981-08-07 1983-11-08 Phillips Petroleum Company Oxygen scavenging with enzymes
US4434613A (en) 1981-09-02 1984-03-06 General Electric Company Closed cycle gas turbine for gaseous production
US4445842A (en) 1981-11-05 1984-05-01 Thermal Systems Engineering, Inc. Recuperative burner with exhaust gas recirculation means
GB2117053B (en) 1982-02-18 1985-06-05 Boc Group Plc Gas turbines and engines
JPS597822A (ja) * 1982-07-05 1984-01-17 Hitachi Ltd 排ガスダクト
US4498289A (en) 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
US4548034A (en) 1983-05-05 1985-10-22 Rolls-Royce Limited Bypass gas turbine aeroengines and exhaust mixers therefor
US4528811A (en) 1983-06-03 1985-07-16 General Electric Co. Closed-cycle gas turbine chemical processor
GB2149456B (en) 1983-11-08 1987-07-29 Rolls Royce Exhaust mixing in turbofan aeroengines
US4561245A (en) 1983-11-14 1985-12-31 Atlantic Richfield Company Turbine anti-icing system
US4602614A (en) 1983-11-30 1986-07-29 United Stirling, Inc. Hybrid solar/combustion powered receiver
SE439057B (sv) 1984-06-05 1985-05-28 United Stirling Ab & Co Anordning for forbrenning av ett brensle med syrgas och inblandning av en del av de vid forbrenningen bildade avgaserna
EP0169431B1 (en) 1984-07-10 1990-04-11 Hitachi, Ltd. Gas turbine combustor
US4606721A (en) 1984-11-07 1986-08-19 Tifa Limited Combustion chamber noise suppressor
US4653278A (en) 1985-08-23 1987-03-31 General Electric Company Gas turbine engine carburetor
US4651712A (en) 1985-10-11 1987-03-24 Arkansas Patents, Inc. Pulsing combustion
NO163612C (no) 1986-01-23 1990-06-27 Norsk Energi Fremgangsmaate og anlegg for fremstilling av nitrogen for anvendelse under hoeyt trykk.
US4858428A (en) 1986-04-24 1989-08-22 Paul Marius A Advanced integrated propulsion system with total optimized cycle for gas turbines
US4753666A (en) 1986-07-24 1988-06-28 Chevron Research Company Distillative processing of CO2 and hydrocarbons for enhanced oil recovery
US4681678A (en) 1986-10-10 1987-07-21 Combustion Engineering, Inc. Sample dilution system for supercritical fluid chromatography
US4684465A (en) 1986-10-10 1987-08-04 Combustion Engineering, Inc. Supercritical fluid chromatograph with pneumatically controlled pump
US4817387A (en) 1986-10-27 1989-04-04 Hamilton C. Forman, Trustee Turbocharger/supercharger control device
US4762543A (en) 1987-03-19 1988-08-09 Amoco Corporation Carbon dioxide recovery
US5084438A (en) 1988-03-23 1992-01-28 Nec Corporation Electronic device substrate using silicon semiconductor substrate
US4883122A (en) 1988-09-27 1989-11-28 Amoco Corporation Method of coalbed methane production
JP2713627B2 (ja) 1989-03-20 1998-02-16 株式会社日立製作所 ガスタービン燃焼器、これを備えているガスタービン設備、及びこの燃焼方法
US4946597A (en) 1989-03-24 1990-08-07 Esso Resources Canada Limited Low temperature bitumen recovery process
US4976100A (en) 1989-06-01 1990-12-11 Westinghouse Electric Corp. System and method for heat recovery in a combined cycle power plant
US5135387A (en) 1989-10-19 1992-08-04 It-Mcgill Environmental Systems, Inc. Nitrogen oxide control using internally recirculated flue gas
US5044932A (en) 1989-10-19 1991-09-03 It-Mcgill Pollution Control Systems, Inc. Nitrogen oxide control using internally recirculated flue gas
SE467646B (sv) 1989-11-20 1992-08-24 Abb Carbon Ab Saett vid roekgasrening i pfbc-anlaeggning
US5123248A (en) 1990-03-28 1992-06-23 General Electric Company Low emissions combustor
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
US5271905A (en) 1990-04-27 1993-12-21 Mobil Oil Corporation Apparatus for multi-stage fast fluidized bed regeneration of catalyst
JPH0450433A (ja) 1990-06-20 1992-02-19 Toyota Motor Corp 直列２段過給内燃機関の排気ガス再循環装置
US5141049A (en) 1990-08-09 1992-08-25 The Badger Company, Inc. Treatment of heat exchangers to reduce corrosion and by-product reactions
US5098282A (en) 1990-09-07 1992-03-24 John Zink Company Methods and apparatus for burning fuel with low NOx formation
US5154596A (en) 1990-09-07 1992-10-13 John Zink Company, A Division Of Koch Engineering Company, Inc. Methods and apparatus for burning fuel with low NOx formation
DE59008773D1 (de) * 1990-09-10 1995-04-27 Asea Brown Boveri Gasturbinenanordnung.
US5197289A (en) 1990-11-26 1993-03-30 General Electric Company Double dome combustor
US5085274A (en) 1991-02-11 1992-02-04 Amoco Corporation Recovery of methane from solid carbonaceous subterranean of formations
DE4110507C2 (de) 1991-03-30 1994-04-07 Mtu Muenchen Gmbh Brenner für Gasturbinentriebwerke mit mindestens einer für die Zufuhr von Verbrennungsluft lastabhängig regulierbaren Dralleinrichtung
US5073105A (en) 1991-05-01 1991-12-17 Callidus Technologies Inc. Low NOx burner assemblies
US5147111A (en) 1991-08-02 1992-09-15 Atlantic Richfield Company Cavity induced stimulation method of coal degasification wells
US5255506A (en) 1991-11-25 1993-10-26 General Motors Corporation Solid fuel combustion system for gas turbine engine
US5183232A (en) 1992-01-31 1993-02-02 Gale John A Interlocking strain relief shelf bracket
US5238395A (en) 1992-03-27 1993-08-24 John Zink Company Low nox gas burner apparatus and methods
US5195884A (en) 1992-03-27 1993-03-23 John Zink Company, A Division Of Koch Engineering Company, Inc. Low NOx formation burner apparatus and methods
US5634329A (en) 1992-04-30 1997-06-03 Abb Carbon Ab Method of maintaining a nominal working temperature of flue gases in a PFBC power plant
US5332036A (en) 1992-05-15 1994-07-26 The Boc Group, Inc. Method of recovery of natural gases from underground coal formations
US5295350A (en) 1992-06-26 1994-03-22 Texaco Inc. Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas
US6289666B1 (en) 1992-10-27 2001-09-18 Ginter Vast Corporation High efficiency low pollution hybrid Brayton cycle combustor
US5355668A (en) 1993-01-29 1994-10-18 General Electric Company Catalyst-bearing component of gas turbine engine
US5628184A (en) 1993-02-03 1997-05-13 Santos; Rolando R. Apparatus for reducing the production of NOx in a gas turbine
US5361586A (en) 1993-04-15 1994-11-08 Westinghouse Electric Corporation Gas turbine ultra low NOx combustor
US5388395A (en) 1993-04-27 1995-02-14 Air Products And Chemicals, Inc. Use of nitrogen from an air separation unit as gas turbine air compressor feed refrigerant to improve power output
US5444971A (en) 1993-04-28 1995-08-29 Holenberger; Charles R. Method and apparatus for cooling the inlet air of gas turbine and internal combustion engine prime movers
US5359847B1 (en) 1993-06-01 1996-04-09 Westinghouse Electric Corp Dual fuel ultra-flow nox combustor
US5572862A (en) 1993-07-07 1996-11-12 Mowill Rolf Jan Convectively cooled, single stage, fully premixed fuel/air combustor for gas turbine engine modules
US5638674A (en) 1993-07-07 1997-06-17 Mowill; R. Jan Convectively cooled, single stage, fully premixed controllable fuel/air combustor with tangential admission
US5628182A (en) 1993-07-07 1997-05-13 Mowill; R. Jan Star combustor with dilution ports in can portions
PL171012B1 (pl) 1993-07-08 1997-02-28 Waclaw Borszynski Uklad do mokrego oczyszczania spalin z procesów spalania, korzystnie wegla, koksu,oleju opalowego PL
US5794431A (en) 1993-07-14 1998-08-18 Hitachi, Ltd. Exhaust recirculation type combined plant
US5535584A (en) 1993-10-19 1996-07-16 California Energy Commission Performance enhanced gas turbine powerplants
US5345756A (en) 1993-10-20 1994-09-13 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
US5394688A (en) 1993-10-27 1995-03-07 Westinghouse Electric Corporation Gas turbine combustor swirl vane arrangement
EP0683847B1 (en) 1993-12-10 1998-08-12 Cabot Corporation An improved liquefied natural gas fueled combined cycle power plant
US5458481A (en) 1994-01-26 1995-10-17 Zeeco, Inc. Burner for combusting gas with low NOx production
US5542840A (en) 1994-01-26 1996-08-06 Zeeco Inc. Burner for combusting gas and/or liquid fuel with low NOx production
NO180520C (no) 1994-02-15 1997-05-07 Kvaerner Asa Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser
JP2950720B2 (ja) 1994-02-24 1999-09-20 株式会社東芝 ガスタービン燃焼装置およびその燃焼制御方法
US5439054A (en) 1994-04-01 1995-08-08 Amoco Corporation Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation
DE4411624A1 (de) 1994-04-02 1995-10-05 Abb Management Ag Brennkammer mit Vormischbrennern
US5581998A (en) 1994-06-22 1996-12-10 Craig; Joe D. Biomass fuel turbine combuster
US5402847A (en) 1994-07-22 1995-04-04 Conoco Inc. Coal bed methane recovery
EP0828929B1 (en) 1994-08-25 2004-09-22 Clean Energy Systems, Inc. Reduced pollution power generation system and gas generator therefore
US5640840A (en) 1994-12-12 1997-06-24 Westinghouse Electric Corporation Recuperative steam cooled gas turbine method and apparatus
US5836164A (en) 1995-01-30 1998-11-17 Hitachi, Ltd. Gas turbine combustor
US5657631A (en) 1995-03-13 1997-08-19 B.B.A. Research & Development, Inc. Injector for turbine engines
WO1996030637A1 (en) 1995-03-24 1996-10-03 Ultimate Power Engineering Group, Inc. High vanadium content fuel combustor and system
US5685158A (en) 1995-03-31 1997-11-11 General Electric Company Compressor rotor cooling system for a gas turbine
CN1112505C (zh) 1995-06-01 2003-06-25 特雷克特贝尔Lng北美公司 液化天然气作燃料的混合循环发电装置及液化天然气作燃料的燃气轮机
EP0747635B1 (en) 1995-06-05 2003-01-15 Rolls-Royce Corporation Dry low oxides of nitrogen lean premix module for industrial gas turbine engines
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
US5680764A (en) 1995-06-07 1997-10-28 Clean Energy Systems, Inc. Clean air engines transportation and other power applications
DE59603723D1 (de) 1995-06-12 1999-12-30 Gachnang Hans Rudolf Verfahren zum zumischen von brenngas und vorrichtung zum zumischen von brenngas
JP3209889B2 (ja) * 1995-07-04 2001-09-17 川崎重工業株式会社 ガスタービンシステムの排ガス逆流防止装置および排ガス逆流防止方法
JP2680288B2 (ja) * 1995-07-10 1997-11-19 川崎重工業株式会社 蒸気噴射ガスタービンシステムおよびその運転方法
US5722230A (en) 1995-08-08 1998-03-03 General Electric Co. Center burner in a multi-burner combustor
US5724805A (en) 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
US5725054A (en) 1995-08-22 1998-03-10 Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process
US5638675A (en) 1995-09-08 1997-06-17 United Technologies Corporation Double lobed mixer with major and minor lobes
GB9520002D0 (en) 1995-09-30 1995-12-06 Rolls Royce Plc Turbine engine control system
DE19539774A1 (de) 1995-10-26 1997-04-30 Asea Brown Boveri Zwischengekühlter Verdichter
IL124806A (en) 1995-12-27 2001-04-30 Shell Int Research Flameless combustor
DE19549143A1 (de) 1995-12-29 1997-07-03 Abb Research Ltd Gasturbinenringbrennkammer
US6201029B1 (en) 1996-02-13 2001-03-13 Marathon Oil Company Staged combustion of a low heating value fuel gas for driving a gas turbine
US5669958A (en) 1996-02-29 1997-09-23 Membrane Technology And Research, Inc. Methane/nitrogen separation process
GB2311596B (en) 1996-03-29 2000-07-12 Europ Gas Turbines Ltd Combustor for gas - or liquid - fuelled turbine
DE19618868C2 (de) 1996-05-10 1998-07-02 Daimler Benz Ag Brennkraftmaschine mit einem Abgasrückführsystem
US5930990A (en) 1996-05-14 1999-08-03 The Dow Chemical Company Method and apparatus for achieving power augmentation in gas turbines via wet compression
US5901547A (en) 1996-06-03 1999-05-11 Air Products And Chemicals, Inc. Operation method for integrated gasification combined cycle power generation system
US5950417A (en) 1996-07-19 1999-09-14 Foster Wheeler Energy International Inc. Topping combustor for low oxygen vitiated air streams
JPH10259736A (ja) 1997-03-19 1998-09-29 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 低ＮＯｘ燃焼器
US5850732A (en) 1997-05-13 1998-12-22 Capstone Turbine Corporation Low emissions combustion system for a gas turbine engine
US5937634A (en) 1997-05-30 1999-08-17 Solar Turbines Inc Emission control for a gas turbine engine
US6062026A (en) 1997-05-30 2000-05-16 Turbodyne Systems, Inc. Turbocharging systems for internal combustion engines
NO308399B1 (no) 1997-06-06 2000-09-11 Norsk Hydro As Prosess for generering av kraft og/eller varme
NO308400B1 (no) 1997-06-06 2000-09-11 Norsk Hydro As Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess
US6256976B1 (en) 1997-06-27 2001-07-10 Hitachi, Ltd. Exhaust gas recirculation type combined plant
US5771868A (en) 1997-07-03 1998-06-30 Turbodyne Systems, Inc. Turbocharging systems for internal combustion engines
US5771867A (en) 1997-07-03 1998-06-30 Caterpillar Inc. Control system for exhaust gas recovery system in an internal combustion engine
SE9702830D0 (sv) 1997-07-31 1997-07-31 Nonox Eng Ab Environment friendly high efficiency power generation method based on gaseous fuels and a combined cycle with a nitrogen free gas turbine and a conventional steam turbine
US6079974A (en) 1997-10-14 2000-06-27 Beloit Technologies, Inc. Combustion chamber to accommodate a split-stream of recycled gases
US6360528B1 (en) 1997-10-31 2002-03-26 General Electric Company Chevron exhaust nozzle for a gas turbine engine
US6032465A (en) 1997-12-18 2000-03-07 Alliedsignal Inc. Integral turbine exhaust gas recirculation control valve
US6079197A (en) * 1998-01-02 2000-06-27 Siemens Westinghouse Power Corporation High temperature compression and reheat gas turbine cycle and related method
EP0939199B1 (de) 1998-02-25 2004-03-31 ALSTOM Technology Ltd Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
JPH11241618A (ja) * 1998-02-26 1999-09-07 Toshiba Corp ガスタービン発電プラント
US6082113A (en) 1998-05-22 2000-07-04 Pratt & Whitney Canada Corp. Gas turbine fuel injector
US6082093A (en) 1998-05-27 2000-07-04 Solar Turbines Inc. Combustion air control system for a gas turbine engine
NO982504D0 (no) * 1998-06-02 1998-06-02 Aker Eng As Fjerning av CO2 i r°kgass
US6244338B1 (en) 1998-06-23 2001-06-12 The University Of Wyoming Research Corp., System for improving coalbed gas production
US7717173B2 (en) 1998-07-06 2010-05-18 Ecycling, LLC Methods of improving oil or gas production with recycled, increased sodium water
US6089855A (en) 1998-07-10 2000-07-18 Thermo Power Corporation Low NOx multistage combustor
US6125627A (en) 1998-08-11 2000-10-03 Allison Advanced Development Company Method and apparatus for spraying fuel within a gas turbine engine
US6148602A (en) 1998-08-12 2000-11-21 Norther Research & Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor
GB9818160D0 (en) 1998-08-21 1998-10-14 Rolls Royce Plc A combustion chamber
US6314721B1 (en) 1998-09-04 2001-11-13 United Technologies Corporation Tabbed nozzle for jet noise suppression
NO319681B1 (no) 1998-09-16 2005-09-05 Statoil Asa Fremgangsmate for fremstilling av en H2-rik gass og en CO2-rik gass ved hoyt trykk
NO317870B1 (no) 1998-09-16 2004-12-27 Statoil Asa Fremgangsmate for a fremstille en H<N>2</N>-rik gass og en CO<N>2</N>-rik gass ved hoyt trykk
EP0994243B1 (en) 1998-10-14 2005-01-26 Nissan Motor Co., Ltd. Exhaust gas purifying device
NO984956D0 (no) 1998-10-23 1998-10-23 Nyfotek As Brenner
US5968349A (en) 1998-11-16 1999-10-19 Bhp Minerals International Inc. Extraction of bitumen from bitumen froth and biotreatment of bitumen froth tailings generated from tar sands
US6230103B1 (en) 1998-11-18 2001-05-08 Power Tech Associates, Inc. Method of determining concentration of exhaust components in a gas turbine engine
NO308401B1 (no) 1998-12-04 2000-09-11 Norsk Hydro As FremgangsmÕte for gjenvinning av CO2 som genereres i en forbrenningsprosess samt anvendelse derav
DE19857234C2 (de) 1998-12-11 2000-09-28 Daimler Chrysler Ag Vorrichtung zur Abgasrückführung
US6216549B1 (en) 1998-12-11 2001-04-17 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior Collapsible bag sediment/water quality flow-weighted sampler
DE60019264T2 (de) 1999-01-04 2006-02-16 Allison Advanced Development Co., Indianapolis Abgasmischvorrichtung und gerät mit einer solchen vorrichtung
US6183241B1 (en) 1999-02-10 2001-02-06 Midwest Research Institute Uniform-burning matrix burner
NO990812L (no) 1999-02-19 2000-08-21 Norsk Hydro As Metode for Õ fjerne og gjenvinne CO2 fra eksosgass
US6202442B1 (en) 1999-04-05 2001-03-20 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'expoitation Des Procedes Georges Claude Integrated apparatus for generating power and/or oxygen enriched fluid and process for the operation thereof
US6276171B1 (en) 1999-04-05 2001-08-21 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integrated apparatus for generating power and/or oxygen enriched fluid, process for the operation thereof
GB9911867D0 (en) 1999-05-22 1999-07-21 Rolls Royce Plc A combustion chamber assembly and a method of operating a combustion chamber assembly
US6305929B1 (en) 1999-05-24 2001-10-23 Suk Ho Chung Laser-induced ignition system using a cavity
US6283087B1 (en) 1999-06-01 2001-09-04 Kjell Isaksen Enhanced method of closed vessel combustion
US6345493B1 (en) 1999-06-04 2002-02-12 Air Products And Chemicals, Inc. Air separation process and system with gas turbine drivers
US6256994B1 (en) 1999-06-04 2001-07-10 Air Products And Chemicals, Inc. Operation of an air separation process with a combustion engine for the production of atmospheric gas products and electric power
US6263659B1 (en) 1999-06-04 2001-07-24 Air Products And Chemicals, Inc. Air separation process integrated with gas turbine combustion engine driver
US7065953B1 (en) 1999-06-10 2006-06-27 Enhanced Turbine Output Holding Supercharging system for gas turbines
US6324867B1 (en) 1999-06-15 2001-12-04 Exxonmobil Oil Corporation Process and system for liquefying natural gas
SE9902491L (sv) 1999-06-30 2000-12-31 Saab Automobile Förbränningsmotor med avgasåtermatning
US6202574B1 (en) 1999-07-09 2001-03-20 Abb Alstom Power Inc. Combustion method and apparatus for producing a carbon dioxide end product
US6367258B1 (en) 1999-07-22 2002-04-09 Bechtel Corporation Method and apparatus for vaporizing liquid natural gas in a combined cycle power plant
US6301888B1 (en) 1999-07-22 2001-10-16 The United States Of America As Represented By The Administrator Of The Environmental Protection Agency Low emission, diesel-cycle engine
US6248794B1 (en) 1999-08-05 2001-06-19 Atlantic Richfield Company Integrated process for converting hydrocarbon gas to liquids
WO2001011215A1 (en) 1999-08-09 2001-02-15 Technion Research And Development Foundation Ltd. Novel design of adiabatic combustors
US6101983A (en) 1999-08-11 2000-08-15 General Electric Co. Modified gas turbine system with advanced pressurized fluidized bed combustor cycle
EP1217299B1 (en) 1999-08-16 2011-11-16 Nippon Furnace Co., Ltd. Device and method for feeding fuel
US7015271B2 (en) 1999-08-19 2006-03-21 Ppg Industries Ohio, Inc. Hydrophobic particulate inorganic oxides and polymeric compositions containing same
WO2001018371A1 (en) 1999-09-07 2001-03-15 Geza Vermes Ambient pressure gas turbine system
DE19944922A1 (de) 1999-09-20 2001-03-22 Asea Brown Boveri Steuerung von Primärmassnahmen zur Reduktion der thermischen Stickoxidbildung in Gasturbinen
DE19949739C1 (de) 1999-10-15 2001-08-23 Karlsruhe Forschzent Massesensitiver Sensor
US6383461B1 (en) 1999-10-26 2002-05-07 John Zink Company, Llc Fuel dilution methods and apparatus for NOx reduction
US20010004838A1 (en) 1999-10-29 2001-06-28 Wong Kenneth Kai Integrated heat exchanger system for producing carbon dioxide
US6298652B1 (en) 1999-12-13 2001-10-09 Exxon Mobil Chemical Patents Inc. Method for utilizing gas reserves with low methane concentrations and high inert gas concentrations for fueling gas turbines
US6266954B1 (en) 1999-12-15 2001-07-31 General Electric Co. Double wall bearing cone
US6484503B1 (en) 2000-01-12 2002-11-26 Arie Raz Compression and condensation of turbine exhaust steam
DE10001110A1 (de) 2000-01-13 2001-08-16 Alstom Power Schweiz Ag Baden Verfahren zur Rückgewinnung von Wasser aus dem Rauchgas eines Kombikraftwerkes sowie Kombikraftwerk zur Durchführung des Verfahrens
DE10001997A1 (de) 2000-01-19 2001-07-26 Alstom Power Schweiz Ag Baden Verbund-Kraftwerk sowie Verfahren zum Betrieb eines solchen Verbund-Kraftwerkes
US6247315B1 (en) 2000-03-08 2001-06-19 American Air Liquids, Inc. Oxidant control in co-generation installations
US6247316B1 (en) 2000-03-22 2001-06-19 Clean Energy Systems, Inc. Clean air engines for transportation and other power applications
US6405536B1 (en) 2000-03-27 2002-06-18 Wu-Chi Ho Gas turbine combustor burning LBTU fuel gas
US6508209B1 (en) 2000-04-03 2003-01-21 R. Kirk Collier, Jr. Reformed natural gas for powering an internal combustion engine
US7011154B2 (en) 2000-04-24 2006-03-14 Shell Oil Company In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation
FR2808223B1 (fr) 2000-04-27 2002-11-22 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion
SE523342C2 (sv) 2000-05-02 2004-04-13 Volvo Teknisk Utveckling Ab Anordning och förfarande för reduktion av en gaskomponent i en avgasström från en förbränningsmotor
US6622470B2 (en) 2000-05-12 2003-09-23 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
US6429020B1 (en) 2000-06-02 2002-08-06 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Flashback detection sensor for lean premix fuel nozzles
JP3864671B2 (ja) 2000-06-12 2007-01-10 日産自動車株式会社 ディーゼルエンジンの燃料噴射制御装置
US6374594B1 (en) 2000-07-12 2002-04-23 Power Systems Mfg., Llc Silo/can-annular low emissions combustor
US6282901B1 (en) 2000-07-19 2001-09-04 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integrated air separation process
US6502383B1 (en) 2000-08-31 2003-01-07 General Electric Company Stub airfoil exhaust nozzle
US6301889B1 (en) 2000-09-21 2001-10-16 Caterpillar Inc. Turbocharger with exhaust gas recirculation
DE10049040A1 (de) 2000-10-04 2002-06-13 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zur Regeneration einer Katalysatoranlage und Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
DE10049912A1 (de) 2000-10-10 2002-04-11 Daimler Chrysler Ag Brennkraftmaschine mit Abgasturbolader und Compound-Nutzturbine
DE10050248A1 (de) 2000-10-11 2002-04-18 Alstom Switzerland Ltd Brenner
GB0025552D0 (en) 2000-10-18 2000-11-29 Air Prod & Chem Process and apparatus for the generation of power
US7097925B2 (en) 2000-10-30 2006-08-29 Questair Technologies Inc. High temperature fuel cell power plant
US6412278B1 (en) 2000-11-10 2002-07-02 Borgwarner, Inc. Hydraulically powered exhaust gas recirculation system
US6412559B1 (en) 2000-11-24 2002-07-02 Alberta Research Council Inc. Process for recovering methane and/or sequestering fluids
DE10064270A1 (de) 2000-12-22 2002-07-11 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage sowie eine diesbezügliche Gasturbinenanlage
US6698412B2 (en) 2001-01-08 2004-03-02 Catalytica Energy Systems, Inc. Catalyst placement in combustion cylinder for reduction on NOx and particulate soot
US6467270B2 (en) 2001-01-31 2002-10-22 Cummins Inc. Exhaust gas recirculation air handling system for an internal combustion engine
US6715916B2 (en) 2001-02-08 2004-04-06 General Electric Company System and method for determining gas turbine firing and combustion reference temperatures having correction for water content in fuel
US6490858B2 (en) 2001-02-16 2002-12-10 Ashley J. Barrett Catalytic converter thermal aging method and apparatus
US6606861B2 (en) 2001-02-26 2003-08-19 United Technologies Corporation Low emissions combustor for a gas turbine engine
US7578132B2 (en) 2001-03-03 2009-08-25 Rolls-Royce Plc Gas turbine engine exhaust nozzle
US6821501B2 (en) 2001-03-05 2004-11-23 Shell Oil Company Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system
US6412302B1 (en) 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles
US6499990B1 (en) 2001-03-07 2002-12-31 Zeeco, Inc. Low NOx burner apparatus and method
GB2373299B (en) 2001-03-12 2004-10-27 Alstom Power Nv Re-fired gas turbine engine
ATE399928T1 (de) 2001-03-15 2008-07-15 Alexei Leonidovich Zapadinski Verfahren zum entwickeln einer kohlenwasserstoff- lagerstätte sowie anlagenkomplex zur ausführung des verfahrens
US6732531B2 (en) 2001-03-16 2004-05-11 Capstone Turbine Corporation Combustion system for a gas turbine engine with variable airflow pressure actuated premix injector
US6745573B2 (en) 2001-03-23 2004-06-08 American Air Liquide, Inc. Integrated air separation and power generation process
US6615576B2 (en) 2001-03-29 2003-09-09 Honeywell International Inc. Tortuous path quiet exhaust eductor system
US6487863B1 (en) 2001-03-30 2002-12-03 Siemens Westinghouse Power Corporation Method and apparatus for cooling high temperature components in a gas turbine
WO2002085821A2 (en) 2001-04-24 2002-10-31 Shell International Research Maatschappij B.V. In situ recovery from a relatively permeable formation containing heavy hydrocarbons
US7040400B2 (en) 2001-04-24 2006-05-09 Shell Oil Company In situ thermal processing of a relatively impermeable formation using an open wellbore
JP3972599B2 (ja) 2001-04-27 2007-09-05 日産自動車株式会社 ディーゼルエンジンの制御装置
US6868677B2 (en) 2001-05-24 2005-03-22 Clean Energy Systems, Inc. Combined fuel cell and fuel combustion power generation systems
US20030005698A1 (en) 2001-05-30 2003-01-09 Conoco Inc. LNG regassification process and system
EP1262714A1 (de) 2001-06-01 2002-12-04 ALSTOM (Switzerland) Ltd Brenner mit Abgasrückführung
US6484507B1 (en) 2001-06-05 2002-11-26 Louis A. Pradt Method and apparatus for controlling liquid droplet size and quantity in a stream of gas
US6622645B2 (en) 2001-06-15 2003-09-23 Honeywell International Inc. Combustion optimization with inferential sensor
DE10131798A1 (de) 2001-06-30 2003-01-16 Daimler Chrysler Ag Kraftfahrzeug mit Aktivkohlefilter und Verfahren zur Regeneration eines Aktivkohlefilters
US6813889B2 (en) 2001-08-29 2004-11-09 Hitachi, Ltd. Gas turbine combustor and operating method thereof
JP3984957B2 (ja) 2001-08-30 2007-10-03 ティーディーエイ リサーチ インコーポレイテッド 燃焼フラーレンから不純物を除去する方法
WO2003018958A1 (en) 2001-08-31 2003-03-06 Statoil Asa Method and plant for enhanced oil recovery and simultaneous synthesis of hydrocarbons from natural gas
US20030221409A1 (en) 2002-05-29 2003-12-04 Mcgowan Thomas F. Pollution reduction fuel efficient combustion turbine
JP2003090250A (ja) 2001-09-18 2003-03-28 Nissan Motor Co Ltd ディーゼルエンジンの制御装置
EP1448880A1 (de) 2001-09-24 2004-08-25 ALSTOM Technology Ltd Gasturbinenanlage für ein arbeitsmedium in form eines kohlendioxid/wasser-gemisches
US6640548B2 (en) 2001-09-26 2003-11-04 Siemens Westinghouse Power Corporation Apparatus and method for combusting low quality fuel
WO2003029618A1 (de) 2001-10-01 2003-04-10 Alstom Technology Ltd. Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
US6969123B2 (en) 2001-10-24 2005-11-29 Shell Oil Company Upgrading and mining of coal
US7104319B2 (en) 2001-10-24 2006-09-12 Shell Oil Company In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation
US7077199B2 (en) 2001-10-24 2006-07-18 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil reservoir formation
DE10152803A1 (de) 2001-10-25 2003-05-15 Daimler Chrysler Ag Brennkraftmaschine mit einem Abgasturbolader und einer Abgasrückführungsvorrichtung
DE10297365B4 (de) 2001-10-26 2017-06-22 General Electric Technology Gmbh Gasturbine
AU2002354393B2 (en) 2001-11-09 2005-06-23 Kawasaki Jukogyo Kabushiki Kaisha Gas turbine system comprising closed system between fuel and combustion gas using underground coal layer
US6790030B2 (en) 2001-11-20 2004-09-14 The Regents Of The University Of California Multi-stage combustion using nitrogen-enriched air
US6505567B1 (en) 2001-11-26 2003-01-14 Alstom (Switzerland) Ltd Oxygen fired circulating fluidized bed steam generator
AU2002360505A1 (en) 2001-12-03 2003-06-17 Clean Energy Systems, Inc. Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
GB2382847A (en) 2001-12-06 2003-06-11 Alstom Gas turbine wet compression
US20030134241A1 (en) 2002-01-14 2003-07-17 Ovidiu Marin Process and apparatus of combustion for reduction of nitrogen oxide emissions
US6743829B2 (en) 2002-01-18 2004-06-01 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
US6722436B2 (en) 2002-01-25 2004-04-20 Precision Drilling Technology Services Group Inc. Apparatus and method for operating an internal combustion engine to reduce free oxygen contained within engine exhaust gas
US6752620B2 (en) 2002-01-31 2004-06-22 Air Products And Chemicals, Inc. Large scale vortex devices for improved burner operation
US6725665B2 (en) 2002-02-04 2004-04-27 Alstom Technology Ltd Method of operation of gas turbine having multiple burners
US6745624B2 (en) 2002-02-05 2004-06-08 Ford Global Technologies, Llc Method and system for calibrating a tire pressure sensing system for an automotive vehicle
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
US6823852B2 (en) 2002-02-19 2004-11-30 Collier Technologies, Llc Low-emission internal combustion engine
US7313916B2 (en) 2002-03-22 2008-01-01 Philip Morris Usa Inc. Method and apparatus for generating power by combustion of vaporized fuel
US6532745B1 (en) 2002-04-10 2003-03-18 David L. Neary Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
EP1362984B1 (en) 2002-05-16 2007-04-25 ROLLS-ROYCE plc Gas turbine engine
US6644041B1 (en) 2002-06-03 2003-11-11 Volker Eyermann System in process for the vaporization of liquefied natural gas
US7491250B2 (en) 2002-06-25 2009-02-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Pressure swing reforming
GB2390150A (en) 2002-06-26 2003-12-31 Alstom Reheat combustion system for a gas turbine including an accoustic screen
US6702570B2 (en) 2002-06-28 2004-03-09 Praxair Technology Inc. Firing method for a heat consuming device utilizing oxy-fuel combustion
US6748004B2 (en) 2002-07-25 2004-06-08 Air Liquide America, L.P. Methods and apparatus for improved energy efficient control of an electric arc furnace fume extraction system
US6772583B2 (en) 2002-09-11 2004-08-10 Siemens Westinghouse Power Corporation Can combustor for a gas turbine engine
US6826913B2 (en) 2002-10-31 2004-12-07 Honeywell International Inc. Airflow modulation technique for low emissions combustors
US7143606B2 (en) 2002-11-01 2006-12-05 L'air Liquide-Societe Anonyme A'directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etide Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Combined air separation natural gas liquefaction plant
AU2003298266A1 (en) 2002-11-08 2004-06-07 Alstom Technology Ltd Gas turbine power plant and method of operating the same
DK1576266T3 (en) 2002-11-15 2014-12-01 Clean Energy Systems Inc Low pollutant energy generation system with air separation using an ion transfer membrane
CN1723341A (zh) 2002-11-15 2006-01-18 能量催化系统公司 减少贫燃发动机NOx排放的装置和方法
GB0226983D0 (en) 2002-11-19 2002-12-24 Boc Group Plc Nitrogen rejection method and apparatus
DE10257704A1 (de) 2002-12-11 2004-07-15 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Verbrennung eines Brennstoffs
MXPA05006314A (es) 2002-12-13 2006-02-08 Statoil Asa Un metodo para la recuperacion de petroleo proveniente de un yacimiento petrolifero.
NO20026021D0 (no) 2002-12-13 2002-12-13 Statoil Asa I & K Ir Pat Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning
US6731501B1 (en) 2003-01-03 2004-05-04 Jian-Roung Cheng Heat dissipating device for dissipating heat generated by a disk drive module inside a computer housing
US6851413B1 (en) 2003-01-10 2005-02-08 Ronnell Company, Inc. Method and apparatus to increase combustion efficiency and to reduce exhaust gas pollutants from combustion of a fuel
US6929423B2 (en) 2003-01-16 2005-08-16 Paul A. Kittle Gas recovery from landfills using aqueous foam
BRPI0406806A (pt) 2003-01-17 2005-12-27 Catalytica Energy Sys Inc Sistema e método de controle dinâmico para multicombustor catalìtico para motor de turbina a gás
US8631657B2 (en) 2003-01-22 2014-01-21 Vast Power Portfolio, Llc Thermodynamic cycles with thermal diluent
EP1585889A2 (en) 2003-01-22 2005-10-19 Vast Power Systems, Inc. Thermodynamic cycles using thermal diluent
US9254729B2 (en) 2003-01-22 2016-02-09 Vast Power Portfolio, Llc Partial load combustion cycles
GB2398863B (en) 2003-01-31 2007-10-17 Alstom Combustion Chamber
US6675579B1 (en) 2003-02-06 2004-01-13 Ford Global Technologies, Llc HCCI engine intake/exhaust systems for fast inlet temperature and pressure control with intake pressure boosting
US7618606B2 (en) 2003-02-06 2009-11-17 The Ohio State University Separation of carbon dioxide (CO2) from gas mixtures
WO2004072443A1 (en) * 2003-02-11 2004-08-26 Statoil Asa Efficient combined cycle power plant with co2 capture and a combustor arrangement with separate flows
US7914764B2 (en) 2003-02-28 2011-03-29 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrogen manufacture using pressure swing reforming
US7045553B2 (en) 2003-02-28 2006-05-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming
US20040170559A1 (en) 2003-02-28 2004-09-02 Frank Hershkowitz Hydrogen manufacture using pressure swing reforming
US7053128B2 (en) 2003-02-28 2006-05-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming
US7217303B2 (en) 2003-02-28 2007-05-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Pressure swing reforming for fuel cell systems
US7637093B2 (en) 2003-03-18 2009-12-29 Fluor Technologies Corporation Humid air turbine cycle with carbon dioxide recovery
US7401577B2 (en) 2003-03-19 2008-07-22 American Air Liquide, Inc. Real time optimization and control of oxygen enhanced boilers
US7074033B2 (en) 2003-03-22 2006-07-11 David Lloyd Neary Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7168265B2 (en) 2003-03-27 2007-01-30 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
JP2006521494A (ja) 2003-03-28 2006-09-21 シーメンス　アクチエンゲゼルシヤフト ガスタービンの高温ガスの温度測定装置および温度調整方法
JP4355661B2 (ja) 2003-04-29 2009-11-04 コンセホ・スペリオール・デ・インベスティガシオネス・シエンティフィカス 流動床燃焼器内での二酸化炭素と二酸化硫黄の現場捕獲
CA2460292C (en) 2003-05-08 2011-08-23 Sulzer Chemtech Ag A static mixer
US7503948B2 (en) 2003-05-23 2009-03-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming
DE10325111A1 (de) 2003-06-02 2005-01-05 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassende Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
US7056482B2 (en) 2003-06-12 2006-06-06 Cansolv Technologies Inc. Method for recovery of CO2 from gas streams
US7043898B2 (en) 2003-06-23 2006-05-16 Pratt & Whitney Canada Corp. Combined exhaust duct and mixer for a gas turbine engine
DE10334590B4 (de) 2003-07-28 2006-10-26 Uhde Gmbh Verfahren zur Gewinnung von Wasserstoff aus einem methanhaltigen Gas, insbesondere Erdgas und Anlage zur Durchführung des Verfahrens
US7007487B2 (en) 2003-07-31 2006-03-07 Mes International, Inc. Recuperated gas turbine engine system and method employing catalytic combustion
GB0323255D0 (en) 2003-10-04 2003-11-05 Rolls Royce Plc Method and system for controlling fuel supply in a combustion turbine engine
DE10350044A1 (de) 2003-10-27 2005-05-25 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von 1-Buten
US6904815B2 (en) 2003-10-28 2005-06-14 General Electric Company Configurable multi-point sampling method and system for representative gas composition measurements in a stratified gas flow stream
JP4341827B2 (ja) * 2003-11-13 2009-10-14 バブコック日立株式会社 コンバインドサイクルの排ガス通路構成とその運用方法
US6988549B1 (en) 2003-11-14 2006-01-24 John A Babcock SAGD-plus
US7032388B2 (en) 2003-11-17 2006-04-25 General Electric Company Method and system for incorporating an emission sensor into a gas turbine controller
US6939130B2 (en) 2003-12-05 2005-09-06 Gas Technology Institute High-heat transfer low-NOx combustion system
US7299619B2 (en) 2003-12-13 2007-11-27 Siemens Power Generation, Inc. Vaporization of liquefied natural gas for increased efficiency in power cycles
US7183328B2 (en) 2003-12-17 2007-02-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Methanol manufacture using pressure swing reforming
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
DE10360951A1 (de) 2003-12-23 2005-07-28 Alstom Technology Ltd Wärmekraftanlage mit sequentieller Verbrennung und reduziertem CO2-Ausstoß sowie Verfahren zum Betreiben einer derartigen Anlage
US20050144961A1 (en) 2003-12-24 2005-07-07 General Electric Company System and method for cogeneration of hydrogen and electricity
DE10361824A1 (de) 2003-12-30 2005-07-28 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von Butadien
DE10361823A1 (de) 2003-12-30 2005-08-11 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von Butadien und 1-Buten
US7096669B2 (en) 2004-01-13 2006-08-29 Compressor Controls Corp. Method and apparatus for the prevention of critical process variable excursions in one or more turbomachines
PL1720632T3 (pl) 2004-01-20 2018-03-30 Fluor Technologies Corporation Sposoby i konfiguracje do wzbogacania gazu kwaśnego
US7305817B2 (en) 2004-02-09 2007-12-11 General Electric Company Sinuous chevron exhaust nozzle
JP2005226847A (ja) 2004-02-10 2005-08-25 Ebara Corp 燃焼装置及び燃焼方法
US7468173B2 (en) 2004-02-25 2008-12-23 Sunstone Corporation Method for producing nitrogen to use in under balanced drilling, secondary recovery production operations and pipeline maintenance
DE102004009794A1 (de) 2004-02-28 2005-09-22 Daimlerchrysler Ag Brennkraftmaschine mit zwei Abgasturboladern
US6971242B2 (en) 2004-03-02 2005-12-06 Caterpillar Inc. Burner for a gas turbine engine
US8951951B2 (en) 2004-03-02 2015-02-10 Troxler Electronic Laboratories, Inc. Solvent compositions for removing petroleum residue from a substrate and methods of use thereof
US7752848B2 (en) 2004-03-29 2010-07-13 General Electric Company System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
EP1730441B1 (de) 2004-03-30 2008-03-19 Alstom Technology Ltd Vorrichtung und verfahren zur flammenstabilisierung in einem brenner
WO2005095863A1 (de) 2004-03-31 2005-10-13 Alstom Technology Ltd Brenner
US20050241311A1 (en) 2004-04-16 2005-11-03 Pronske Keith L Zero emissions closed rankine cycle power system
US7302801B2 (en) 2004-04-19 2007-12-04 Hamilton Sundstrand Corporation Lean-staged pyrospin combustor
US7185497B2 (en) 2004-05-04 2007-03-06 Honeywell International, Inc. Rich quick mix combustion system
EP1756475B1 (en) 2004-05-06 2012-11-14 New Power Concepts LLC Gaseous fuel burner
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
US7438744B2 (en) 2004-05-14 2008-10-21 Eco/Technologies, Llc Method and system for sequestering carbon emissions from a combustor/boiler
US20080034727A1 (en) 2004-05-19 2008-02-14 Fluor Technologies Corporation Triple Cycle Power Plant
US7065972B2 (en) 2004-05-21 2006-06-27 Honeywell International, Inc. Fuel-air mixing apparatus for reducing gas turbine combustor exhaust emissions
US7010921B2 (en) 2004-06-01 2006-03-14 General Electric Company Method and apparatus for cooling combustor liner and transition piece of a gas turbine
US6993916B2 (en) 2004-06-08 2006-02-07 General Electric Company Burner tube and method for mixing air and gas in a gas turbine engine
US7197880B2 (en) 2004-06-10 2007-04-03 United States Department Of Energy Lean blowoff detection sensor
US7788897B2 (en) 2004-06-11 2010-09-07 Vast Power Portfolio, Llc Low emissions combustion apparatus and method
US7472550B2 (en) 2004-06-14 2009-01-06 University Of Florida Research Foundation, Inc. Combined cooling and power plant with water extraction
MX2007000341A (es) 2004-07-14 2007-03-27 Fluor Tech Corp Configuraciones y metodos para generacion de energia con regasificacion de gas natural licuado integrado.
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
US7498009B2 (en) 2004-08-16 2009-03-03 Dana Uv, Inc. Controlled spectrum ultraviolet radiation pollution control process
DE102004039927A1 (de) 2004-08-18 2006-02-23 Daimlerchrysler Ag Brennkraftmaschine mit einem Abgasturbolader und einer Abgasrückführeinrichtung
DE102004040893A1 (de) 2004-08-24 2006-03-02 Bayerische Motoren Werke Ag Abgasturbolader
US7137623B2 (en) 2004-09-17 2006-11-21 Spx Cooling Technologies, Inc. Heating tower apparatus and method with isolation of outlet and inlet air
CN100532306C (zh) 2004-09-29 2009-08-26 太平洋水泥株式会社 水泥窑燃烧气体抽气灰尘的处理系统及处理方法
JP4905958B2 (ja) 2004-09-29 2012-03-28 太平洋セメント株式会社 セメントキルン燃焼ガス抽気ダストの処理システム及び処理方法
JP4626251B2 (ja) 2004-10-06 2011-02-02 株式会社日立製作所 燃焼器及び燃焼器の燃焼方法
US7381393B2 (en) 2004-10-07 2008-06-03 The Regents Of The University Of California Process for sulfur removal suitable for treating high-pressure gas streams
US7434384B2 (en) 2004-10-25 2008-10-14 United Technologies Corporation Fluid mixer with an integral fluid capture ducts forming auxiliary secondary chutes at the discharge end of said ducts
US7762084B2 (en) 2004-11-12 2010-07-27 Rolls-Royce Canada, Ltd. System and method for controlling the working line position in a gas turbine engine compressor
US7357857B2 (en) 2004-11-29 2008-04-15 Baker Hughes Incorporated Process for extracting bitumen
US7506501B2 (en) 2004-12-01 2009-03-24 Honeywell International Inc. Compact mixer with trimmable open centerbody
US7389635B2 (en) 2004-12-01 2008-06-24 Honeywell International Inc. Twisted mixer with open center body
EP1666823A1 (de) 2004-12-03 2006-06-07 Linde Aktiengesellschaft Vorrichtung zur Tieftemperaturzerlegung eines Gasgemisches, insbesondere von Luft
JP2006183599A (ja) 2004-12-28 2006-07-13 Nissan Motor Co Ltd 内燃機関の排気浄化装置
PL1681090T3 (pl) 2005-01-17 2007-10-31 Balcke Duerr Gmbh Urządzenie i sposób mieszania strumienia płynu w kanale przepływowym
US20060183009A1 (en) 2005-02-11 2006-08-17 Berlowitz Paul J Fuel cell fuel processor with hydrogen buffering
CN1847766A (zh) 2005-02-11 2006-10-18 林德股份公司 通过与冷却液体直接热交换而冷却气体的方法和装置
US7875402B2 (en) 2005-02-23 2011-01-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Proton conducting solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming
US7137256B1 (en) 2005-02-28 2006-11-21 Peter Stuttaford Method of operating a combustion system for increased turndown capability
US20060196812A1 (en) 2005-03-02 2006-09-07 Beetge Jan H Zone settling aid and method for producing dry diluted bitumen with reduced losses of asphaltenes
US7194869B2 (en) * 2005-03-08 2007-03-27 Siemens Power Generation, Inc. Turbine exhaust water recovery system
US7681394B2 (en) 2005-03-25 2010-03-23 The United States Of America, As Represented By The Administrator Of The U.S. Environmental Protection Agency Control methods for low emission internal combustion system
EP1864009A2 (en) 2005-03-30 2007-12-12 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for thermal integration of lng regasification and power plants
JP4763039B2 (ja) 2005-03-30 2011-08-31 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン Ｌｎｇ再ガス化の精製および発電との統合
DE102005015151A1 (de) 2005-03-31 2006-10-26 Alstom Technology Ltd. Gasturbinenanlage
US7906304B2 (en) 2005-04-05 2011-03-15 Geosynfuels, Llc Method and bioreactor for producing synfuel from carbonaceous material
EP1871993A1 (en) 2005-04-05 2008-01-02 Sargas AS Low co2 thermal powerplant
DE102005017905A1 (de) 2005-04-18 2006-10-19 Behr Gmbh & Co. Kg Vorrichtung zur gekühlten Rückführung von Abgas einer Brennkraftmaschine eines Kraftfahrzeuges
WO2006119409A2 (en) 2005-05-02 2006-11-09 Vast Power Portfolio, Llc West compression apparatus and method
US7827782B2 (en) 2005-05-19 2010-11-09 Ford Global Technologies, Llc Method for remediating emissions
US7874350B2 (en) 2005-05-23 2011-01-25 Precision Combustion, Inc. Reducing the energy requirements for the production of heavy oil
US7789159B1 (en) 2005-05-27 2010-09-07 Bader Mansour S Methods to de-sulfate saline streams
US7980312B1 (en) 2005-06-20 2011-07-19 Hill Gilman A Integrated in situ retorting and refining of oil shale
JP5334576B2 (ja) 2005-06-27 2013-11-06 ソリッド・ガス・テクノロジーズ・リミテッド・ライアビリティ・カンパニー クラスレートハイドレート生成および解離モジュールを用いたガス流の処理方法
US7966822B2 (en) 2005-06-30 2011-06-28 General Electric Company Reverse-flow gas turbine combustion system
US7481048B2 (en) 2005-06-30 2009-01-27 Caterpillar Inc. Regeneration assembly
US7752850B2 (en) 2005-07-01 2010-07-13 Siemens Energy, Inc. Controlled pilot oxidizer for a gas turbine combustor
US7266940B2 (en) 2005-07-08 2007-09-11 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US7670135B1 (en) 2005-07-13 2010-03-02 Zeeco, Inc. Burner and method for induction of flue gas
US20070044479A1 (en) 2005-08-10 2007-03-01 Harry Brandt Hydrogen production from an oxyfuel combustor
AU2006281992B2 (en) 2005-08-16 2011-05-19 Kc8 Capture Technologies Ltd Plant and process for removing carbon dioxide from gas streams
EP1757778B1 (de) 2005-08-23 2015-12-23 Balcke-Dürr GmbH Abgasführung einer Gasturbine sowie Verfahren zum Vermischen des Abgases der Gasturbine
US7225623B2 (en) 2005-08-23 2007-06-05 General Electric Company Trapped vortex cavity afterburner
US7562519B1 (en) 2005-09-03 2009-07-21 Florida Turbine Technologies, Inc. Gas turbine engine with an air cooled bearing
US7410525B1 (en) 2005-09-12 2008-08-12 Uop Llc Mixed matrix membranes incorporating microporous polymers as fillers
DE102005048911A1 (de) 2005-10-10 2007-04-12 Behr Gmbh & Co. Kg Anordnung zur Rückführung und Kühlung von Abgas einer Brennkraftmaschine
US7690204B2 (en) 2005-10-12 2010-04-06 Praxair Technology, Inc. Method of maintaining a fuel Wobbe index in an IGCC installation
US7513100B2 (en) 2005-10-24 2009-04-07 General Electric Company Systems for low emission gas turbine energy generation
US7493769B2 (en) 2005-10-25 2009-02-24 General Electric Company Assembly and method for cooling rear bearing and exhaust frame of gas turbine
US7827794B1 (en) 2005-11-04 2010-11-09 Clean Energy Systems, Inc. Ultra low emissions fast starting power plant
BRPI0618321B8 (pt) 2005-11-07 2021-05-25 Specialist Process Tech Limited fluido funcional, processo para preparação, uso do mesmo, e processo para a dessulfurização de um estoque de alimentação de hidrocarboneto gasoso
US7765810B2 (en) 2005-11-15 2010-08-03 Precision Combustion, Inc. Method for obtaining ultra-low NOx emissions from gas turbines operating at high turbine inlet temperatures
CA2629631C (en) 2005-11-18 2012-06-19 Exxonmobil Upstream Research Company Method of drilling and producing hydrocarbons from subsurface formations
US20070144747A1 (en) 2005-12-02 2007-06-28 Hce, Llc Coal bed pretreatment for enhanced carbon dioxide sequestration
US7726114B2 (en) 2005-12-07 2010-06-01 General Electric Company Integrated combustor-heat exchanger and systems for power generation using the same
WO2007068682A1 (en) 2005-12-12 2007-06-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Enhanced oil recovery process and a process for the sequestration of carbon dioxide
US7634915B2 (en) 2005-12-13 2009-12-22 General Electric Company Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation
CN101331081A (zh) 2005-12-16 2008-12-24 国际壳牌研究有限公司 冷却热烟气流的方法
US7846401B2 (en) 2005-12-23 2010-12-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Controlled combustion for regenerative reactors
US8038773B2 (en) 2005-12-28 2011-10-18 Jupiter Oxygen Corporation Integrated capture of fossil fuel gas pollutants including CO2 with energy recovery
US7909898B2 (en) 2006-02-01 2011-03-22 Air Products And Chemicals, Inc. Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen and carbon dioxide
ATE491861T1 (de) * 2006-02-07 2011-01-15 Diamond Qc Technologies Inc Mit kohlendioxid angereicherte rauchgaseinspritzung zur kohlenwasserstoffgewinnung
EP1821035A1 (en) 2006-02-15 2007-08-22 Siemens Aktiengesellschaft Gas turbine burner and method of mixing fuel and air in a swirling area of a gas turbine burner
DE102006024778B3 (de) 2006-03-02 2007-07-19 J. Eberspächer GmbH & Co. KG Statischer Mischer und Abgasbehandlungseinrichtung
EP2040848A1 (en) 2006-03-07 2009-04-01 Marathon Oil Sands (U.S.A.) Inc. Processing asphaltene-containing tailings
US7650744B2 (en) 2006-03-24 2010-01-26 General Electric Company Systems and methods of reducing NOx emissions in gas turbine systems and internal combustion engines
JP4418442B2 (ja) 2006-03-30 2010-02-17 三菱重工業株式会社 ガスタービンの燃焼器及び燃焼制御方法
US7591866B2 (en) 2006-03-31 2009-09-22 Ranendra Bose Methane gas recovery and usage system for coalmines, municipal land fills and oil refinery distillation tower vent stacks
US7654320B2 (en) 2006-04-07 2010-02-02 Occidental Energy Ventures Corp. System and method for processing a mixture of hydrocarbon and CO2 gas produced from a hydrocarbon reservoir
US7644573B2 (en) 2006-04-18 2010-01-12 General Electric Company Gas turbine inlet conditioning system and method
US20070245736A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Eastman Chemical Company Process for superheated steam
US20070249738A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Haynes Joel M Premixed partial oxidation syngas generator
DE102006019780A1 (de) 2006-04-28 2007-11-08 Daimlerchrysler Ag Abgasturbolader in einer Brennkraftmaschine
US7886522B2 (en) 2006-06-05 2011-02-15 Kammel Refaat Diesel gas turbine system and related methods
JP4162016B2 (ja) 2006-06-08 2008-10-08 トヨタ自動車株式会社 内燃機関の排気浄化装置
WO2007147216A1 (en) 2006-06-23 2007-12-27 Bhp Billiton Innovation Pty Ltd Power generation
US7691788B2 (en) 2006-06-26 2010-04-06 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods of using same in producing heavy oil and bitumen
US20080006561A1 (en) 2006-07-05 2008-01-10 Moran Lyle E Dearomatized asphalt
EP2038219A1 (en) 2006-07-07 2009-03-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery
KR100735841B1 (ko) 2006-07-31 2007-07-06 한국과학기술원 천연가스 하이드레이트로부터 메탄가스를 회수하는 방법
CA2661493C (en) 2006-08-23 2012-04-24 Praxair Technology, Inc. Gasification and steam methane reforming integrated polygeneration method and system
US20080047280A1 (en) 2006-08-24 2008-02-28 Bhp Billiton Limited Heat recovery system
JP4265634B2 (ja) 2006-09-15 2009-05-20 トヨタ自動車株式会社 電動パーキングブレーキシステム
CN101516775B (zh) 2006-09-18 2011-12-28 国际壳牌研究有限公司 用于制备二硫化碳的方法
US7520134B2 (en) 2006-09-29 2009-04-21 General Electric Company Methods and apparatus for injecting fluids into a turbine engine
JP2008095541A (ja) 2006-10-06 2008-04-24 Toufuji Denki Kk ターボチャージャ
US7942008B2 (en) 2006-10-09 2011-05-17 General Electric Company Method and system for reducing power plant emissions
US7763163B2 (en) 2006-10-20 2010-07-27 Saudi Arabian Oil Company Process for removal of nitrogen and poly-nuclear aromatics from hydrocracker feedstocks
GB0620883D0 (en) 2006-10-20 2006-11-29 Johnson Matthey Plc Exhaust system for a lean-burn internal combustion engine
US7566394B2 (en) 2006-10-20 2009-07-28 Saudi Arabian Oil Company Enhanced solvent deasphalting process for heavy hydrocarbon feedstocks utilizing solid adsorbent
US7721543B2 (en) 2006-10-23 2010-05-25 Southwest Research Institute System and method for cooling a combustion gas charge
US7492054B2 (en) 2006-10-24 2009-02-17 Catlin Christopher S River and tidal power harvester
US7739864B2 (en) * 2006-11-07 2010-06-22 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
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
US7895822B2 (en) * 2006-11-07 2011-03-01 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US7947115B2 (en) 2006-11-16 2011-05-24 Siemens Energy, Inc. System and method for generation of high pressure air in an integrated gasification combined cycle system
US20080118310A1 (en) 2006-11-20 2008-05-22 Graham Robert G All-ceramic heat exchangers, systems in which they are used and processes for the use of such systems
US7921633B2 (en) 2006-11-21 2011-04-12 Siemens Energy, Inc. System and method employing direct gasification for power generation
US20080127632A1 (en) 2006-11-30 2008-06-05 General Electric Company Carbon dioxide capture systems and methods
US7789658B2 (en) 2006-12-14 2010-09-07 Uop Llc Fired heater
US7815873B2 (en) 2006-12-15 2010-10-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Controlled combustion for regenerative reactors with mixer/flow distributor
US7856829B2 (en) 2006-12-15 2010-12-28 Praxair Technology, Inc. Electrical power generation method
US7802434B2 (en) 2006-12-18 2010-09-28 General Electric Company Systems and processes for reducing NOx emissions
EP1944268A1 (en) 2006-12-18 2008-07-16 BP Alternative Energy Holdings Limited Process
US20080155984A1 (en) 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture
US7943097B2 (en) 2007-01-09 2011-05-17 Catalytic Solutions, Inc. Reactor system for reducing NOx emissions from boilers
FR2911667B1 (fr) 2007-01-23 2009-10-02 Snecma Sa Systeme d'injection de carburant a double injecteur.
US7819951B2 (en) 2007-01-23 2010-10-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
JP5574710B2 (ja) 2007-01-25 2014-08-20 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 発電所での二酸化炭素放出量を減少させる方法
EP1950494A1 (de) 2007-01-29 2008-07-30 Siemens Aktiengesellschaft Brennkammer für eine Gasturbine
US20080178611A1 (en) 2007-01-30 2008-07-31 Foster Wheeler Usa Corporation Ecological Liquefied Natural Gas (LNG) Vaporizer System
US7841186B2 (en) 2007-01-31 2010-11-30 Power Systems Mfg., Llc Inlet bleed heat and power augmentation for a gas turbine engine
US8552073B2 (en) 2007-02-12 2013-10-08 Sasol Technology (Proprietary) Limited Co-production of power and hydrocarbons
EP1959143B1 (en) 2007-02-13 2010-10-20 Yamada Manufacturing Co., Ltd. Oil pump pressure control device
US8356485B2 (en) 2007-02-27 2013-01-22 Siemens Energy, Inc. System and method for oxygen separation in an integrated gasification combined cycle system
JP2008215650A (ja) * 2007-02-28 2008-09-18 Tokyo Electric Power Co Inc:The 熱交換器
US20080251234A1 (en) 2007-04-16 2008-10-16 Wilson Turbopower, Inc. Regenerator wheel apparatus
US20080250795A1 (en) 2007-04-16 2008-10-16 Conocophillips Company Air Vaporizer and Its Use in Base-Load LNG Regasification Plant
CA2614669C (en) 2007-05-03 2008-12-30 Imperial Oil Resources Limited An improved process for recovering solvent from asphaltene containing tailings resulting from a separation process
WO2008137815A1 (en) 2007-05-04 2008-11-13 Clark Steve L Reduced-emission gasification and oxidation of hydrocarbon materials for liquid fuel production
US7654330B2 (en) 2007-05-19 2010-02-02 Pioneer Energy, Inc. Apparatus, methods, and systems for extracting petroleum using a portable coal reformer
US7918906B2 (en) 2007-05-20 2011-04-05 Pioneer Energy Inc. Compact natural gas steam reformer with linear countercurrent heat exchanger
US8616294B2 (en) 2007-05-20 2013-12-31 Pioneer Energy, Inc. Systems and methods for generating in-situ carbon dioxide driver gas for use in enhanced oil recovery
FR2916363A1 (fr) 2007-05-23 2008-11-28 Air Liquide Procede de purification d'un gaz par cpsa a deux paliers de regeneration et unite de purification permettant la mise en oeuvre de ce procede
US20080290719A1 (en) 2007-05-25 2008-11-27 Kaminsky Robert D Process for producing Hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant
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
EP2158388B1 (de) 2007-06-19 2019-09-11 Ansaldo Energia IP UK Limited Gasturbinenanlage mit abgasrezirkulation
US20090000762A1 (en) 2007-06-29 2009-01-01 Wilson Turbopower, Inc. Brush-seal and matrix for regenerative heat exchanger, and method of adjusting same
US7708804B2 (en) 2007-07-11 2010-05-04 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Process and apparatus for the separation of a gaseous mixture
US8061120B2 (en) 2007-07-30 2011-11-22 Herng Shinn Hwang Catalytic EGR oxidizer for IC engines and gas turbines
US20090038247A1 (en) 2007-08-09 2009-02-12 Tapco International Corporation Exterior trim pieces with weather stripping and colored protective layer
WO2009027491A1 (en) 2007-08-30 2009-03-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
US7845406B2 (en) 2007-08-30 2010-12-07 George Nitschke Enhanced oil recovery system for use with a geopressured-geothermal conversion system
US8127558B2 (en) 2007-08-31 2012-03-06 Siemens Energy, Inc. Gas turbine engine adapted for use in combination with an apparatus for separating a portion of oxygen from compressed air
US20090056342A1 (en) 2007-09-04 2009-03-05 General Electric Company Methods and Systems for Gas Turbine Part-Load Operating Conditions
US9404418B2 (en) 2007-09-28 2016-08-02 General Electric Company Low emission turbine system and method
CA2698238C (en) 2007-10-22 2014-04-01 Osum Oil Sands Corp. Method of removing carbon dioxide emissions from in-situ recovery of bitumen and heavy oil
US7861511B2 (en) 2007-10-30 2011-01-04 General Electric Company System for recirculating the exhaust of a turbomachine
CN101939075B (zh) 2007-11-28 2013-08-14 布莱阿姆青年大学 从废气中捕集二氧化碳
US8220268B2 (en) 2007-11-28 2012-07-17 Caterpillar Inc. Turbine engine having fuel-cooled air intercooling
EP2067941A3 (de) 2007-12-06 2013-06-26 Alstom Technology Ltd Kombikraftwerk mit Abgasrückführung und CO2-Abscheidung sowie Verfahren zum Betrieb eines solchen Kombikraftwerks
US8133298B2 (en) 2007-12-06 2012-03-13 Air Products And Chemicals, Inc. Blast furnace iron production with integrated power generation
US7536252B1 (en) 2007-12-10 2009-05-19 General Electric Company Method and system for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas
US8046986B2 (en) 2007-12-10 2011-11-01 General Electric Company Method and system for controlling an exhaust gas recirculation system
US20090157230A1 (en) 2007-12-14 2009-06-18 General Electric Company Method for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas
JP5118496B2 (ja) 2008-01-10 2013-01-16 三菱重工業株式会社 ガスタービンの排気部の構造およびガスタービン
GB0800940D0 (en) 2008-01-18 2008-02-27 Milled Carbon Ltd Recycling carbon fibre
US7695703B2 (en) 2008-02-01 2010-04-13 Siemens Energy, Inc. High temperature catalyst and process for selective catalytic reduction of NOx in exhaust gases of fossil fuel combustion
US20090193809A1 (en) 2008-02-04 2009-08-06 Mark Stewart Schroder Method and system to facilitate combined cycle working fluid modification and combustion thereof
US8176982B2 (en) 2008-02-06 2012-05-15 Osum Oil Sands Corp. Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservoir
CA2715973C (en) 2008-02-12 2014-02-11 Foret Plasma Labs, Llc System, method and apparatus for lean combustion with plasma from an electrical arc
EP2093403B1 (en) 2008-02-19 2016-09-28 C.R.F. Società Consortile per Azioni EGR control system
US8051638B2 (en) 2008-02-19 2011-11-08 General Electric Company Systems and methods for exhaust gas recirculation (EGR) for turbine engines
CA2684817C (en) 2008-12-12 2017-09-12 Maoz Betzer-Zilevitch Steam generation process and system for enhanced oil recovery
US20090223227A1 (en) 2008-03-05 2009-09-10 General Electric Company Combustion cap with crown mixing holes
US8448418B2 (en) 2008-03-11 2013-05-28 General Electric Company Method for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas
US7926292B2 (en) 2008-03-19 2011-04-19 Gas Technology Institute Partial oxidation gas turbine cooling
US8001789B2 (en) 2008-03-26 2011-08-23 Alstom Technologies Ltd., Llc Utilizing inlet bleed heat to improve mixing and engine turndown
US7985399B2 (en) 2008-03-27 2011-07-26 Praxair Technology, Inc. Hydrogen production method and facility
EP2276559A4 (en) 2008-03-28 2017-10-18 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CA2715186C (en) 2008-03-28 2016-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
EP2107305A1 (en) 2008-04-01 2009-10-07 Siemens Aktiengesellschaft Gas turbine system and method
US8459017B2 (en) 2008-04-09 2013-06-11 Woodward, Inc. Low pressure drop mixer for radial mixing of internal combustion engine exhaust flows, combustor incorporating same, and methods of mixing
US8272777B2 (en) 2008-04-21 2012-09-25 Heinrich Gillet Gmbh (Tenneco) Method for mixing an exhaust gas flow
FR2930594B1 (fr) 2008-04-29 2013-04-26 Faurecia Sys Echappement Element d'echappement comportant un moyen statique pour melanger un additif a des gaz d'echappement
US8240153B2 (en) 2008-05-14 2012-08-14 General Electric Company Method and system for controlling a set point for extracting air from a compressor to provide turbine cooling air in a gas turbine
US8397482B2 (en) 2008-05-15 2013-03-19 General Electric Company Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx
US7989507B2 (en) * 2008-05-20 2011-08-02 Siemens Aktiengesellschaft Production of fuel materials utilizing waste carbon dioxide and hydrogen from renewable resources
CA2718885C (en) 2008-05-20 2014-05-06 Osum Oil Sands Corp. Method of managing carbon reduction for hydrocarbon producers
US20090301054A1 (en) 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
US20100003123A1 (en) 2008-07-01 2010-01-07 Smith Craig F Inlet air heating system for a gas turbine engine
US7955403B2 (en) 2008-07-16 2011-06-07 Kellogg Brown & Root Llc Systems and methods for producing substitute natural gas
US20100018218A1 (en) 2008-07-25 2010-01-28 Riley Horace E Power plant with emissions recovery
WO2010014938A2 (en) 2008-07-31 2010-02-04 Alstom Technology Ltd. System for hot solids combustion and gasification
US7753972B2 (en) 2008-08-17 2010-07-13 Pioneer Energy, Inc Portable apparatus for extracting low carbon petroleum and for generating low carbon electricity
US7674443B1 (en) 2008-08-18 2010-03-09 Irvin Davis Zero emission gasification, power generation, carbon oxides management and metallurgical reduction processes, apparatus, systems, and integration thereof
WO2010020655A1 (en) 2008-08-21 2010-02-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Improved process for production of elemental iron
CN102159810B (zh) 2008-09-19 2013-11-13 雷诺卡车公司 排气管中的混合装置
US7931888B2 (en) 2008-09-22 2011-04-26 Praxair Technology, Inc. Hydrogen production method
US8555796B2 (en) 2008-09-26 2013-10-15 Air Products And Chemicals, Inc. Process temperature control in oxy/fuel combustion system
US8316784B2 (en) 2008-09-26 2012-11-27 Air Products And Chemicals, Inc. Oxy/fuel combustion system with minimized flue gas recirculation
AU2009303735B2 (en) 2008-10-14 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for controlling the products of combustion
US8454350B2 (en) 2008-10-29 2013-06-04 General Electric Company Diluent shroud for combustor
CN102224332B (zh) 2008-11-24 2013-11-13 阿瑞斯汽轮机公司 应用旋转的再生热交换器的具有外部燃烧的燃气涡轮机
EP2192347B1 (en) 2008-11-26 2014-01-01 Siemens Aktiengesellschaft Tubular swirling chamber
CA2646171A1 (en) 2008-12-10 2010-06-10 Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minist Of Natural Resources Canada High pressure direct contact oxy-fired steam generator
US20100170253A1 (en) 2009-01-07 2010-07-08 General Electric Company Method and apparatus for fuel injection in a turbine engine
US20100180565A1 (en) 2009-01-16 2010-07-22 General Electric Company Methods for increasing carbon dioxide content in gas turbine exhaust and systems for achieving the same
JP4746111B2 (ja) 2009-02-27 2011-08-10 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及びその方法
US20100326084A1 (en) 2009-03-04 2010-12-30 Anderson Roger E Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel
US8127936B2 (en) 2009-03-27 2012-03-06 Uop Llc High performance cross-linked polybenzoxazole and polybenzothiazole polymer membranes
US8127937B2 (en) 2009-03-27 2012-03-06 Uop Llc High performance cross-linked polybenzoxazole and polybenzothiazole polymer membranes
US20100300102A1 (en) 2009-05-28 2010-12-02 General Electric Company Method and apparatus for air and fuel injection in a turbine
JP5173941B2 (ja) 2009-06-04 2013-04-03 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置
SG10201402156TA (en) 2009-06-05 2014-10-30 Exxonmobil Upstream Res Co Combustor systems and methods for using same
JP5383338B2 (ja) 2009-06-17 2014-01-08 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法
US8436489B2 (en) 2009-06-29 2013-05-07 Lightsail Energy, Inc. Compressed air energy storage system utilizing two-phase flow to facilitate heat exchange
US8196395B2 (en) 2009-06-29 2012-06-12 Lightsail Energy, Inc. Compressed air energy storage system utilizing two-phase flow to facilitate heat exchange
EP2284359A1 (en) 2009-07-08 2011-02-16 Bergen Teknologioverføring AS Method of enhanced oil recovery from geological reservoirs
US8348551B2 (en) 2009-07-29 2013-01-08 Terratherm, Inc. Method and system for treating contaminated materials
US8479489B2 (en) 2009-08-27 2013-07-09 General Electric Company Turbine exhaust recirculation
PL2473706T3 (pl) 2009-09-01 2019-12-31 Exxonmobil Upstream Research Company Wytwarzanie energii o niskiej emisji i układy i sposoby wydobycia węglowodorów
US10001272B2 (en) 2009-09-03 2018-06-19 General Electric Technology Gmbh Apparatus and method for close coupling of heat recovery steam generators with gas turbines
US7937948B2 (en) 2009-09-23 2011-05-10 Pioneer Energy, Inc. Systems and methods for generating electricity from carbonaceous material with substantially no carbon dioxide emissions
EP2301650B1 (en) 2009-09-24 2016-11-02 Haldor Topsøe A/S Process and catalyst system for scr of nox
US8381525B2 (en) 2009-09-30 2013-02-26 General Electric Company System and method using low emissions gas turbine cycle with partial air separation
US20110088379A1 (en) 2009-10-15 2011-04-21 General Electric Company Exhaust gas diffuser
US8337139B2 (en) 2009-11-10 2012-12-25 General Electric Company Method and system for reducing the impact on the performance of a turbomachine operating an extraction system
AU2010318595C1 (en) 2009-11-12 2016-10-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US20110126512A1 (en) 2009-11-30 2011-06-02 Honeywell International Inc. Turbofan gas turbine engine aerodynamic mixer
US20110138766A1 (en) 2009-12-15 2011-06-16 General Electric Company System and method of improving emission performance of a gas turbine
US8337613B2 (en) 2010-01-11 2012-12-25 Bert Zauderer Slagging coal combustor for cementitious slag production, metal oxide reduction, shale gas and oil recovery, enviromental remediation, emission control and CO2 sequestration
DE102010009043B4 (de) 2010-02-23 2013-11-07 Iav Gmbh Ingenieurgesellschaft Auto Und Verkehr Statischer Mischer für eine Abgasanlage einer Brennkraftmaschine
US8438852B2 (en) 2010-04-06 2013-05-14 General Electric Company Annular ring-manifold quaternary fuel distributor
US8635875B2 (en) 2010-04-29 2014-01-28 Pratt & Whitney Canada Corp. Gas turbine engine exhaust mixer including circumferentially spaced-apart radial rows of tabs extending downstream on the radial walls, crests and troughs
US8372251B2 (en) 2010-05-21 2013-02-12 General Electric Company System for protecting gasifier surfaces from corrosion
WO2012003080A1 (en) 2010-07-02 2012-01-05 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
WO2012003077A1 (en) 2010-07-02 2012-01-05 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
CN102959203B (zh) 2010-07-02 2018-10-09 埃克森美孚上游研究公司 通过排气再循环的浓缩空气的化学计量燃烧
CA2801492C (en) 2010-07-02 2017-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler
MY167118A (en) 2010-07-02 2018-08-10 Exxonmobil Upstream Res Co Low emission triple-cycle power generation systems and methods
TWI593878B (zh) 2010-07-02 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 用於控制燃料燃燒之系統及方法
US8268044B2 (en) 2010-07-13 2012-09-18 Air Products And Chemicals, Inc. Separation of a sour syngas stream
US8226912B2 (en) 2010-07-13 2012-07-24 Air Products And Chemicals, Inc. Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen, carbon dioxide and hydrogen sulphide
WO2012018459A2 (en) 2010-07-26 2012-02-09 Dresser-Rand Company Method and system for reducing seal gas consumption and settle-out pressure reduction in high-pressure compression systems
US8206669B2 (en) 2010-07-27 2012-06-26 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for treating a sour gas
US8627643B2 (en) 2010-08-05 2014-01-14 General Electric Company System and method for measuring temperature within a turbine system
US9097182B2 (en) 2010-08-05 2015-08-04 General Electric Company Thermal control system for fault detection and mitigation within a power generation system
US9019108B2 (en) 2010-08-05 2015-04-28 General Electric Company Thermal measurement system for fault detection within a power generation system
US9903279B2 (en) 2010-08-06 2018-02-27 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion
WO2012018458A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for exhaust gas extraction
US8220247B2 (en) 2010-09-13 2012-07-17 Membrane Technology And Research, Inc. Power generation process with partial recycle of carbon dioxide
US8220248B2 (en) 2010-09-13 2012-07-17 Membrane Technology And Research, Inc Power generation process with partial recycle of carbon dioxide
US8166766B2 (en) 2010-09-23 2012-05-01 General Electric Company System and method to generate electricity
US8991187B2 (en) 2010-10-11 2015-03-31 General Electric Company Combustor with a lean pre-nozzle fuel injection system
US8726628B2 (en) 2010-10-22 2014-05-20 General Electric Company Combined cycle power plant including a carbon dioxide collection system
US9074530B2 (en) 2011-01-13 2015-07-07 General Electric Company Stoichiometric exhaust gas recirculation and related combustion control
RU2560099C2 (ru) 2011-01-31 2015-08-20 Дженерал Электрик Компани Топливное сопло (варианты)
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
TWI563164B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated systems incorporating inlet compressor oxidant control apparatus and related methods of generating power
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
CN103442783A (zh) 2011-03-22 2013-12-11 埃克森美孚上游研究公司 用于在低排放涡轮机系统中捕获二氧化碳的系统和方法
TW201303143A (zh) 2011-03-22 2013-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 低排放渦輪機系統中用於攫取二氧化碳及產生動力的系統與方法
US8101146B2 (en) 2011-04-08 2012-01-24 Johnson Matthey Public Limited Company Catalysts for the reduction of ammonia emission from rich-burn exhaust
US8910485B2 (en) 2011-04-15 2014-12-16 General Electric Company Stoichiometric exhaust gas recirculation combustor with extraction port for cooling air
US8281596B1 (en) 2011-05-16 2012-10-09 General Electric Company Combustor assembly for a turbomachine
CA2742565C (en) 2011-06-10 2019-04-02 Imperial Oil Resources Limited Methods and systems for providing steam
US8245492B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and method of operation
US8453461B2 (en) 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Power plant and method of operation
US8453462B2 (en) 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US20120023954A1 (en) 2011-08-25 2012-02-02 General Electric Company Power plant and method of operation
US8266913B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant and method of use
US9127598B2 (en) 2011-08-25 2015-09-08 General Electric Company Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US8245493B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and control method
US8205455B2 (en) 2011-08-25 2012-06-26 General Electric Company Power plant and method of operation
US8266883B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant start-up method and method of venting the power plant
US8347600B2 (en) 2011-08-25 2013-01-08 General Electric Company Power plant and method of operation
US8713947B2 (en) 2011-08-25 2014-05-06 General Electric Company Power plant with gas separation system
US20130086917A1 (en) 2011-10-06 2013-04-11 Ilya Aleksandrovich Slobodyanskiy Apparatus for head end direct air injection with enhanced mixing capabilities
US9097424B2 (en) 2012-03-12 2015-08-04 General Electric Company System for supplying a fuel and working fluid mixture to a combustor
WO2013147632A1 (en) 2012-03-29 2013-10-03 General Electric Company Bi-directional end cover with extraction capability for gas turbine combustor
AU2012375461B2 (en) 2012-03-29 2015-10-29 Exxonmobil Upstream Research Company Turbomachine combustor assembly
US8539749B1 (en) 2012-04-12 2013-09-24 General Electric Company Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
EP2836692B1 (en) 2012-04-12 2020-02-19 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US20130269356A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a stoichiometric egr system on a regenerative reheat system
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US20130269358A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
US20130269310A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
US20130269357A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a secondary flow system
US20130269361A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Methods relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
US20130269355A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling an extraction pressure and temperature of a stoichiometric egr system
US20130269360A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a powerplant during low-load operations
CA2871581C (en) 2012-04-26 2017-06-27 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6055803A (en) * 1997-12-08 2000-05-02 Combustion Engineering, Inc. Gas turbine heat recovery steam generator and method of operation
US20040148941A1 (en) * 2003-01-30 2004-08-05 Roger Wylie Supercritical combined cycle for generating electric power
US20070006565A1 (en) * 2003-11-06 2007-01-11 Sargas As Purification works for thermal power plant
US20090117024A1 (en) * 2005-03-14 2009-05-07 Geoffrey Gerald Weedon Process for the Production of Hydrogen with Co-Production and Capture of Carbon Dioxide

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2795864C2 (ru) * 2018-06-11 2023-05-12 НУОВО ПИНЬОНЕ ТЕКНОЛОДЖИ - С.р.л. Система и способ рекуперации отходящего тепла

Also Published As

Publication number Publication date
CA2828368C (en) 2019-07-09
US9689309B2 (en) 2017-06-27
AU2012231391B2 (en) 2016-05-12
TWI563165B (en) 2016-12-21
JP2014515801A (ja) 2014-07-03
AR085452A1 (es) 2013-10-02
TW201303144A (zh) 2013-01-16
EP2689109A4 (en) 2014-12-17
EP2689109B1 (en) 2017-08-09
EP2689109A1 (en) 2014-01-29
AU2012231391A1 (en) 2013-10-03
WO2012128928A1 (en) 2012-09-27
EA201391353A1 (ru) 2014-11-28
US20140083109A1 (en) 2014-03-27
JP6153231B2 (ja) 2017-06-28
CN103443403A (zh) 2013-12-11
CA2828368A1 (en) 2012-09-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA026048B1 (ru) Система и способ улавливания диоксида углерода в комбинированной турбине с низким уровнем выбросов
US10570793B2 (en) Systems and methods for carbon dioxide capture and power generation in low emission turbine systems
JP6186650B2 (ja) 二酸化炭素分離方式を含む低エミッション動力発生システム及び方法
US20140007590A1 (en) Systems and Methods For Carbon Dioxide Capture In Low Emission Turbine Systems
TWI564473B (zh) 低排放之三循環動力產生系統及方法
AU2011271635B2 (en) Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
EA038310B1 (ru) Способ выработки энергии
EA026422B1 (ru) Интегрированная газотурбинная система и способ выработки энергии
JP2013533111A (ja) 低エミッション発電システム及び方法
US20140374109A1 (en) Enhanced Carbon Dioxide Capture in a Combined Cycle Plant
TW201303142A (zh) 低排放渦輪機系統中用於攫取二氧化碳之系統與方法

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 KZ KG MD TJ TM

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

Designated state(s): RU