EA027439B1 - Интегрированные системы для производства электроэнергии (варианты) и способ производства электроэнергии - Google Patents
Интегрированные системы для производства электроэнергии (варианты) и способ производства электроэнергии Download PDFInfo
- Publication number
- EA027439B1 EA027439B1 EA201390053A EA201390053A EA027439B1 EA 027439 B1 EA027439 B1 EA 027439B1 EA 201390053 A EA201390053 A EA 201390053A EA 201390053 A EA201390053 A EA 201390053A EA 027439 B1 EA027439 B1 EA 027439B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- gas
- compressor
- cooled
- compressed
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title abstract description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 128
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 67
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 31
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims abstract description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 34
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 28
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 28
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 20
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 11
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 9
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 7
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 claims description 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 claims 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims 1
- 210000003739 neck Anatomy 0.000 claims 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 claims 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 abstract description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- -1 naphtha Chemical compound 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 238000009841 combustion method Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005262 decarbonization Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
- F02C1/007—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid combination of cycles
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/02—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using exhaust-gas pressure in a pressure exchanger to compress combustion-air
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
- F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
- F02C7/08—Heating air supply before combustion, e.g. by exhaust gases
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
- F05D2260/00—Function
- F05D2260/60—Fluid transfer
- F05D2260/61—Removal of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Представлены способы и системы для производства электроэнергии с низким уровнем выбросов в процессах восстановления углеводородов. Одна из систем включает в себя газотурбинную систему, приспособленную для сжигания топлива и окислителя при наличии сжатого рециркулирующего потока для предоставления механической энергии и газообразного выхлопа. Сжатый рециркулирующий поток действует для сдерживания температуры процесса горения. Вспомогательный компрессор может увеличить давление газообразного выхлопа перед тем, как он сожмется в сжатый рециркулирующий поток. Поток продувки может быть выпущен из сжатого рециркулирующего потока и направлен в сепаратор CO, который выпускает COи обогащенный азотом газ, который может быть расширен в газовом расширителе для создания дополнительной механической энергии.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Варианты осуществления изобретения относятся к производству электроэнергии с низким уровнем выбросов в энергетических системах комбинированного цикла. В частности, варианты осуществления изобретения относятся к способам и устройствам для сжигания топлива для улучшения производства и захвата СО2.
Уровень техники
Данный раздел предназначен для представления различных аспектов уровня техники, которые могут быть связаны с примерными вариантами осуществления настоящего изобретения. Предполагается, что данное обсуждение поможет в предоставлении основы для лучшего понимания конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, должно быть понятно, что данный раздел должен быть прочитан в этом свете и не обязательно в качестве допущений предшествующего уровня техники.
Многие нефтедобывающие страны испытывают сильный внутренний рост спроса электроэнергии и имеют интерес в добыче нефти вторичным методом (БОК) для улучшения нефтеотдачи из их резервуаров. Два наиболее распространенных способа ЕОК заключаются во впрыскивании азота (Ν2) для управления давлением резервуара и впрыскивании двуокиси углерода (СО2) для нагнетания в пласт смешивающихся с нефтью жидкостей для ЕОК. Существует также мировая проблема, касающаяся выброса парниковых газов (ОНО). Эта проблема в сочетании с исполнением политик ограничения и торговли выбросами во многих странах делает уменьшение выбросов СО2 приоритетом для этих и других стран, а также компаний, которые работают там с системами добычи углеводородов.
Некоторые подходы к уменьшению выбросов СО2 включают в себя декарбонизацию топлива или захват после сгорания с использованием растворителей, таких как амины. Однако оба этих решения являются дорогими и уменьшают эффективность производства электроэнергии, приводя к меньшему производству электроэнергии, увеличенной потребности в топливе и увеличенной стоимости электричества для удовлетворения внутреннего спроса на электроэнергию. В частности, наличие кислорода, компонентов §Ох (сернокислые окислы) и NОx (окислы азота) делают использование впитывания аминного растворителя очень проблематичным. Другой подход представляет собой кислородно-топливную газовую турбину в комбинированном цикле (например, когда тепло выхлопных газов из газотурбинного цикла Брайтона захватывается для изготовления пара и генерирования дополнительной электроэнергии в цикле Ранкина). Однако не существует коммерчески доступных газовых турбин, которые могут работать в таком цикле, и мощность, необходимая для производства кислорода высокой чистоты, значительно снижает общую эффективность процесса. Несколько исследований сравнили эти процессы и показывают некоторые из преимуществ каждого подхода. См., например, НОЕЬАЫО, ОЬАУ и υΝΏΚυΜ, ΗΕΝΚΙΕΤΤΕ, Удаление СО2 из Газотурбинных Силовых Установок: Оценка способов пред- и пост-горения, Группа 8ΙΝΤΕΡ, по адресу Ы1р://тетете.епег§у.8ш1е£.по/риЫ/хегд1/98/373аг1-8-епде18к.Ыт (1998).
Другие подходы к уменьшению выбросов СО2 аключаются в стехиометрической рециркуляции выхлопных газов, например, комбинированные циклы со сжиганием природного газа (кССС). В традиционных системах NОСС только около 40% объема подаваемого воздуха требуется для обеспечения соответствующего стехиометрического горения топлива, тогда как оставшиеся 60% объема воздуха служат для сдерживания температуры и охлаждения выхлопного газа, для того чтобы он подходил для введения в последующий расширитель, но также неблагоприятным образом производят излишний кислородный побочный продукт, который трудно удалить. Типичный ΝΟίΥ производит выхлопной газ низкого давления, который требует части произведенной мощности для извлечения СО2 для секвестрации или ЕОК, тем самым уменьшая тепловую эффективность NОСС. Кроме того, оборудование для СО2 является большим и дорогим, и требуется несколько стадий сжатия для того, чтобы довести газ под давлением окружающей среды до давления, требуемого для ЕОК или секвестрации. Такие ограничения типичны для захвата углерода после горения из выхлопного газа низкого давления, связанного с горением других ископаемых видов топлива, таких как уголь.
Подразумевается, что предшествующее обсуждение потребности в уровне техники является больше
- 1 027439 репрезентативным, чем исчерпывающим. Технология, исследующая одну или более такую потребность или некоторые другие связанные недостатки в сфере, принесла бы пользу в производстве электроэнергии в энергетических системах комбинированного цикла.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение предоставляет системы и способы для горения топлива, производства электроэнергии, обработки генерируемых углеводородов и/или произведенных инертных газов.
Системы могут быть реализованы в различных обстоятельствах, и продукты системы могут найти различные применения. Например, системы и способы могут быть приспособлены для генерирования потока двуокиси углерода и потока азота, каждый из которых может иметь множество возможных применений в операциях производства углеводородов. Подобным образом входное топливо может поступать из различных источников. Например, топливо может быть любым традиционным потоком топлива или может быть генерируемым потоком углеводородов, таким как поток, содержащий метан и более тяжелые углеводороды.
Одна из примерных систем в рамках настоящего изобретения включает в себя как газотурбинную систему, так и систему рециркуляции выхлопных газов. Газотурбинная система может включать в себя первый компрессор, выполненный с возможностью приема и сжатия потока охлажденного рециркулирующего газа в сжатый рециркулирующий поток. Газотурбинная система может дополнительно включать в себя второй компрессор, выполненный с возможностью приема и сжатия подаваемого окислителя в сжатый окислитель. Еще кроме того, газотурбинная система может включать в себя камеру сгорания, выполненную с возможностью приема сжатого рециркулирующего потока и сжатого окислителя и сжигания потока топлива, при этом сжатый рециркулирующий поток служит в качестве разбавителя для сдерживания температур горения. Газотурбинная система дополнительно включает в себя расширитель, соединенный с первым компрессором и выполненный с возможностью приема выпуска из камеры сгорания для генерирования газообразного выхлопного потока и, по меньшей мере, частичного приведения в действие первого компрессора. Газовая турбина может быть дополнительно приспособлена для генерирования резервной мощности для использования в других системах. Примерная система дополнительно включает в себя систему рециркуляции выхлопных газов, содержащую теплоутилизационный парогенератор и вспомогательный компрессор. Теплоутилизационный парогенератор может быть выполнен с возможностью приема газообразного выхлопного потока из расширителя и генерирования пара и охлажденного выхлопного потока. Охлажденный выхлопной поток может быть повторно использован в газотурбинной системе, становясь потоком охлажденного рециркулирующего газа. По пути к газотурбинной системе поток охлажденного рециркулирующего газа может проходить через вспомогательный компрессор, выполненный с возможностью приема и увеличения давления потока охлажденного рециркулирующего газа перед впрыскиванием в первый компрессор.
Краткое описание чертежей
Предшествующие и другие преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными при рассмотрении последующего подробного описания и чертежей неограничивающих примеров вариантов осуществления, на которых фиг. 1 изображает интегрированную систему для производства электроэнергии с низким уровнем выбросов и повышенным извлечением СО2 согласно одному или более вариантов осуществления настоящего изобретения;
фиг. 2 изображает другую интегрированную систему для производства электроэнергии с низким уровнем выбросов и повышенным извлечением СО2 согласно одному или более вариантов осуществления настоящего изобретения;
фиг. 3 изображает другую интегрированную систему для производства электроэнергии с низким уровнем выбросов и повышенным извлечением СО2 согласно одному или более вариантов осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание изобретения
В последующем разделе подробного описания описаны конкретные варианты осуществления настоящего изобретения в связи с предпочтительными вариантами осуществления. Однако поскольку последующее описание является специфичным для конкретного варианта осуществления или конкретного использования настоящего изобретения, оно предназначено только для примерных целей и просто предоставляет описание примерных вариантов осуществления. Соответственно, изобретение не ограничено специфическими вариантами осуществления, описанными ниже, но скорее включает в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты, подпадающие под истинную сущность и объем прилагаемой формулы изобретения.
Различные термины, используемые в материалах настоящей заявки, определены ниже. В тех случаях, когда используемый в формуле изобретения термин не определен ниже, должно быть дано самое широкое определение, которое дали люди в области техники этому термину, как отражено, по меньшей мере, в одной печатной публикации или выданном патенте.
Как используется в материалах настоящей заявки, термин природный газ относится к многокомпонентному газу, полученному из буровой скважины сырой нефти (попутный газ) или из подземной га- 2 027439 зоносной формации (непопутный газ). Состав и давление природного газа может значительно колебаться. Типичный поток природного газа содержит метан (СН4) в качестве основного компонента, т.е., больше чем 50 мол.% потока природного газа представляет собой метан. Поток природного газа может также содержать этан (С2Н6), углеводороды с более высоким молекулярным весом (например, углеводороды С3-С20), один или более кислый газ (например, сероводород, двуокись углерода) или любую их комбинацию. Природный газ может также содержать небольшие количества загрязняющих веществ, таких как вода, азот, сульфид железа, воск, сырая нефть или любую их комбинацию.
Как используется в материалах настоящей заявки, термин стехиометрическое горение относится к реакции горения, имеющей объем реагентов, содержащих топливо и окислитель, и объем продуктов, образованных сгоранием реагентов, при этом общий объем реагентов используется для образования продуктов. Как используется в материалах настоящей заявки, термин по существу стехиометрическое горение относится к реакции горения, имеющей молярное отношение топлива горения к кислороду, колеблющееся в пределах плюс или минус 10% от кислорода, требуемого для стехиометрического отношения или, более предпочтительно плюс или минус 5% от кислорода, требуемого для стехиометрического отношения. Например, стехиометрическое отношение топлива к кислороду для метана равно 1:2 (СН4+2О2>СО2+2Н2О). Пропан будет иметь стехиометрическое отношение топлива к кислороду, равное 1:5. Другой способ измерения, по существу, стехиометрического горения заключается в измерении отношения подаваемого кислорода к кислороду, требуемому для стехиометрического горения, такого как от около 0,9:1 до около 1,1:1 или более предпочтительно от около 0,95:1 до около 1,05:1.
Как используется в материалах настоящей заявки, термин поток относится к объему текучих сред, хотя использование термина поток типично означает движущийся объем текучих сред (например, имеющих скорость или массовый расход). Термин поток, однако, не требует скорости, массового расхода или определенного типа трубопровода для включения в себя потока.
Варианты осуществления раскрываемых в настоящее время систем и процессов могут использоваться для производства электроэнергии с ультранизким уровнем выбросов и СО2 для добычи нефти вторичным методом (БОК) или применений секвестрации. Согласно вариантам осуществления, раскрытым в материалах настоящей заявки, смесь воздуха и топлива может быть стехиометрически или, по существу, стехиометрически сгорать и смешиваться с потоком рециркулирующих выхлопных газов. В некоторых реализациях камера сгорания может управляться в попытке получить стехиометрическое горение с некоторыми отклонениями в каждую из сторон стехиометрического горения. Дополнительно или альтернативно камера сгорания и газотурбинная система могут быть приспособлены с предпочтением к тому, чтобы стехиометрическое горение отступало или отклонялось в сторону лишения системы кислорода, а не подачи избыточного кислорода. Поток рециркулирующих выхлопных газов, как правило включающий в себя продукты горения, такие как СО2, может использоваться как разбавитель для управления или иным путем сдерживания температуры камеры сгорания и/или температуры выхлопного газа, поступающего в последующий расширитель.
Горение в условиях, близких к стехиометрическим (или слегка обогащенное горение) может оказаться выгодным для исключения затрат на удаление избыточного кислорода. Посредством охлаждения выхлопного газа и конденсации воды из потока может быть сгенерирован поток с относительно высоким содержанием СО2. Тогда как часть рециркулирующего выхлопного газа может использоваться для сдерживания температуры в закрытом цикле Брайтона, оставшийся поток продувки может использоваться для применений ЕОК, а электроэнергия может быть произведена с небольшим или нулевым количеством 8Ох, ΝΟχ или СО2, выбрасываемым в атмосферу.
Как показано на фигурах, фиг. 1 изображает схему иллюстративной интегрированной системы 100 для производства электроэнергии и извлечения СО2 с использованием установки комбинированного цикла согласно одному или более вариантов осуществления. По меньшей мере, в одном варианте осуществления система 100 производства электроэнергии может включать в себя газотурбинную систему 102, отличающуюся производящим электроэнергию, закрытым циклом Брайтона. Газотурбинная система 102 может иметь первый или основной компрессор 104, соединенный с расширителем 106 через вал 108. Вал 108 может быть любым механическим, электрическим или другим силовым сцеплением, тем самым позволяя части механической энергии, генерируемой расширителем 106, приводить в действие компрессор 104. По меньшей мере, в одном варианте осуществления газотурбинная система 102 может быть стандартной газовой турбиной, где основной компрессор 104 и расширитель 106 образуют окончания компрессора и расширителя соответственно. В других вариантах осуществления, однако, основной компрессор 104 и расширитель 106 могут быть отдельными компонентами в системе 102.
Газотурбинная система 102 может также включать в себя камеру 110 сгорания, выполненную с возможностью сгорания топлива в линии 112, смешанного со сжатым окислителем в линии 114. В одном или более вариантах осуществления топливо в линии 112 может включать в себя любой подходящий углеводородный газ или жидкость, такие как природный газ, метан, этан, лигроин, бутан, пропан, синтетический газ, дизельное топливо, керосин, авиационное топливо, угольное вторичное топливо, биотопливо, насыщенное кислородом углеводородное сырье или их комбинации. Сжатый окислитель в линии 114 может быть получен из второго или впускного компрессора 118, соединенного по текучей среде с
- 3 027439 камерой 110 сгорания и приспособленного для сжатия подаваемого окислителя 120. В одном или более вариантах осуществления подаваемый окислитель 120 может включать в себя любой подходящий газ, содержащий кислород, такой как воздух, насыщенный кислородом воздух, обедненный кислородом воздух, чистый кислород или их комбинации.
Как будет описано более подробно ниже, камера 110 сгорания может также получать сжатый рециркулирующий поток 114, включающий в себя выхлопной газ, содержащий преимущественно СО2 и азотные компоненты. Сжатый рециркулирующий поток 144 может быть получен из основного компрессора 104 и приспособлен для того, чтобы способствовать стехиометрическому или по существу стехиометрическому горению сжатого окислителя в линии 114 и топлива в линии 112 и также увеличить концентрацию СО2 в выхлопном газе. Выходящий поток 116, направленный на впуск расширителя 106, может быть сгенерирован как продукт горения топлива в линии 112 и сжатого окислителя 114 при наличии сжатого рециркулирующего потока 144. По меньшей мере, в одном варианте осуществления топливо в линии 112 может быть преимущественно природным газом, тем самым генерируя выпуск 116, включающий в себя объемные части испаренной воды, СО2, азота, оксидов азота (ΝΟχ) и оксидов серы (§Ох). В некоторых вариантах осуществления малая часть несгоревшего топлива или других составляющих может также присутствовать в выпуске 116 вследствие ограничений равновесия горения. По мере того как выходящий поток 116 расширяется в расширителе 106, он генерирует механическую энергию для приведения в действие основного компрессора 104, электрического генератора или других устройств, и также производит газообразный выхлопной поток 122, имеющий повышенное содержание СО2, являющееся результатом притока сжатого рециркулирующего газа в линии 144. Механическая энергия, генерируемая расширителем 106, может дополнительно или альтернативно использоваться в других целях, таких как предоставление электричества в местную сеть или приведение в действие других систем в устройстве или работе.
Система 100 производства электроэнергии может также включать в себя систему 124 рециркуляции выхлопных газов (ИСК). В одном или более вариантах осуществления система 124 БОК. может включать в себя теплоутилизационный парогенератор (НК8С) 126 или подобное устройство, соединенное по текучей среде с паровой газовой турбиной 128. По меньшей мере, в одном варианте осуществления комбинация НК8С 126 и паровая газовая турбина 128 могут быть охарактеризованы как закрытый цикл Ранкина. В сочетании с газотурбинной системой 102, НК8С 126 и паровая газовая турбина 128 могут формировать часть энергетической установки комбинированного цикла, такой как установка комбинированного цикла со сжиганием природного газа (ΝΟί','ί'.'). Газообразный выхлопной поток 122 может быть отправлен в НК8С 126 для того, чтобы генерировать поток пара в линии 130 и охлажденный выхлопной газ в линии 132. В одном из вариантов осуществления пар в линии 130 может быть отправлен в паровую газовую турбину 128 для генерирования дополнительной электрической энергии.
Охлажденный выхлопной газ в линии 132 может быть отправлен, по меньшей мере, в один охлаждающий блок 134, выполненный с возможностью уменьшения температуры охлажденного выхлопного газа в линии 132 и генерирования потока 140 охлажденного рециркулирующего газа. В одном или более вариантах осуществления охлаждающий блок 134 может быть охладителем прямого контакта, концевым охладителем, блоком механического охлаждения или их комбинацией. Охлаждающий блок 134 также может быть выполнен с возможностью удаления части сконденсированной воды через поток 138 удаления воды, который может, по меньшей мере, в одном варианте осуществления, быть направлен в НК8С 126 через линию 141 для предоставления источника воды для генерирования дополнительного пара в линии 130. В одном или более вариантах осуществления поток 140 охлажденного рециркулирующего газа может быть направлен во вспомогательный компрессор 142, соединенный по текучей среде с охлаждающим блоком 134. Охлаждение охлажденного выхлопного газа в линии 132 в охлаждающем блоке 134 может уменьшить энергию, необходимую для сжатия потока 140 охлажденного рециркулирующего газа во вспомогательном компрессоре 142.
Вспомогательный компрессор может быть выполнен с возможностью увеличения давления потока 140 охлажденного рециркулирующего газа до того, как он будет введен в основной компрессор 104. В отличие от традиционного вентилятора или системы вентиляции, вспомогательный компрессор 142 увеличивает общую плотность потока 140 охлажденного рециркулирующего газа, тем самым направляя увеличенный массовый расход для того же объемного потока к основному компрессору 104. Из-за того что основной компрессор 104 типично ограничен в объемном расходе, направление большего массового расхода через основной компрессор 104 может привести к более высокому выходному давлению из основного компрессора 104, тем самым обуславливая более высокий коэффициент давления в расширителе 106. Более высокий коэффициент давления, создаваемый в расширителе 106, может позволить более высокие входные температуры и, следовательно, увеличение мощности и эффективности расширителя 106. Это может оказаться выгодным, поскольку обогащенный СО2 выпуск 116 обычно поддерживает более высокую удельную теплоемкость.
Основной компрессор 104 может быть выполнен с возможностью сжатия потока 140 охлажденного рециркулирующего газа, полученного из вспомогательного компрессора 142 до давления, номинально большего, чем давление камеры 110 сгорания, тем самым генерируя сжатый рециркулирующий поток
- 4 027439
144. По меньшей мере в одном варианте осуществления поток 146 продувки может быть отведен из сжатого рециркулирующего потока 144 и затем обработан в сепараторе 148 СО2 для захвата СО2 при повышенном давлении через линию 150. Отделенный СО2 в линии 150 может использоваться для продажи, может использоваться в другом процессе, требующем двуокись углерода, и/или может быть сжат и впрыснут в подземный резервуар для добычи нефти вторичным методом (БОК), секвестрации или другой цели.
Остаточный поток 151, по существу, обедненный СО2 и состоящий преимущественно из азота, может быть получен из сепаратора 148 СО2. В некоторых реализациях обогащенный азотом остаточный поток 151 может быть выпущен наружу и/или использоваться непосредственно в одной или более операциях. В одном или более вариантах осуществления остаточный поток 151, который может быть под давлением, может быть расширен в газовом расширителе 152, таком как генерирующий энергию азотный расширитель, соединенный по текучей среде с сепаратором 148 СО2. Как проиллюстрировано на фиг. 13, газовый расширитель 152 может быть опционально соединен с впускным компрессором 118 через общий вал 154 или другое механическое, электрическое или другое силовое сцепление, тем самым позволяя части мощности, генерируемой газовым расширителем 152, приводить в действие впускной компрессор 118. После расширения в газовом расширителе 152 выхлопной газ в линии 156, состоящий преимущественно из азота, может быть выпущен наружу в атмосферу или реализован в других применениях, известных в области техники. Например, поток расширенного азота может использоваться в процессе испарительного охлаждения, выполняемого с возможностью дополнительно уменьшить температуру выхлопного газа, как в целом описано в одновременно поданной заявке на патент США, озаглавленной Стехиометрическое горение с рециркуляцией выхлопных газов и охладителем прямого контакта, содержание которой включено в материалы настоящей заявки посредством ссылки в пределах, не противоречащих настоящему изобретению. По меньшей мере в одном варианте осуществления сочетание газового расширителя 152, впускного компрессора 118 и сепаратора СО2 может быть охарактеризовано как открытый цикл Брайтона, или третий генерирующий энергию компонент системы 100.
В других вариантах осуществления, однако, газовый расширитель 152 может использоваться для обеспечения энергией других применений, и не связанных непосредственно со стехиометрическим компрессором 118. Например, может быть существенное несоответствие между энергией, генерируемой расширителем 152, и требованиями компрессора 118. В таких случаях расширитель 152 мог бы быть приспособлен для приведения в действие меньшего компрессора (не показан), который требует меньше энергии. В других вариантах осуществления газовый расширитель 152 может быть заменен расположенным ниже по потоку компрессором (не показан), выполненным с возможностью сжатия остаточного потока 151 и генерирования сжатого выхлопного газа, подходящего для впрыскивания в резервуар для поддержания давления или применений ЕОК.
Система 124 ЕОК, как описано в материалах настоящей заявки, особенно вместе с добавлением вспомогательного компрессора 142, может быть реализована для достижения более высокой концентрации СО2 в выхлопном газе системы 100 производства электроэнергии, тем самым предусматривая более эффективное отделение СО2 для последующей секвестрации, поддержания давления или применений ЕОК. Например, варианты осуществления, раскрытые в материалах настоящей заявки, могут эффективно увеличить концентрацию СО2 в потоке выхлопного газа до 10 об.% или выше. Для достижения этого камера 110 сгорания может быть приспособлена для стехиометрического горения поступающей смеси топлива в линии 112 и сжатого окислителя в линии 114. Для того чтобы сдерживать температуру стехиометрического горения для удовлетворения требованиям впускной температуры расширителя 106 и охлаждения компонентов, часть выхлопного газа, полученная из сжатого рециркулирующего потока 144, может быть одновременно впрыснута в камеру 110 сгорания в качестве разбавителя. Таким образом, варианты осуществления изобретения могут существенно устранить любые излишки кислорода из выхлопного газа, одновременно увеличивая количество СО2. По существу, газообразный выхлопной поток 122 может иметь меньше чем около 3,0 об.% кислорода или меньше чем около 1,0 об.% кислорода, или меньше чем около 0,1 об.% кислорода, или даже меньше чем около 0,001 об.% кислорода.
Теперь будет обсуждена специфика примерной работы системы 100. Как можно понять, специфические температуры и давления, достигаемые или испытываемые в различных компонентах любого из вариантов осуществления, раскрытых в материалах настоящей заявки, могут меняться в зависимости от, помимо прочих факторов, чистоты используемого окислителя и специфических типов и/или моделей расширителей, компрессоров, охладителей и т.д. Соответственно должно быть понятно, что конкретные данные, описанные в материалах настоящей заявки, предназначены только для иллюстративных целей и не должны быть истолкованы как единственная их интерпретация. В варианте осуществления впускной компрессор 118 может быть выполнен с возможностью предоставления сжатого окислителя в линии 114 под давлениями, варьируемыми между примерно 19,69 кг/см2 и примерно 21,09 кг/см2. Однако в материалах настоящей заявки рассмотрена также технология газовой турбины на основе авиационного двигателя, которая может производить и потреблять давления вплоть до примерно 52,73 кг/см2 и больше.
Основной компрессор 104 может быть выполнен с возможностью сжатия рециркулирующего выхлопного газа в сжатый рециркулирующий поток 144 при давлении, номинально большем или равном
- 5 027439 давлению в камере 110 сгорания, и использования части этого рециркулирующего выхлопного газа в качестве разбавителя в камере 110 сгорания. Из-за того что объемы разбавителя, требуемого в камере 110 сгорания, могут зависеть от чистоты окислителя, используемого для стехиометрического горения, или модели расширителя 106, кольцо термопар и/или кислородных датчиков (не показаны) может быть связано с камерой сгорания или газотурбинной системой, в основном, для определения с помощью непосредственного измерения или с помощью оценки и/или вычисления температуры и/или концентрации окислителя в одном или более потоках. Например, термопары и/или кислородные датчики могут быть расположены на выходе из камеры 110 сгорания, входе расширителя 106 и/или выходе из расширителя 106. При работе термопары и датчики могут быть приспособлены для регулирования и определения объема выхлопного газа, требуемого в качестве разбавителя для охлаждения продуктов горения до требуемой впускной температуры расширителя, а также регулирования количества окислителя, впрыскиваемого в камеру 110 сгорания. Таким образом, в ответ на тепловые требования, определяемые термопарами, и уровни кислорода, определяемые кислородными датчиками, можно манипулировать и управлять объемным массовым расходом сжатого рециркупирующего потока 144 и сжатым окислителем в линии 114 для соответствия потребности.
По меньшей мере в одном варианте осуществления перепад давления примерно в 0,84-0,91 кг/см2 может существовать в камере 110 сгорания во время стехиометрического горения. Горение топлива в линии 112 и сжатого окислителя в линии 114 может создавать температуры между примерно 1093,33 и примерно 1648,89°С и давления, варьирующиеся от 17,58 до примерно 21,09 кг/см2. Из-за увеличенного массового расхода и более высокой удельной теплоемкости обогащенного СО2 выхлопного газа, полученного из сжатого рециркулирующего потока 144, более высокий коэффициент давления может быть достигнут в расширителе 106, тем самым создавая возможность для более высоких входных температур и увеличенной мощности расширителя 106.
Газообразный выхлопной поток 122, выходящий из расширителя 106, может иметь давление, равное или близкое к окружающей среде. По меньшей мере в одном варианте осуществления газообразный выхлопной поток 122 может иметь давление примерно 1,07 кг/см2. Температура газообразного выхлопного потока 122 может варьироваться от примерно 637,78 до примерно 676,67°С перед прохождением через ΗΚδΟ 126 для генерирования пара в линии 130 и охлажденного выхлопного газа в линии 132. Охлажденный выхлопной газ в линии 132 может иметь температуру, варьирующуюся от примерно 87,78 до примерно 93,33°С. В одном или более вариантах осуществления охлаждающий блок 134 может уменьшать температуру охлажденного выхлопного газа в линии 132, тем самым генерируя поток 140 охлажденного рециркулирующего газа, имеющего температуру между примерно 0,00 и 48,89°С, зависящую преимущественно от температуры по влажному термометру в определенных местоположениях и во время определенных сезонов. В зависимости от степени охлаждения, обеспечиваемой охлаждающим блоком 134, охлаждающий блок может быть приспособлен для увеличения массового расхода потока охлажденного рециркулирующего газа.
Согласно одному или более вариантам осуществления вспомогательный компрессор 142 может быть выполнен с возможностью повышения давления потока 140 охлажденного рециркулирующего газа до давления, варьирующегося от примерно 1,20 до примерно 1,48 кг/см2. Как результат, основной компрессор 104 получает и сжимает рециркулирующий выхлопной газ с большей плотностью и увеличенным массовым расходом, тем самым предусматривая существенно более высокое выходное давление при поддержании такого же или подобного коэффициента давления. По меньшей мере в одном варианте осуществления температура сжатого рециркулирующего потока 144, выпускаемого из основного компрессора 104, может составлять примерно 426,67°С при давлении около 19,69 кг/см2.
Следующая таблица предоставляет результаты тестирования и оценки производительности, основанные на газовых турбинах комбинированного цикла, с учетом и без учета добавленного преимущества вспомогательного компрессора 142, как описано в материалах настоящей заявки.
- 6 027439
Таблица 1
Сравнение производительности тройного цикла | ||
Мощность (МВт) | Цикл рециркуляции | Цикл рециркуляции |
без вспомогатель- | со вспомогательным | |
ного компрессора | компрессором | |
Мощность | 1055 | 1150 |
газотурбинного | ||
расширителя | ||
Основной компрессор | 538 | 542 |
Вентиляторный или | 13 | 27 |
в спомо г а т ель ный | ||
компрессор | ||
Впускной компрессор | 283 | 315 |
Общая мощность | 835 | 883 |
сжатия | ||
Полезная мощность | 216 | 261 |
газовой турбины | ||
Полезная мощность | 395 | 407 |
паровой турбины | ||
Полезная мощность | 611 | 668 |
стандартного | ||
машинного | ||
оборудования | ||
Дополнительные | 13 | 15 |
потери | ||
Мощность азотного | 156 | 181 |
расширителя | ||
Мощно сть комбиниро- | 598 | 653 |
ванного цикла | ||
Эффективность | ||
Расход топлива | 5947 | 6322 |
(мБТЕ/час) | ||
Удельный расход | 9949 | 9680 |
тепла (БТЕ/кВт-ч) | ||
Эффективность | 34,3 | 35, 2 |
комбиниров анного | ||
цикла (% низшей | ||
теплоты сгорания) | ||
Давление продувки | 19, 69 | 21, 66 |
СО2 (кг/см2) |
Как должно быть понятно из табл. 1, варианты осуществления, включающие в себя вспомогательный компрессор 142, могут привести к увеличению мощности расширителя 106 (т.е., Мощности газотурбинного расширителя) вследствие увеличения коэффициентов давления. Хотя потребная мощность для основного компрессора 104 может увеличиться, это увеличение больше, чем сдвиг, вызванный увеличением выходной мощности расширителя 106, тем самым приводя к улучшению общей термодинамической эффективности на примерно 1% Шу (низшая теплота сгорания).
Кроме того, добавление вспомогательного компрессора 142 может также увеличить выходную мощность азотного расширителя 152, когда такой расширитель включен в состав. Более того, вспомогательный компрессор 142 может увеличить давление СО2 в линии потока 146 продувки. Увеличение давления продувки потока 146 продувки может привести к улучшенной производительности обработки растворителя в сепараторе 148 СО2 вследствие более высокого парциального давления СО2. Такие улучшения могут включать в себя, но не ограничены ими, уменьшение общих капитальных затрат в виде уменьшенного размера оборудования для процесса извлечения растворителем.
Как показано на фиг. 2, изображен альтернативный вариант осуществления системы 100 производства электроэнергии, воплощенной и описанной как система 200. По существу, фиг. 2 может быть наилучшим образом понята со ссылкой на фиг. 1. Подобно системе 100 на фиг. 1 система 200 на фиг. 2 включает в себя газотурбинную систему 102, соединенную с или другим образом поддерживаемую системой 124 рециркуляции выхлопных газов (ИСК). Система 124 ИСК на фиг. 2, однако, может включать в себя вариант осуществления, в котором вспомогательный компрессор 142 следует за или другим образом соединен по текучей среде с НК8С 126. По существу, охлажденный выхлопной газ в линии 132 может быть сжат во вспомогательном компрессоре 142 перед тем, как его температура будет уменьшена в ох- 7 027439 лаждающем блоке 134. Таким образом, охлаждающий блок 134 может служить в качестве вторичного охладителя, приспособленного для удаления тепла сжатия, генерируемого вспомогательным компрессором 142. Как и с ранее раскрытыми вариантами осуществления, поток 138 удаления воды может быть или может не быть направлен в ΗΚ.8Ο 126 для генерирования дополнительного пара в линии 130.
Поток 140 охлажденного рециркулирующего газа может быть направлен в основной компрессор 104, где он дополнительно сжимается, как обсуждено выше, тем самым генерируя сжатый рециркулирующий поток 144. Как можно понять, охлаждение охлажденного выхлопного газа в линии 132 в охлаждающем блоке 134 после сжатия во вспомогательном компрессоре 142 может уменьшить количество энергии, необходимой для сжатия потока 140 охлажденного рециркулирующего газа до предо пределенного давления в последующем основном компрессоре 104.
Фиг. 3 изображает другой вариант осуществления системы 100 производства электроэнергии с низким уровнем выбросов, показанной на фиг. 1, воплощенный как система 300. По существу, фиг. 3 может быть наилучшим образом понята со ссылкой на фиг. 1 и 2. Подобно системам 100, 200, описанным на фиг. 1 и 2 соответственно, система 300 включает в себя газотурбинную систему 102, поддерживаемую или другим способом соединенную с системой 124 ЕСК. Система 124 ЕСК на фиг. 3, однако, может включать в себя первый охлаждающий блок 134 и второй охлаждающий блок 136, имея вспомогательный компрессор 142, соединенный по текучей среде между ними. Как и в предыдущих вариантах осуществления, каждый охлаждающий блок 134, 136 может быть охладителем прямого контакта, концевым охладителем или тому подобным, как известно в области техники.
В одном или более варианте осуществления охлажденный выхлопной газ в линии 132, выпущенный из ΗδΚΟ 126, может быть отправлен в первый охлаждающий блок 134 для генерирования потока 138 удаления конденсированной воды и потока 140 охлажденного рециркулирующего газа. Поток 140 охлажденного рециркулирующего газа может быть направлен во вспомогательный компрессор 142 в целях повышения давления потока 140 охлажденного рециркулирующего газа и затем направлен во второй охлаждающий блок 136. Второй охлаждающий блок 136 может служить в качестве вторичного охладителя, приспособленного для удаления тепла сжатия, генерируемого вспомогательным компрессором 142, и также для удаления дополнительно сконденсированной воды через поток 143 удаления воды. В одном или более вариантах осуществления каждый поток 138, 143 удаления воды может быть или может не быть направлен в ΗΚδΟ 126 для генерирования дополнительного пара в линии 130.
Поток 140 охлажденного рециркулирующего газа может затем быть введен в основной компрессор 104 для генерирования сжатого рециркулирующего потока 144 с давлением, номинально большим либо равным давлению камеры 110 сгорания. Как можно понять, охлаждение охлажденного выхлопного газа в линии 132 в первом охлаждающем блоке 134 может уменьшить количество энергии, требуемой для сжатия потока 140 охлажденного рециркупирующего газа во вспомогательном компрессоре 142. Кроме того, дополнительное охлаждение выхлопа во втором охлаждающем блоке 136 может уменьшить количество энергии, требуемой для сжатия потока 140 охлажденного рециркулирующего газа до предопределенного давления в последующем основном компрессоре 104.
Хотя настоящее изобретение может быть восприимчивым к различным модификациям и альтернативным формам, примерные варианты осуществления, обсужденные выше, были показаны только в качестве примера. Однако снова должно быть понятно, что не подразумевается ограничение изобретения конкретными вариантами осуществления, раскрытыми в материалах настоящей заявки. Конечно, настоящее изобретение включает в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты, подпадающие под истинную сущность и объем прилагаемой формулы изобретения.
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Интегрированная система для производства электроэнергии, содержащая газотурбинную систему, содержащую первый компрессор (104), выполненный с возможностью приема и сжатия потока охлажденного рециркулирующего газа в сжатый рециркулирующий поток;второй компрессор (118), выполненный с возможностью приема и сжатия подаваемого окислителя в сжатый окислитель;камеру сгорания (110), выполненную с возможностью приема сжатого рециркулирующего потока и сжатого окислителя и, по существу, стехиометрического горения потока топлива, при этом сжатый рециркулирующий поток служит в качестве разбавителя для сдерживания температур горения; и расширитель (106), соединенный с первым компрессором и выполненный с возможностью приема продуктов сгорания из камеры сгорания для генерирования газообразного выхлопного потока, генерирования электроэнергии и, по меньшей мере, частичного приведения в действие первого компрессора;систему рециркуляции выхлопных газов, содержащую теплоутилизационный парогенератор (126), выполненный с возможностью приема газообразного выхлопного потока из расширителя и генерирования пара и охлажденного выхлопного потока; и вспомогательный компрессор (142), выполненный с возможностью приема и увеличения давления- 8 027439 охлажденного выхлопного потока для предоставления потока охлажденного рециркулирующего газа для впрыскивания в первый компрессор, по меньшей мере один охлаждающий блок (134), выполненный с возможностью приема по меньшей мере одного из охлажденного выхлопного потока и потока охлажденного рециркулирующего газа и генерирования потока удаления воды и потока охлажденного рециркулирующего газа, причем поток удаления воды соединен по текучей среде с теплоутилизационным парогенератором для генерирования дополнительного пара, и по меньшей мере один кислородный датчик, расположенный на выходе из расширителя и используемый для регулирования количества окислителя, впрыскиваемого в камеру сгорания.
- 2. Система по п.1, в которой система рециркуляции выхлопных газов дополнительно содержит паровую газовую турбину (128), выполненную с возможностью приема пара и дополнительного генерирования электрической энергии.
- 3. Система по п.1, в которой второй компрессор (118) выполнен с возможностью приема подаваемого окислителя, выбранного из воздуха, обогащенного кислородом воздуха или любой их комбинации.
- 4. Система по п.1, в которой камера сгорания (110) выполнена с возможностью сжигания потока топлива, выбранного из группы, состоящей из природного газа, метана, бутана, пропана, синтетического газа, дизельного топлива, керосина, авиационного топлива, угольного вторичного топлива, биотоплива, насыщенного кислородом углеводородного сырья и любой их комбинации.
- 5. Система по п.1, в которой расширитель (106) выполнен с возможностью обеспечения газообразного выхлопного потока в теплоутилизационный блок с давлением, большим атмосферного.
- 6. Система по п.1, в которой расширитель (106) выполнен с возможностью обеспечения газообразного выхлопного потока, выходящего из расширителя, с температурой, составляющей примерно 677°С.
- 7. Система по п.1, в которой вспомогательный компрессор выполнен с возможностью увеличивать давление потока охлажденного рециркулирующего газа до давления между примерно 1,20 и примерно 1,48 кг/см2.
- 8. Система по п.1, выполненная с возможностью дополнительно создавать поток продувки, взятый из сжатого рециркулирующего потока.
- 9. Система по п.8, причем система дополнительно содержит сепаратор СО2 (148) для обработки потока продувки для генерирования потока двуокиси углерода и остаточного потока, главным образом, содержащего азотный газ.
- 10. Система по п.8, причем система дополнительно выполнена с возможностью направлять по меньшей мере часть потока продувки в место для секвестрации двуокиси углерода, продажи двуокиси углерода, захвата углерода, выпуска наружу или их комбинаций.
- 11. Способ генерирования электрической энергии с использованием системы по любому из пп.1-10, заключающийся в том, что сжимают поток охлажденного рециркулирующего газа в первом компрессоре (104) для получения сжатого рециркулирующего потока;сжимают подаваемый окислитель во втором компрессоре (118) для получения сжатого окислителя; по существу, стехиометрически сжигают поток топлива и сжатый окислитель при наличии сжатого рециркулирующего потока в камере сгорания (110), тем самым генерируя продукты сгорания, причем сжатый рециркулирующий поток приспособлен для регулирования температуры продуктов сгорания;расширяют продукты сгорания в расширителе (106) для получения газообразного выхлопного потока и электрической энергии;извлекают тепло из газообразного выхлопного потока в теплоутилизационном парогенераторе (126) для получения пара и охлажденного выхлопного потока и охлаждают по меньшей мере один из охлажденного выхлопного потока и потока охлажденного рециркулирующего газа в охлаждающем блоке (134) для удаления из них по меньшей мере части конденсированной воды;направляют часть конденсированной воды из охлаждающего блока в теплоутилизационный парогенератор для генерирования дополнительного пара;увеличивают давление охлажденного выхлопного потока во вспомогательном компрессоре (142) для предоставления потока охлажденного рециркулирующего газа для впрыскивания в первый компрессор, регулируют количество окислителя, впрыскиваемого в камеру сгорания, с использованием по меньшей мере одного кислородного датчика, расположенного на выходе из расширителя.
- 12. Способ по п.11, дополнительно состоящий в том, что дополнительно генерируют электрическую энергию из пара в паровой газовой турбине.
- 13. Способ по п.11, дополнительно состоящий в том, что удаляют часть сжатого рециркулирующего потока в качестве потока продувки; обрабатывают поток продувки в сепараторе СО2 и выпускают поток двуокиси углерода и остаточный поток, главным образом, содержащий азотный газ, из сепаратора СО2.
- 14. Интегрированная система для производства электроэнергии, содержащая- 9 027439 газотурбинную систему, содержащую первый компрессор (104), выполненный с возможностью приема и сжатия потока охлажденного рециркулирующего газа в сжатый рециркулирующий поток;второй компрессор (118), выполненный с возможностью приема и сжатия подаваемого окислителя в сжатый окислитель;камеру сгорания (110), выполненную с возможностью приема сжатого рециркулирующего потока и сжатого окислителя и, по существу, стехиометрического горения потока топлива; и расширитель (106), соединенный с первым компрессором и выполненный с возможностью приема продуктов сгорания из камеры сгорания для генерирования газообразного выхлопного потока при температуре по меньшей мере 677°С и для генерирования электрической энергии; и систему рециркуляции выхлопных газов, содержащую теплоутилизационный парогенератор (126), выполненный с возможностью приема газообразного выхлопного потока из расширителя и генерирования пара и охлажденного выхлопного потока;вспомогательный компрессор (142), выполненный с возможностью приема и увеличения давления охлажденного выхлопного потока до давления между примерно 1,20 и примерно 1,48 кг/см2; и первый охлаждающий блок (134), выполненный с возможностью приема охлажденного рециркулирующего потока из вспомогательного компрессора и генерирования из воды охлажденного рециркулирующего потока потока удаления воды, соединенного по текучей среде с теплоутилизационным парогенератором для генерирования дополнительного пара, и потока охлажденного рециркулирующего газа для впрыскивания в первый компрессор, и по меньшей мере один кислородный датчик, расположенный на выходе из расширителя и используемый для регулирования количества окислителя, впрыскиваемого в камеру сгорания.
- 15. Система по п.14, выполненная с возможностью дополнительно создавать поток продувки (146), взятый из сжатого рециркулирующего потока, и содержащая сепаратор СО2 (148) для обработки потока продувки для генерирования потока двуокиси углерода и остаточного потока, главным образом, содержащего азотный газ.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US36117010P | 2010-07-02 | 2010-07-02 | |
PCT/US2011/039824 WO2012003076A1 (en) | 2010-07-02 | 2011-06-09 | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201390053A1 EA201390053A1 (ru) | 2013-04-30 |
EA027439B1 true EA027439B1 (ru) | 2017-07-31 |
Family
ID=45402428
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201390053A EA027439B1 (ru) | 2010-07-02 | 2011-06-09 | Интегрированные системы для производства электроэнергии (варианты) и способ производства электроэнергии |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20130104562A1 (ru) |
EP (1) | EP2588732B1 (ru) |
JP (1) | JP5913304B2 (ru) |
CN (1) | CN103026031B (ru) |
AR (1) | AR081304A1 (ru) |
AU (1) | AU2011271632B2 (ru) |
BR (1) | BR112012031036A2 (ru) |
CA (1) | CA2801476C (ru) |
EA (1) | EA027439B1 (ru) |
MX (1) | MX340083B (ru) |
MY (1) | MY167118A (ru) |
SG (2) | SG10201505211UA (ru) |
TW (1) | TWI564473B (ru) |
WO (1) | WO2012003076A1 (ru) |
Families Citing this family (77)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2934542C (en) | 2008-03-28 | 2018-11-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
AU2009228062B2 (en) | 2008-03-28 | 2014-01-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
SG195533A1 (en) | 2008-10-14 | 2013-12-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Methods and systems for controlling the products of combustion |
US9353940B2 (en) | 2009-06-05 | 2016-05-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combustor systems and combustion burners for combusting a fuel |
AU2010318595C1 (en) | 2009-11-12 | 2016-10-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
TWI593878B (zh) * | 2010-07-02 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 用於控制燃料燃燒之系統及方法 |
EP2588729B1 (en) * | 2010-07-02 | 2020-07-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
MX354587B (es) | 2010-07-02 | 2018-03-12 | Exxonmobil Upstream Res Company Star | Combustión estequiométrica de aire enriquecido con recirculación de gas de escape. |
EP2588730A4 (en) | 2010-07-02 | 2017-11-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation systems and methods |
CN102959202B (zh) | 2010-07-02 | 2016-08-03 | 埃克森美孚上游研究公司 | 集成系统、发电的方法和联合循环发电系统 |
CA2805089C (en) | 2010-08-06 | 2018-04-03 | 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 |
TWI593872B (zh) | 2011-03-22 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 整合系統及產生動力之方法 |
TWI563166B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated generation systems and methods for generating power |
TWI564474B (zh) | 2011-03-22 | 2017-01-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法 |
TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
US9810050B2 (en) | 2011-12-20 | 2017-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced coal-bed methane production |
US9322333B2 (en) * | 2012-01-06 | 2016-04-26 | General Electric Company | System and method for determining a cooling flow parameter downstream from a gas turbine combustor |
US9353682B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-31 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation |
US9784185B2 (en) | 2012-04-26 | 2017-10-10 | General Electric Company | System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine |
US10273880B2 (en) | 2012-04-26 | 2019-04-30 | General Electric Company | System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine |
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 |
EP2914831B1 (en) * | 2012-11-02 | 2020-06-03 | General Electric Company | Stoichiometric combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation |
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 |
US9631815B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US9574496B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-02-21 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US9869279B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-01-16 | General Electric Company | System and method for a multi-wall turbine combustor |
US9803865B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-10-31 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
US10100741B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-16 | General Electric Company | System and method for diffusion combustion with oxidant-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
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 |
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 |
US10221762B2 (en) | 2013-02-28 | 2019-03-05 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US9618261B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
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 |
CA2902479C (en) | 2013-03-08 | 2017-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and methane recovery from methane hydrates |
US9377202B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-06-28 | General Electric Company | System and method for fuel blending and control in gas turbines |
US9382850B2 (en) | 2013-03-21 | 2016-07-05 | General Electric Company | System and method for controlled fuel blending in gas turbines |
US9617914B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-11 | General Electric Company | Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation |
US9835089B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-12-05 | General Electric Company | System and method for a fuel nozzle |
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 |
US9903588B2 (en) | 2013-07-30 | 2018-02-27 | General Electric Company | System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
US9587510B2 (en) | 2013-07-30 | 2017-03-07 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine sensor |
US9951658B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-04-24 | General Electric Company | System and method for an oxidant heating system |
US9752458B2 (en) | 2013-12-04 | 2017-09-05 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine |
US10030588B2 (en) | 2013-12-04 | 2018-07-24 | General Electric Company | Gas turbine combustor diagnostic system and method |
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 |
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 |
US9885290B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-02-06 | General Electric Company | Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system |
US10655542B2 (en) | 2014-06-30 | 2020-05-19 | General Electric Company | Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation |
US9869247B2 (en) | 2014-12-31 | 2018-01-16 | General Electric Company | Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation |
US9819292B2 (en) | 2014-12-31 | 2017-11-14 | General Electric Company | Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine |
US10788212B2 (en) | 2015-01-12 | 2020-09-29 | General Electric Company | System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation |
US10094566B2 (en) | 2015-02-04 | 2018-10-09 | General Electric Company | Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
US10316746B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-06-11 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
US10253690B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-04-09 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
US10267270B2 (en) | 2015-02-06 | 2019-04-23 | General Electric Company | Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation |
US10145269B2 (en) | 2015-03-04 | 2018-12-04 | General Electric Company | System and method for cooling discharge flow |
US10480792B2 (en) | 2015-03-06 | 2019-11-19 | General Electric Company | Fuel staging in a gas turbine engine |
JP6420729B2 (ja) * | 2015-07-02 | 2018-11-07 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | 排ガスから湿分を回収する火力発電設備及びその火力発電設備の回収水の処理方法 |
US20170051682A1 (en) * | 2015-08-20 | 2017-02-23 | General Electric Company | System and method for abatement of dynamic property changes with proactive diagnostics and conditioning |
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 |
GB201701368D0 (en) * | 2017-01-27 | 2017-03-15 | Univ Newcastle | Heat engine |
AU2019396628A1 (en) * | 2018-12-14 | 2021-07-08 | Enhanced Energy Group, Llc | Improved semi-closed cycle with turbo membrane O2 source |
DE102019116065A1 (de) | 2019-06-13 | 2020-12-17 | Voith Patent Gmbh | Druckbeaufschlagung von Abgasen eines Turbinenkraftwerks |
JP7412102B2 (ja) | 2019-07-24 | 2024-01-12 | 三菱重工業株式会社 | ガスタービンプラント |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20050144961A1 (en) * | 2003-12-24 | 2005-07-07 | General Electric Company | System and method for cogeneration of hydrogen and electricity |
US20080141643A1 (en) * | 2006-12-18 | 2008-06-19 | Balachandar Varatharajan | Systems and processes for reducing NOx emissions |
US20080275278A1 (en) * | 2007-05-04 | 2008-11-06 | Clark Steve L | Reduced-Emission Gasification and Oxidation of Hydrocarbon Materials for Liquid Fuel Production |
Family Cites Families (68)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CH398180A (de) * | 1962-12-06 | 1965-08-31 | Escher Wyss Ag | Wärmekraftanlage, in welcher ein gasförmiges Arbeitsmittel im oberen Leistungsbereich einen Kreislauf unter Überdruck gegen die Atmosphäre beschreibt |
US3366373A (en) * | 1965-06-21 | 1968-01-30 | Zink Co John | Apparatus for adding heat to gas turbine exhaust |
US3812826A (en) * | 1972-06-12 | 1974-05-28 | Lear Motors Corp | Combustor for power vapor generators |
US4455614A (en) * | 1973-09-21 | 1984-06-19 | Westinghouse Electric Corp. | Gas turbine and steam turbine combined cycle electric power generating plant having a coordinated and hybridized control system and an improved factory based method for making and testing combined cycle and other power plants and control systems therefor |
US3933028A (en) * | 1974-04-23 | 1976-01-20 | Ford Motor Company | Air/fuel ratio sensor for air/fuel ratios in excess of stoichiometry |
US4204401A (en) * | 1976-07-19 | 1980-05-27 | The Hydragon Corporation | Turbine engine with exhaust gas recirculation |
US4271664A (en) * | 1977-07-21 | 1981-06-09 | Hydragon Corporation | Turbine engine with exhaust gas recirculation |
US4434613A (en) * | 1981-09-02 | 1984-03-06 | General Electric Company | Closed cycle gas turbine for gaseous production |
US4785622A (en) * | 1984-12-03 | 1988-11-22 | General Electric Company | Integrated coal gasification plant and combined cycle system with air bleed and steam injection |
JP2744090B2 (ja) * | 1989-10-18 | 1998-04-28 | 丙植 朴 | 火力発電プラントおよび火力発電方法 |
US5249954A (en) * | 1992-07-07 | 1993-10-05 | Electric Power Research Institute, Inc. | Integrated imaging sensor/neural network controller for combustion systems |
US5724805A (en) * | 1995-08-21 | 1998-03-10 | University Of Massachusetts-Lowell | Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions |
JPH1082306A (ja) * | 1996-09-06 | 1998-03-31 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | ガス化複合発電設備 |
US6824710B2 (en) * | 2000-05-12 | 2004-11-30 | Clean Energy Systems, Inc. | Working fluid compositions for use in semi-closed brayton cycle gas turbine power systems |
US6430915B1 (en) * | 2000-08-31 | 2002-08-13 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Flow balanced gas turbine power plant |
WO2002095852A2 (en) * | 2001-05-24 | 2002-11-28 | Clean Energy Systems, Inc. | Combined fuel cell and fuel combustion power generation systems |
JP4179496B2 (ja) * | 2002-10-08 | 2008-11-12 | 川崎重工業株式会社 | 常圧燃焼タービンシステム |
US8631657B2 (en) * | 2003-01-22 | 2014-01-21 | Vast Power Portfolio, Llc | Thermodynamic cycles with thermal diluent |
GB2401403B (en) * | 2003-05-08 | 2006-05-31 | Rolls Royce Plc | Carbon dioxide recirculation |
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 |
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 |
US20050241311A1 (en) * | 2004-04-16 | 2005-11-03 | Pronske Keith L | Zero emissions closed rankine cycle power system |
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 |
US8162568B2 (en) * | 2005-03-14 | 2012-04-24 | Vast Power Portfolio, Llc | Thermogenerator to remediate contaminated sites |
DE102005015151A1 (de) * | 2005-03-31 | 2006-10-26 | Alstom Technology Ltd. | Gasturbinenanlage |
US7266940B2 (en) * | 2005-07-08 | 2007-09-11 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
US7421835B2 (en) * | 2005-09-01 | 2008-09-09 | Gas Technology Institute | Air-staged reheat power generation system |
WO2007098239A2 (en) * | 2006-02-21 | 2007-08-30 | Clean Energy Systems, Inc. | Hybrid oxy-fuel combustion power process |
US7942008B2 (en) * | 2006-10-09 | 2011-05-17 | General Electric Company | Method and system for reducing power plant emissions |
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 |
US7553463B2 (en) * | 2007-01-05 | 2009-06-30 | Bert Zauderer | Technical and economic optimization of combustion, nitrogen oxides, sulfur dioxide, mercury, carbon dioxide, coal ash and slag and coal slurry use in coal fired furnaces/boilers |
US7862938B2 (en) * | 2007-02-05 | 2011-01-04 | Fuelcell Energy, Inc. | Integrated fuel cell and heat engine hybrid system for high efficiency power generation |
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 |
JP4898594B2 (ja) * | 2007-08-10 | 2012-03-14 | 三菱重工業株式会社 | ガスタービン装置 |
US7861511B2 (en) * | 2007-10-30 | 2011-01-04 | General Electric Company | System for recirculating the exhaust of a turbomachine |
US8056318B2 (en) * | 2007-11-08 | 2011-11-15 | General Electric Company | System for reducing the sulfur oxides emissions generated by a turbomachine |
CA2934542C (en) * | 2008-03-28 | 2018-11-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
US8397482B2 (en) * | 2008-05-15 | 2013-03-19 | General Electric Company | Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx |
WO2010038290A1 (ja) * | 2008-10-01 | 2010-04-08 | 三菱重工業株式会社 | ガスタービン装置 |
US8015822B2 (en) * | 2008-11-21 | 2011-09-13 | General Electric Company | Method for controlling an exhaust gas recirculation system |
CH700310A1 (de) * | 2009-01-23 | 2010-07-30 | Alstom Technology Ltd | Verfahren zur CO2 Abscheidung aus einem Kombikraftwerk und Kombikraftwerk mit einer Gasturbine mit Strömungsteilung und Rezirkulation. |
US20100326084A1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-12-30 | Anderson Roger E | Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel |
US8820056B2 (en) * | 2009-07-24 | 2014-09-02 | Vandyne Superturbo, Inc. | Rich fuel mixture super-turbocharged engine system |
US8677751B2 (en) * | 2009-07-24 | 2014-03-25 | Vandyne Superturbo, Inc. | Rich fuel mixture super-turbocharged engine system |
US20110138766A1 (en) * | 2009-12-15 | 2011-06-16 | General Electric Company | System and method of improving emission performance of a gas turbine |
EP2348256A1 (en) * | 2010-01-26 | 2011-07-27 | Alstom Technology Ltd | Method for operating a gas turbine and gas turbine |
US9003761B2 (en) * | 2010-05-28 | 2015-04-14 | General Electric Company | System and method for exhaust gas use in gas turbine engines |
EP2588729B1 (en) * | 2010-07-02 | 2020-07-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
MX354587B (es) * | 2010-07-02 | 2018-03-12 | Exxonmobil Upstream Res Company Star | Combustión estequiométrica de aire enriquecido con recirculación de gas de escape. |
CN102959202B (zh) * | 2010-07-02 | 2016-08-03 | 埃克森美孚上游研究公司 | 集成系统、发电的方法和联合循环发电系统 |
US8726628B2 (en) * | 2010-10-22 | 2014-05-20 | General Electric Company | Combined cycle power plant including a carbon dioxide collection system |
TWI564474B (zh) * | 2011-03-22 | 2017-01-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法 |
TWI563165B (en) * | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
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 |
US8266913B2 (en) * | 2011-08-25 | 2012-09-18 | General Electric Company | Power plant and method of use |
US8205455B2 (en) * | 2011-08-25 | 2012-06-26 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
US8453462B2 (en) * | 2011-08-25 | 2013-06-04 | General Electric Company | Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant |
US8713947B2 (en) * | 2011-08-25 | 2014-05-06 | General Electric Company | Power plant with gas separation system |
US20130145773A1 (en) * | 2011-12-13 | 2013-06-13 | General Electric Company | Method and system for separating co2 from n2 and o2 in a turbine engine system |
US9003764B2 (en) * | 2011-12-16 | 2015-04-14 | General Electric Company | System and method for thermal control in a gas turbine engine |
US20130160456A1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-27 | General Electric Company | System and method for controlling oxygen emissions from a gas turbine |
EP2639505A1 (en) * | 2012-03-13 | 2013-09-18 | Siemens Aktiengesellschaft | Gas Turbine Combustion System and Method of Flame Stabilization in such a System |
EP2642098A1 (de) * | 2012-03-24 | 2013-09-25 | Alstom Technology Ltd | Gasturbinenkraftwerk mit inhomogenem Eintrittsgas |
US8539749B1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-09-24 | General Electric Company | Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
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 |
TWI630021B (zh) * | 2012-06-14 | 2018-07-21 | 艾克頌美孚研究工程公司 | 用於co捕捉/利用和n製造之變壓吸附與發電廠的整合 |
-
2011
- 2011-06-09 BR BR112012031036A patent/BR112012031036A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2011-06-09 TW TW100120159A patent/TWI564473B/zh not_active IP Right Cessation
- 2011-06-09 SG SG10201505211UA patent/SG10201505211UA/en unknown
- 2011-06-09 WO PCT/US2011/039824 patent/WO2012003076A1/en active Application Filing
- 2011-06-09 MY MYPI2011002619A patent/MY167118A/en unknown
- 2011-06-09 MX MX2012014222A patent/MX340083B/es active IP Right Grant
- 2011-06-09 AU AU2011271632A patent/AU2011271632B2/en not_active Ceased
- 2011-06-09 CN CN201180033288.7A patent/CN103026031B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-09 EA EA201390053A patent/EA027439B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-06-09 SG SG2012087417A patent/SG186083A1/en unknown
- 2011-06-09 US US13/702,536 patent/US20130104562A1/en not_active Abandoned
- 2011-06-09 CA CA2801476A patent/CA2801476C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-09 JP JP2013518419A patent/JP5913304B2/ja active Active
- 2011-06-09 EP EP11801316.8A patent/EP2588732B1/en not_active Not-in-force
- 2011-06-29 AR ARP110102286A patent/AR081304A1/es active IP Right Grant
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20050144961A1 (en) * | 2003-12-24 | 2005-07-07 | General Electric Company | System and method for cogeneration of hydrogen and electricity |
US20080141643A1 (en) * | 2006-12-18 | 2008-06-19 | Balachandar Varatharajan | Systems and processes for reducing NOx emissions |
US20080275278A1 (en) * | 2007-05-04 | 2008-11-06 | Clark Steve L | Reduced-Emission Gasification and Oxidation of Hydrocarbon Materials for Liquid Fuel Production |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2801476C (en) | 2017-08-15 |
AU2011271632B2 (en) | 2016-01-14 |
TWI564473B (zh) | 2017-01-01 |
SG186083A1 (en) | 2013-01-30 |
WO2012003076A1 (en) | 2012-01-05 |
EP2588732B1 (en) | 2019-01-02 |
AR081304A1 (es) | 2012-08-01 |
CA2801476A1 (en) | 2012-01-05 |
CN103026031A (zh) | 2013-04-03 |
MY167118A (en) | 2018-08-10 |
CN103026031B (zh) | 2017-02-15 |
EA201390053A1 (ru) | 2013-04-30 |
US20130104562A1 (en) | 2013-05-02 |
EP2588732A4 (en) | 2017-08-23 |
SG10201505211UA (en) | 2015-08-28 |
JP5913304B2 (ja) | 2016-04-27 |
AU2011271632A1 (en) | 2013-01-10 |
JP2013535604A (ja) | 2013-09-12 |
MX2012014222A (es) | 2013-01-18 |
MX340083B (es) | 2016-06-24 |
BR112012031036A2 (pt) | 2016-10-25 |
TW201217630A (en) | 2012-05-01 |
EP2588732A1 (en) | 2013-05-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA027439B1 (ru) | Интегрированные системы для производства электроэнергии (варианты) и способ производства электроэнергии | |
AU2011271635B2 (en) | Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation | |
AU2011271633B2 (en) | Low emission triple-cycle power generation systems and methods | |
AU2011271636B2 (en) | Low emission power generation systems and methods | |
JP6348416B2 (ja) | 低エミッションタービンシステムにおいて化学量論的燃焼を制御するシステム及び方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |