EA026915B1 - Способы и системы для регулирования продуктов горения - Google Patents

Способы и системы для регулирования продуктов горения Download PDF

Info

Publication number
EA026915B1
EA026915B1 EA201170573A EA201170573A EA026915B1 EA 026915 B1 EA026915 B1 EA 026915B1 EA 201170573 A EA201170573 A EA 201170573A EA 201170573 A EA201170573 A EA 201170573A EA 026915 B1 EA026915 B1 EA 026915B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
flow rate
oxygen
combustion
fuel
Prior art date
Application number
EA201170573A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201170573A1 (ru
Inventor
Франклин Ф. Миттрикер
Лорен К. Старчер
Чад Расмуссен
Ричард Э. Хантингтон
Франк Хершковитц
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of EA201170573A1 publication Critical patent/EA201170573A1/ru
Publication of EA026915B1 publication Critical patent/EA026915B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N1/00—Regulating fuel supply
    • F23N1/02—Regulating fuel supply conjointly with air supply
    • F23N1/022—Regulating fuel supply conjointly with air supply using electronic means
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C9/00—Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N1/00—Regulating fuel supply
    • F23N1/002—Regulating fuel supply using electronic means
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N1/00—Regulating fuel supply
    • F23N1/08—Regulating fuel supply conjointly with another medium, e.g. boiler water
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N3/00—Regulating air supply or draught
    • F23N3/002—Regulating air supply or draught using electronic means
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N5/00—Systems for controlling combustion
    • F23N5/003—Systems for controlling combustion using detectors sensitive to combustion gas properties
    • F23N5/006—Systems for controlling combustion using detectors sensitive to combustion gas properties the detector being sensitive to oxygen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N5/00—Systems for controlling combustion
    • F23N5/02—Systems for controlling combustion using devices responsive to thermal changes or to thermal expansion of a medium
    • F23N5/022—Systems for controlling combustion using devices responsive to thermal changes or to thermal expansion of a medium using electronic means
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/02—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the air-flow or gas-flow configuration
    • F23R3/26—Controlling the air flow
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/28—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the fuel supply
    • F23R3/34—Feeding into different combustion zones
    • F23R3/346—Feeding into different combustion zones for staged combustion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C2202/00—Fluegas recirculation
    • F23C2202/30—Premixing fluegas with combustion air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07001—Injecting synthetic air, i.e. a combustion supporting mixture made of pure oxygen and an inert gas, e.g. nitrogen or recycled fumes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07006—Control of the oxygen supply
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L7/00—Supplying non-combustible liquids or gases, other than air, to the fire, e.g. oxygen, steam
    • F23L7/007—Supplying oxygen or oxygen-enriched air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N2225/00—Measuring
    • F23N2225/08—Measuring temperature
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N2237/00—Controlling
    • F23N2237/24—Controlling height of burner
    • F23N2237/28—Controlling height of burner oxygen as pure oxydant
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N2241/00—Applications
    • F23N2241/20—Gas turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N5/00—Systems for controlling combustion
    • F23N5/003—Systems for controlling combustion using detectors sensitive to combustion gas properties
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R2900/00—Special features of, or arrangements for continuous combustion chambers; Combustion processes therefor
    • F23R2900/03282—High speed injection of air and/or fuel inducing internal recirculation
    • 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
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Abstract

Изобретение относится к способам и системам регулирования реакции горения и ее продуктов. Один вариант исполнения включает систему регулирования горения, имеющую обогащенный кислородом поток, главным образом включающий кислород и COи имеющий отношение кислорода к CO, затем смешение обогащенного кислородом потока с потоком сжигаемого топлива и сжигание в камере сгорания для получения потока продуктов горения, имеющего температуру и состав, детектируемые температурным датчиком и анализатором кислорода, соответственно, данные от которых используют для контроля величины расхода потока и состава обогащенного кислородом потока и потока сжигаемого топлива. Система также может включать газовую турбину с расширителем и имеет нагрузку и регулятор нагрузки в компоновке с обратной связью.

Description

(57) Изобретение относится к способам и системам регулирования реакции горения и ее продуктов. Один вариант исполнения включает систему регулирования горения, имеющую обогащенный кислородом поток, главным образом включающий кислород и СО2 и имеющий отношение кислорода к СО2, затем смешение обогащенного кислородом потока с потоком сжигаемого топлива и сжигание в камере сгорания для получения потока продуктов горения, имеющего температуру и состав, детектируемые температурным датчиком и анализатором кислорода, соответственно, данные от которых используют для контроля величины расхода потока и состава обогащенного кислородом потока и потока сжигаемого топлива. Система также может включать газовую турбину с расширителем и имеет нагрузку и регулятор нагрузки в компоновке с обратной связью.
Заявка испрашивает приоритет предварительной патентной заявки США № 61/105331, поданной 14 октября 2008 года.
Варианты осуществления изобретения относятся к способам и системам для регулирования продуктов горения. Более конкретно, представлены способы и системы для получения главным образом стехиометрического сгорания в реакции горения кислородно-топливного типа.
Уровень техники
Этот раздел является введением в разнообразные технологические аспекты, которые могут быть связаны с примерными вариантами осуществления настоящего изобретения. Как представляется, это обсуждение будет способствовать созданию концептуальной основы, призванной облегчить лучшее понимание конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно этому, должно быть понятно, что этот раздел следует читать под таким углом зрения, и необязательно как обзор прототипных решений.
Некоторые подходы к снижению выбросов СО2 включают декарбонизацию топлива или улавливание после сжигания. Однако оба этих технологических решения являются дорогостоящими и снижают коэффициент полезного действия генерирования электрической энергии, приводя к снижению выработки электроэнергии, повышению расхода топлива и возрастанию стоимости электричества для удовлетворения национальных потребностей в энергии. Еще один подход состоит в применении кислороднотопливной газовой турбины в комбинированном цикле. Однако в продаже на рынке нет газовых турбин, которые могут работать в таком цикле.
Первоначальная концепция кислородно-топливной технологии основывается на сжигании углеводородов в чистом кислороде, которое приводит к предельно высоким температурам. Такие высокие температуры создают проблемы, связанные со сроком службы камеры сгорания, а также с образованием Полициклических Ароматических Углеводородов (ПАУ, РАН), которые обусловливают образование сажи. Многочисленные попытки разрешения этих проблем были предприняты с различными уровнями успеха, в том числе применение диоксида углерода для пропускания через газовую турбину в качестве рабочего газа вместо воздуха. Однако этот и прочие подходы требуют специализированного турбинного оборудования, которое еще не стало коммерчески доступным.
Патент США № 5724805 представляет электростанцию, которая имеет газовую турбину, снабжаемую топливом из углеводородов, смешанных со смесью кислорода и диоксида углерода. Однако изобретение указывает, что смесь О2/СО2 имеет больше О2, чем воздух, и поэтому обеспечивает горение при очень высоких температурах, требующих крупногабаритной камеры сгорания, чтобы доставить газообразным продуктам горения время для постепенного охлаждения, тем самым снижая количество образующегося монооксида углерода (СО) . В таких обстоятельствах для реализации технологии, описанной в литературной ссылке '805, нужно применять специализированную нестандартную камеру сгорания.
Таким образом, по-прежнему существует значительная потребность в способах и системах для эффективного регулирования температуры и состава потоков продуктов горения.
Сущность изобретения
Один вариант осуществления настоящего изобретения раскрывает систему регулирования процесса сгорания. Система регулирования процесса сгорания включает камеру сгорания, состоящую по меньшей мере из зоны первичного сгорания и зоны прекращения горения; подачу высококонцентрированного диоксида углерода (СО2) (подачу разбавителя); поток подводимого кислорода, предназначенного для объединения по меньшей мере с первой частью (поток первичного разбавителя) потока с высокой концентрацией СО2, с образованием обогащенного кислородом потока, главным образом содержащего кислород и СО2 и имеющего определенное отношение кислорода к СО2; и поток сжигаемого топлива с определенными величиной расхода и составом. Система дополнительно включает камеру сгорания, скомпонованную для смешения и сжигания обогащенного кислородом потока и потока сжигаемого топлива внутри зоны первичного сгорания и зоны прекращения горения, в которую добавляют вторую часть подводимого разбавителя (вторичного разбавителя) для образования потока продуктов горения с определенными температурой и составом; по меньшей мере один температурный датчик, скомпонованный для измерения температуры потока продуктов горения после выхода из камеры сгорания, причем температуру потока продуктов горения используют для корректирования величины расхода потока вторичного разбавителя для получения желательной температуры на выходе из камеры сгорания; и по меньшей мере один анализатор кислорода, скомпонованный для измерения количества кислорода в составе потока продуктов горения, причем количество кислорода в продукте горения используют для регулирования величины расхода потока подводимого кислорода для обеспечения главным образом стехиометрического горения.
В некоторых вариантах исполнения поток сжигаемого топлива может быть составлен по меньшей мере потоком высококачественного газообразного топлива, потоком газообразного топлива с низкой теплотворной способностью, и, необязательно, пополняющего высококонцентрированного потока СО2. Отдельные потоки могут быть функционально связаны с суммирующим управляющим устройством, соединенным с регуляторами расхода для отдельных потоков, чтобы контролировать величину расхода и состав потока сжигаемого топлива для регулирования температуры горения и во избежание гашения пламени. В некоторых вариантах исполнения каждый из потоков может быть функционально связан с
- 1 026915 регулятором расхода потока, управляемого центральной управляющей системой.
В дополнительных вариантах исполнения камера сгорания может включать первую смесительную зону, скомпонованную для смешения первой части высококонцентрированного потока СО2 и потока подводимого кислорода с образованием обогащенного кислородом потока; зону первичного сгорания, скомпонованную для проведения в ней реакции горения, которая производит поток продуктов горения; и зону прекращения горения, скомпонованную для подачи второй порции высококонцентрированного потока СО2 в камеру сгорания для регулирования температуры камеры сгорания и потока продуктов горения. В одном примерном варианте исполнения в начальную высокотемпературную зону сгорания добавляют катализатор, чтобы катализировать реакцию горения. В еще одном альтернативном варианте исполнения вторая смесительная зона может быть скомпонована для предварительного смешения обогащенного кислородом потока и потока сжигаемого топлива или одновременного смешения потоков и проведения реакции горения.
Еще один вариант осуществления настоящего изобретения раскрывает способ регулирования горения. Способ включает стадии, в которых создают высококонцентрированный поток СО2, поток подводимого кислорода и поток сжигаемого топлива, причем каждый поток имеет определенные величину расхода потока и состав; объединяют по меньшей мере первую часть высококонцентрированного потока СО2 и потока подводимого кислорода для образования обогащенного кислородом потока; сжигают обогащенный кислородом поток и поток сжигаемого топлива в камере сгорания с образованием потока продуктов горения с определенными температурой и составом; детектируют содержание кислорода в потоке продуктов горения; и корректируют величину расхода потока подводимого кислорода, пока поток продуктов горения не станет главным образом стехиометрическим.
В третьем варианте осуществления настоящего изобретения представлена система сгорания. Система сгорания включает поток сжигаемого топлива, главным образом включающий углеводороды и диоксид углерода (СО2) и имеющий первоначальное отношение топлива к СО2; обогащенный кислородом поток, главным образом включающий кислород и диоксид углерода (СО2), причем поток сжигаемого топлива и обогащенный кислородом поток объединяют с образованием потока горючих реактантов, имеющего отношение объединенного топлива к кислороду, которое регулируют для соответствия желательному эквивалентному соотношению (определяемому как отношение реального отношения топлива к окислителю к стехиометрическому отношению топлива к окислителю), и отношение объединенного начального СО2 к топливу, которое регулируют для создания требуемой температуры горения внутри зоны первичного сгорания; вторичный разбавитель, включающий главным образом диоксид углерода (СО2) ; и камеру сгорания, скомпонованную для сжигания потока, поступающего из входного канала камеры сгорания, для образования продукта первичного сгорания, главным образом включающего воду и диоксид углерода, причем продукт первичного сгорания смешивают со вторичным разбавителем с образованием потока продуктов горения, имеющего определенные температуру и конечное отношение СО2 к топливу.
Краткое описение чертежей
Вышеизложенные и прочие преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными после ознакомления с нижеследующими подробным описанием и чертежами неограничивающих примеров вариантов исполнения, в которых фиг. 1А-1Е иллюстрируют четыре альтернативных примерных блок-схемы управления в соответствии с определенными аспектами настоящего изобретения;
фиг. 2 схематически иллюстрирует примерную камеру сгорания, как она могла бы быть скомпонована для применения в альтернативных примерных системах согласно фигурам 1А-1Е;
фиг. 3 представляет примерную блок-схему способа действия системы согласно фигурам 1А-1Е. Подробное орисание изобретения
В следующем ниже разделе подробного описания конкретные варианты осуществления настоящего изобретения описаны в связи с предпочтительными вариантами исполнения. Однако в той мере, насколько нижеследующее описание является специфическим для конкретного варианта исполнения или конкретного применения настоящего изобретения, оно предназначено только для иллюстративных целей и просто приводит описание примерных вариантов исполнения. Соответственно этому, изобретение не ограничивается описанными ниже конкретными вариантами исполнения, но скорее включает все альтернативные варианты, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы подлинного смысла и области прилагаемой патентной формулы.
Термин стехиометрическое горение, как здесь используемый, имеет отношение к реакции горения, которая характеризуется объемом углеводородов (например, топлива) и объемом кислорода, где объем кислорода в точности достаточен для горения или сжигания всего или почти всего объема углеводородов, с образованием объема продуктов горения, почти не содержащих остаточного кислорода и почти не имеющих остаточных углеводородов.
Термин время первичного пребывания, как здесь применяемый, представляет время, необходимое в камере сгорания для образования потока продуктов горения при почти равновесных условиях при местных условиях давления и температуры.
Варианты осуществления настоящего изобретения представляют процессы горения и системы,
- 2 026915 предназначенные для кислородно-топливного горения в газовой турбине. Предпочтительные варианты осуществления изобретения разрешают проблемы, связанные с высокотемпературным кислороднотопливным горением, такие как образование Полициклических Ароматических Углеводородов (РАН), которые ведут к формированию сажи и образованию создающих проблемы продуктов горения, таких как кислород и монооксид углерода (или подобных продуктов неполного сгорания). Один примерный вариант исполнения конструкции системы сгорания включает высококонцентрированный поток диоксида углерода (СО2), который разделяют по меньшей мере на первичный разбавитель и вторичный разбавитель, и поток подводимого кислорода, предназначенный для объединения с первичным разбавителем для получения обогащенного кислородом потока, главным образом включающим кислород (О2) и диоксид углерода (СО2) (например, синтетический воздух). Система дополнительно включает поток сжигаемого топлива и камеру сгорания, причем камера сгорания, которая состоит по меньшей мере из зоны первичного сгорания и зоны прекращения горения, скомпонована для смешения и сжигания потока сжигаемого топлива и обогащенного кислородом потока в реакции главным образом стехиометрического горения, с образованием первичного потока продуктов горения, главным образом включающего воду (водяной пар) и СО2. В дополнение, первичный поток продуктов горения может быть разбавлен вторичным разбавителем с образованием вторичного потока продуктов горения.
Следует отметить, что в некоторых вариантах исполнения может быть использован способ сгорания при высоком давлении (например, более, чем около 10 атмосфер (1,013 МПа)). Температуру адиабатического пламени в зоне первичного сгорания можно регулировать вариацией количества СО2, примешиваемого к кислороду при формировании обогащенного кислородом потока. Температуру потока продуктов горения можно регулировать независимо для получения желательной температуры или других характеристик продуктов горения на выходе из камеры сгорания. Для этого в некоторых вариантах исполнения система будет включать температурный датчик для измерения потока продуктов горения, и процентное содержание СО2 в потоке продуктов горения может быть повышено для снижения температуры потока продуктов горения или снижено для повышения температуры.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения СО2 и кислород смешивают для приготовления синтетического воздуха (например, обогащенного кислородом потока). Количество СО2, смешиваемого с кислородом, обеспечивает возможность регулирования температуры первичного потока продуктов горения, а также еще один переменный фактор для способствования контролю состава продуктов горения. Конструкция камеры сгорания может включать охлаждающие каналы для подведения дополнительного СО2 в зону прекращения горения для предотвращения распространения высоких температур горения на кожух камеры сгорания. Дополнительные варианты исполнения системы включают управляющую систему, которая измеряет количество углеводорода, поступающего в камеру сгорания, и рассчитывает и регулирует количество кислорода, необходимого для горения. В управляющей системе будет также использована обратная связь от оборудования, регистрирующего продукты горения, для коррекции регулятора расхода потока подводимого кислорода, чтобы обеспечивать достижение желательных условий сгорания путем подачи надлежащего количества кислорода в обогащенный кислородом поток. Необязательно предусмотрена также каталитическая стадия дожигания, которая может потребоваться в зависимости от смеси углеводородов, которую используют для камеры сгорания. Эта каталитическая стадия будет сокращать содержание кислорода в первичном потоке продуктов горения до низких уровней, необходимых для устранения серьезных проблем коррозии в установках для вторичного метода добычи нефти (ΕΘΚ).
Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения включают способы действия кислородно-топливной системы сгорания для достижения полезных характеристик и преимуществ представленных систем. Например, один вариант исполнения включает объединение потока сжигаемого топлива с обогащенным кислородом потоком и сжигание этих потоков в камере сгорания с образованием потока продуктов горения. Поток сжигаемого топлива и обогащенный кислородом поток могут быть предварительно смешаны или подвергнуты одновременному смешению и сжиганию, и в некоторых вариантах исполнения могут включать катализатор, в зависимости от состава и относительных количеств различных потоков. Способ дополнительно включает стадии, в которых зондируют или детектируют температуру и/или состав потока продуктов горения и корректируют величину расхода по меньшей мере одного из потока сжигаемого топлива и обогащенного кислородом потока до уровня, когда горение будет протекать главным образом при стехиометрических условиях.
Способы и системы согласно настоящему изобретению могут быть использованы в многообразных вариантах применения, в том числе для сжигания в горелке газотурбинной системы. Газовая турбина может представлять собой объединенную турбину, действующую на одном валу, многовальную систему или неинтегрированную систему с внешней горелкой, и даже может быть использована с независимым компрессором и расширителем горячих газов, в зависимости от температур, объемов и прочих переменных параметров конкретной системы. Способы и системы могут быть применены для преимущественного повышения эффективности горения (например, сокращения количества несгоревшего или частично сгоревшего топлива и/или кислорода), и обеспечения улучшенного контроля температуры на выходе из турбины в пределах диапазона условий нагрузки.
- 3 026915
По меньшей мере одно преимущество раскрытых систем и способов включает гибкость в применении промышленной газовой турбины типа камеры сгорания с системой кислородно-топливного типа совместного генерирования, такой как системы и процессы производства электроэнергии со сверхнизкими уровнями выбросов, представленные в патентной заявке США № 61/072292. Регулированием количества СО2, смешиваемого с кислородом для получения обогащенного кислородом потока, можно также регулировать температуру и состав первичного потока продуктов горения. Применением раскрытых систем и способов можно избежать необходимости в разработке новой камеры сгорания для газовой турбины, обеспечивая возможность использования в такой системе имеющейся в наличии технологии газотурбинной камеры сгорания.
Применяемая камера сгорания могла бы быть подобной таковым, используемым в процессе газификации, где кислород и углеводороды реагируют в восстановительной атмосфере с использованием водяного пара для поддержания умеренной температуры. В настоящем изобретении для удержания температуры на умеренном уровне вместо водяного пара мог бы быть использован СО2. Применение водяного пара является дорогостоящим, и приводило бы также к образованию дополнительного водорода в продуктах горения, которые нежелательны в данном цикле. Смешением СО2 с кислородом можно также получить возможность использования более общеупотребительной камеры сгорания диффузионного типа, подобной камерам сгорания, которые применяют в существующих газовых турбинах, где СО2 мог бы быть использован вместо воздуха для охлаждения футеровки камер сгорания. Г орение при почти стехиометрических условиях является предпочтительным для устранения расходов на удаление избыточного кислорода.
Варианты осуществления настоящего изобретения предоставляют дополнительные преимущества. Настоящие системы и способы позволяют оператору или автоматизированной системе регулировать температуру зоны первичного сгорания отдельно от температуры потока продуктов горения, и контролировать продукты горения, например, ограничением количества коррозионно-агрессивных монооксида углерода и кислорода в продукте горения, тем самым обеспечивая возможность применения продукта горения в операциях вторичного метода добычи нефти (БОК), которые требуют устранения таких коррозионно-агрессивных компонентов.
Дополнительно, раскрытые системы и способы могут быть приспособлены к изменениям качества имеющегося в распоряжении газообразного топлива. Например, если подают газообразное топливо с низкой теплотворной способностью (например, менее 40 процентов (%) метана), такое как топливо из пласта с низкокачественным газом или из пласта после прорыва СО2, системы и способы могут корректировать относительное содержание кислорода в обогащенном кислородом потоке, и/или добавлять или увеличивать количества высококачественного газообразного топлива или впрыскивать стимулирующее газообразное топливо (например, газообразный водород) в процесс горения для поддержания надлежащих температуры и состава в потоке продуктов горения.
С привлечением теперь фигур, фиг. 1Α-1Ό иллюстрируют четыре альтернативных примерных схемы управления в соответствии с определенными аспектами настоящего изобретения. В частности, фиг. 1А представляет базовую примерную систему. Система 100 включает высококонцентрированный поток 102 диоксида углерода (СО2), который может быть разделен по меньшей мере на поток 102а первичного разбавителя и поток 102Ь вторичного разбавителя, поток 104 подводимого кислорода, который может быть объединен с потоком 102а первичного разбавителя с образованием обогащенного кислородом потока 106, имеющего определенное отношение кислорода к СО2. Также представлен поток 108 сжигаемого топлива, который может состоять главным образом из метана (СН4), или может включать смесь легких углеводородов, более тяжелых углеводородов, водорода (Н2) и инертных газов, таких как диоксид углерода, в зависимости от источника. Также имеется топочное устройство (например, камера сгорания) 110, которое в предпочтительном варианте исполнения подразделяют на две части, зону 110а первичного сгорания и зону 110Ь прекращения горения, и которая скомпонована для принятия по меньшей мере обогащенного кислородом потока 106 и потока 108 сжигаемого топлива, смешения и сжигания обогащенного кислородом потока 106 и потока 108 сжигаемого топлива в зоне 110а первичного сгорания при желательной температуре пламени и времени первичного пребывания внутри камеры сгорания, достаточного для образования потока горячих продуктов (не показан) в условиях, близким к равновесным, и затем разбавления потока горячих продуктов вторичным разбавителем внутри зоны 110Ь прекращения горения с образованием потока 112а продуктов горения, который может быть направлен в дросселирующее устройство 111 (например, газовую турбину или расширитель горячих газов) , которое функционально связано с регулятором 111' нагрузки, для формирования потока 112Ь расширенных продуктов. Поток 112Ь расширенных продуктов может быть подразделен с образованием потока 113, который может формировать по меньшей мере часть высококонцентрированного потока 102 СО2, и вторичный поток 128, который может быть использован для вторичного метода добычи нефти (ЕОК), секвестрации (закачивания в пласт) или другой цели. Система 100 дополнительно включает по меньшей мере один температурный датчик 114 и анализатор 126 кислорода, скомпонованные для измерения температуры и содержания кислорода, соответственно, в потоке 112а продуктов горения или в потоке 112Ь расширенных продуктов. Данные о температуре от температурного датчика 114 используют для регулирования величины расхода
- 4 026915 потока 102Ь вторичного разбавителя и корректирования температуры потока 112а продуктов горения. Величину расхода потока 104 подводимого кислорода регулируют пропорционально величине расхода потока 108 подводимого сжигаемого топлива. Данные о содержании кислорода от анализатора 126 кислорода используют для регулирования коэффициента пропорциональности величин расхода потока 104 подводимого кислорода к подаче 108 сжигаемого топлива для достижения главным образом стехиометрического горения.
Вновь с привлечением фиг. 1, система 100 дополнительно включает центральное управляющее устройство 115, функционально связанное с первым регулятором 116а расхода потока для регулирования первичного разбавителя 102а; второй регулятор 118 расхода потока для регулирования подачи кислорода 104; третий регулятор 120 расхода потока для регулирования потока 108 сжигаемого топлива; и четвертый регулятор 116Ь расхода потока для регулирования потока 102Ь вторичного разбавителя. Центральное управляющее устройство 115 может быть также связано с температурным датчиком 114 и кислородным датчиком 126 для определения количества несгоревшего кислорода в потоке 112а продуктов горения или в потоке 112Ь расширенных продуктов и применения этих измерений для регулирования величины расхода потока 104 подводимого кислорода. Центральное управляющее устройство 115 также может контролировать величину расхода потока 108 сжигаемого топлива и потока 104 подводимого кислорода для поддержания желательных стехиометрических параметров по мере изменения условий нагрузки.
Высококонцентрированный поток 102 диоксида углерода (СО2) (или поток подводимого разбавителя) может поступать от любого подходящего источника. Например, по меньшей мере часть потока 102 подводимого разбавителя может происходить от отведения или разделения по меньшей мере части потока 112Ь расширенных продуктов через рециркуляционный поток 113. Однако система 100 может быть размещена поблизости от еще одного источника высококонцентрированного СО2, такого как внешняя трубопроводная система, газовая скважина с высоким содержанием СО2, предприятие по переработке газа или другой источник. В дополнение, рециркуляционный поток 113 может предусматривать некоторую обработку, такую как фильтровая система подобно мембране, молекулярные сита, абсорбционная, адсорбционная и иная система, для удаления потенциально опасных или нежелательных компонентов, таких как непрореагировавшие кислород или углеводороды. В частности, если анализатор кислорода определяет, что поток 112Ь расширенных продуктов имеет высокие уровни содержания кислорода, то поток 112Ь расширенных продуктов не должен быть использован в качестве разбавителя, подобно потоку 102Ь вторичного разбавителя. Подобным образом, могут быть также неприемлемыми высокие уровни содержания непрореагировавших углеводородов, в зависимости от камеры 110 сгорания, и может потребоваться удаление или отделение их перед применением в качестве потока 102Ь вторичного разбавителя. Однако является предпочтительным и предполагается, что поток 112а продуктов горения был образован в условиях главным образом стехиометрического горения, так что он должен иметь менее, чем около 3,0 об.% (% по объему) кислорода, или менее чем около 1,0 об.% кислорода, или менее чем около 0,1% по объему кислорода, или даже менее чем около 0,001 об.% кислорода, и менее чем около 3,0 об.% (% по объему) углеводородов, или менее чем около 1,0 об.% углеводородов, или менее чем около 0,1 об.% углеводородов, или даже менее чем около 0,001 об.% углеводородов.
Вторичный поток (или остаточный поток) 128 может быть использован для продаж, применен в еще одном процессе, требующем высокой концентрации диоксида углерода, или подвергнут сжатию и нагнетанию в наземный резервуар для вторичного метода добычи нефти (ΕΟΚ), секвестрации или другой цели. Подобно рециркуляционному потоку 113, может оказаться необходимым подвергнуть поток 128 некоторому кондиционированию перед использованием для удаления потенциальных загрязняющих примесей или реактантов подобно оксидам азота (ΝΟχ) или кислорода. Опять же, является предпочтительным и предполагается, что поток 104, главным образом, не включает азота и что поток 112а был образован в условиях, главным образом, стехиометрического горения, так что он должен иметь менее чем около 3,0 об.% (% по объему) кислорода, или менее чем около 1,0 об.% кислорода, или менее чем около 0,1 об.% кислорода, или даже менее чем около 0,001 об.% кислорода, и менее чем около 3,0 об.% ΝΟχ, или менее чем около 1,0 об.% ΝΟχ, или менее чем около 0,1 об.% ΝΟχ, или даже менее чем около 0,001 об.% ΝΟχ.
Поток 104 подводимого кислорода может быть обеспечен любой установкой для разделения воздуха (Λδϋ) или другим способом или системой, дающими высокочистый кислород. Отделенный азот может быть использован в еще одном родственном процессе, таком как нагнетание азота в скважину, как представлено в патентной заявке США № 61/072292. В одном примерном варианте исполнения поток 104 подводимого кислорода может включать от около 90 до около 99,9 об.% кислорода, с остальным количеством, приходящимся на аргон, или может включать следовые количества азота и диоксида углерода. В еще одном варианте исполнения поток подводимого кислорода может включать от около 95 до около 96 об.% кислорода с аргоном в количестве от около 4 до около 5 об.% и менее чем около 0,2 об.% диоксида углерода.
Центральное управляющее устройство 115 может представлять собой систему управления любого типа, скомпонованную для принятия входных данных, таких как величины расхода потока и составы, и
- 5 026915 посылания сигналов для регулирования величин расхода потока, например, с помощью клапанов, насосов, компрессоров и любого другого устройства, которое может быть использовано для корректирования величины расхода потока. В одном примерном варианте исполнения центральное управляющее устройство 115 может включать программируемый компьютер, имеющий устройства для ввода данных пользователем, такие как клавиатура и мышь, устройства для выведения данных для пользователя, такие как монитор и динамики, и может действовать с использованием оперативной памяти (ВАМ), и является функционально связанный с дисководами жесткого диска, дисководами оптических дисков, сетевыми дисковыми накопителями и базами данных через локальную сеть (ΕΑΝ) , глобальную сеть (^ΑΝ), беспроводной интернет (\νί-Ηί) или другую внешнюю сеть.
Регуляторы 116а, 116Ь, 118 и 120 расхода потока могут включать программируемые автоматизированные контроллеры для принятия и обработки сигналов от центрального управляющего устройства 115, и могут быть функционально связаны с проточными клапанами или насосными крыльчатками, вентиляционными клапанами или другими устройствами для повышения или снижения величины расхода главным образом газообразного потока. Дополнительно, в одном примерном варианте исполнения, регуляторы 116а, 116Ь, 118 и 120 расхода потока могут быть функционально связаны с датчиками расхода и/или состава, которые могут давать дополнительные входные данные, такие как сведения для подтверждения изменений величин расхода соответствующих потоков, контролируемых регуляторами расхода потока. Для поддержания стабильности пламени и эффективного управления может быть преимущественным использование высокоскоростного управляющего устройства для любого из регуляторов 116а, 116Ь, 118 и 120.
Хотя регулятор 116Ь расхода потока может представлять собой активный датчик, как описано выше, величина расхода потока 102Ь вторичного разбавителя в одном примерном варианте исполнения может быть неконтролируемой. Например, камера 110 сгорания может включать футеровку, имеющую один или более охлаждающих каналов (например, отверстий для введения разбавителя) с конкретной картиной компоновки и выдерживаемыми размерами, предназначенных для выполнения разбавления и регулирования температур в камере 110 сгорания. Таким образом, величина расхода потока 102Ь вторичного разбавителя может главным образом зависеть от технической конструкции охлаждающих каналов в камере 110 сгорания и от давления, температуры и состава потока 102 подводимого разбавителя. Дополнительно, регулятор 116Ь расхода потока кроме того может быть полезным для прекращения потока 102Ь вторичного разбавителя в случае отключения, загрязнения вторичного разбавителя 102Ь или по некоторой другой причине. В некоторых вариантах исполнения центральное управляющее устройство 115 может дополнительно включать два из трех определенных датчиков по выбору, таких как температурный датчик 114 и анализатор 126 кислорода.
Управляющая система, включающая центральное управляющее устройство 115, может быть также скомпонована по меньшей мере с одной защитной блокировкой и/или отключающей логической схемой или звуковой сигнализацией, если система 100 выходит из-под контроля, для защиты оборудования ниже по потоку.
Температурный датчик 114 может представлять собой единичный сенсор или может дополнительно включать дублирующий датчик для резервирования, или группу из датчиков внутри или вокруг потока 112а продуктов горения или потока 112Ь расширенных продуктов для обеспечения точных показаний температуры. Может быть использован любой тип подходящего температурного датчика, хотя выбранный датчик должен иметь высокую термостойкость и быть способным эффективно работать при температурах на уровне или выше около 2000 градусов Фаренгейта (°Ρ) (1093,3°С) или даже выше примерно 2200°Ρ (1204,4°С). В некоторых примерных вариантах исполнения описываемой системы 100 согласно изобретению температурный датчик 114 может посылать данные непосредственно в регулятор 116Ь расхода потока СО2, или может посылать данные в центральное управляющее устройство 115, которое затем контролирует отклик регулятора 120 расхода потока. Альтернативно, температурный датчик 114 может также посылать данные непосредственно в регулятор 120 расхода потока сжигаемого топлива. Дополнительно или альтернативно, температурный датчик 114 может принимать данные изнутри камеры 110 сгорания вблизи выхлопного канала или ниже по потоку относительно зоны 110Ь прекращения горения после выхода, в многочисленных местах вдоль потока 112а продуктов горения и потока 112Ь расширенных продуктов, или в некоторой их комбинации. Температура потоков 112а и 112Ь должна быть ограничена до пределов определенных рабочих параметров, которые будут в большой мере зависеть от используемого оборудования, типа потока сжигаемого топлива и других переменных характеристик поступающих потоков, потенциальных вариантов использования остаточного потока 128 и прочих факторов.
В общем, температура в зоне 110а первичного сгорания должна быть ниже примерно 3500°Ρ (1926,7°С) во избежание образования ΝΟχ и вследствие того, что большинство промышленных камер 110 сгорания не могут работать в условиях выше таких температур, но это ограничение может быть поднято выше, если материал камеры 110 сгорания может действовать при более высоких температурах, и в системе 100 отсутствует азот. Температура предпочтительно составляет менее, чем около 2500°Ρ (1371,1°С) на входе в расширитель 111. Такие высокие температуры также способствуют образованию
- 6 026915 нежелательных Полициклических Ароматических Углеводородов (РАН), которые ведут к формированию сажи. Однако температура в зоне 110а первичного сгорания должна быть достаточно высокой во избежание гашения пламени, что может быть сделано регулированием отношения кислорода к СО2 на основе температуры реактантов, поступающих в зону первичного сгорания, и количества теплоты, выделяемой конкретным топливом 108, и достаточно высокой для эффективного выгорания главным образом всего кислорода (О2) и углеводородов (например, температура стехиометрического горения), для получения потока 112Ь расширенных продуктов, требующего лишь ограниченного кондиционирования перед использованием во вторичном методе добычи нефти (ЕОК) или в качестве разбавителя в системе 100. Во многих случаях предпочтительная температура потока 112а продуктов горения будет варьировать по меньшей мере от около 1500°Р (815,6°С) до не более, чем около 2500°Р (1371,1°С), или по меньшей мере от около 1600°Р (871,1°С) до не более, чем около 1900°Р (1037,8°С). Во многих случаях предпочтительная температура адиабатического пламени внутри зоны первичного сгорания будет составлять по меньшей мере от 2450°Р (1343,3°С) до не более 3500°Р (1926,7°С), если только конструкция не составлена из улучшенных материалов, и в сжигаемых реактантах отсутствует азот, в каковом случае верхний предел может быть повышен.
Анализатор 126 кислорода может представлять собой единичный датчик, может включать дополнительные датчики для резервирования, или может быть группой датчиков в многочисленных местах для обеспечения точности измерений. Например, многочисленные лямбда-зонды или широкополосные цирконийоксидные О2-сенсоры могут быть применены для обеспечения обратной связи с одним из центрального управляющего устройства 115 и/или регулятора 118 расхода потока подводимого кислорода. Если используют лямбда-зонд, то центральное управляющее устройство 115 может быть скомпоновано для сглаживания отношения топлива в потоке 108 сжигаемого топлива к кислороду в потоке 104 подводимого кислорода, когда содержание кислорода в потоке 112а продуктов горения варьирует от стехиометрического коэффициента ниже 1,0 до величины выше 1,0. Процесс сглаживания подобен таковому, используемому в автомобильной промышленности для двигателей внутреннего сгорания. В любом случае содержание кислорода в потоке продуктов горения предпочтительно является низким, от менее чем около 3,0 об.% (% по объему) до менее чем около 1,0 об.%, менее чем около 0,1 об.%, менее чем около 0,001 об.%. Если количество кислорода слишком велико, тогда снижают величину расхода потока 104 подводимого кислорода. В свою очередь, это может снижать температуру пламени, как обсуждается выше, что потребует корректирования величины расхода потока 108 сжигаемого топлива.
Фиг. 1В иллюстрирует базовую примерную систему, как показанную в фиг. 1А, но с дополнительными необязательными признаками, предназначенными для дополнительной обработки или кондиционирования потоков 112а и 112Ь продуктов. В этом случае фиг. 1В может быть более понятной с привлечением фиг. 1А. Система 140 включает все признаки, раскрытые в связи с фиг. 1А, но дополнительно включает устройство 146 для каталитического дожигания, скомпонованное для снижения содержания кислорода и монооксида углерода в потоках 112а и 112Ь продуктов, и обводной поток 142 сжигаемого топлива с определенными величиной расхода и составом, и имеющий регулятор 144 расхода потока для регулирования величины расхода обводного потока 142 сжигаемого топлива. Анализатор 126 кислорода может быть функционально связан с регулятором 144 расхода потока, непосредственно или косвенно, через центральное управляющее устройство 115. Дополнительные регуляторы расхода потока и анализаторы кислорода (не показаны) могут потребоваться в определенных конкретных вариантах исполнения, где обводной поток 142 сжигаемого топлива разделяется, или поток 128 зацикливается, как дополнительно обсуждается ниже.
Каталитическое устройство 146 может представлять собой единичное устройство или многочисленные устройства, соединенные параллельно или последовательно, но предпочтительно является маленьким устройством, нуждающемся лишь в малом количестве электроэнергии для работы. В частности, каталитическое устройство 146 может представлять собой катализатор восстановления монооксида углерода и/или катализатор восстановления кислорода, который обычно используют в теплоутилизационных парогенераторах (НК8О) для соответствия требованиям в отношении уровня выбросов. Такая система в основном не предназначена для удаления больших количеств кислорода, но если в потоке 112Ь расширенных продуктов остаются значительные количества кислорода, поток 112Ь расширенных продуктов может потребовать рециркуляции через каталитическое устройство 146 более одного раза перед его сжатием и нагнетанием в скважину для вторичного метода добычи нефти (ЕОК) . Таким образом, в некоторых вариантах исполнения после каталитического устройства 146 может понадобиться еще один анализатор кислорода (не показан) для обеспечения того, что нагнетаемый поток 128 имеет достаточно низкое содержание кислорода (например, менее, чем около 0,5 об.% (% по объему) кислорода, или менее, чем около 0,1 об.%), во избежание коррозии компрессионного и нагнетательного оборудования, и для исключения закисления пласта нагнетаемым кислородом, который может реагировать с углеводородами, остающимися в пласте.
Обводной поток 142 сжигаемого топлива (например, вторая часть потока сжигаемого топлива) скомпонован для объединения с потоком 112Ь расширенных продуктов ниже по потоку относительно
- 7 026915 места, где рециркуляционный поток 113 отделяют от потока 112Ь расширенных продуктов, и предпочтительно вводят выше по потоку относительно каталитического устройства 146 таким образом, что в каталитическом устройстве 146 для повышения эффективности удаления кислорода могут быть использованы дополнительные углеводороды. Однако в некоторых альтернативных вариантах исполнения обводной поток 142 может быть разделен и введен до и после каталитического устройства 146. В варианте исполнения, где поток 128, предназначенный для БОК, зацикливают обратно в каталитическое устройство 146, может быть преимущественным введение части обводного потока 142 в поток 128 для ЕОК перед зацикливанием его обратно в каталитическое устройство 146. Обводной поток 142 преимущественно компонуют для снижения объемного процента кислорода в потоке 128 для ЕОК перед сжатием и нагнетанием в пласт, чтобы в значительной степени избежать коррозии нагнетательного и компрессионного оборудования и закисления углеводородов, остающихся в пласте, который подвергают нагнетанию.
Фиг. 1С представляет иллюстрацию третьего примерного варианта исполнения системы согласно фиг. 1А, которая может включать или может не включать признаки, раскрытые в иллюстрации варианта исполнения согласно фиг. 1В. В этом случае фигуру 1С можно лучше понять с привлечением фиг. 1А и 1В. Система 150 включает анализатор 152 углеводородов, предназначенный для измерения количества углеводородов в составе потоков 112а и/или 112Ь продуктов, подачу 108а высококачественного газообразного топлива, управляемую регулятором 154 расхода потока, и подачу 108Ь газообразного топлива с низкой теплотворной способностью, управляемую регулятором 156 расхода потока. Регулятор 156 расхода потока может быть непосредственно соединен с анализатором 152 углеводородов, и/или может быть соединен через центральное управляющее устройство 115. Регуляторы 154, 156 расхода потока, и необязательно 120, могут быть функционально связаны с суммирующим управляющим устройством 158, которое может быть соединено с центральным управляющим устройством 115, непосредственно или через регулятор 118 подачи кислорода.
Поток 108а высококачественного газообразного топлива может быть составлен по существу чистым метаном (например, около 99 об.%), и, альтернативно, может включать впрыскиваемое газообразное топливо, такое как водород, высшие углеводороды (С3+) или любую их комбинацию. Состав потока 108а высококачественного газообразного топлива будет варьировать главным образом в зависимости от потребностей системы 150 и доступности разнообразных типов топлива, но предпочтительно не будет включать значительных количеств инертных газов (например, азота, диоксида углерода и т.д.) или кислотных газов (например, диоксида серы, сероводорода и т.д.). Поток 108а высококачественного газообразного топлива может иметь происхождение из любого приемлемого источника, но предпочтительно его поставляют скорее из ближайшего разрабатываемого газового месторождения, нежели транспортируют из источника на значительном отдалении. Более конкретно, если поток 108а представляет собой водород, он может быть поставлен из процесса аутотермического риформинга (АТК), проводимого на потоке технологического газа из ближайшего разрабатываемого газового месторождения (не показано).
Поток 108Ь газообразного топлива с низкой теплотворной способностью может содержать менее, чем примерно 80 об.% метана, менее чем примерно 60 об.% метана, менее чем примерно 40 об.% метана, или менее чем примерно 20 об.% метана. Поток 108Ь газообразного топлива с низкой теплотворной способностью может также включать небольшие количества более тяжелых углеводородов, таких как этан и пропан. Во многих случаях большую часть остального количества потока 108Ь будут составлять инертные газы, такие как диоксид углерода, но в некоторых случаях будут присутствовать малые количества азота, сероводорода, гелия и других газов. Предпочтительно все неуглеводородные компоненты и все инертные газы, иные, нежели диоксид углерода, будут отделены от потока 108Ь до его смешения и сжигания.
В одном примерном варианте исполнения величину расхода и состав двух потоков 108а и 108Ь, содержащих углеводороды, используют для расчета потребности в кислороде для работы камеры 110 сгорания и задания контрольной величины для регулятора 118 расхода подводимого кислорода. Расчет будет давать количество кислорода, необходимое для стехиометрического горения в камере 110 сгорания. Величины расхода и составы потоков могут изменяться в течение срока службы системы 150, в зависимости от источников потоков 108а и 108Ь. Например, поток 108Ь газообразного топлива с низкой теплотворной способностью может происходить из скважины, действующей в режиме ЕОК, имеющей высокое содержание метана в начале добычи (например, выше чем около 80 об.%). В этом случае может быть малая или нулевая подача потока 108а высококачественного газообразного топлива. Однако когда происходит прорыв газа в скважину, поступающий поток 108Ь газообразного топлива с низкой теплотворной способностью может иметь очень низкое содержание метана (например, менее, чем около 20% по объему) . В этом случае увеличивают поступление потока 108а высококачественного газообразного топлива для добавления углеводородов в поток 108 сжигаемого топлива.
Фиг. 1Ό представляет иллюстрацию четвертого примерного варианта исполнения системы согласно фиг. 1А, которая может включать или может не включать признаки, раскрытые в иллюстрации варианта исполнения согласно фигурам 1В и 1С. В этом случае фиг. 1Ό можно лучше понять с привлечением фигур 1А-1С. Система 160 дополнительно включает пополняющий высококонцентрированный поток 108с СО2 с определенными величиной расхода и составом, и регулятор 162 расхода потока, функционально
- 8 026915 связанный с ним. Пополняющий поток 108с подачи СО2 может быть объединен с потоками 108а и 108Ь для формирования потока 108 сжигаемого топлива, имеющего главным образом постоянный состав на протяжении срока службы системы 160. Этот подход подобен системе 150, но физические характеристики камеры сгорания могли бы быть спроектированы специально для состава 108 и по-прежнему для сжигания топлив, которые имеют переменный состав 108Ь. Поток 108с СО2 может быть отделен от потока 112Ь расширенных продуктов или иметь происхождение от еще одного источника.
Фиг. 1Е представляет иллюстрацию четвертого примерного варианта исполнения системы согласно фигурам 1Ά-1Ό. В этом случае фигуру 1Е можно лучше понять с привлечением фигур 1Ά-1Ό. Система 170 включает поток 108 сжигаемого топлива, включающий главным образом углеводороды и диоксид углерода (СО2) и имеющий начальное отношение топлива к СО2; обогащенный кислородом поток 106, включающий главным образом кислород и диоксид углерода (СО2), в котором поток 108 сжигаемого топлива и обогащенный кислородом поток 106 объединяют с образованием потока 172, подаваемого на входной канал камеры сгорания, имеющего отношение объединенного топлива к кислороду, отрегулированное для соответствия оптимальному эквивалентному соотношению, и отношение объединенного начального СО2 к топливу, отрегулированное для создания оптимальной температуры горения; поток 102Ь вторичного разбавителя; и камеру 110 сгорания, скомпонованную для сжигания потока 172, подаваемого на входной канал камеры сгорания, для получения потока 174 горячих продуктов, включающего главным образом воду и диоксид углерода, причем поток 174 горячих продуктов смешивают с потоком 102Ь вторичного разбавителя с образованием потока 112а продуктов горения, имеющего определенные температуру и конечное отношение СО2 к топливу.
В некоторых примерных вариантах исполнения углеводороды в потоке 108 сжигаемого топлива составлены главным образом метаном, и молярное отношение топлива к кислороду варьирует от около 1,9:1 в расчете на число молей топлива на моль кислорода до около 2,1:1 в расчете на число молей топлива на моль кислорода, или от около 1,95:1 в расчете на число молей топлива на моль кислорода до около 2,05:1 в расчете на число молей топлива на моль кислорода. Эти молярные соотношения приблизительно эквивалентны стехиометрическим соотношениям от 0,9:1 до около 1,1:1. В дополнительных примерных вариантах исполнения углеводороды в потоке 108 сжигаемого топлива составлены главным образом метаном, и конечное отношение СО2 к топливу составляет от около 10:1 в расчете на число молей СО2 на моль топлива до около 30:1 в расчете на число молей СО2 на моль топлива, или от около 15:1 в расчете на число молей СО2 на моль топлива до около 25:1 в расчете на число молей СО2 на моль топлива, или от около 20:1 в расчете на число молей СО2 на моль топлива до около 23:1 в расчете на число молей СО2 на моль топлива.
По меньшей мере в одном примерном варианте исполнения система 170 дополнительно включает поток 108а высококачественного газообразного топлива с определенными величиной расхода и составом; поток 108Ь газообразного топлива с низкой теплотворной способностью с определенными величиной расхода и составом; и пополняющий высококонцентрированный поток 108с СО2, предназначенный для объединения с потоком 108а высококачественного газообразного топлива и потоком 108Ь газообразного топлива с низкой теплотворной способностью, с образованием потока 108 сжигаемого топлива и поддержания постоянного начального отношения топлива к СО2 в потоке 108 сжигаемого топлива. Дополнительные варианты исполнения могут включать поток 104 подводимого кислорода с определенными величиной расхода и составом; и смешиваемый высококонцентрированный поток 102а СО2 с определенными величиной расхода и составом, предназначенный для объединения с потоком 104 подводимого кислорода с образованием обогащенного кислородом потока 106.
В еще одном дополнительном примерном варианте исполнения система 170 дополнительно включает по меньшей мере один температурный датчик 114, скомпонованный для измерения температуры потока 112а продуктов горения и/или потока 112Ь расширенных продуктов (и, необязательно, потока 174 горячих продуктов), причем температуру потоков 112а и 112Ь используют для расчета величины расхода по меньшей мере одного из смешиваемого высококонцентрированного потока 102а СО2, пополняющего высококонцентрированного потока 108с СО2, и потока 102Ь вторичного разбавителя, для регулирования температуры горения; по меньшей мере один анализатор 126 кислорода, скомпонованный для измерения количества кислорода в потоках 112а и/или 112Ь продуктов, причем количество кислорода в потоках 112а-112Ь продуктов используют для оптимизации величины расхода потока 104 подводимого кислорода для достижения главным образом стехиометрического горения; и по меньшей мере один анализатор 152 углеводородов, скомпонованный для измерения количества углеводородов в составе потоков 112а-112Ь продуктов, причем количество углеводородов в составе потоков 112а-112Ь продуктов используют для оптимизации величины расхода потока 104 подводимого кислорода для достижения главным образом стехиометрического горения. Система 170 может также включать газовую турбину 111, имеющую нагрузку и регулятор 111' нагрузки, скомпонованный для измерения нагрузки, причем измерение нагрузки используют для поддержания отношения объединенного топлива к кислороду соответственно изменениям нагрузки.
Фиг. 2 иллюстрирует схему примерной камеры сгорания, как она могла бы быть скомпонована для применения в альтернативных примерных системах согласно фигурам 1Ά-1Ό. В этом случае фигуру 2
- 9 026915 можно лучше понять с привлечением фигур 1Ά-1Ό. Система 200 сгорания включает первую смесительную зону 202, вторую смесительную зону 204, начальную высокотемпературную зону 205 первичного сгорания, зону 206 прекращения горения и, необязательно, форсунки 208а и 2086 для впрыскивания топлива. Поток 212 горячих продуктов (или поток продуктов первичного сгорания) получается из зоны 205 первичного сгорания. Следует отметить, что в некоторых примерных вариантах исполнения может быть использован процесс сгорания при высоком давлении (например, более, чем около 10 атмосфер (1,013 МПа)).
Первая смесительная зона 202 скомпонована для смешения потока 102а первичного разбавителя с потоком 104 подводимого кислорода с образованием обогащенного кислородом потока 106. Вторая смесительная зона 204 скомпонована для смешения обогащенного кислородом потока 106 и потока 108 сжигаемого топлива. В одном варианте исполнения потоки 106 и 108 могут быть предварительно смешаны во второй смесительной зоне 204 и затем непосредственно направлены в зону 205 первичного сгорания. В еще одном варианте исполнения, который называется как компоновка без предварительного смешения, вторая смесительная зона 204 и зона 205 первичного сгорания смыкаются и реализуются одновременно, как в компоновке типа диффузионной горелки. Зона 205 первичного сгорания включает горелку, пламя и собственно реакцию горения, которая производит поток 212 горячих продуктов. Зона 206 прекращения горения поставляет поток 1026 вторичного разбавителя в камеру 110 сгорания для регулирования температуры камеры 110 сгорания и потока 112а продуктов горения.
В некоторых примерных вариантах исполнения камеры 110 сгорания зона 206 прекращения горения включает одно из зоны пассивного разбавления, имеющей серию отверстий, скомпонованных для охлаждения и гашения футеровки камеры 110 сгорания; зоны активного разбавления, имеющей по меньшей мере один охлаждающий канал, скомпонованный для активной подачи по меньшей мере части потока 1026 вторичного разбавителя в камеру 110 сгорания, для смешения с потоком 212 продуктов первичного сгорания; серию каналов для поэтапного гашения, чтобы обеспечивать контроль температурного профиля в пределах зоны 206 прекращения горения; и любую их комбинацию. В дополнение, зона 206 прекращения горения может включать измерительный преобразователь давления или другой сенсор 210 для мониторинга и измерения колебаний давления в камере 110 сгорания, которые являются показателями срыва пламени. Анализатор кислорода (не показан) также может быть включен в камеру 110 сгорания для создания еще одного входа в контур обратной связи по кислороду.
В одном примерном варианте исполнения компоновки без предварительного смешения потоки 108а и 1086 сжигаемого топлива могут быть введены в отдельные форсунки 208а и 2086, которые скомпонованы на основе величины объемного расхода соответствующего потока, или смешаны и введены в виде объединенной смеси как поток 108 сжигаемого топлива через единичный инжектор.
Объединение обогащенного кислородом потока 106 и потока 108 сжигаемого топлива в камере 110 сгорания предназначено для поддержания минимальной температуры адиабатического пламени и стабильности пламени для сожжения всего или почти всего кислорода в обогащенном кислородом потоке 106 (например, предпочтительна стехиометрическая реакция). В отношении теплотворной способности обогащенный кислородом поток 106 не имеет теплотворной способности, поток 108а высококачественного газообразного топлива может иметь относительное высокое значение (например, по меньшей мере от 500 Британских тепловых единиц на стандартный кубический фут (ΒΤυ/δοί) (18,625 МДж/норм.м3) до около 950 ВТи/5сГ (35,39 МДж/норм.м3)), и поток 1086 газообразного топлива с низкой теплотворной способностью имеет относительно низкий уровень теплотворной способности (например, от около 150 ВТи/5сГ (5,59 МДж/норм.м3) до около 450 ВТи/8с£ (16,76 МДж/норм.м3)).
Камера 110 сгорания может представлять собой стандартную камеру внешнего сгорания, или может быть выполненной по заказу или модифицированной камерой сгорания. Примеры применимых типов камер сгорания включают горелку согласно технологии ОхуС1аи8, горелку для реактора частичного окисления (технология РОХ) , горелку для процесса аутотермического риформинга (АТК) и газотурбинные камеры сгорания диффузионного типа. Следует отметить, что каждый тип горелки может потребовать некоторого модифицирования для работы с потоком, главным образом составленным из СО2.
В одном примерном варианте исполнения вторая смесительная зона 204 и форсунки 208а и 2086 могут быть скомпонованы для смешения потока 108 сжигаемого топлива и обогащенного кислородом потока 106 в высокотурбулентном режиме для обеспечения того, что будет достигнута однородная смесь. Во время работы зона 205 первичного сгорания развивает температуры вплоть до около 2200°С. При добавлении гасящего газа 1026 поток 112а продуктов горения предполагается имеющим температуру до около 1400°С при поступлении в зону 206 прекращения горения. Дополнительный гасящий газ 1026 может быть введен через наружную стенку зоны 206 прекращения горения, образуя нечто типа газовой оболочки для поддерживания стенки камеры 110 сгорания заметно более холодной, чем пламя 205. В одном примерном варианте исполнения охлаждающий поток 1026 может быть при необходимости подвергнут отпарке углеводородов для сведения к минимуму образования сажи. В еще одном примерном варианте исполнения горение происходит при давлении, превышающем атмосферное, таком как выше, чем около 10 атмосфер (1,013 МПа)). Реакция образует воду (водяной пар) и диоксид углерода, как пока- 10 026915 зано ниже в уравнении (диоксид углерод поступает в камеру, в основном оставаясь непрореагировавшим):
СН4+2О2=2Н2О+СО2
Фиг. 3 представляет примерную блок-схему способа работы системы согласно фиг. 1Ά-1Ό. В этом случае фиг. 3 можно лучше понять с привлечением фиг. 1Ά-1Ό. Способ 300 начинается с блока 302, затем включает подачу 304 высококонцентрированного потока 102 СО2, потока 104 подводимого кислорода, и потока 108 сжигаемого топлива, причем каждый поток имеет определенные величину расхода потока и состав; разделение 306 высококонцентрированного потока 102 СО2 на поток 102а первичного разбавителя и поток 102Ь вторичного разбавителя, каждый из которых имеет определенную величину расхода потока; корректирование 308 величины расхода потока первичного разбавителя независимо от общего значения расхода высококонцентрированного потока СО2; объединение 310 потока 102а первичного разбавителя и потока 104 подводимого кислорода с образованием обогащенного кислородом потока 106 (например, синтетического воздуха); сжигание 312 обогащенного кислородом потока 106 и потока 108 сжигаемого топлива в зоне 110а первичного сгорания камеры 110 сгорания для получения потока 112а продуктов горения с определенными температурой и составом; зондирование 314 содержания кислорода в потоке 112а продуктов горения; и корректирование 316 величины расхода потока 104 подводимого кислорода, пока поток 112а продуктов горения не станет главным образом стехиометрическим, с использованием зарегистрированного содержания кислорода. В одном варианте исполнения способ 300 включает детектирование 314 температуры потока 112а продуктов горения и корректирование 316 величины расхода потока 102а первичного разбавителя для регулирования температуры горения с использованием зарегистрированного значения температуры. В одном варианте исполнения способ включает направление 318 части потока 112а продуктов горения в процесс вторичного метода добычи нефти (ЕОК).
Примеры
Некоторые примерные составы газовых потоков приведены ниже в таблицах как примеры газовых потоков на различных стадиях производства в производственных условиях с единичным газом, или в производственных условиях с различными газами. Табл. 1 представляет конкретные составы потоков и величины расхода потока для эксплуатационной скважины в начале добычи или близко к этому.
Таблица 1 Пусковой режим
Поток Поток Поток Поток Поток
Компонент 104 юаь 108а 102а 112
02 95.59% 0 0 0 0.44%
СО2 0 0 0 76.23% 61.83%
СН4 0 0 100% 0 0.00%
СО 0 0 0 0 0.85%
ОН 0 0 0 0 0.12%
Н2 0 0 0 0 0.09%
Н2О 0 0 0 16.99% 30.42%
Аг 4.26% 0 0 6.78% 6.34%
Примеси 0.15% 0 0 0 0%
В целом 100.00% 0.00% 100.00% 100.00% 100 09%
Давление, рв1д
(манометрических) 2068.2 кПа 2068.2 кПа 2068,2 кПа 2068,2 кПа 1723,5 кПа
Температура
(градусов Фаренгейта) 401,7°с 260°С 71,1“С 282,2°С 927,6°С
Фунт-молей (для 13474 1 0 6464.1 143859.5 163798
пересчета в число грамм .....
-молей умножить на 453,6)
Величина расхода 137519 к-Нияг θ 46851 кг/час 2846142 кг/час 3090506 кг/час
потока (фунт/час)
Табл. 2 представляет конкретные составы потоков и величины расхода потока для эксплуатационной скважины после прорыва СО2.
- 11 026915
Таблица 2
После прорыва газа в скважину
Компонент Поток 104 Поток 108а Поток 108Ь Поток 102а Поток 112
02 95.59% 0 0 0 0.014%
С02 0 88.16% 0 0 64.15%
СН4 0 5.21% 100% 0 0.00%
С2 0 2.76% 0 0 0.00%
СЗ 0 1.25% 0 0 0.00%
СО 0 0% 0 0 0.028%
ОН 0 0% 0 0 0.004%
Н2 0 0% 0 0 0.236%
Н20 0 0% 0 0 31.02%
N2 0 1% 0 0 0.84%
Аг 4.26% 0 0 0 0.40%
Примеси 0.15% 1.77% 0 0 3.3%
В целом 100.00% 100.00% 100.00% 0.00% 100.00%
Давление, ρείς (манометрических) 2068,2 кПа 2068,2 кПа 2068,2 кПа 2068,2 кПа 1723,5 кПа
Температура (градусов Фаренгейта) 401,7°С 260°С 71,1°С 282,2°С 927,6°С
Х^±гИ„Д4741 136739.7 171.8 0 150386 -молей умножить на 453,6) 186932 кг/час 2554533 кг/час 1244,8 кг/час 0 2742710 кг/час
В то время как настоящее изобретение может быть подвергнуто разнообразным модификациям и исполнено в альтернативных формах, обсужденные выше примерные варианты исполнения были показаны только в качестве примеров. Однако опять же должно быть понятно, что изобретение не предполагается быть ограниченным раскрытыми здесь конкретными вариантами исполнения. На самом деле настоящее изобретение включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы подлинного смысла и области прилагаемой патентной формулы.

Claims (20)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Система сжигания топлива, включающая средство для подачи высококонцентрированного потока диоксида углерода (СО2);
    по меньшей мере одно устройство для регулирования величины расхода потока СО2 и его разделения на поток первичного разбавителя и поток вторичного разбавителя, причем это устройство предназначено для регулирования величины расхода потока первичного разбавителя независимо от общей величины расхода высококонцентрированного потока СО2;
    средство для подачи потока подводимого кислорода;
    по меньшей мере одно устройство для регулирования величины расхода потока кислорода; смесительное устройство, предназначенное для объединения потока первичного разбавителя и потока подводимого кислорода с образованием обогащенного кислородом потока; средство для подачи потока сжигаемого топлива;
    камеру сгорания, содержащую, по меньшей мере, зону первичного сгорания и зону прерывания горения;
    расширительное устройство для получения потока расширенных продуктов, имеющих более низкую температуру, чем поток продуктов горения;
    управляющую систему, включающую первое управляющее устройство для регулирования величины расхода потока подводимого кислорода пропорционально величине расхода потока сжигаемого топлива таким образом, чтобы создавать близкое к стехиометрическому горение в зоне первичного сгорания; и второе управляющее устройство для регулирования отношения кислорода к СО2 в обогащенном кислородом потоке путем регулирования величины расхода потока первичного разбавителя; и по меньшей мере один температурный датчик, функционально связанный с управляющей системой и устройством для измерения температуры потока продуктов горения и связанный с управляющей системой, для корректирования величины расхода потока вторичного разбавителя на основе температуры потока продуктов горения;
    по меньшей мере один кислородный датчик для измерения количества кислорода в потоке расширенных продуктов, размещенный в потоке расширенных продуктов в месте, отдаленном от выхода из расширительного устройства, связанный с управляющей системой, причем управляющая система обеспечивает корректирование отношения кислорода к топливу для кислорода в обогащенном кислородом потоке и для топлива в потоке сжигаемого топлива, для достижения условий горения близких к стехиометрическим;
    - 12 026915 по меньшей мере один регулятор нагрузки для регулирования величины расхода потока сжигаемого топлива для поддержания рабочих условий нагрузки в расширительном устройстве;
    причём камера сгорания сконструирована таким образом, чтобы обеспечивалось смешение и сжигание обогащенного кислородом потока и потока сжигаемого топлива внутри зоны первичного сгорания при температуре пламени и времени первичного пребывания, достаточных для образования потока горячих продуктов при условиях, близких к равновесным; и для разбавления потока горячих продуктов вторичным разбавителем внутри зоны прекращения горения с образованием потока продуктов горения с более низкой температурой, чем поток горячих продуктов.
  2. 2. Система по п.1, в которой камера сгорания предназначена для пассивного регулирования величины расхода потока вторичного разбавителя на основе падения давления по меньшей мере в одном ограничителе потока в проточном канале для высококонцентрированного потока СО2 и потоке вторичного разбавителя.
  3. 3. Система по п.1, дополнительно включающая центральное управляющее устройство, функционально связанное с по меньшей мере одним температурным датчиком и по меньшей мере одним анализатором кислорода;
    первым регулятором расхода потока для регулирования потока первичного разбавителя;
    вторым регулятором расхода потока для регулирования величины расхода потока подводимого кислорода;
    третьим регулятором расхода потока для регулирования величины расхода потока сжигаемого топлива и четвертым регулятором расхода потока для регулирования потока вторичного разбавителя.
  4. 4. Система по п.1, дополнительно содержащая средство для подачи части диоксида углерода из потока расширенных продуктов в процесс вторичного метода добычи нефти (ΕΘΚ).
  5. 5. Система по п.4, дополнительно включающая устройство для каталитического дожигания, предназначенное для снижения содержания кислорода в потоке продуктов горения.
  6. 6. Система по п.1, где средство для подачи потока сжигаемого топлива и/или средство для подачи потока подводимого кислорода скомпонованы для подачи катализатора в зону первичного сгорания, чтобы катализировать реакцию горения.
  7. 7. Система по п.3, дополнительно включающая средство для подачи потока высококачественного газообразного топлива с величиной расхода потока и составом и средство для подачи потока газообразного топлива с низкой теплотворной способностью, с величиной расхода потока и составом, предназначенное для объединения с потоком высококачественного газообразного топлива с образованием потока сжигаемого топлива.
  8. 8. Система сжигания топлива, включающая средство для подачи высококонцентрированного потока диоксида углерода (СО2);
    по меньшей мере одно устройство для регулирования величины расхода потока СО2 для корректирования общей величины расхода высококонцентрированного потока СО2 и разделения высококонцентрированного потока СО2 на поток первичного разбавителя, имеющий величину расхода потока, и поток вторичного разбавителя, имеющий величину расхода потока, причем по меньшей мере одно устройство для регулирования величины расхода потока предназначено для корректирования величины расхода потока первичного разбавителя независимо от общей величины расхода высококонцентрированного потока СО2;
    средство для подачи потока подводимого кислорода, имеющего величину расхода потока; по меньшей мере одно устройство для регулирования величины расхода потока подводимого кислорода;
    смесительное устройство, предназначенное для объединения потока первичного разбавителя и потока подводимого кислорода с образованием обогащенного кислородом потока, имеющего величину расхода потока и отношение кислорода к СО2;
    средство для подачи потока сжигаемого топлива, имеющего величину расхода потока и состав; камеру сгорания, содержащую, по меньшей мере, зону первичного сгорания и зону прекращения горения, устройство для каталитического дожигания для снижения содержания кислорода в потоке продуктов горения;
    устройство для разделения потока сжигаемого топлива на первую часть, предназначенную для поступления в камеру сгорания, и вторую часть, предназначенную для обхода камеры сгорания и смешения с потоком продуктов выше по потоку относительно устройства для каталитического дожигания, с образованием потока для нагнетания в скважину в режиме вторичного метода добычи нефти, причём камера сгорания сконструирована таким образом, чтобы обеспечивалось смешение и сжигание обогащенного кислородом потока и потока сжигаемого топлива внутри зоны первичного сгорания при температуре пламени и времени первичного пребывания, достаточных для образования потока горя- 13 026915 чих продуктов при примерно равновесных условиях; и для разбавления потока горячих продуктов вторичным разбавителем внутри зоны прекращения горения с образованием потока продуктов горения с более низкой температурой, чем поток горячих продуктов.
  9. 9. Система сжигания топлива, включающая средство для подачи высококонцентрированного потока диоксида углерода (СО2);
    по меньшей мере одно устройство для регулирования величины расхода потока СО2 для корректирования общей величины расхода высококонцентрированного потока СО2 и разделения высококонцентрированного потока СО2 на поток первичного разбавителя, имеющий величину расхода потока, и поток вторичного разбавителя, имеющий величину расхода потока, причем по меньшей мере одно устройство для регулирования величины расхода потока предназначено для корректировки величины расхода потока первичного разбавителя независимо от общей величины расхода высококонцентрированного потока СО2;
    средство для подачи потока подводимого кислорода, имеющего величину расхода потока; по меньшей мере одно устройство для регулирования величины расхода потока кислорода корректирует величину расхода потока подводимого кислорода;
    смесительное устройство, предназначенное для объединения потока первичного разбавителя и потока подводимого кислорода с образованием обогащенного кислородом потока, имеющего величину расхода потока и отношение кислорода к СО2;
    средство для подачи потока сжигаемого топлива, имеющего величину расхода потока и состав; камеру сгорания, содержащую, по меньшей мере, зону первичного сгорания и зону прекращения горения, причём камера сгорания предназначена для смешения и сжигания обогащенного кислородом потока и потока сжигаемого топлива внутри зоны первичного сгорания при температуре пламени и времени первичного пребывания, достаточных для образования потока горячих продуктов при примерно равновесных условиях;
    средство для подачи потока высококачественного газообразного топлива с величиной расхода потока и составом;
    средство для подачи потока газообразного топлива с низкой теплотворной способностью с величиной расхода потока и составом, предназначенное для объединения с потоком газообразного топлива с образованием потока сжигаемого топлива; и центральное управляющее устройство, функционально связанное с по меньшей мере одним температурным датчиком и по меньшей мере одним кислородным датчиком;
    первым регулятором расхода потока для регулирования потока первичного разбавителя;
    вторым регулятором расхода потока для регулирования величины расхода потока подводимого кислорода;
    третьим регулятором расхода потока для регулирования величины расхода потока сжигаемого топлива;
    четвертым регулятором расхода потока для регулирования потока вторичного разбавителя; пятым регулятором расхода потока для регулирования потока высококачественного газообразного топлива;
    шестым регулятором расхода потока для регулирования потока газообразного топлива с низкой теплотворной способностью и суммирующим управляющим устройством, функционально связанным с пятым и шестым регуляторами расхода потока, скомпонованным для контроля величины расхода потока и состава потока сжигаемого топлива для регулирования температуры горения и во избежание гашения пламени, причем камера сгорания сконструирована таким образом, чтобы обеспечивалось разбавление потока горячих продуктов вторичным разбавителем внутри зоны прекращения горения с образованием потока продуктов горения с более низкой температурой, чем поток горячих продуктов.
  10. 10. Система по п.9, дополнительно включающая по меньшей мере один анализатор углеводородов для измерения количества углеводородов в составе потока продуктов горения и функционально связанный, по меньшей мере, с шестым регулятором расхода потока для регулирования количества газообразного топлива с низкой теплотворной способностью во избежание срыва пламени в камере сгорания.
  11. 11. Система сгорания сжигания топлива, включающая средство для подачи высококонцентрированного потока диоксида углерода (СО2);
    по меньшей мере одно устройство для регулирования величины расхода потока СО2 для корректирования общей величины расхода высококонцентрированного потока СО2 и разделения высококонцентрированного потока СО2 на поток первичного разбавителя, имеющий величину расхода потока, и поток вторичного разбавителя, имеющий величину расхода потока, причем по меньшей мере одно устройство для регулирования величины расхода потока предназначено для корректирования величины расхода потока первичного разбавителя независимо от общей величины расхода высококонцентрированного потока СО2;
    - 14 026915 средство для подачи потока подводимого кислорода, имеющего величину расхода потока; по меньшей мере одно устройство для регулирования величины расхода потока кислорода, скомпонованное для корректирования величины расхода потока подводимого кислорода;
    смесительное устройство, предназначенное для объединения потока первичного разбавителя и потока подводимого кислорода с образованием обогащенного кислородом потока, имеющего величину расхода потока и отношение кислорода к СО2;
    средство для подачи потока сжигаемого топлива, имеющего величину расхода потока и состав; камеру сгорания, содержащую, по меньшей мере, зону первичного сгорания и зону прекращения горения, причём камера сгорания обеспечивает смешение и сжигание обогащенного кислородом потока и потока сжигаемого топлива внутри зоны первичного сгорания при температуре пламени и времени первичного пребывания, достаточных для образования потока горячих продуктов при примерно равновесных условиях;
    центральное управляющее устройство, функционально связанное с по меньшей мере одним температурным датчиком и по меньшей мере одним кислородным датчиком;
    первым регулятором расхода потока для регулирования потока первичного разбавителя;
    вторым регулятором расхода потока для регулирования величины расхода потока подводимого кислорода;
    третьим регулятором расхода потока для регулирования величины расхода потока сжигаемого топлива;
    четвертым регулятором расхода потока для регулирования потока вторичного разбавителя; средство для подачи потока высококачественного газообразного топлива с величиной расхода потока и составом;
    средство для подачи потока газообразного топлива с низкой теплотворной способностью с величиной расхода потока и составом, предназначенное для объединения с потоком газообразного топлива с образованием потока сжигаемого топлива; и средство для подачи пополняющего высококонцентрированного потока СО2 с величиной расхода потока и составом, предназначенное для объединения потока газообразного топлива с низкой теплотворной способностью и потоком высококачественного газообразного топлива с образованием потока сжигаемого топлива, причем устройство дополнительно содержит седьмой регулятор расхода потока, функционально связанный с гуммирующим управляющим устройством, предназначенным для корректирования величины расхода каждого из потоков, для формирования постоянной величины расхода потока и состава в потоке сжигаемого топлива, причем камера сгорания обеспечивает разбавление потока горячих продуктов вторичным разбавителем внутри зоны прекращения горения с образованием потока продуктов горения с более низкой температурой, чем поток горячих продуктов.
  12. 12. Способ сжигания топлива, включающий стадии, в которых создают высококонцентрированный поток СО2, поток подводимого кислорода и поток сжигаемого топлива;
    разделяют высококонцентрированный поток СО2 на поток первичного разбавителя и поток вторичного разбавителя, каждый из которых имеет величину расхода потока;
    осуществляют сжигание топлива с использованием системы сжигания по любому из пп.1-11 для выполнения стадий, в которых корректируют величину расхода потока первичного разбавителя независимо от общей величины расхода высококонцентрированного потока СО2 с целью поддержания условий горения, близких к стехиометрическим;
    объединяют поток первичного разбавителя и поток подводимого кислорода с образованием обогащенного кислородом потока; и сжигают обогащенный кислородом поток и поток сжигаемого топлива в зоне первичного сгорания камеры сгорания с образованием потока продуктов горения с температурой и составом;
    направляют поток вторичного разбавителя в зону прекращения горения для охлаждения продуктов горения.
  13. 13. Способ по п.12, дополнительно включающий стадии, в которых детектируют содержание кислорода в потоке продуктов горения и корректируют величину расхода потока подводимого кислорода для достижения состава продуктов горения, близких к стехиометрическим.
  14. 14. Способ по п.13, дополнительно включающий стадии, в которых детектируют температуру потока продуктов горения и корректируют величину расхода потока вторичного разбавителя в зоне прекращения горения камеры сгорания для регулирования температуры продуктов горения.
  15. 15. Способ по п.14, дополнительно включающий стадии, в которых объединяют поток высококачественного газообразного топлива с потоком газообразного топлива с низкой теплотворной способностью и потоком первичного разбавителя с образованием потока сжигаемого топлива.
  16. 16. Способ по п.15, дополнительно включающий стадии, в которых регулируют величину расхода
    - 15 026915 высококонцентрированного потока СО2, потока подводимого кислорода, потока высококачественного газообразного топлива и потока газообразного топлива с низкой теплотворной способностью с помощью регуляторов расхода потока, причем регуляторы расхода потока функционально связаны с центральным управляющим устройством.
  17. 17. Способ по п.12, дополнительно включающий стадии, в которых предварительно смешивают обогащенный кислородом поток и поток сжигаемого топлива в зоне первичного сгорания камеры сгорания.
  18. 18. Способ по п.12, в котором осуществляют добавление катализатора в зону первичного сгорания.
  19. 19. Способ по п.14, дополнительно включающий стадии, в которых регистрируют количество непрореагировавших углеводородов в потоке продуктов горения и регулируют величину расхода потока газообразного топлива с низкой теплотворной способностью на основе количества непрореагировавших углеводородов в потоке продуктов горения с целью обеспечения условий горения, близких к стехиометрическим.
  20. 20. Способ по п.14, дополнительно включающий стадии, в которых поддерживают постоянными величину расхода и состав потока сжигаемого топлива регулированием величины расхода каждого из потоков высококачественного газообразного топлива, потока газообразного топлива с низкой теплотворной способностью и потока первичного разбавителя.
EA201170573A 2008-10-14 2009-08-31 Способы и системы для регулирования продуктов горения EA026915B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10533108P 2008-10-14 2008-10-14
PCT/US2009/055544 WO2010044958A1 (en) 2008-10-14 2009-08-31 Methods and systems for controlling the products of combustion

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201170573A1 EA201170573A1 (ru) 2011-10-31
EA026915B1 true EA026915B1 (ru) 2017-05-31

Family

ID=42106820

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201170573A EA026915B1 (ru) 2008-10-14 2009-08-31 Способы и системы для регулирования продуктов горения

Country Status (12)

Country Link
US (3) US9222671B2 (ru)
EP (2) EP3489491B1 (ru)
JP (1) JP5580320B2 (ru)
CN (1) CN102177326B (ru)
AU (1) AU2009303735B2 (ru)
BR (1) BRPI0920139A2 (ru)
CA (1) CA2737133C (ru)
EA (1) EA026915B1 (ru)
MX (1) MX2011002770A (ru)
PL (1) PL2344738T3 (ru)
SG (1) SG195533A1 (ru)
WO (1) WO2010044958A1 (ru)

Families Citing this family (97)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0489068A (ja) * 1990-07-31 1992-03-23 Ya Man Ltd 高周波美容装置
CN101981272B (zh) 2008-03-28 2014-06-11 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
CN104098070B (zh) 2008-03-28 2016-04-13 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
SG195533A1 (en) 2008-10-14 2013-12-30 Exxonmobil Upstream Res Co Methods and systems for controlling the products of combustion
SG176670A1 (en) 2009-06-05 2012-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Combustor systems and methods for using same
CN102482940A (zh) * 2009-09-01 2012-05-30 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
EA023673B1 (ru) 2009-11-12 2016-06-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для низкоэмиссионного производства электроэнергии и извлечения углеводородов
US9017064B2 (en) * 2010-06-08 2015-04-28 Siemens Energy, Inc. Utilizing a diluent to lower combustion instabilities in a gas turbine engine
MY156099A (en) * 2010-07-02 2016-01-15 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for controlling combustion of a fuel
PL2588727T3 (pl) 2010-07-02 2019-05-31 Exxonmobil Upstream Res Co Spalanie stechiometryczne z recyrkulacją gazów spalinowych i chłodnicą bezpośredniego kontaktu
JP5913305B2 (ja) * 2010-07-02 2016-04-27 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 低エミッション発電システム及び方法
BR112012031153A2 (pt) 2010-07-02 2016-11-08 Exxonmobil Upstream Res Co sistemas e métodos de geração de energia de triplo-ciclo de baixa emissão
JP5906555B2 (ja) * 2010-07-02 2016-04-20 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 排ガス再循環方式によるリッチエアの化学量論的燃焼
US10718511B2 (en) 2010-07-02 2020-07-21 Harry R. Taplin, JR. System for combustion of fuel to provide high efficiency, low pollution energy
US8852300B2 (en) 2010-07-02 2014-10-07 Harry R. Taplin, JR. Lithium conditioned engine with reduced carbon oxide emissions
EP2601393B1 (en) 2010-08-06 2020-01-15 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
JP5599742B2 (ja) * 2011-02-28 2014-10-01 一般財団法人電力中央研究所 Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント
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
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
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
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
US8453461B2 (en) * 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Power plant and method of operation
EP2581583B1 (en) 2011-10-14 2016-11-30 General Electric Technology GmbH Method for operating a gas turbine and gas turbine
CN104428490B (zh) 2011-12-20 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 提高的煤层甲烷生产
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US10273880B2 (en) 2012-04-26 2019-04-30 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine
CN102654759A (zh) * 2012-04-26 2012-09-05 本钢板材股份有限公司 控制混合煤气热值的方法
JP5900924B2 (ja) * 2012-08-17 2016-04-06 一般財団法人電力中央研究所 Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント
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
US20140182298A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
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
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10161312B2 (en) 2012-11-02 2018-12-25 General Electric Company System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
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
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
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
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
RU2637609C2 (ru) * 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
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
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
US9784182B2 (en) 2013-03-08 2017-10-10 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
EP2789915A1 (en) * 2013-04-10 2014-10-15 Alstom Technology Ltd Method for operating a combustion chamber and combustion chamber
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
US9631542B2 (en) * 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
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
JP6220586B2 (ja) * 2013-07-22 2017-10-25 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー ガスタービン設備
JP6220589B2 (ja) * 2013-07-26 2017-10-25 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー ガスタービン設備
US9587510B2 (en) * 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
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
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
JP6250332B2 (ja) 2013-08-27 2017-12-20 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー ガスタービン設備
US20150075170A1 (en) * 2013-09-17 2015-03-19 General Electric Company Method and system for augmenting the detection reliability of secondary flame detectors in a gas turbine
ITMI20131539A1 (it) * 2013-09-18 2015-03-19 Ansaldo Energia Spa Metodo per il controllo di emissioni di un impianto a turbina a gas e impianto a turbina a gas
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
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
US10071337B2 (en) 2015-11-17 2018-09-11 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of staged complementary PSA system with a power plant for CO2 capture/utilization and N2 production
US10125641B2 (en) 2015-11-17 2018-11-13 Exxonmobil Research And Engineering Company Dual integrated PSA for simultaneous power plant emission control and enhanced hydrocarbon recovery
WO2017087167A1 (en) 2015-11-17 2017-05-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Staged complementary psa system for low energy fractionation of mixed fluid
WO2017087165A1 (en) 2015-11-17 2017-05-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Hybrid high-temperature swing adsorption and fuel cell
WO2017087153A1 (en) 2015-11-17 2017-05-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Fuel combusting method with co2 capture
WO2017087154A1 (en) 2015-11-17 2017-05-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Staged pressure swing adsorption for simultaneous power plant emission control and enhanced hydrocarbon recovery
CN105775086B (zh) * 2016-03-22 2018-03-16 石家庄新华能源环保科技股份有限公司 一种利用二氧化碳储能为动力的轮船
CN106050421B (zh) * 2016-07-06 2018-01-09 石家庄新华能源环保科技股份有限公司 携带燃料的二氧化碳楼宇供能系统
EP3421761B1 (en) * 2017-06-30 2020-11-25 Ansaldo Energia IP UK Limited Second-stage combustor for a sequential combustor of a gas turbine
IT201700090748A1 (it) * 2017-08-04 2019-02-04 Saipem Spa Processo e impianto di produzione di urea facenti uso di co2 prodotta tramite ossi-combustione
CN113470763B (zh) * 2021-07-14 2023-03-14 中国航发贵阳发动机设计研究所 一种碳氢燃料燃烧热离解燃气成分测算系统
GB202112642D0 (en) * 2021-09-06 2021-10-20 Rolls Royce Plc Controlling soot
GB202112641D0 (en) 2021-09-06 2021-10-20 Rolls Royce Plc Controlling soot

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4414334A (en) * 1981-08-07 1983-11-08 Phillips Petroleum Company Oxygen scavenging with enzymes
US5724805A (en) * 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
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
US20040206091A1 (en) * 2003-01-17 2004-10-21 David Yee Dynamic control system and method for multi-combustor catalytic gas turbine engine
US20050132713A1 (en) * 2003-12-22 2005-06-23 David Neary Power cogeneration system and apparatus means for improved high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US20070272201A1 (en) * 2004-02-10 2007-11-29 Ebara Corporation Combustion Apparatus and Combustion Method
US20080115495A1 (en) * 2006-11-21 2008-05-22 Siemens Power Generation, Inc. System and method employing direct gasification for power generation
US20080155984A1 (en) * 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture

Family Cites Families (659)

* 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
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
US4498288A (en) 1978-10-13 1985-02-12 General Electric Company Fuel injection staged 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
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
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
US4479484A (en) 1980-12-22 1984-10-30 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
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
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
US4568266A (en) * 1983-10-14 1986-02-04 Honeywell Inc. Fuel-to-air ratio control for combustion systems
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
US4684465A (en) 1986-10-10 1987-08-04 Combustion Engineering, Inc. Supercritical fluid chromatograph with pneumatically controlled pump
US4681678A (en) 1986-10-10 1987-07-21 Combustion Engineering, Inc. Sample dilution system for supercritical fluid chromatography
US4817387A (en) 1986-10-27 1989-04-04 Hamilton C. Forman, Trustee Turbocharger/supercharger control device
US4718361A (en) * 1986-11-21 1988-01-12 The United States Of America As Represented By The Department Of Energy Alkali injection system with controlled CO2 /O2 ratios for combustion of coal
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
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
US5098282A (en) 1990-09-07 1992-03-24 John Zink Company Methods and apparatus for burning fuel with low NOx formation
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
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
US5238395A (en) 1992-03-27 1993-08-24 John Zink Company Low nox gas 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
US6564556B2 (en) * 1992-10-27 2003-05-20 J. Lyell Ginter High efficiency low pollution hybrid brayton cycle combustor
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
US5628182A (en) 1993-07-07 1997-05-13 Mowill; R. Jan Star combustor with dilution ports in can portions
US5638674A (en) 1993-07-07 1997-06-17 Mowill; R. Jan Convectively cooled, single stage, fully premixed controllable fuel/air combustor with tangential admission
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
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
US5350293A (en) * 1993-07-20 1994-09-27 Institute Of Gas Technology Method for two-stage combustion utilizing forced internal recirculation
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
CN1052053C (zh) 1993-12-10 2000-05-03 卡伯特公司 一种改进的以液化天然气为燃料的联合循环发电设备
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
DE4436728A1 (de) * 1994-10-14 1996-04-18 Abb Research Ltd Verfahren und Vorrichtung für eine schadstoffarme gestufte Verbrennung
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
DE69625744T2 (de) 1995-06-05 2003-10-16 Rolls Royce Corp Magervormischbrenner mit niedrigem NOx-Ausstoss für industrielle Gasturbinen
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
WO1996041942A1 (de) 1995-06-12 1996-12-27 Gachnang, Hans, Rudolf Verfahren zum zumischen von brenngas und vorrichtung zum zumischen von brenngas
US5722230A (en) 1995-08-08 1998-03-03 General Electric Co. Center burner in a multi-burner combustor
US5746187A (en) * 1995-08-11 1998-05-05 Mazda Motor Corporation Automotive engine control system
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
ATE191254T1 (de) 1995-12-27 2000-04-15 Shell Int Research Flamenlose verbrennvorrichtung und verfahren
DE19549143A1 (de) 1995-12-29 1997-07-03 Abb Research Ltd Gasturbinenringbrennkammer
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
US6000222A (en) 1997-12-18 1999-12-14 Allied Signal Inc. Turbocharger with integral turbine exhaust gas recirculation control valve and exhaust gas bypass valve
DE59811106D1 (de) 1998-02-25 2004-05-06 Alstom Technology Ltd Baden Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
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
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
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
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
WO2000040851A1 (en) 1999-01-04 2000-07-13 Allison Advanced Development Company Exhaust mixer and apparatus using same
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
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
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
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
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
US6345493B1 (en) 1999-06-04 2002-02-12 Air Products And Chemicals, Inc. Air separation process and system with gas turbine drivers
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
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
EP1208293A4 (en) 1999-07-22 2005-10-05 Bechtel Corp METHOD AND APPARATUS FOR VAPORIZING A LIQUID GAS IN A COMBINED CYCLE POWER PLANT
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
US6298654B1 (en) 1999-09-07 2001-10-09 VERMES GéZA 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
US6485289B1 (en) * 2000-01-12 2002-11-26 Altex Technologies Corporation Ultra reduced NOx burner system and process
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
WO2001090548A1 (en) 2000-05-12 2001-11-29 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
WO2002055851A1 (en) 2001-01-08 2002-07-18 Catalytica Energy Systems, Inc. CATALYST PLACEMENT IN COMBUSTION CYLINDER FOR REDUCTION OF 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
DE60227355D1 (de) 2001-03-15 2008-08-14 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
AU2002303481A1 (en) 2001-04-24 2002-11-05 Shell Oil Company In situ recovery from a relatively low permeability formation containing heavy hydrocarbons
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
WO2002097252A1 (en) 2001-05-30 2002-12-05 Conoco Inc. Lng regasification 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
US6923915B2 (en) 2001-08-30 2005-08-02 Tda Research, Inc. Process for the removal of impurities from combustion fullerenes
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
WO2003027461A1 (de) 2001-09-24 2003-04-03 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
DE50207526D1 (de) 2001-10-01 2006-08-24 Alstom Technology Ltd Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
US7077199B2 (en) 2001-10-24 2006-07-18 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil reservoir formation
US7104319B2 (en) 2001-10-24 2006-09-12 Shell Oil Company In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation
US6969123B2 (en) 2001-10-24 2005-11-29 Shell Oil Company Upgrading and mining of coal
DE10152803A1 (de) 2001-10-25 2003-05-15 Daimler Chrysler Ag Brennkraftmaschine mit einem Abgasturbolader und einer Abgasrückführungsvorrichtung
GB2399600B (en) 2001-10-26 2005-12-14 Alstom Technology Ltd Gas turbine adapted to operate with a high exhaust gas recirculation rate and a method for operation thereof
CA2465384C (en) 2001-11-09 2008-09-09 Kawasaki Jukogyo Kabushiki Kaisha Gas turbine system comprising closed system of fuel and combustion gas using underground coal bed
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
CA2468769A1 (en) 2001-12-03 2003-06-12 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
WO2004042200A1 (en) 2002-11-08 2004-05-21 Alstom Technology Ltd Gas turbine power plant and method of operating the same
AU2003295681A1 (en) 2002-11-15 2004-06-15 Catalytica Energy Systems, Inc. Devices and methods for reduction of nox emissions from lean burn engines
US6945029B2 (en) 2002-11-15 2005-09-20 Clean Energy Systems, Inc. Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation
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
NO20026021D0 (no) 2002-12-13 2002-12-13 Statoil Asa I & K Ir Pat Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning
AU2002351515A1 (en) 2002-12-13 2004-07-09 Petrosa (The Petroleum Oil & Gas Corporation Of Sa (Pty) Ltd A method for oil recovery from an oil field
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
US8631657B2 (en) 2003-01-22 2014-01-21 Vast Power Portfolio, Llc Thermodynamic cycles with thermal diluent
US9254729B2 (en) 2003-01-22 2016-02-09 Vast Power Portfolio, Llc Partial load combustion cycles
US7523603B2 (en) 2003-01-22 2009-04-28 Vast Power Portfolio, Llc Trifluid reactor
US6820428B2 (en) 2003-01-30 2004-11-23 Wylie Inventions Company, Inc. Supercritical combined cycle for generating electric power
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
US7045553B2 (en) 2003-02-28 2006-05-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming
US7914764B2 (en) 2003-02-28 2011-03-29 Exxonmobil Research And Engineering Company 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
US20040170559A1 (en) 2003-02-28 2004-09-02 Frank Hershkowitz Hydrogen manufacture 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
US7513099B2 (en) 2003-03-28 2009-04-07 Siemens Aktiengesellschaft Temperature measuring device and regulation of the temperature of hot gas of a gas turbine
AU2003222696A1 (en) 2003-04-29 2004-11-23 Consejo Superior De Investigaciones Cientificas In-situ capture of carbon dioxide and sulphur dioxide in a fluidized bed combustor
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
NO321817B1 (no) 2003-11-06 2006-07-10 Sargas As Renseanlegg for varmekraftverk
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
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
EP2402068B2 (en) 2004-01-20 2016-11-16 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations for acid gas enrichment
US7305817B2 (en) 2004-02-09 2007-12-11 General Electric Company Sinuous chevron exhaust nozzle
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
ATE389852T1 (de) 2004-03-30 2008-04-15 Alstom Technology Ltd Vorrichtung und verfahren zur flammenstabilisierung in einem brenner
WO2005095863A1 (de) 2004-03-31 2005-10-13 Alstom Technology Ltd Brenner
WO2005100754A2 (en) 2004-04-16 2005-10-27 Clean Energy Systems, Inc. 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
US7934926B2 (en) 2004-05-06 2011-05-03 Deka Products Limited Partnership 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
WO2005123237A2 (en) 2004-05-14 2005-12-29 Eco/Technologies, Llc Method and system for sequestering carbon emissions from a combustor/boiler
WO2005119029A1 (en) 2004-05-19 2005-12-15 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
WO2005124231A2 (en) 2004-06-11 2005-12-29 Vast Power Systems, Inc. Low emissions combustion apparatus and method
WO2006046976A2 (en) 2004-06-14 2006-05-04 University Of Florida Research Foundation, Inc. Turbine system with exhaust gas recirculation and absorption refrigeration system
EA009276B1 (ru) 2004-07-14 2007-12-28 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Конструкции и способы для выработки электроэнергии с регазификацией сжиженного природного газа
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
KR101178431B1 (ko) 2004-09-29 2012-08-31 다이헤이요 세멘토 가부시키가이샤 시멘트 킬른 연소가스 추기 더스트의 처리 시스템 및 처리방법
DK1795510T3 (da) 2004-09-29 2014-06-16 Taiheiyo Cement Corp System og fremgangsmåde til behandling af gasstøv udtaget fra cementovnsforbrændingsgas
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
EP1666822A1 (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
US7269952B2 (en) * 2005-03-02 2007-09-18 General Electric Company Method and apparatus for gas turbine dry low NOx combustor corrected parameter control
US7194869B2 (en) 2005-03-08 2007-03-27 Siemens Power Generation, Inc. Turbine exhaust water recovery system
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
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
MX2007011840A (es) 2005-03-30 2007-11-22 Fluor Tech Corp Configuraciones y metodos para integracion termica de regasificacion de gas natural licuado y plantas de energia.
US8316665B2 (en) 2005-03-30 2012-11-27 Fluor Technologies Corporation Integration of LNG regasification with refinery and power generation
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
WO2006107209A1 (en) 2005-04-05 2006-10-12 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
US8262343B2 (en) 2005-05-02 2012-09-11 Vast Power Portfolio, Llc Wet 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
US7914749B2 (en) 2005-06-27 2011-03-29 Solid Gas Technologies Clathrate hydrate modular storage, applications and utilization processes
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
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
US7225623B2 (en) 2005-08-23 2007-06-05 General Electric Company Trapped vortex cavity afterburner
EP1757778B1 (de) 2005-08-23 2015-12-23 Balcke-Dürr GmbH Abgasführung einer Gasturbine sowie Verfahren zum Vermischen des Abgases der Gasturbine
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
KR101333141B1 (ko) 2005-11-07 2013-11-26 스페셜리스트 프로세스 테크놀로지스 리미티드 기능성 유체 및 기능성 유체를 제조하기 위한 공정
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
US7896105B2 (en) 2005-11-18 2011-03-01 Exxonmobil Upstream Research Company Method of drilling and production 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
US7909898B2 (en) 2006-02-01 2011-03-22 Air Products And Chemicals, Inc. Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen and carbon dioxide
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
CA2645450A1 (en) 2006-03-07 2007-09-13 Western Oil Sands Usa, 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
US20070248527A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Spencer Dwain F Methods and systems for selectively separating co2 from an oxygen combustion gaseous stream
US20070249738A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Haynes Joel M Premixed partial oxidation syngas generator
US20070245736A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Eastman Chemical Company Process for superheated steam
DE102006019780A1 (de) 2006-04-28 2007-11-08 Daimlerchrysler Ag Abgasturbolader in einer Brennkraftmaschine
WO2007140261A2 (en) 2006-05-24 2007-12-06 Jupiter Oxygen Corporation Integrated capture of fossil fuel gas pollutants including co2 with energy recovery
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
NO325049B1 (no) * 2006-06-20 2008-01-21 Statoil Asa Fremgangsmate for a oke energi- og kostnadseffektivitet i et gasskraftverk eller kraftferk; et varmekraftverk for samme og et brennkammer for bruk i tilknytning til slike verk.
AU2007262669A1 (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
BRPI0713299A2 (pt) 2006-07-07 2012-04-17 Shell Int Research processo para a fabricação de dissulfeto de carbono, e, uso de uma corrente lìquida
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
BRPI0716921A2 (pt) 2006-09-18 2013-11-12 Shell Int Research Processo para a fabricação de dissulfeto de carbono
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
US7895822B2 (en) 2006-11-07 2011-03-01 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
US7739864B2 (en) 2006-11-07 2010-06-22 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
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
EP1944268A1 (en) 2006-12-18 2008-07-16 BP Alternative Energy Holdings Limited Process
US7802434B2 (en) 2006-12-18 2010-09-28 General Electric Company Systems and processes for reducing NOx emissions
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
WO2008090168A1 (en) 2007-01-25 2008-07-31 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for reducing carbon dioxide emission in a power plant
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
AU2008215869B2 (en) 2007-02-12 2011-02-10 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
US20080250795A1 (en) 2007-04-16 2008-10-16 Conocophillips Company Air Vaporizer and Its Use in Base-Load LNG Regasification Plant
US20080251234A1 (en) 2007-04-16 2008-10-16 Wilson Turbopower, Inc. Regenerator wheel apparatus
CA2613873C (en) 2007-05-03 2008-10-28 Imperial Oil Resources Limited An improved process for recovering solvent from asphaltene containing tailings resulting from a separation process
US8038746B2 (en) 2007-05-04 2011-10-18 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
US7845406B2 (en) 2007-08-30 2010-12-07 George Nitschke Enhanced oil recovery system for use with a geopressured-geothermal conversion system
AU2008292143B2 (en) 2007-08-30 2011-12-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
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
WO2009077866A2 (en) 2007-10-22 2009-06-25 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
US8220268B2 (en) 2007-11-28 2012-07-17 Caterpillar Inc. Turbine engine having fuel-cooled air intercooling
US20110226010A1 (en) 2007-11-28 2011-09-22 Brigham Young University Carbon dioxide capture from flue gas
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
WO2009098597A2 (en) 2008-02-06 2009-08-13 Osum Oil Sands Corp. Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservor
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
CN101981272B (zh) 2008-03-28 2014-06-11 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
CN104098070B (zh) 2008-03-28 2016-04-13 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
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
US8209192B2 (en) 2008-05-20 2012-06-26 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
US8121744B2 (en) * 2008-06-20 2012-02-21 GM Global Technology Operations LLC Control system and method for oxygen sensor heater control
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
US8745978B2 (en) 2008-09-19 2014-06-10 Renault Trucks Mixing device in an exhaust gas pipe
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
SG195533A1 (en) 2008-10-14 2013-12-30 Exxonmobil Upstream Res Co Methods and systems for controlling the products of combustion
US8454350B2 (en) 2008-10-29 2013-06-04 General Electric Company Diluent shroud for combustor
EP2368031B1 (en) 2008-11-24 2019-07-03 Ares Turbine AS Gas turbine with external combustion, applying a rotating regenerating heat exchanger
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
US8127937B2 (en) 2009-03-27 2012-03-06 Uop Llc High performance cross-linked polybenzoxazole and polybenzothiazole polymer membranes
US8127936B2 (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
SG176670A1 (en) 2009-06-05 2012-01-30 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
US8196395B2 (en) 2009-06-29 2012-06-12 Lightsail Energy, Inc. Compressed air energy storage system utilizing two-phase flow to facilitate heat exchange
US8436489B2 (en) 2009-06-29 2013-05-07 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
CN102482940A (zh) 2009-09-01 2012-05-30 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
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
EA023673B1 (ru) 2009-11-12 2016-06-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для низкоэмиссионного производства электроэнергии и извлечения углеводородов
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
BR112012031153A2 (pt) 2010-07-02 2016-11-08 Exxonmobil Upstream Res Co sistemas e métodos de geração de energia de triplo-ciclo de baixa emissão
JP5913305B2 (ja) 2010-07-02 2016-04-27 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 低エミッション発電システム及び方法
MY156099A (en) 2010-07-02 2016-01-15 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for controlling combustion of a fuel
CN103026031B (zh) 2010-07-02 2017-02-15 埃克森美孚上游研究公司 低排放三循环动力产生系统和方法
JP5906555B2 (ja) 2010-07-02 2016-04-20 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 排ガス再循環方式によるリッチエアの化学量論的燃焼
PL2588727T3 (pl) 2010-07-02 2019-05-31 Exxonmobil Upstream Res Co Spalanie stechiometryczne z recyrkulacją gazów spalinowych i chłodnicą bezpośredniego kontaktu
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
US8206669B2 (en) 2010-07-27 2012-06-26 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for treating a sour gas
US9019108B2 (en) 2010-08-05 2015-04-28 General Electric Company Thermal measurement system for fault detection within a power generation 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
US8627643B2 (en) 2010-08-05 2014-01-14 General Electric Company System and method for measuring temperature within a turbine system
WO2012018458A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for exhaust gas extraction
EP2601393B1 (en) 2010-08-06 2020-01-15 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion
US8220248B2 (en) 2010-09-13 2012-07-17 Membrane Technology And Research, Inc Power generation process with partial recycle of carbon dioxide
US8220247B2 (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)
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
EA201391364A1 (ru) 2011-03-22 2014-01-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способы улавливания диоксида углерода в турбинных системах с низким уровнем выбросов загрязняющих веществ
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
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
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
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
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
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
US8347600B2 (en) 2011-08-25 2013-01-08 General Electric Company Power plant and method of operation
US9127598B2 (en) 2011-08-25 2015-09-08 General Electric Company Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US8205455B2 (en) 2011-08-25 2012-06-26 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
US8453461B2 (en) 2011-08-25 2013-06-04 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
US8266913B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant and method of use
US8245492B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and method of operation
US8245493B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and control method
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
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
US20150153044A1 (en) 2012-03-29 2015-06-04 General Electric Company Turbomachine combustor assembly
WO2013147632A1 (en) 2012-03-29 2013-10-03 General Electric Company Bi-directional end cover with extraction capability for gas turbine combustor
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
US20130269310A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
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
AU2013245959B2 (en) 2012-04-12 2016-03-31 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US20130269357A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a secondary flow system
US20130269360A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a powerplant during low-load operations
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
US20130269361A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Methods relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
US8539749B1 (en) 2012-04-12 2013-09-24 General Electric Company Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
CN104736817B (zh) 2012-04-26 2017-10-24 通用电气公司 再循环用于燃气涡轮发动机中多个流动路径中的排气的系统和方法
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
US20140060073A1 (en) 2012-08-28 2014-03-06 General Electric Company Multiple point overboard extractor for gas turbine
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
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
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
US10161312B2 (en) 2012-11-02 2018-12-25 General Electric Company System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
WO2014071118A1 (en) 2012-11-02 2014-05-08 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine 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
US20140182305A1 (en) 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for a turbine combustor
US20140182304A1 (en) 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for a turbine combustor
US20140182298A1 (en) 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion control for gas turbine system 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
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
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
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4414334A (en) * 1981-08-07 1983-11-08 Phillips Petroleum Company Oxygen scavenging with enzymes
US5724805A (en) * 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
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
US20040206091A1 (en) * 2003-01-17 2004-10-21 David Yee Dynamic control system and method for multi-combustor catalytic gas turbine engine
US20050132713A1 (en) * 2003-12-22 2005-06-23 David Neary Power cogeneration system and apparatus means for improved high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US20070272201A1 (en) * 2004-02-10 2007-11-29 Ebara Corporation Combustion Apparatus and Combustion Method
US20080115495A1 (en) * 2006-11-21 2008-05-22 Siemens Power Generation, Inc. System and method employing direct gasification for power generation
US20080155984A1 (en) * 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture

Also Published As

Publication number Publication date
JP2012505987A (ja) 2012-03-08
US9719682B2 (en) 2017-08-01
EP2344738A1 (en) 2011-07-20
BRPI0920139A2 (pt) 2015-12-22
EP2344738B1 (en) 2019-04-03
US10495306B2 (en) 2019-12-03
CN102177326A (zh) 2011-09-07
US9222671B2 (en) 2015-12-29
EP3489491B1 (en) 2020-09-23
EP2344738A4 (en) 2017-11-29
EP3489491A1 (en) 2019-05-29
AU2009303735A1 (en) 2010-04-22
CA2737133A1 (en) 2010-04-22
US20110300493A1 (en) 2011-12-08
PL2344738T3 (pl) 2019-09-30
EA201170573A1 (ru) 2011-10-31
CA2737133C (en) 2017-01-31
MX2011002770A (es) 2011-04-26
WO2010044958A1 (en) 2010-04-22
CN102177326B (zh) 2014-05-07
JP5580320B2 (ja) 2014-08-27
AU2009303735B2 (en) 2014-06-26
US20140318427A1 (en) 2014-10-30
US20170241638A1 (en) 2017-08-24
SG195533A1 (en) 2013-12-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10495306B2 (en) Methods and systems for controlling the products of combustion
EP2438281B1 (en) Combustor system
US20110296844A1 (en) Gas turbine combustion system with rich premixed fuel reforming and methods of use thereof
EP2573359A2 (en) Gas turbine engine system and method for providing a fuel supplied to one or more combustors in a gas turbine engine system
US20100300110A1 (en) Gas Turbine Combustion System With In-Line Fuel Reforming And Methods Of Use Thereof
CN104329170A (zh) 燃气涡轮设备
US10119467B2 (en) Gas turbine facility
EP2620621A2 (en) Gas turbine engine system and method for controlling a temperature of a conduit in a gas turbine engine system
Elkady et al. Exhaust gas recirculation performance in dry low emissions combustors

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 RU