EA030641B1 - Система и способ генерации энергии - Google Patents
Система и способ генерации энергии Download PDFInfo
- Publication number
- EA030641B1 EA030641B1 EA201391362A EA201391362A EA030641B1 EA 030641 B1 EA030641 B1 EA 030641B1 EA 201391362 A EA201391362 A EA 201391362A EA 201391362 A EA201391362 A EA 201391362A EA 030641 B1 EA030641 B1 EA 030641B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- expander
- combustion chamber
- separation
- fuel
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title description 9
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 76
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 55
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 52
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 39
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 27
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 13
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 13
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 12
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 8
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 4
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims description 4
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 4
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 3
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims description 3
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 claims description 3
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 117
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 115
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 60
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 32
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 30
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 10
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 6
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000002161 passivation Methods 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 description 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 naphtha Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 241001233887 Ania Species 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000009841 combustion method Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 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
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
- F01N3/00—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust
- F01N3/08—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous
- F01N3/0807—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous by using absorbents or adsorbents
- F01N3/0828—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous by using absorbents or adsorbents characterised by the absorbed or adsorbed substances
- F01N3/0857—Carbon oxides
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/62—Carbon oxides
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
- F01N5/00—Exhaust or silencing apparatus combined or associated with devices profiting by exhaust energy
- F01N5/02—Exhaust or silencing apparatus combined or associated with devices profiting by exhaust energy the devices using heat
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/24—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being liquid at standard temperature and pressure
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/30—Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- 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
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02K—DYNAMO-ELECTRIC MACHINES
- H02K7/00—Arrangements for handling mechanical energy structurally associated with dynamo-electric machines, e.g. structural association with mechanical driving motors or auxiliary dynamo-electric machines
- H02K7/18—Structural association of electric generators with mechanical driving motors, e.g. with turbines
- H02K7/1807—Rotary generators
- H02K7/1823—Rotary generators structurally associated with turbines or similar engines
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
- 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
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
- Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Предлагаются системы, способы и устройства для генерации энергии в турбинных системах с низкими выбросами и разделения выхлопа на обогащенный COпоток и обедненный COпоток. В одном или нескольких вариантах осуществления выхлоп разделяют при повышенном давлении, например, между ступенью расширения высокого давления и ступенью расширения низкого давления.
Description
настоящее изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, но скорее, оно включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы истинного духа и рамок прилагаемой формулы изобретения.
Различные термины, как используется в настоящем документе, определены ниже. До той степени, до которой термин, используемый в формуле изобретения, не определен ниже, он должен приводиться в самом широком определении, понятном специалистам в данной области, при условии, что этот термин отражен, по меньшей мере, в одной печатной публикации или в выданном патенте.
Как используется в настоящем документе, термин "природный газ" относится к многокомпонентному газу, полученному из скважины с сырой нефтью (попутный газ) или из подземной газоносной формации (непопутный газ). Композиция и давление природного газа могут сильно различаться. Типичный поток природного газа содержит метан (СН4) в качестве главного компонента, то есть больше 50% моль потока природного газового составляет метан. Поток природного газа может также содержать этан (С2Н6), более высокомолекулярные углеводороды (например, С3-С20углеводороды), один или несколько кислотных газов (например, сероводород) или любое их сочетание. Природный газ может также содержать малые количества загрязняющих примесей, таких как вода, азот, сульфид железа, воск, сырая нефть или любое их сочетание.
Как используется в настоящем документе, термин "стехиометрическое горение" относится к реакции горения, имеющей некоторый объем реагентов, содержащих топливо и окислитель, и некоторый объем продуктов, образующихся посредством горения реагентов, где весь объем реагентов используют
- 2 030641
для образования продуктов. Как используется в настоящем документе, термин "по существу стехиометрическое горение" относится к реакции горения, имеющей отношение эквивалентности в пределах примерно от 0,9:1 примерно до 1,1:1 или, более предпочтительно, примерно от 0,95:1 примерно до 1,05:1. Использование термина "стехиометрический" в настоящем документе означает, что он охватывает как стехиометрические, так и по существу стехиометрические условия, если не указано иного.
Как используется в настоящем документе, термин "поток" относится к некоторому объему текучих сред, хотя использование термина поток, как правило, означает движущийся поток текучих сред (например, имеющий некоторую линейную скорость или массовую скорость потока). Однако термин "поток" не требует наличия линейной скорости, массовой скорости потока или конкретного типа прохода для заключения в нем потока.
Варианты осуществления систем и способов, описанные в настоящем документе, можно использовать для получения электрической энергии и CO2 со сверхнизкими выбросами для увеличения нефтеотдачи пласта (EOR) или в применениях при пассивировании. Для применений EOR, CO2 нагнетают в добывающие нефтяные скважины или рядом с ними, обычно, при суперкритических условиях. CO2 действует и как агент для повышения давления, так и, когда растворяется в подземной сырой нефти, значительно понижает вязкость нефти, давая возможность нефти для более быстрого протекания через землю в скважину для удаления. В соответствии с вариантами осуществления, описанными в настоящем документе, смесь сжатого окислителя (как правило, воздуха) и топлива сжигается, и уходящие газы расширяются на первой ступени расширения для генерации энергии. Затем уходящие газы разделяются на обогащенный поток CO2 и обедненный поток CO2 при повышенном давлении. Обедненный CO2 поток может затем расширяться снова на второй ступни расширения с генерированием дополнительной энергии. Обогащенный CO2 поток может, в некоторых вариантах осуществления, рециркулироваться и смешиваться с окислителем, поступающим в камеру сгорания, чтобы он действовал как разбавитель для контроля или иным образом регулирования температуры горения и уходящих газов, поступающих в следующий далее детандер. Горение может быть стехиометрическим или нестехиометрическим.
Горение при условиях близких к стехиометрическим (или "слегка обогащенное" горение) может обеспечить преимущества, устраняя затраты на удаление избыточного кислорода. Посредством охлаждения уходящего газа и конденсации воды из потока, можно получить поток с относительно высоким содержанием CO2. Хотя часть рециркуляции уходящего газа можно использовать для регулировки температуры в замкнутом цикле Брайтона, остальной продувочный поток можно использовать для применений при EOR, и электрическую энергию можно получать с небольшими выбросами SOx, ΝΘΧ или CO2 в атмосферу или вообще без них. Например, нерециркуляционный поток может обрабатываться с генерированием обедненного CO2 потока, который может впоследствии расширяться в газовом детандере с генерированием дополнительной механической энергии. Результат, для систем, описанных в настоящем документе, представляет собой получение энергии и получение или улавливание дополнительного CO2 экономически более эффективным образом.
Настоящее изобретение направлено на системы и способы генерации энергии с низкими выбросами, включающие способ разделения, в котором уходящие газы из камеры сгорания разделяются на обогащенный CO2 поток и обедненный CO2 поток при повышенном давлении. В некоторых вариантах осуществления, один из обогащенного CO2 потока и обедненного CO2 потока или оба они могут нагнетаться в один или несколько углеводородных резервуаров для увеличения нефтеотдачи пласта (EOR). Как используется в настоящем документе, термины "обогащенный" и "обедненный" означают, что из общего количества CO2, поступающих в способ отделения CO2, по меньшей мере, примерно 51% CO2 покидает способ отделения с помощью обогащенного CO2 потока при этом остальной CO2 уходит в обедненном CO2 потоке. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, примерно 55% или, по меньшей мере, примерно 60%, или, по меньшей мере, примерно 65%, или, по меньшей мере, примерно 70%, или, по меньшей мере, примерно 75%, или, по меньшей мере, примерно 80%, или, по меньшей мере, примерно 85%, или, по меньшей мере, примерно 90%, или, по меньшей мере, примерно 95% CO2 в целом, поступающего в способ отделения уходит в обогащенном CO2 потоке.
В системах и способах, описанных в настоящем документе, один или несколько окислителей сжимаются и сжигаются вместе с одним или несколькими топливами в камере сгорания. Окислитель может содержать любую кислородсодержащую текучую среду, такую как атмосферный воздух, воздух, обогащенный кислородом, по существу чистый кислород или их сочетания. Один или несколько окислителей могут сжиматься в одном или нескольких компрессорах. Каждый компрессор может содержать отдельную ступень или множество ступеней. В многоступенчатых компрессорах может необязательно использоваться охлаждение между ступенями, чтобы сделать возможными более высокие общие отношения сжатия и более высокую общую выходную мощность. Каждый компрессор может принадлежать к любому типу, пригодному для способа, описанного в настоящем документе, и предпочтительно является надежным, эффективным и способным обеспечивать высокое отношение сжатия. Такие компрессоры включают, но, не ограничиваясь этим, аксиальные, центробежные, возвратно-поступательные или двухвинтовые компрессоры и их сочетания. В одном или нескольких вариантах осуществления, компрессор или компрессоры для окислителя представляют собой аксиальные компрессоры. Топливо может вклю- 3 030641
чать природный газ, попутный газ, дизельное топливо, топливное масло, газифицированный уголь, кокс, нафту, бутан, пропан, этан, метан, синтез-газ, керосин, авиационное топливо, биологическое топливо, окисленные углеводородные материалы, битум, любые другие пригодные для использования углеводородсодержащие газы или жидкости, водород или их сочетания. В дополнение к этому, топливо может содержать инертные компоненты, включая, но, не ограничиваясь этим, N2 или CO2. В некоторых вариантах осуществления, топливо может, по меньшей мере, частично поставляться углеводородным резервуаром, его получают благодаря повышению нефтеотдачи пласта с помощью нагнетания либо обогащенного CO2 потока, либо обедненного CO2 потока, либо как того, так и другого. Условия горения в камере сгорания могут быть обедненными, стехиометрическими или по существу стехиометрическими, или обогащенными. В одном или нескольких вариантах осуществления, условия горения являются стехиометрическими или по существу стехиометрическими. Горение топлива и окислителя, как правило, может генерировать температуры в пределах примерно между 2000°F (886°C) и 3000°F (1336°C). В некоторых вариантах осуществления, камера сгорания работает при давлении равном выходному давлению компрессора для окислителя или близком к нему.
Горение окислителя и топлива в камере сгорания генерирует выходящий поток, который затем расширяется. Выходящий поток содержит продукты горения, и его композиция будет изменяться в зависимости от композиции топлива и используемого окислителя. В одном или нескольких вариантах осуществления, выходящий поток из камеры сгорания может содержать парообразную воду, CO2, O2, монооксид углерода (CO), кислород, азот, аргон, оксиды азота (NOx), оксиды серы (SOx), сероводород (H2S), углеводороды или их сочетания. Выходящий поток может расширяться в одном или нескольких детандерах. Выходящий поток, поступающий в детандер (или в систему детандеров, если используют несколько детандеров), как правило, находится при температуре и давлении приблизительно таких же, как выходная температура и давление камеры сгорания.
Каждый из одного или более детандеров может содержать одну ступень или множество ступеней. Каждый детандер может принадлежать к любому типу детандеров, пригодных для способа, описанного в настоящем документе, включая, но, не ограничиваясь этим, аксиальные или центробежные детандеры или их сочетания. Каждый детандер предпочтительно является эффективным и способным обеспечивать высокие отношения расширения. Расширение выходящего потока генерирует энергию, которую можно использовать для приведения в действие одного или более компрессоров или электрических генераторов. В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения, детандер соединяется с компрессором для окислителя через общий вал или другое механическое, электрическое или другое силовое соединение, так что компрессор для окислителя, по меньшей мере, частично, приводится в действие детандером. В других вариантах осуществления, компрессор для окислителя может механически соединяться с электрическим двигателем, с устройством для повышения или понижения скорости или без него, таким как коробка передач, или с паровой турбиной. Взятые вместе, компрессор для окислителя, камера сгорания и детандер могут характеризоваться как открытый цикл Брайтона.
В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения используют, по меньшей мере, две ступени детандера, при этом способ отделения CO2 включается между любыми двумя ступенями. Первая ступень представляет собой детандер высокого давления, который принимает выходящий уходящий газ из камеры сгорания и выдает эти же газы в способ отделения CO2 при пониженной температуре и давлении. Хотя оно и понижается, давление на выходе детандера высокого давления попрежнему выше, чем при условиях окружающей среды. Например, выходное давление детандера высокого давления может быть больше примерно, чем 25 фунт/кв. дюйм абс (1,55 кг/кв. см)., или больше примерно, чем 50 фунт/кв. дюйм абс. (3,1 кг/кв. см), или больше примерно, чем 75 фунт/кв. дюйм абс. (4,65 кг/кв. см), или больше примерно, чем 100 фунт/кв. дюйм абс. (6,2 кг/кв. см).
Способ отделения CO2 может представлять собой любой пригодный для использования способ, сконструированный для разделения уходящих газов высокого давления на обогащенный CO2 поток и обедненный CO2 поток. Разделение компонентов уходящих газов дает возможность для манипулирования различными компонентами выхлопа различным образом. В идеале, способ отделения должен отделять все тепличные газы в выхлопе, такие как CO2, CO, NOX, SOX, и тому подобное, в обогащенном CO2 потоке, оставляя остальные компоненты выхлопа, такие как азот, кислород, аргон, и тому подобное, в обедненном CO2 потоке. На практике, однако, способ отделения не может извлекать все тепличные газы из обедненного потока, и некоторые газы отличные от тепличных газов могут оставаться в обогащенном потоке. Можно использовать любой пригодный для использования способ разделения, сконструированный для достижения желаемого результата. Примеры пригодных для использования способов разделения включают, но, не ограничиваясь этим, горячие способы разделения на основе карбоната калия ("горячее выщелачивание"), разделения на основе амина, разделения на молекулярных ситах, мембранные разделения, адсорбционное кинетическое разделение, разделение с контролируемой зоной вымораживания и их сочетания. В некоторых вариантах осуществления, для отделения CO2 используют способ разделения с горячим выщелачиванием. В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения, способ разделения работает при повышенном давлении (то есть при давлении выше атмосферного и приблизительно равном выходному давлению детандера высокого давления) и конфигурируется для
- 4 030641
поддержания обедненного CO2 потока при высоком давлении. Поддержание давления обедненного CO2 потока, таким образом, делает возможным уменьшение размеров разделительного оборудования, обеспечивает улучшение эффективности разделения и делает возможным дополнительное извлечение энергии из обедненного CO2 потока. В некоторых вариантах осуществления, способ отделения CO2 выбирается и конфигурируется для доведения до максимума либо выходного давления, либо выходной температуры, либо как того, так и другого, у обедненного CO2 потока. Хотя в настоящем документе для простоты используется термин "сепаратор CO2" при иллюстрировании или описании определенных вариантов осуществления настоящего изобретения, необходимо понять, что этот термин, как подразумевается, охватывает весь способ отделения CO2 и не обязательно относится к одному устройству или стадии способа.
В одном или нескольких вариантах осуществления, обедненный CO2 поток покидает сепаратор CO2 при повышенном давлении и направляется на вторую ступень расширения, которая может представлять собой детандер низкого давления, выполненный с возможностью приема обедненного потока CO2 высокого давления и выпуска этих газов приблизительно при атмосферном давлении. Как будет очевидно специалистам в данной области, каждая ступень расширения генерирует энергию и энергия, генерируемая с помощью каждого детандера, может использоваться, по меньшей мере, частично для приведения в действие одного или более компрессоров или электрических генераторов в любой конфигурации, либо в описываемой системе, либо вне ее. Удобно, в одном или более вариантах осуществления, чтобы первый (высокого давления) детандер мог, по меньшей мере, частично, приводить в действие первый компрессор для окислителя. В таких вариантах осуществления, первый компрессор, камера горения и первый детандер могут представлять собой малогабаритную газовую турбину. В этом же или других вариантах осуществления, второй компрессор для окислителя может быть использован для обеспечения дополнительного сжатия окислителя, подающегося в камеру горения либо до или после первого компрессора и второй детандер (низкого давления) может, по меньшей мере, частично, приводить в действие второй компрессор для окислителя. В таких вариантах осуществления, первый и второй компрессоры, камера горения и первый и второй детандеры могут представлять собой малогабаритную газовую турбину. Альтернативно, один детандер можно использовать для приведения в действие компрессора для окислителя, в то время как другой детандер можно использовать для приведения в действие компрессора трубопровода или нагнетательного компрессора для сжатия обогащенного CO2 потока (или обедненного CO2 потока) с целью нагнетания в резервуар для хранения или EOR. В таких конфигурациях, компрессор трубопровода или нагнетательный компрессор может располагаться вблизи систем генерации энергии, описанных в настоящем документе.
Хотя способ отделения CO2, как описано в настоящем документе предпочтительно располагается между ступенями расширения, отделение может, альтернативно, иметь место перед первой ступенью расширения. В таких конфигурациях, уходящие газы из камеры сгорания подаются непосредственно в сепаратор, и сепаратор производит обогащенный CO2 поток и обедненный CO2 поток, как описано выше. Затем обедненный CO2 поток направляется в один или несколько детандеров или ступеней расширения, а обогащенный CO2 поток может также расширяться или может обрабатываться разнообразными способами, описанными более подробно ниже.
В одном или нескольких вариантах осуществления, обедненный CO2 поток может необязательно нагреваться перед ступенью расширения низкого давления. Такой нагрев может осуществляться с использованием любого пригодного для использования нагревательного устройства. Например, один или несколько теплообменников или перекрестных теплообменников могут конфигурироваться для теплопереноса в обедненный CO2 поток перед тем, как обедненный CO2 поток поступает в детандер низкого давления. Один или несколько теплообменников или перекрестных теплообменников могут конфигурироваться для теплопереноса из разнообразных источников, например, от выпуска из первой камеры горения или от выпуска из детандера высокого давления. В этом же или других вариантах осуществления, обедненный CO2 поток может нагреваться во второй камере сгорания, расположенной между ступенями расширения высокого давления и низкого давления. Использование второй камеры сгорания требует подачи дополнительного топлива, которое может быть таким же или иным, чем топливо, подающееся в первую камеру сгорания. В некоторых вариантах осуществления, топливо, подающееся во вторую камеру сгорания и сжигаемое в ней, содержит водород. Окислитель, необходимый для второй камеры сгорания, может подаваться с помощью отдельного потока окислителя, или в обедненном потоке CO2 может иметься достаточное количество окислителя, так что дополнительная подача окислителя является ненужной. Посредством нагрева обедненного CO2 потока до температуры ступени расширения низкого давления способа, генерация энергии в детандере низкого давления может быть повышена.
В одном или нескольких вариантах осуществления, либо обедненный CO2 поток (после расширения), либо обогащенный CO2 поток, либо они оба, могут проходить через один или более теплоутилизационных парогенераторов (HRSG). Один или несколько HRSG могут конфигурироваться для использования остаточного тепла в одном или обоих потоках для генерирования пара. Пар, генерируемый одним или несколькими HRSG, можно использовать для разнообразных целей, например, для приведения в действие паротурбинного генератора в цикле Ренкина, для приведения в действие паровой турбины при использовании в качестве механического привода или для опреснения воды. Когда обедненный CO2 по- 5 030641
ток и обогащенный CO2 поток, каждый, направляют в HRSG, пар, генерируемый каждым HRSG, можно использовать для одних и тех же или для различных применений. Кроме того, если в одном или обоих потоках из обедненного или обогащенного CO2 потока, покидающих один или несколько HRSG, остается какое-либо остаточное тепло, система может дополнительно содержать один или несколько теплообменников, выполненных с возможностью переноса этого тепла в рабочую текучую среду, отличную от пара. В таких вариантах осуществления, рабочая текучая среда отличная от пара может необязательно использоваться для приведения в действие детандера в цикле Ренкина.
Каждый поток из обогащенного CO2 потока и обедненного CO2 потока можно использоваться, полностью или частично, для разнообразных применений, и эти два потока можно использовать для одних и тех же или различных применений. Например, по меньшей мере, часть обогащенного потока CO2 может рециркулироваться и смешиваться с окислителем, поступающим в камеру сгорания, или добавляться непосредственно в камеру сгорания, чтобы он действовал как разбавитель для контроля или иным образом регулировки температуры горения и уходящего газа, поступающего в следующий далее детандер. В таких случаях, система может характеризоваться как содержащая закрытый цикл Брайтона. В этом же или других вариантах осуществления, обогащенный CO2 поток может нагнетаться в углеводородный резервуар для увеличения нефтеотдачи пласта (EOR), может направляться в резервуар для пассивирования или хранения диоксида углерода. Обогащенный CO2 поток может также продаваться, удаляться или подаваться в факел. В одном или нескольких вариантах осуществления, обедненный CO2 поток может также использоваться для EOR. В этом же или других вариантах осуществления, обедненный CO2 поток может продаваться, удаляться или подаваться в факел.
Настоящее изобретение может включать дополнительные элементы в дополнение к системам и способам генерации энергии с низкими выбросами, описанным в настоящем документе. Например, в некоторых вариантах осуществления системы могут дополнительно содержать один или несколько углеводородных резервуаров, нагнетательных скважин и/или систем сжатия и трубопроводов, выполненных с возможностью повышения давления в обогащенном CO2 потоке и для транспортировки потока с целью нагнетания в углеводородный резервуар. В этом же или в других вариантах осуществления, системы могут дополнительно содержать систему трубопроводов для переноса газа из углеводородного резервуара в качестве топлива в систему генерации энергии. В этом же или других вариантах осуществления, системы могут дополнительно содержать электрическую систему, выполненную с возможностью переноса электричества от электрического генератора для питания, по меньшей мере, частичного, одного или более компрессоров в системе или для питания, по меньшей мере, частичного, системы трубопроводов.
Обращаясь теперь к фигурам, здесь фиг. 1 иллюстрирует систему 100 генерации энергии, выполненную с возможностью обеспечения отделения и улавливания CO2 после горения. По меньшей мере, в одном из вариантов осуществления, система 100 генерации энергии может иметь первый компрессор 118, соединенный с первым детандером 106 с помощью общего вала 108 или другого механического, электрического или другого силового соединения, тем самым давая возможность для приведения в действие первого компрессора 118 с помощью части механической энергии, генерируемой первым детандером 106. Первый детандер 106 может генерировать энергию также и для других применений, например, для питания другого компрессора, электрического генератора или чего-либо подобного. Первый компрессор 118 и первый детандер 106 могут образовывать компрессорный и детандерный края стандартной газовой турбины, соответственно. Однако в других вариантах осуществления, первый компрессор 118 и первый детандер 106 могут представлять собой отдельные компоненты в системе.
Система 100 может также содержать первую камеру сгорания 110, выполненную с возможностью сжигания первого потока 112 топлива, смешанного со сжатым окислителем 114. В одном или нескольких вариантах осуществления, первый поток 112 топлива может содержать любой пригодный для использования газообразный или жидкий углеводород, такой как природный газ, метан, этан, нафта, бутан, пропан, синтез-газ, дизельное топливо, керосин, авиационное топливо, топливо, полученное из угля, биологическое топливо, битум, окисленные углеводородные материалы, или их сочетания. Первый поток 112 топлива может также содержать водород. Сжатый окислитель 114 может быть получен из первого компрессора 118, соединенного с сообщением текучих сред с первой камерой 110 сгорания и адаптированного для сжатия поступающего окислителя 120. В то время как при обсуждении в настоящем документе считается, что поступающий окислитель 120 представляет собой атмосферный воздух, окислитель может содержать любой пригодный для использования газ, содержащий кислород, такой как воздух, воздух, обогащенный кислородом, по существу чистый кислород или их сочетания. В одном или нескольких вариантах осуществления в настоящем документе, первая камера сгорания 110 работает при давлении приблизительно таком же, как давление на выходе первого компрессора 118. В одном или нескольких вариантах осуществления, первый компрессор 118, первая камера сгорания 110 и первый детандер 106, взятые вместе, могут характеризоваться как открытый цикл Брайтона.
Выходящий поток 116 генерируется как продукт горения первого потока 112 топлива и сжатого окислителя 114 и направляется на вход первого детандера 106. По меньшей мере, в одном из вариантов осуществления, первый поток 112 топлива может в основном представлять собой природный газ, при этом генерируется выхлоп 116, содержащий значительные объемные части испаренной воды, CO2, CO,
- 6 030641
кислорода, азота, оксидов азота (NOx) и оксидов серы (SOx). В некоторых вариантах осуществления, небольшая часть несгоревшего топлива 112 или других соединений может также присутствовать в выхлопе 116 из-за равновесных ограничений для горения. Когда выходящий поток 116 расширяется с помощью детандера 106, он генерирует механическую энергию для приведения в действие первого компрессора 118 или других устройств, и также производит газообразный выходящий поток 122. В одном или нескольких вариантах осуществления, первый детандер 106 принимает выходящий поток 116 при температуре и давлении по существу эквивалентных температуре и давлению на выходе первой камеры сгорания и выдает эти же газы при температуре и давлении, которые понижены, но по-прежнему выше, чем для условий окружающей среды.
Система 100 может также содержать систему отделения CO2. В одном или нескольких вариантах осуществления, газообразный выходящий поток 122 направляется в сепаратор 140 CO2, сепаратор 140 CO2 может использовать любой из разнообразных способов разделения, сконструированных для разделения газообразного выходящего потока 122 на обогащенный CO2 поток 142 и обедненный CO2 поток 144. Например, сепаратор 140 может быть сконструирован для разделения газообразного выходящего потока с использованием способа химического разделения, такого как горячее разделение на основе карбоната калия ("горячее выщелачивание"), разделение на основе амина или разделение с использованием растворителя, такого как гликоль. Другие способы разделения включают физическое разделение с использованием мембран или такие способы, как адсорбционное кинетическое разделение или разделение с контролируемой зоной вымораживания. В некоторых вариантах осуществления можно использовать сочетания приведенных выше способов разделения. Обогащенный CO2 поток 142 можно использовать для разнообразных последующих применений, таких как нагнетание в углеводородный резервуар с целью увеличения нефтеотдачи пласта (EOR), пассивирования, хранения, продажи диоксида углерода или его рециркуляции в первую камеру 110 сгорания для использования в качестве разбавителя с целью облегчения горения сжатого окислителя 114 и первого топлива 112 и увеличения концентрации CO2 в выходящем потоке 116. Обогащенный CO2 поток 142 также может удаляться или подаваться в факел. В одном или нескольких вариантах осуществления, способ отделения CO2 может конфигурироваться для доведения до максимума температуры или давления обедненного CO2 потока 144.
В одном или нескольких вариантах осуществления, обедненный CO2 поток 144 может необязательно использоваться для дополнительной генерации энергии. Например, обедненный CO2 поток 144 может нагреваться в теплообменнике 150, выполненном с возможностью теплопереноса из газообразного выходящего потока 122 в обедненный CO2 поток 144. Когда он покидает теплообменник 150, обедненный CO2 поток 144 может затем направляться во вторую камеру сгорания 130, выполненную с возможностью сжигания второго потока 132 топлива с целью добавления дополнительного тепла в обедненный CO2 поток 144. Второй поток топлива может иметь такую же композицию, как и первый поток 112 топлива или может иметь другую композицию. Например, второй поток 132 топлива может содержать в основном водород. В одном или нескольких вариантах осуществления, рабочее давление второй камеры 130 сгорания ниже, чем у первой камеры 110 сгорания.
Из второй камеры 110 сгорания, повторно нагретый обедненный CO2 поток 162 направляется во второй детандер 160. Второй детандер 160, как правило, работает при более низком давлении, чем первый детандер 106. Например, в одном или нескольких вариантах осуществления второй детандер принимает повторно нагретый обедненный CO2 поток 162 из способа отделения CO2 при давлении более высоком, чем атмосферное давление и выдает эти же газы приблизительно при атмосферном давлении с помощью расширенного обедненного CO2 потока 164. Энергия, генерируемая с помощью второго детандера 160, может использоваться для разнообразных целей, например, для приведения в действие, по меньшей мере, частичного первого компрессора 118 или одного или более дополнительных компрессоров (не показаны), или для приведения в действие электрического генератора. В некоторых вариантах осуществления, когда либо обогащенный CO2 поток, либо обедненный CO2 поток нагнетают в резервуар для хранения или EOR, второй детандер 160 может использоваться для питания трубопровода или приведения в действие нагнетательного компрессора.
В одном или нескольких вариантах осуществления, расширенный обедненный CO2 поток 164 может направляться в теплоутилизационный парогенератор (HRSG) 170, выполненный с возможностью использования остаточного тепла в расширенном обедненном CO2 потоке 164, с целью генерирования пара 174. Пар 174 может иметь разнообразные применения, такие, например, как генерирование дополнительной энергии посредством приведения в действие паротурбинного генератора в цикле Ренкина или для опреснения воды. Охлажденный обедненный CO2 поток 172, покидающий HRSG 170, подобно обогащенному CO2 потоку 142, может также использоваться для разнообразных применений, включая EOR, хранение, продажу, удаление или направление в факел.
Обращаясь теперь к фиг. 2, здесь изображена альтернативная конфигурация системы 100 генерации энергии на фиг. 1, воплощенная и описанная как система 200. Как таковая, фиг. 2 может быть лучше всего понята со ссылками на фиг. 1. В системе 200 на фиг. 2, по меньшей мере, часть обогащенного потока CO2 142 рециркулируется в камеру сгорания для достижения более высокой концентрация CO2 в рабочей текучей среде системы генерации энергии, при этом делая возможным более эффективное отделение CO2
- 7 030641
для последующих применений при пассивировании, поддержании давления или EOR. Для осуществления этого, первая камера сгорания 110 адаптируется для стехиометрического сжигания поступающей смеси первого топлива 112 и сжатого окислителя 114. Для регулировки температуры горения, чтобы удовлетворить требования для входной температуры и охлаждения компонентов для первого детандера 106, часть обогащенного CO2 потока может инжектироваться в первую камеру 110 сгорания в качестве разбавителя. Таким образом, варианты осуществления настоящего изобретения могут в основном устранить любой избыточный кислород из рабочей текучей среды, в то же время, повышая при этом содержание CO2 в ней.
В то время как контур рециркуляции, иллюстрируемый на фиг. 2, содержит различные устройства, иллюстрируемая конфигурация является только репрезентативной, и может использоваться любая система, которая рециркулирует обогащенный CO2 поток 142 обратно в первую камеру 110 сгорания для осуществления целей, сформулированных в настоящем документе. В одном или нескольких вариантах осуществления, обогащенный CO2 поток 142 может направляться во второй HRSG 210 для генерирования потока пара 216 и охлажденного обогащенного CO2 газового потока 212. Пар 216 может необязательно направляться в паровую турбину (не показана) для генерации дополнительной электрической энергии. В таких конфигурациях, сочетание второго HRSG 210 и паровой турбины может характеризовать как закрытый цикл Ренкина.
В одном или нескольких вариантах осуществления, охлажденный обогащенный CO2 газовый поток 212, покидающий второй HRSG 210, может направляться, по меньшей мере, в один узел 230 охлаждения, выполненный с возможностью понижения температуры охлажденного обогащенного CO2 газового потока 212 и генерирования охлажденного рециркуляционного потока 232 CO2. В одном или нескольких вариантах осуществления, узел 230 охлаждения как считается в настоящем документе, представляет собой прямой контактный охладитель (DCC), но он может представлять собой любое пригодное для использования охлаждающее устройство, такое как прямой контактный охладитель, концевой холодильник, узел механического охлаждения, или их сочетания. Узел 230 охлаждения может также конфигурироваться для удаления части конденсированной воды с помощью удаляемого потока воды 234. В одном или нескольких вариантах осуществления, охлажденный обогащенный CO2 газовый поток 212 может направляться в воздуходувку или бустерный компрессор 220, соединенный с сообщением текучих сред с узлом 230 охлаждения. В таких вариантах осуществления, сжатый охлажденный обогащенный CO2 поток 212 покидает воздуходувку 220 и направляется в узел 230 охлаждения.
Кроме того, хотя контур рециркуляции, показанный в системе 200 на фиг. 2 демонстрирует 100% рециркуляцию CO2, в некоторых обстоятельствах может быть желательным рециркулировать только часть CO2 в контуре рециркуляции в камеру 110 сгорания. В таких случаях, один или несколько извлекаемых потоков (не показаны) могут быть добавлены для отвода части CO2 из контура рециркуляции в то время как остальная часть CO2 рециркулируется, как описано в настоящем документе. Извлеченная часть CO2 может извлекаться из контура рециркуляции с помощью извлекаемого потока в ряде положений (не показаны), например, из потока 212, 222, 232 или 242. Извлеченный CO2 можно использовать для разнообразных целей, например, для EOR, пассивирования, хранения, продажи или удаления.
Воздуходувка 220 может конфигурироваться для повышения давления охлажденного обогащенного CO2 газового потока 212 перед его введением в компрессор 240 рецикла. В одном или нескольких вариантах осуществления, воздуходувка 220 увеличивает общую плотность охлажденного обогащенного CO2 газового потока 212, тем самым направляя поток с повышенной массовой скоростью при той же объемной скорости потока в компрессор 240 рецикла. Поскольку компрессор 240 рецикла, как правило, имеет ограниченную объемную скорость потока, направление большего массового потока в компрессор 240 рецикла может приводить к возникновению более высокого давления выпуска из компрессора 240 рецикла, тем самым преобразуя его в более высокое отношение давлений в первом детандере 106. Более высокое отношение давлений, генерируемое на первом детандере 106, может сделать возможными получение более высоких температур на входе и, по этой причине, увеличение мощности и эффективности первого детандера 106. Это может быть преимущественным, поскольку обогащенный CO2 выходящий поток 116, как правило, поддерживает более высокую удельную теплоемкость. Соответственно, узел 230 охлаждения и воздуходувка 220, когда они включаются, могут, каждый, адаптироваться для оптимизации или улучшения работы системы 200 генерации энергии.
Контур 240 рецикла может конфигурироваться для сжатия охлажденного потока 232 рецикла CO2 до давления, номинально превышающего давление в первой камере 110 сгорания, тем самым генерируя сжатый поток 242 обогащенного CO2 рецикла. По меньшей мере, в одном из вариантов осуществления, продувочный поток (не показан) может отводиться от потока 242 обогащенного CO2 рецикла и необязательно обрабатываться в дополнительном сепараторе CO2 (например, сходном с сепаратором 140 CO2) или в другом устройстве (не показано) с улавливанием CO2. Отделенный CO2 можно использовать для продажи, использовать в другом способе, требующем диоксида углерода, и/или сжимать и нагнетать в подземный резервуар для увеличения нефтеотдачи пласта (EOR), пассивирования или для другой цели.
В некоторых вариантах осуществления, не отображенных в настоящем документе, пар высокого давления может также использоваться в качестве охладителя в способе горения, либо вместо рециркуляции обогащенного CO2 потока, либо в дополнение к нему. В таких вариантах осуществления, добавление
- 8 030641
пара уменьшало бы требования к энергии и размерам в контуре рециркуляции (или вообще устраняло бы контур рециркуляции), но потребовало бы добавления контура рециркуляции воды.
В дополнение к этому, в других вариантах осуществления, не отображенных в настоящем документе, сжатый окислитель, вводимый в камеру сгорания, может содержать аргон. Например, окислитель может содержать примерно от 0,1 примерно до 5,0 об.% аргона или примерно от 1,0 примерно до 4,5 об.% аргона, или примерно от 2,0 примерно до 4,0 об.% аргона, или примерно от 2,5 примерно до 3,5 об.% аргона, или примерно 3,0 об.% аргона. Как будет очевидно специалисту в данной области, включение аргона во вводимый сжатый окислитель может потребовать добавления перекрестного теплообменника или сходного устройства между главным компрессором и камерой сгорания, выполненного с возможностью удаления избытка CO2 из потока рецикла и возвращения аргона в камеру сгорания при соответствующей температуре для горения.
Обращаясь теперь к фиг. 3, здесь изображена альтернативная конфигурация системы 100 генерации энергии на фиг. 1, воплощенная и описанная как система 300. Как таковая, фиг. 3 может быть понята лучше всего со ссылками на фиг. 1. В системе 300 на фиг. 3, включается второй компрессор 310 для обеспечения дополнительного начального сжатия поступающего окислителя 120. Второй компрессор 310 может быть соединен со вторым детандером 160 с помощью общего вала 308 или другого механического, электрического или другого силового соединения, делая тем самым возможным приведение в действие второго компрессора 310 с помощью части механической энергии, генерируемой вторым детандером 160. Поток 312 окислителя высокого давления покидает второй компрессор и направляется в первый компрессор 118, который, в свою очередь, дополнительно сжимает окислитель и генерирует сжатый окислитель 114, и направляет сжатый окислитель 114 в первую камеру сгорания.
Обращаясь теперь к фиг. 4, здесь изображена упрощенная альтернативная конфигурация системы 100 генерации энергии на фиг. 1, воплощенная и описанная как система 400. Как таковая, фиг. 4 может быть понята лучше всего со ссылкой на фиг. 1. В системе 400 на фиг. 4, способ отделения CO2 располагается перед первым детандером 106. Соответственно, выходящий поток 116 покидает первую камеру 110 сгорания и подается непосредственно в сепаратор 140. Как описано выше, сепаратор 140 разделяет выходящий поток 116 на обогащенный CO2 поток 142 и обедненный CO2 поток 144. Обогащенный CO2 поток 142 может дополнительно обрабатываться, рециркулироваться или использоваться, как описано более подробно выше. Обедненный CO2 поток расширяется в первом детандере 106, и полученный в результате обедненный CO2 выходящий поток 410 может также дополнительно обрабатываться или использоваться, как описано более подробно выше. Например, обедненный CO2 выходящий поток 410 может повторно нагреваться во второй камере горения и расширяться опять с генерацией дополнительной энергии (не показано).
Хотя настоящее изобретение может быть подвержено воздействию различных модификаций и альтернативных форм, иллюстративные варианты осуществления, обсуждаемые выше, показаны только в качестве примера. Любые признаки или конфигурации любого варианта осуществления, описанного в настоящем документе, могут объединяться с любым другим вариантом осуществления или с множеством других вариантов осуществления (до возможной степени), и все такие сочетания, как предполагается, находятся в рамках настоящего изобретения. В дополнение к этому, необходимо понять, что настоящее изобретение не предназначено для ограничения конкретными вариантами осуществления, описанными в настоящем документе. В самом деле, настоящее изобретение включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы истинного духа и рамок прилагаемой формулы изобретения.
Claims (28)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система генерации энергии, содержащаяпервый компрессор, выполненный с возможностью приема и сжатия одного или более окислителей для образования сжатого окислителя;первую камеру сгорания, выполненную с возможностью приема отдельно сжатого окислителя и по меньшей мере одного первого топлива и, по существу, стехиометрического сжигания сжатого окислителя и упомянутого по меньшей мере одного топлива для генерирования выходящего потока;сепаратор, выполненный с возможностью приема и разделения газообразного, выходящего из первой камеры сгорания потока на обогащенный CO2 поток и обедненный CO2 поток; ипервый детандер, выполненный с возможностью приема выходящего обедненного CO2 потока из сепаратора и генерирования газообразного выходящего потока; ивторую камеру сгорания, выполненную с возможностью приема расширенного в детандере обедненного CO2 потока и сжигания одного или более окислителей и второго топлива;рециркуляцию по меньшей мере части обогащенного CO2 потока в первую камеру сгорания.
- 2. Система по п.1, дополнительно содержащая второй детандер, выполненный с возможностью приема и расширения обедненного CO2 потока, выходящего из второй камеры сгорания.
- 3. Система по п.1, в которой первый детандер, по меньшей мере, частично приводит в действие первый компрессор.
- 4. Система по п.2, дополнительно содержащая второй компрессор, выполненный с возможностью- 9 030641приема и сжатия одного или более окислителей и доставки сжатого окислителя в первый компрессор.
- 5. Система по п.4, в которой второй детандер, по меньшей мере, частично, приводит в действие второй компрессор.
- 6. Система по п.2, в которой рабочее давление первого детандера выше, чем рабочее давление второго детандера.
- 7. Система по п.1, в которой первое топливо содержит природный газ, нефть, кокс, уголь, водород, битум или их сочетание.
- 8. Система по п.1, в которой окислитель содержит воздух, воздух, обогащенный кислородом, кислород или их сочетание.
- 9. Система по п.1, в которой сепаратор использует способ разделения, выбранный из горячего разделения на основе карбоната калия, разделения на молекулярных ситах, разделения на основе амина, мембранного разделения, адсорбционного кинетического разделения, разделения с контролируемой зоной вымораживания или их сочетания.
- 10. Система по п.1, в которой второе топливо содержит водород.
- 11. Система по п.2, дополнительно содержащая теплоутилизационный парогенератор, выполненный с возможностью использования тепла от обедненного CO2 потока, покидающего второй детандер, для генерирования пара.
- 12. Система по п.1, дополнительно содержащая теплоутилизационный парогенератор, выполненный с возможностью использования тепла от обогащенного CO2 потока, покидающего сепаратор, для генерирования пара.
- 13. Система по п.1, в которой первая камера сгорания дополнительно выполнена с возможностью приема пара высокого давления.
- 14. Способ генерации энергии с использованием системы по п.1, включающий этапы на которых сжимают один или более окислителей в первом компрессоре для образования сжатого окислителя; отдельно подают сжатый окислитель и по меньшей мере одно первое топливо в первую камеру сгорания;по существу, стехиометрически сжигают сжатый окислитель и по меньшей мере одно топливо в первой камере сгорания для генерирования выходящего потока;разделяют газообразный выходящий из первой камеры сгорания поток на обогащенный CO2 поток и обедненный CO2 поток с использованием сепаратора;расширяют выходящий из сепаратора обедненный CO2 поток в первом детандере для генерирования газообразного выходящего потока;рециркулируют по меньшей мере часть обогащенного CO2 потока в первую камеру сгорания; сжигают расширенный обедненный CO2 поток и второе топливо во второй камере сгорания.
- 15. Способ по п.14, дополнительно включающий расширение обедненного CO2 потока, поступающего из второй камеры сгорания во втором детандере.
- 16. Способ по п.14, дополнительно включающий сжатие одного или более окислителей во втором компрессоре и подачу сжатого окислителя в первый компрессор.
- 17. Способ по п.14, в котором первое топливо содержит природный газ, нефть, кокс, уголь, другие углеводороды, водород или их сочетание.
- 18. Способ по п.14, в котором окислитель содержит воздух, воздух, обогащенный кислородом, кислород или их сочетание.
- 19. Способ по п.15, дополнительно включающий этап, на котором обеспечивают работу первого детандера при давлении более высоком, чем у второго детандера.
- 20. Способ по п.14, в котором газообразный выходящий поток разделяют с использованием способа, выбранного из горячего разделения на основе карбоната калия, разделения на основе амина, разделения на молекулярных ситах, мембранного разделения, адсорбционного кинетического разделения, разделения с контролируемой зоной вымораживания или их сочетания.
- 21. Способ по п.15, дополнительно включающий нагрев обедненного CO2 потока перед расширением обедненного CO2 потока во втором детандере.
- 22. Способ по п.21, в котором обедненный CO2 поток нагревают в теплообменнике.
- 23. Способ по п.21, в котором обедненный CO2 поток нагревают во втором теплообменнике посредством сжигания одного или более окислителей и второго топлива.
- 24. Способ по п.23, в котором второе топливо содержит водород.
- 25. Способ по п.15, дополнительно включающий генерирование пара в теплоутилизационном парогенераторе с использованием тепла от обедненного CO2 потока.
- 26. Способ по п.14, дополнительно включающий генерирование пара в теплоутилизационном парогенераторе с использованием тепла от обогащенного CO2 потока.
- 27. Способ по п.14, дополнительно включающий нагнетание второй части обогащенного CO2 потока в углеводородный резервуар.
- 28. Способ по п.14, дополнительно включающий нагнетание части обедненного CO2 потока в углеводородный резервуар.- 10 030641
Applications Claiming Priority (8)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201161466381P | 2011-03-22 | 2011-03-22 | |
| US201161466385P | 2011-03-22 | 2011-03-22 | |
| US201161466384P | 2011-03-22 | 2011-03-22 | |
| US201161542030P | 2011-09-30 | 2011-09-30 | |
| US201161542031P | 2011-09-30 | 2011-09-30 | |
| US201161542036P | 2011-09-30 | 2011-09-30 | |
| US201161542035P | 2011-09-30 | 2011-09-30 | |
| PCT/US2012/027774 WO2012128926A2 (en) | 2011-03-22 | 2012-03-05 | Systems and methods for carbon dioxide capture and power generation in low emission turbine systems |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201391362A1 EA201391362A1 (ru) | 2014-01-30 |
| EA030641B1 true EA030641B1 (ru) | 2018-09-28 |
Family
ID=46879960
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201890563A EA033564B1 (ru) | 2011-03-22 | 2012-03-05 | Система и способ генерации энергии |
| EA201391362A EA030641B1 (ru) | 2011-03-22 | 2012-03-05 | Система и способ генерации энергии |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201890563A EA033564B1 (ru) | 2011-03-22 | 2012-03-05 | Система и способ генерации энергии |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20140013766A1 (ru) |
| EP (1) | EP2689121B1 (ru) |
| JP (1) | JP6147725B2 (ru) |
| CN (2) | CN107401455A (ru) |
| AR (1) | AR085454A1 (ru) |
| AU (1) | AU2012231389C1 (ru) |
| CA (1) | CA2828339C (ru) |
| EA (2) | EA033564B1 (ru) |
| TW (1) | TW201303143A (ru) |
| WO (1) | WO2012128926A2 (ru) |
Families Citing this family (77)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2718803C (en) | 2008-03-28 | 2016-07-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| CA2934541C (en) | 2008-03-28 | 2018-11-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| US9222671B2 (en) | 2008-10-14 | 2015-12-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for controlling the products of combustion |
| EP2499332B1 (en) | 2009-11-12 | 2017-05-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Integrated system for power generation and method for low emission hydrocarbon recovery with power generation |
| US9903316B2 (en) | 2010-07-02 | 2018-02-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation |
| 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 |
| MY164051A (en) | 2010-07-02 | 2017-11-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
| US9732673B2 (en) | 2010-07-02 | 2017-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler |
| TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
| TWI564474B (zh) | 2011-03-22 | 2017-01-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法 |
| 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 |
| US9284533B2 (en) | 2011-06-24 | 2016-03-15 | Flugen, Inc. | Influenza virus mutants and uses therefor |
| EP2747871B1 (en) | 2011-07-02 | 2017-06-21 | Inventys Thermal Technologies Inc. | System and method for integrated adsorptive gas separation of combustion gases |
| WO2013095829A2 (en) | 2011-12-20 | 2013-06-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced coal-bed methane production |
| US9353682B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-31 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation |
| 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 |
| 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 |
| US10138815B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-11-27 | General Electric Company | System and method for diffusion combustion 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 |
| US9803865B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-10-31 | 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 |
| 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 |
| US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
| 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 |
| US10208677B2 (en) | 2012-12-31 | 2019-02-19 | General Electric Company | Gas turbine load control system |
| CN107008102B (zh) | 2012-12-31 | 2020-05-01 | 英温提斯热力技术有限公司 | 从燃烧气体中集成式分离二氧化碳气体的系统和方法 |
| 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 |
| TW201502356A (zh) | 2013-02-21 | 2015-01-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | 氣渦輪機排氣中氧之減少 |
| US9938861B2 (en) | 2013-02-21 | 2018-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fuel combusting method |
| RU2637609C2 (ru) | 2013-02-28 | 2017-12-05 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система и способ для камеры сгорания турбины |
| CN105008499A (zh) * | 2013-03-08 | 2015-10-28 | 埃克森美孚上游研究公司 | 发电和从甲烷水合物中回收甲烷 |
| US9618261B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
| US20140250945A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Richard A. Huntington | Carbon Dioxide Recovery |
| 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 |
| US9617914B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-11 | General Electric Company | Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation |
| TWI654368B (zh) | 2013-06-28 | 2019-03-21 | 美商艾克頌美孚上游研究公司 | 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體 |
| US9631542B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines |
| US9835089B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-12-05 | General Electric Company | System and method for a fuel nozzle |
| 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 |
| 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 |
| WO2016004963A2 (en) * | 2014-07-08 | 2016-01-14 | Mahran Asmaa Mohamed Mahmoud | Generate electricity from green house gases, depending on their ability to absorb thermal energy (uv rays) emitted by the sun and its heat emission |
| US9819292B2 (en) | 2014-12-31 | 2017-11-14 | General Electric Company | Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine |
| US9869247B2 (en) | 2014-12-31 | 2018-01-16 | General Electric Company | Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US10788212B2 (en) | 2015-01-12 | 2020-09-29 | General Electric Company | System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| US10253690B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-04-09 | 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 |
| US10316746B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-06-11 | 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 |
| US9598993B2 (en) * | 2015-06-19 | 2017-03-21 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated process for CO2 capture and use in thermal power production cycle |
| BR112018003913A2 (pt) | 2015-09-01 | 2018-09-25 | 8 Rivers Capital Llc | sistemas e métodos para produção de energia usando ciclos de co2 embutidos |
| AU2017252755B2 (en) * | 2016-04-21 | 2022-06-16 | 8 Rivers Capital, Llc | Systems and methods for oxidation of hydrocarbon gases |
| US10765994B2 (en) | 2016-06-02 | 2020-09-08 | Nextstream Co2, Llc | System and method of recovering carbon dioxide from an exhaust gas stream |
| US20170350650A1 (en) | 2016-06-02 | 2017-12-07 | General Electric Company | System and method of recovering carbon dioxide from an exhaust gas stream |
| CN108661765B (zh) * | 2018-04-02 | 2020-04-24 | 上海柯来浦能源科技有限公司 | 一种汽车发动机尾气余热回收高效发电系统 |
| CN110080843B (zh) * | 2019-05-28 | 2023-11-10 | 西安热工研究院有限公司 | 一种超临界二氧化碳布雷顿循环工质净化系统及方法 |
| KR20230012609A (ko) * | 2020-05-27 | 2023-01-26 | 엑손모빌 테크놀로지 앤드 엔지니어링 컴퍼니 | 전기 시스템용 용존 가스 함유 액체 냉각제 |
| US20230417187A1 (en) * | 2020-11-17 | 2023-12-28 | University Of Florida Research Foundation | Gas turbine inlet cooling for constant power output |
| CN112483350B (zh) * | 2020-11-26 | 2022-03-01 | 清华四川能源互联网研究院 | 一种压缩空气储能排气综合利用系统和方法 |
| CN216617683U (zh) * | 2022-02-16 | 2022-05-27 | 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 | 涡轮发动机进气冷却系统以及涡轮发动机设备 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070248527A1 (en) * | 2006-04-25 | 2007-10-25 | Spencer Dwain F | Methods and systems for selectively separating co2 from an oxygen combustion gaseous stream |
| US20080104939A1 (en) * | 2006-11-07 | 2008-05-08 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
| US20090218821A1 (en) * | 2007-09-28 | 2009-09-03 | General Electric Company | Low emission turbine system and method |
| US20110000671A1 (en) * | 2008-03-28 | 2011-01-06 | Frank Hershkowitz | Low Emission Power Generation and Hydrocarbon Recovery Systems and Methods |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4498289A (en) * | 1982-12-27 | 1985-02-12 | Ian Osgerby | Carbon dioxide power cycle |
| JPH11264325A (ja) * | 1998-03-18 | 1999-09-28 | Toshiba Corp | 二酸化炭素回収型発電プラント |
| CA2409700C (en) * | 2000-05-12 | 2010-02-09 | Clean Energy Systems, Inc. | Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems |
| US7895872B2 (en) | 2000-10-28 | 2011-03-01 | Purdue Research Foundation | Method of producing nanocrystalline monolithic articles |
| WO2004027220A1 (en) * | 2002-09-17 | 2004-04-01 | Foster Wheeler Energy Corporation | Advanced hybrid coal gasification cycle utilizing a recycled working fluid |
| US7266940B2 (en) * | 2005-07-08 | 2007-09-11 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
| US7634915B2 (en) * | 2005-12-13 | 2009-12-22 | General Electric Company | Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation |
| US7739864B2 (en) * | 2006-11-07 | 2010-06-22 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
| US7827778B2 (en) * | 2006-11-07 | 2010-11-09 | General Electric Company | Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions |
| NO20070476L (no) * | 2007-01-25 | 2008-07-28 | Statoil Asa | Fremgangsmate og anlegg for a forbedre CO2-innfanging fra et gasskraftverk eller et varmekraftverk |
| US20090301054A1 (en) * | 2008-06-04 | 2009-12-10 | Simpson Stanley F | Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat |
| US9222671B2 (en) * | 2008-10-14 | 2015-12-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for controlling the products of combustion |
| JP2011005368A (ja) * | 2009-06-23 | 2011-01-13 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Ｃｏ２回収装置及び方法 |
| CA2689453C (en) | 2009-06-17 | 2012-08-28 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Co2 recovering apparatus and method |
| CN101787930A (zh) * | 2010-01-20 | 2010-07-28 | 北京名都厚德科技有限公司 | 一种基于纯氧或富氧燃烧的燃气轮机热工循环工艺 |
-
2012
- 2012-03-01 TW TW101106765A patent/TW201303143A/zh unknown
- 2012-03-05 CA CA2828339A patent/CA2828339C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-03-05 EA EA201890563A patent/EA033564B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-03-05 US US14/002,625 patent/US20140013766A1/en not_active Abandoned
- 2012-03-05 CN CN201710584204.8A patent/CN107401455A/zh active Pending
- 2012-03-05 EP EP12760282.9A patent/EP2689121B1/en active Active
- 2012-03-05 JP JP2014501098A patent/JP6147725B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2012-03-05 EA EA201391362A patent/EA030641B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-03-05 AU AU2012231389A patent/AU2012231389C1/en not_active Ceased
- 2012-03-05 WO PCT/US2012/027774 patent/WO2012128926A2/en active Application Filing
- 2012-03-05 CN CN201280013784.0A patent/CN103764972A/zh active Pending
- 2012-03-20 AR ARP120100910A patent/AR085454A1/es not_active Application Discontinuation
-
2016
- 2016-11-15 US US15/351,918 patent/US10570793B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070248527A1 (en) * | 2006-04-25 | 2007-10-25 | Spencer Dwain F | Methods and systems for selectively separating co2 from an oxygen combustion gaseous stream |
| US20080104939A1 (en) * | 2006-11-07 | 2008-05-08 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
| US20090218821A1 (en) * | 2007-09-28 | 2009-09-03 | General Electric Company | Low emission turbine system and method |
| US20110000671A1 (en) * | 2008-03-28 | 2011-01-06 | Frank Hershkowitz | Low Emission Power Generation and Hydrocarbon Recovery Systems and Methods |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2689121B1 (en) | 2020-07-29 |
| CN107401455A (zh) | 2017-11-28 |
| EA033564B1 (ru) | 2019-10-31 |
| CA2828339C (en) | 2019-06-04 |
| EP2689121A2 (en) | 2014-01-29 |
| US10570793B2 (en) | 2020-02-25 |
| AU2012231389A1 (en) | 2013-10-03 |
| WO2012128926A3 (en) | 2014-04-24 |
| EP2689121A4 (en) | 2015-05-06 |
| JP2014517181A (ja) | 2014-07-17 |
| JP6147725B2 (ja) | 2017-06-14 |
| EA201890563A3 (ru) | 2019-02-28 |
| CN103764972A (zh) | 2014-04-30 |
| WO2012128926A2 (en) | 2012-09-27 |
| TW201303143A (zh) | 2013-01-16 |
| CA2828339A1 (en) | 2012-09-27 |
| US20170058737A1 (en) | 2017-03-02 |
| US20140013766A1 (en) | 2014-01-16 |
| AU2012231389C1 (en) | 2016-10-13 |
| AU2012231389B2 (en) | 2016-05-12 |
| EA201391362A1 (ru) | 2014-01-30 |
| EA201890563A2 (ru) | 2018-07-31 |
| AR085454A1 (es) | 2013-10-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10570793B2 (en) | Systems and methods for carbon dioxide capture and power generation in low emission turbine systems | |
| JP6153231B2 (ja) | 低エミッションタービンシステムにおける二酸化炭素捕捉システム及び方法 | |
| JP6186650B2 (ja) | 二酸化炭素分離方式を含む低エミッション動力発生システム及び方法 | |
| AU2011271635B2 (en) | Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation | |
| US20140007590A1 (en) | Systems and Methods For Carbon Dioxide Capture In Low Emission Turbine Systems | |
| EA029181B1 (ru) | Система и способ контроля стехиометрического горения в турбинных системах с низкими выбросами | |
| TW201217630A (en) | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |