EA036299B1 - Система и способ генерации мощности с использованием нескольких взаимосвязанных циклов - Google Patents

Система и способ генерации мощности с использованием нескольких взаимосвязанных циклов Download PDF

Info

Publication number
EA036299B1
EA036299B1 EA201890631A EA201890631A EA036299B1 EA 036299 B1 EA036299 B1 EA 036299B1 EA 201890631 A EA201890631 A EA 201890631A EA 201890631 A EA201890631 A EA 201890631A EA 036299 B1 EA036299 B1 EA 036299B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
power generation
cycle
heat
turbine
Prior art date
Application number
EA201890631A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201890631A1 (ru
Inventor
Родни Джон Аллам
Брок Алан Форрест
Original Assignee
8 Риверз Кэпитл, Ллк
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 8 Риверз Кэпитл, Ллк filed Critical 8 Риверз Кэпитл, Ллк
Publication of EA201890631A1 publication Critical patent/EA201890631A1/ru
Publication of EA036299B1 publication Critical patent/EA036299B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/10—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether
    • F01K25/103—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/04—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled condensation heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type
    • 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
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/04—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
    • F02C1/05—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly characterised by the type or source of heat, e.g. using nuclear or solar energy
    • F02C1/06—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly characterised by the type or source of heat, e.g. using nuclear or solar energy using reheated exhaust gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/04—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
    • F02C1/08—Semi-closed cycles
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/34—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
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04006—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit
    • F25J3/04012—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit by compression of warm gaseous streams; details of intake or interstage cooling
    • F25J3/04018—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit by compression of warm gaseous streams; details of intake or interstage cooling of main feed air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04006—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit
    • F25J3/04012—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit by compression of warm gaseous streams; details of intake or interstage cooling
    • F25J3/04024—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit by compression of warm gaseous streams; details of intake or interstage cooling of purified feed air, so-called boosted air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04006—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit
    • F25J3/04109—Arrangements of compressors and /or their drivers
    • F25J3/04115—Arrangements of compressors and /or their drivers characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J3/04133—Electrical motor as the prime mechanical driver
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04006—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit
    • F25J3/04109—Arrangements of compressors and /or their drivers
    • F25J3/04145—Mechanically coupling of different compressors of the air fractionation process to the same driver(s)
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
    • F25J3/04533—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the direct combustion of fuels in a power plant, so-called "oxyfuel combustion"
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04612—Heat exchange integration with process streams, e.g. from the air gas consuming unit
    • F25J3/04618—Heat exchange integration with process streams, e.g. from the air gas consuming unit for cooling an air stream fed to the air fractionation unit
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/60—Fluid transfer
    • F05D2260/61—Removal of CO2
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/06—Adiabatic compressor, i.e. without interstage cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/70—Steam turbine, e.g. used in a Rankine cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/80—Integration in an installation using carbon dioxide, e.g. for EOR, sequestration, refrigeration etc.
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • High Energy & Nuclear Physics (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

Изобретение относится к системам и способам генерации мощности. В частности, цикл генерации мощности, в котором CO2 используется в качестве рабочего тела, может быть объединен со вторым циклом, в котором сжатый CO2 поток из первого цикла генерации мощности может нагреваться и расширяться для выработки дополнительной энергии и обеспечения дополнительного нагрева в указанном ранее цикле генерации мощности.

Description

Область техники
Настоящее изобретение относится к системам и способам генерации мощности, в которых может быть повышена эффективность цикла генерации мощности, использующего циркулирующую текучую среду на основе CO2. В частности, поток сжатого CO2 из цикла генерации мощности может нагреваться от независимого источника и расширяться, производя дополнительную мощность и обеспечивая дополнительный нагрев для цикла генерации мощности.
Уровень техники
Наиболее распространенный в настоящее время цикл генерации мощности с использованием природного газа включает газовую турбину в сочетании с парогенератором-рекуператором. Такая система может быть отнесена к комбинированному циклу на сжигании природного газа, в котором в усовершенствованной системе генерации мощности, работающей по паровому циклу Ренкина (парогенераторрекуператор плюс паровая турбина), используется тепло горячих турбинных выхлопов для получения пара с целью дополнительной генерации мощности. Использование блока, работающего по комбинированному циклу на природном газе, обычно считается эффективным способом генерации мощности на таком топливе. При работе такого блока весь CO2, водяные пары и оксиды азота (NOx), полученные при горении, выбрасываются в атмосферу.
Было показано, что использование CO2 (особенно в сверхкритической форме) в качестве рабочего тела является высокоэффективным способом генерации мощности. См., например, патент US 8596075 на имя Allam и др., содержание которого в полном объеме включено в данное описание в качестве ссылки, и в котором раскрывается использование непосредственно нагретого рабочего тела на основе CO2 в системе генерации мощности, действующей по кислородно-топливному рекуперативному циклу Брайтона практически с нулевыми выбросами любых потоков в атмосферу. Ранее предлагалось применение CO2 в качестве рабочего тела в замкнутом цикле, в котором CO2 многократно сжимается и расширяется для генерации мощности с промежуточным нагревом с использованием побочного источника тепла и одного или нескольких теплообменников. Смотри, например, патент US 8783034 на имя Held.
Для повышения эффективности таких способов генерации мощности привлекались различные средства. Например, производилась оптимизация работы рекуперативного теплообменника путем сжатия горячего газа или использования внешних источников нагрева. Оптимизация CO2 циклов в основном фокусировалась на достижении максимальной выходной мощности турбины. Несмотря на такие попытки в данной области сохраняется потребность в системах и способах генерации мощности с повышенной эффективностью и выходной мощностью при одновременном ограничении или в основном исключении выброса любых потоков (например, CO2, NOx и других связанных с горением продуктов) в атмосферу.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение относится к системам и способам генерации мощности, в которых эффективность цикла генерации мощности с использованием CO2 в качестве рабочего потока может быть максимизирована при одновременном увеличении генерируемой мощности без необходимости в существенных изменениях оборудования, задействованного в цикле генерации мощности. Повышение эффективности может быть осуществлено путем дополнительного нагрева потока рабочего тела сверх нагрева, достижимого за счет рекуперации при внутреннем теплообмене, при этом дополнительный нагрев обеспечивается внешним источником тепла, независимым от цикла генерации мощности. В частности, независимый источник тепла может использоваться для нагрева по меньшей мере части рециркуляционного CO2 потока высокого давления, поступающей из цикла генерации мощности, и нагретый таким образом поток может различными способами возвращаться в цикл генерации мощности, обеспечивая дополнительный нагрев рециркуляционного рабочего CO2 потока. Предпочтительно нагретый таким образом рециркуляционный CO2 поток может расширяться для выработки дополнительной мощности и для приведения нагретого таким образом рециркуляционного CO2 потока в состояние, пригодное для возвращения в основной цикл генерации мощности под давлением, при котором не требуется введения дополнительного оборудования.
Таким образом в некоторых вариантах выполнения настоящее изобретение обеспечивает способ генерации мощности, включающий первый цикл генерации мощности, в котором рециркуляционный CO2 поток подвергается многократному (повторяющемуся) сжатию, нагреву, вовлечению в цикл горения, расширению для выработки мощности и охлаждению; и второй цикл генерации мощности, в котором сжатый CO2 из первого цикла генерации мощности нагревается от источника тепла, независимого от первого цикла генерации мощности, расширяется для выработки мощности и воссоединяется/рекомбинирует с рециркуляционным CO2 потоком в первом цикле генерации мощности. В частности, нагрев, производимый в первом цикле генерации мощности выше по потоку стадии горения, может включать привлечение тепла, сообщенного сжатому рециркуляционному CO2 во втором цикле генерации мощности. Например, нагрев в первом цикле генерации мощности может включать пропускание рециркуляционного CO2 потока через рекуперативный теплообменник во взаимодействии с охлаждающимся выхлопным потоком турбины, и сжатый CO2 поток, нагретый во втором цикле генерации мощности, может пропускаться через рекуперативный теплообменник (или через его определенную часть или блок) для сообщения дополнительного нагрева рециркуляционному CO2 потоку в первом цикле генерации
- 1 036299 мощности. В другом, не служащем ограничением примере первый цикл генерации мощности может включать вспомогательный теплообменник, и сжатый CO2 поток, нагретый во втором цикле генерации мощности, может пропускаться через вспомогательный теплообменник во взаимодействии с частью рециркуляционного CO2 потока в первом цикле генерации мощности и затем эта часть может рекомбинировать с остальной частью рециркуляционного CO2 потока перед, во время или после пропускания через рекуперативный теплообменник.
Источник тепла во втором цикле генерации мощности может содержать любое устройство или комбинацию устройств, выполненных так, чтобы сообщенное потоку тепло было достаточным для получения сжатым CO2 потоком требуемого в соответствии с приведенным описанием количества тепла с нужными свойствами. В качестве не служащего ограничением примера источник тепла во втором цикле генерации мощности может представлять собой один или несколько компонентов из группы, включающей источник, использующий тепло горения, источник тепла, работающий на солнечной энергии, ядерный источник тепла, геотермальный источник тепла и источник сбросового промышленного тепла. Источник тепла может содержать теплообменник, тепловой насос, устройство генерации мощности и любое сочетание различных элементов (например, трубопроводы и т.п.), способных формировать, обеспечивать или доставлять необходимое тепло.
В другом иллюстративном варианте способ генерации мощности согласно настоящему изобретению может включать выполнение первого цикла, включающего: расширение рабочего потока, содержащего рециркуляционный CO2, в первой турбине для выработки первой части мощности; отбор тепла от рабочего потока в рекуперативном теплообменнике; сжатие рабочего потока; повторный нагрев рабочего потока с использованием отобранного тепла в рекуперативном теплообменнике; и перегрев сжатого рабочего потока в камере сгорания. Способ может также включать выполнение вложенного цикла, в котором сжатый рабочий поток из первого цикла нагревается от источника тепла, независимого от камеры сгорания рекуперативного теплообменника, и расширяется во второй турбине для получения второй части мощности. В частности, расширенный рабочий поток из вложенного цикла после сжатия и перед перегревом может использоваться для дополнительного нагрева рабочего потока в первом цикле.
В других вариантах выполнения настоящее изобретение может обеспечивать способы повышения эффективности цикла генерации мощности. В не служащем ограничением варианте такой способ может включать действие цикла генерации мощности таким образом, чтобы сжатый, рециркуляционный CO2 пропускался через камеру сгорания, в которой углеродсодержащее топливо сжигается в присутствии окислителя для получения выходного потока, содержащего рециркуляционный CO2; выходной поток расширялся в турбине для генерации мощности и формирования выхлопного потока турбины, содержащего рециркуляционный CO2; выхлопной поток турбины охлаждался в рекуперативном теплообменнике; охлажденный выхлопной поток турбины пропускался через сепаратор для отделения рециркуляционного CO2; рециркуляционный CO2 сжимался; и сжатый рециркуляционный CO2 нагревался при пропускании через рекуперативный теплообменник от выхлопного потока турбины. Такой способ может также включать добавление дополнительного нагрева сжатого, рециркуляционного CO2 выше уровня нагрева, достижимого от выхлопного потока турбины, при этом дополнительный нагрев обеспечивается за счет отвода части сжатого рециркуляционного CO2, нагрева отведенной части сжатого рециркуляционного CO2 от источника тепла, независимого от цикла генерации мощности, и передачи тепла от отведенного и нагретого сжатого рециркуляционного CO2 остальной части сжатого рециркуляционного CO2 в цикле генерации мощности. Более конкретно, такой способ может включать пропускание отведенного и нагретого сжатого рециркуляционного CO2 через рекуперативный теплообменник, так чтобы в нем передать тепло сжатому рециркуляционному CO2. Альтернативно или дополнительно такой способ может включать пропускание отведенного и нагретого сжатого рециркуляционного CO2 через второй теплообменник для нагрева рециркуляционного бокового CO2 потока, который затем воссоединяется с остальной частью сжатого рециркуляционного CO2 в рекуперативном теплообменнике. В некоторых вариантах выполнения такой способ может включать расширение отведенного и нагретого сжатого рециркуляционного CO2 потока во второй турбине для генерации мощности.
В одном или нескольких вариантах выполнения способ может включать действие первого цикла генерации мощности, в котором рабочий CO2 поток подвергается многократному расширению для выработки мощности, охлаждению, сжатию, нагреву и вовлечению в цикл горения; и действие второго цикла генерации мощности, в котором по меньшей мере часть сжатого рабочего CO2 потока из первого цикла генерации мощности нагревается от источника тепла, независимого от первого цикла генерации мощности, расширяется для выработки мощности и воссоединяется с рабочим CO2 потоком в первом цикле генерации мощности. В частности, такой способ генерации мощности может отличаться тем, что к нему может быть применено одно или несколько из следующих положений: расширение для генерации мощности включает расширение рабочего CO2 потока в первой турбине с выработкой первой части мощности; охлаждение включает отбор тепла от рабочего CO2 потока в рекуперативном теплообменнике; сжатие включает сжатие рабочего CO2 потока по меньшей мере одним компрессором; нагрев включает нагрев рабочего CO2 потока с использованием тепла, отобранного в рекуперативном теплообменнике; участие в процессе горения включает перегрев сжатого рабочего CO2 потока в камере сгорания. В добавле
- 2 036299 ние к вышесказанному способ генерации мощности может быть определен тем, что может применяться любое одно или несколько из следующих положений: нагрев в первом цикле генерации мощности включает получение тепла, сообщенного рабочему CO2 потоку во втором цикле генерации мощности; источник тепла во втором цикле генерации мощности представляет собой один или несколько компонентов из группы, включающей: источник, использующий тепло горения, источник тепла, работающий на солнечной энергии, ядерный источник тепла, геотермальный источник тепла и источник сбросового промышленного тепла; расширенный рабочий поток из второго цикла генерации мощности используется для добавления тепла рабочему CO2 потоку в первом цикле генерации мощности после сжатия и перед участием в процесс горения.
И еще, генерация мощности может определяться тем, что рабочий CO2 поток из второго цикла генерации мощности, который воссоединяется с рабочим потоком в первом цикле генерации мощности, представляет собой один или несколько компонентов из группы, содержащей входной поток после охлаждения и перед сжатием в первом цикле генерации мощности; входной поток после сжатия и перед нагревом; входной поток в процессе нагрева в первом цикле генерации мощности.
В других вариантах выполнения настоящее изобретение может также обеспечивать системы генерации мощности. В частных вариантах выполнения система генерации мощности может содержать компрессор, выполненный с возможностью сжатия CO2 потока до давления по меньшей мере 100 бар (10 МПа); камеру сгорания, размещенную ниже по потоку от компрессора; первую турбину ниже по потоку от камеры сгорания и выше по потоку от компрессора; первый теплообменник, установленный так, чтобы принимать поток из компрессора и принимать отдельный поток из турбины, и выполненный с возможностью передачи тепла между потоками; вторую турбину ниже по потоку от компрессора; и второй теплообменник, установленный так, чтобы принимать поток от компрессора и принимать отдельный поток от источника тепла.
В некоторых вариантах выполнения внешний источник тепла (например, газовая турбина) может быть интегрирован с энергосистемой, в которой CO2 используется в качестве рабочего тела. В некоторых вариантах выполнения поток, полученный от внешнего источника тепла (например, выхлопной поток газовой турбины), может охлаждаться, нагревая CO2 поток высокого давления. Опционально, поток, полученный от внешнего источника тепла, может дополнительно нагреваться при горении углеродсодержащего топлива. В некоторых вариантах выполнения рециркуляционный CO2 поток высокого давления, нагретый от внешнего источника тепла, может расширяться в генерирующей мощность турбине. Выхлопной поток турбины может быть сконфигурирован так, чтобы давление в нем соответствовало входному, промежуточному или выходному давлению рециркуляционного CO2 компрессора в автономном цикле генерации мощности (например, в цикле Аллама, описанном в примере), в то время как входное давление турбины может соответствовать выходному давлению CO2 насоса в автономном цикле генерации мощности. В некоторых вариантах выполнения рециркуляционный CO2 поток высокого давления, нагретый от внешнего источника тепла, может иметь температуру приблизительно от 400 до приблизительно 1500°С, предпочтительно приблизительно от 700 до приблизительно 1300°С. Обеспечение нагрева в таком температурном диапазоне может быть особо предпочтительным для реализации описанных усовершенствований.
В других вариантах выполнения выхлопной поток вспомогательной турбины с повышенной температурой может использоваться для обеспечения дополнительного тепла, требуемого для нагрева CO2 в температурном диапазоне от окружающей среды до 500°С, в связи с намного более высокой удельной теплоемкостью CO2 в диапазоне давлений приблизительно от 200 бар (20 МПа) до приблизительно 400 бар (40 МПа) по сравнению с удельной теплоемкостью при температурах выше 500°С. Такое добавление тепла в низкотемпературном диапазоне может быть, в частности, получено от тепла, сообщенного рециркуляционному CO2 потоку высокого давления, как здесь описано. Хотя добавление тепла в низкотемпературном диапазоне может быть полезным для повышения эффективности цикла горения, это добавление тепла в низкотемпературном диапазоне не обязательно должно комбинироваться с добавлением тепла в более высоком температурном диапазоне. При необходимости, в дополнительном нагреве рециркуляционных CO2 потоков в температурном диапазоне ниже 250°С может предпочтительно использоваться тепло, полученное от работающего в адиабатическом режиме главного воздушного компрессора установки криогенного разделения воздуха, обеспечивающей кислород, требуемый для системы.
Раскрытые системы и способы в некоторых вариантах выполнения имеют преимущество в том, что обеспечивают возможность объединения систем, так чтобы один или несколько компонентов оборудования могли использоваться совместно. Такое объединение может предоставить несколько преимуществ, включая обеспечение повышенной выработки энергии и обеспечение снижения капитальных затрат на увеличенную мощность в кВт. Кроме того, такие объединения не обязательно ограничены определенными перекрывающимися температурными диапазонами работы. Напротив, система, действующая в любом температурном диапазоне, может с большой пользой объединяться с циклом генерации мощности, в котором в качестве рабочего потока используется CO2 (как в общем здесь описано), и тем самым достигать описанных усовершенствований.
- 3 036299
Краткое описание чертежей
Далее изобретение рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показано:
на фиг. 1 - блок-схема иллюстративных системы и способа генерации мощности согласно настоящему изобретению;
на фиг. 2 - блок-схема системы и способа генерации мощности, объединяющая газовую турбину и CO2 цикл согласно иллюстративным вариантам выполнения изобретения.
Подробное описание осуществления изобретения
Изложенная сущность изобретения далее будет описана более полно со ссылкой на иллюстративные варианты его осуществления. Эти варианты выполнения представлены так, чтобы данное описание было законченным и исчерпывающим, полностью раскрывая объем изобретения специалисту в данной области техники. Действительно, сущность изобретения может быть реализована во многих различных вариантах и не должна рассматриваться как ограниченная приведенными ниже вариантами выполнения, тем более что эти варианты представлены так, чтобы данное описание удовлетворяло всем действующим нормативным требованиям. В приведенном описании и в приложенной формуле изобретения использование форм единственного числа включает множественность объектов до тех пор, пока не оговорено иное.
Настоящее изобретение обеспечивает системы и способы, в которых первый цикл генерации мощности, использующий CO2 в качестве рабочего потока, может быть объединен со вторым или вложенным циклом генерации мощности, в котором по меньшей мере часть того же рабочего CO2 потока может дополнительно обрабатываться с генерацией в результате дополнительной мощности и (или) выработкой тепла. В таких системах и способах может быть достигнута высокая эффективность, в частности может быть улучшен рекуперативный теплообмен в первом цикле генерации мощности при одновременной выработке дополнительной мощности. Дополнительные действия во втором цикле генерации мощности могут включать нагрев от источника тепла, независимого от поступления тепла в первом цикле генерации мощности. Сочетание второго цикла генерации мощности с первым циклом генерации мощности может иметь то преимущество, по меньшей мере частичное, что один или несколько узлов оборудования могут использоваться в обоих циклах. Например, компрессор, используемый в первом цикле генерации мощности, может также использоваться как компрессор во втором цикле генерации мощности. Поэтому настоящее изобретение может отличаться сочетанием по меньшей мере одного CO2 потока с прямым подогревом и по меньшей мере одного опосредованно нагретого CO2 потока, для которых совместно используется одна турбинная установка для обеспечения преимущества, заключающегося, по меньшей мере, в повышении выходной мощности при одновременной оптимизации конструкции рекуперативного теплообменника. В некоторых вариантах выполнения опосредованно нагреваемый CO2 поток включает по меньшей мере часть CO2 из потока с прямым подогревом. Соответственно единый рециркуляционный CO2 поток может подвергаться сжатию для формирования потока высокого давления, разделяться на поток с опосредованным подогревом и поток с прямым подогревом и затем снова объединяться после соответствующих стадий нагрева. Альтернативно, единый рециркуляционный CO2 поток может сжиматься для формирования потока высокого давления, часть рециркуляционного CO2 потока высокого давления может опосредованно нагреваться, и этот опосредованно нагретый CO2 поток может объединяться с оставшейся частью рециркуляционного CO2 потока для формирования общего рециркуляционного CO2 потока, подвергаемого непосредственному нагреву.
В некоторых вариантах выполнения поток высокого давления из первого цикла генерации мощности (например, рециркуляционный CO2 поток высокого давления) может нагреваться независимым источником тепла во втором цикле генерации мощности. Нагретый поток может затем подаваться в устройство расширения, выполненное с возможностью генерации мощности. После этого расширенный поток может поступать обратно в первый цикл генерации мощности, что предпочтительно может создавать дополнительный нагрев в первом цикле генерации мощности сверх рекуперативного нагрева от охлаждающегося выхлопного потока турбины. Давление на выходе устройства расширения во втором цикле генерации мощности может быть подобрано таким образом, чтобы расширенный поток мог вводиться в первый цикл генерации мощности под соответствующим давлением в точке введения. Такой дополнительный нагрев в первом цикле генерации мощности может производиться различными способами. Например, расширенный поток из второго цикла генерации мощности может использоваться (частично или полностью) непосредственно как поток нагрева в рекуперативном теплообменнике, в котором рециркуляционный CO2 поток высокого давления повторно нагревается перед вводом в камеру сгорания в первом цикле генерации мощности. Альтернативно расширенный поток из второго цикла генерации мощности может использоваться опосредованно - например, как поток нагрева в дополнительном теплообменнике, при этом для использования в качестве потока нагрева в рекуперативном теплообменнике нагревается отдельный поток.
Цикл генерации мощности, используемый как первый цикл генерации мощности, согласно настоящему изобретению может включать любую систему и способ, в которых в рабочем потоке используется CO2 (в частности, сверхкритический CO2 или sCO2). Как не служащий ограничением пример можно привести в полном объеме введенный в данное описание в качестве ссылки патент US 8596075 на имя Allam
- 4 036299 и др., в котором описываются система и способ, в которых рециркуляционный CO2 поток нагревается напрямую и используется в генерации мощности. В частности, рециркуляционный CO2 поток, сформированный при высокой температуре и высоком давлении, подается в камеру сгорания, в которой углеродосодержащее топливо сжигается в атмосфере кислорода, расширяется в турбине, вырабатывая мощность, охлаждается в теплообменнике, очищается для удаления воды и других примесей, сжимается, нагревается повторно с использованием тепла, отобранного от турбинных выхлопов, и снова направляется в камеру сгорания, повторяя цикл. Такие система и способ обладают тем преимуществом, что все топливо и образовавшиеся при горении загрязняющие примеси, избыточный CO2 и вода удаляются в виде жидкой или твердой фракции (например, пепла), и фактически отсутствует выброс в атмосферу какихнибудь потоков. Эффективность системы и способа повышается, например, за счет подвода низкотемпературного тепла (то есть с температурой ниже 500°С) после повторного сжатия рециркуляционного CO2 потока и перед камерой сгорания.
Цикл генерации мощности, используемый как первый цикл генерации мощности, может включать больше или меньше стадий, чем описано выше, и может в общем случае включать цикл, в котором рециркуляционный CO2 поток высокого давления расширяется для выработки мощности и снова рециркулируется для дальнейшей генерации мощности. Применительно к данному описанию рециркуляционный CO2 поток высокого давления может иметь давление по меньшей мере 100 бар (10 МПа), по меньшей мере 200 бар (20 МПа) или по меньшей мере 300 бар (30 МПа). В некоторых вариантах выполнения рециркуляционный CO2 поток высокого давления может иметь давление приблизительно от 100 бар (10 МПа) до приблизительно 500 бар (50 МПа), приблизительно от 150 бар (15 МПа) до приблизительно 450 бар (45 МПа) или приблизительно от 200 бар (20 МПа) до приблизительно 400 бар (40 МПа). Соответственно при ссылке на рециркуляционный CO2 поток высокого давления может иметься в виду CO2 поток под давлением, лежащим в указанных диапазонах. Такие значения давлений относятся также к другим описанным потокам высокого давления, например к рабочему потоку высокого давления, содержащему CO2.
В некоторых вариантах выполнения способ генерации мощности согласно настоящему изобретению может включать сочетание первого цикла генерации мощности со вторым циклом генерации мощности. В частности первый цикл генерации мощности может представлять собой цикл, в котором рециркуляционный CO2 поток подвергается повторному сжатию, нагреванию, участию в горении, расширению для выработки энергии и охлаждению. Второй цикл генерации мощности может быть циклом, в котором сжатый рециркуляционный CO2 из первого цикла генерации мощности нагревается от источника тепла, не связанного с первым циклом генерации мощности, расширяется для генерации мощности и воссоединяется с рециркуляционным CO2 потоком в первом цикле генерации мощности.
В качестве не служащего ограничением примера на фиг. 1 проиллюстрированы система 100 генерации мощности и способ ее использования. В данном случае первый цикл 110 генерации мощности включает камеру 115 сгорания, в которой подводимое углеродосодержащее топливо 112 и подводимый окислитель 114 сжигаются в присутствии рециркуляционного CO2 потока 143, формируя высокотемпературный поток 117 продуктов горения, расширяющийся в турбине 120 для выработки мощности в генераторе 145.
Выхлопной высокотемпературный поток 122 из турбины 120 охлаждается в рекуперативном теплообменнике 125, создавая низкотемпературный CO2 поток 127 низкого давления, который пропускается через сепаратор 130, на выходе из которого формируются конденсированные продукты 132 (например, вода) и в основном чистый рециркуляционный CO2 поток. В основном чистый рециркуляционный CO2 поток 133 сжимается в компрессоре 135 для формирования рециркуляционного CO2 потока 137 высокого давления, который разделяется на рециркуляционный CO2 поток 138 первой части и рециркуляционный CO2 поток 151 второй части. Рециркуляционный CO2 поток первой части направляется в рекуперативный теплообменник 125, в котором он нагревается от охлаждающегося выхлопного потока 122 турбины.
Второй цикл 150 генерации мощности включает источник 160 тепла, которым может быть, например, газовая турбина, вырабатывающая высокотемпературный выхлопной поток 162 высокого давления. Нагретый выхлопной поток 162 пропускается через теплообменник 155, в котором он охлаждается, нагревая рециркуляционный CO2 поток 151 второй части, отведенный из первого цикла 110 генерации мощности. Хотя источник 160 тепла показан как один элемент, понятно, что может использоваться группа источников тепла. Например, могут использоваться две или несколько газовых турбин параллельно или комбинация различных типов источников тепла (например, газовая турбина в сочетании с источником сбросного тепла). Охлажденный поток 157 с выхода теплообменника 155 может быть, как показано, выведен в атмосферу. В других вариантах выполнения охлажденный поток может быть направлен на одну или несколько стадий обработки, и (или) охлажденный поток 157 может быть возвращен в источник 160 тепла для повторного нагревания.
Источником 160 тепла может быть любой источник, выполненный с возможностью обеспечения потока с достаточно высокой температурой. В частности, источник тепла может отличаться тем, что он независим от первого цикла генерации мощности. Независимым источником тепла может быть источник тепла, внешний по отношению к циклу генерации мощности и, следовательно, не принимающий участия
- 5 036299 в этом цикле. Например, на фиг. 1 показана одна камера 115 сгорания. Можно представить, что введение второй камеры сгорания послужило бы дополнительным источником тепла, но не считалось бы внешним источником тепла или источником тепла, независимым от цикла генерации мощности, так как вторая камера сгорания непосредственно нагревала бы рециркуляционный поток и выработка тепла за счет горения непосредственно влияла бы на рабочие параметры других элементов цикла генерации мощности. Как видно на фиг. 1, источник 160 тепла независим от первого цикла 110 генерации мощности, так как рециркуляционный CO2 поток никогда не нагревается непосредственно источником 160 тепла. Скорее источник 160 тепла обеспечивает нагрев, непосредственно добавляемый рециркуляционному CO2 потоку противотоком, идущим через теплообменник 155. В качестве не служащих ограничением примеров независимых источников тепла, обеспечивающих опосредованный нагрев рециркуляционного CO2 потока, могут быть один или несколько действующих на сжигании топлива источников тепла (например, газовых турбин), источник тепла, работающий на солнечной энергии, ядерный источник тепла, геотермальный источник тепла или источник сбросового промышленного тепла. В дополнительных вариантах выполнения изобретения энергия может подаваться от источника, который, по существу, не нагревательный, но который объединен с теплогенерирующим элементом. Например, вращающийся элемент (например, ветряная турбина) может быть соединен с тепловым насосом.
Возвращаясь к фиг. 1, можно видеть, что после нагрева в теплообменнике 155 рециркуляционный CO2 поток 141 второй части расширяется в турбине 165, вырабатывая мощность вместе с генератором 170. Выхлопной поток 142 турбины может использоваться различными способами для сообщения дополнительного нагрева рециркуляционному CO2 потоку 138 первой части. Как показано на фиг. 1, выхлопной поток 142 турбины пропускается через рекуперативный теплообменник 125 для дополнительного нагрева рециркуляционного CO2 потока первой части. Хотя выхлопной поток 142 турбины показан поступающим на горячий край теплообменника, понятно, что этот выхлопной поток 142 турбины может вводиться в рекуперативный теплообменник 125 при соответствующем уровне нагрева, основанном на истинной температуре потока 142. Кроме того, в некоторых вариантах выполнения выхлопной поток 142 турбины может не возвращаться в теплообменник 125. Предпочтительнее поток 142 может вводиться в рециркуляционный CO2 поток 133, или в рециркуляционный CO2 поток 127, или в оба потока. Хотя показан один рекуперативный теплообменник 125, может использоваться группа рекуперативных теплообменников, работающих в разных температурных диапазонах, и поток 142 может вводиться в любые один или несколько теплообменников из указанной группы.
В других вариантах выполнения выхлопной поток 142 турбины может объединяться с рециркуляционным CO2 потоком 138 первой части перед его вводом в рекуперативный теплообменник 125. В таких вариантах выполнения может обеспечиваться, например, дополнительное сжатие рециркуляционного CO2 потока 151 первой части и(или) нагретого рециркуляционного CO2 потока 141 второй части.
В других дополнительных вариантах выполнения выхлопной поток 142 турбины может проходить через отдельный теплообменник (на фиг. 1 не показан). Рециркуляционный CO2 поток 138 первой части может пропускаться через отдельный теплообменник перед его вводом в рекуперативный теплообменник. Отводной поток от рециркуляционного CO2 потока 138 первой части, отобранный при его прохождении через рекуперативный теплообменник в соответствующем температурном диапазоне, может быть выведен и пропущен через отдельный теплообменник, и этот нагретый отводной поток может быть снова объединен с рециркуляционный CO2 потоком первой части в соответствующем диапазоне подогрева. Весь нагретый рециркуляционный CO2 поток 143 или его часть после рекуперативного теплообменника 125 могут быть пропущены через отдельный теплообменник. В этих иллюстративных вариантах выполнения тепло, обеспечиваемое во втором цикле 150 генерации мощности, сообщает дополнительный нагрев рециркуляционному CO2 потоку 138 первой части, выходящий за предельный нагрев, которого можно достичь только от потока 122 выхлопов турбины. Затем нагретый рециркуляционный CO2 поток 143 вводится в камеру 115 сгорания.
Выхлопной поток 142 турбины из второго цикла 150 генерации мощности охлаждается при пропускании через рекуперативный теплообменник 125 и выходит с его холодного края как рециркуляционный CO2 поток 144, который, как показано, воссоединяется с в основном чистым рециркуляционным CO2 потоком 133, выходящим из сепаратора 130. Предпочтительно турбина 165 во втором цикле 150 генерации мощности может действовать при достаточной степени расширения, так чтобы давление в выхлопном потоке 142 турбины было, по существу, близким к требуемому давлению в точке первого цикла генерации мощности, где происходит рекомбинация рециркуляционного CO2 потока. В некоторых вариантах выполнения рециркуляционный CO2 поток 144, выходящий из рекуперативного теплообменника 125, может иметь температуру, при которой желательно дополнительное охлаждение. Такое охлаждение может происходить, например, в сепараторе 130 при воссоединении рециркуляционного CO2 потока 144 с потоком 127 низкого давления. Альтернативно, рециркуляционный CO2 поток 144 может проходить через дополнительный холодильник (на фиг. 1 не показан).
Дополнительное тепло, обеспечиваемое вторым циклом генерации мощности, как показано в приведенном выше примере, может быть особенно полезно для снижения или устранения температурной разницы, которая в другом случае образуется на горячем краю рекуперативного теплообменника из-за
- 6 036299 различной удельной теплоемкости турбинных выхлопов, поступающих в рекуперативный теплообменник, и рециркуляционного CO2 потока, выходящего из рекуперативного теплообменника. Излагаемые системы и способы ориентированы на достижение такого преимущества за счет обеспечения необходимого количества и параметров тепла для дополнительного нагрева. На основе знания расхода, давления и температуры рециркуляционного CO2 потока, поступающего в турбину во второй системе генерации мощности, может быть выбрана степень расширения, позволяющая рециркуляционному CO2 потоку, выходящему из турбины во втором цикле генерации мощности, обеспечивать минимальное количество тепла и температуру, необходимые для рекуперативного теплообменника в первом цикле генерации мощности.
Описанные выше система и способ создают термодинамический замкнутый контур, вложенный в первый цикл генерации мощности. Газовая смесь во вложенном цикле имеет возможность взаимодействовать с нагретым непосредственно рециркуляционным CO2 потоком, так как оба цикла могут совместно использовать насосное оборудование, а также, при необходимости, конденсационное оборудование. Например, хотя поток 144 на фиг. 1 показан объединенным с потоком 133, он альтернативно может объединяться с потоком 127 перед поступлением в сепаратор 130 и(или) перед поступлением в конденсационный аппарат (на фиг. 1 не показан).
Как первый цикл генерации мощности, так и второй цикл генерации мощности могут выполняться независимо друг от друга для выработки энергии. Однако их объединение дает определенные преимущества. В первом цикле генерации мощности, таком как показанный на фиг. 1, преимущество заключается в возможности рекуперации значительного количества тепла турбинных выхлопов для использования при повторном нагреве рециркуляционного CO2 потока после его сжатия и перед поступлением в камеру сгорания. Однако эффективность может быть ограничена способностью добавления количества тепла, достаточного для увеличения температуры рециркуляционного CO2 потока, выходящего с горячего края рекуперативного теплообменника, до значения, достаточно близкого к температуре турбинных выхлопов, поступающих на горячий край рекуперативного теплообменника. Необходимость во введении дополнительного нагрева установлена в патенте US 8596075 на имя Allam и др., где также определены различные источники низкотемпературного тепла (например, с температурой менее приблизительно 500°С). Настоящее изобретение еще более усовершенствует такие системы и способы тем, что может использоваться внешний источник тепла (то есть тепла, полностью независимого от первого цикла генерации мощности) для обеспечения дополнительного нагрева, необходимого для достижения требуемой эффективности работы рекуператора, при одновременном обеспечении значительного увеличения выработки энергии без необходимости в существенных изменениях исходного оборудования в первом цикле генерации мощности. В частных вариантах выполнения настоящее изобретение конкретно обеспечивает объединение существующих энергетических установок/оборудования в цикл генерации мощности, в котором в качестве рабочего потока используется рециркуляционный CO2 поток.
В некоторых вариантах выполнения представленные системы и способы могут быть приспособлены для повышения эффективности цикла генерации мощности. Для этого цикл генерации мощности может быть задействован по другому по сравнению с описанным первым циклом генерации мощности. Цикл генерации мощности с повышенной эффективностью, как правило, может включать в себя любой цикл генерации мощности, в котором содержащее CO2 рабочее тело повторно циркулирует по меньшей мере через стадии сжатия, нагрева, расширения и охлаждения. В различных вариантах выполнения цикл генерации мощности, эффективность которого может быть повышена, может включать комбинацию следующих стадий:
сжигание углеродсодержащего топлива с окислителем в присутствии рециркуляционного CO2 потока для создания потока продуктов горения с температурой по меньшей мере приблизительно 500°С или по меньшей мере приблизительно 700°С (например, приблизительно от 500 до приблизительно 2000°С или приблизительно от 600 до приблизительно 1500°С) и давлением по меньшей мере приблизительно 100 бар (10 МПа) или по меньшей мере приблизительно 200 бар (20 МПа) (например, приблизительно от 100 бар (10 МПа) до приблизительно 500 бар (50 МПа) или приблизительно от 150 бар (15 МПа) до приблизительно 400 бар (40 МПа));
расширение рециркуляционного CO2 потока высокого давления в турбине для генерации мощности;
охлаждение высокотемпературного рециркуляционного CO2 потока (под давлением, например, указанным выше), в частности выхлопного потока турбины, в рекуперативном теплообменнике;
конденсация одного или нескольких продуктов горения (например, воды) в конденсационном аппарате, при этом продукты горения присутствуют, в частности, в расширенном потоке продуктов горения;
сжатие рециркуляционного CO2 потока до высокого давления (например, до давления, указанного выше), опционально выполняемое в несколько стадий с промежуточным охлаждением для повышения плотности потока; и нагрев сжатого рециркуляционного CO2 потока в рекуперативном теплообменнике, в частности нагрев от охлаждающегося выхлопного потока турбины.
Как отмечено выше, повышенной эффективности цикла генерации мощности можно достичь, в частности, за счет введения дополнительного нагрева (например, в рекуперативном теплообменнике) сжа- 7 036299 того рециркуляционного CO2 выше уровня, достижимого при нагреве от выхлопного потока турбины. В настоящем изобретении такой дополнительный нагрев достигается путем использования части рециркуляционного CO2 потока из цикла генерации мощности.
Предпочтительно вложенный цикл может добавляться к циклу генерации мощности с использованием, по меньшей мере, того же компрессорного оборудования, которое используется в цикле генерации мощности. В частности, дополнительный нагрев может обеспечиваться за счет отвода части сжатого рециркуляционного CO2, нагрева отведенной части сжатого рециркуляционного CO2 от источника тепла, независимого от цикла генерации мощности, и передачи тепла от отведенного и нагретого сжатого рециркуляционного CO2 остальной части сжатого рециркуляционного CO2 в цикле генерации мощности. Таким образом, вложенный цикл может быть в основном аналогичным второму циклу генерации мощности, описанному в связи с фиг. 1.
В других вариантах выполнения настоящее изобретение относится также к системам генерации мощности. В частности, такие системы могут содержать один или несколько насосов или компрессоров, выполненных с возможностью сжатия CO2 потока до высокого давления, как описано. Системы могут содержать один или несколько пневмораспределителей или делителей, выполненных с возможностью разделения сжатого CO2 потока по меньшей мере на CO2 поток первой части и CO2 поток второй части. Системы могут содержать первый теплообменник (или теплообменный блок, содержащий группу секций), выполненный с возможностью нагрева CO2 потока первой части от высокотемпературного выхлопного потока турбины, и второй теплообменник, выполненный с возможностью нагрева CO2 потока второй части от нагретого потока, поступающего от внешнего (или независимого) источника тепла.
Системы могут содержать первую турбину, выполненную с возможностью расширения CO2 потока первой части для генерации мощности, и вторую турбину, выполненную с возможностью расширения CO2 потока второй части для генерации мощности. Системы могут содержать один или несколько передаточных элементов, выполненных с возможностью передачи тепла от нагретого CO2 потока второй части CO2 потоку первой части. Системы могут содержать камеры сгорания, выполненные с возможностью сжигания углеродсодержащего топлива в окислителе в присутствии CO2 потока первой части.
Согласно настоящему изобретению системы могут отличаться по конфигурации как основная система генерации мощности и вспомогательная система генерации мощности, каждая из которых имеет отдельный источник тепла и по меньшей мере один совместно используемый компрессорный элемент (и опционально по меньшей мере один совместно используемый конденсационный элемент). Например, согласно настоящему изобретению система может включать основную систему генерации мощности, содержащую компрессор, выполненный с возможностью сжатия CO2 потока до высокого давления, как описано, первую турбину, установленную ниже по потоку камеры сгорания и выше по потоку компрессора, и первый теплообменник, помещенный так, чтобы принимать поток из компрессора и принимать отдельный поток из турбины. Опционально ниже по потоку первого теплообменника и выше по потоку компрессора может быть установлен сепаратор. Как дополнительная опция еще компрессор может быть установлен выше по потоку упомянутого компрессора и ниже по потоку первого теплообменника. Согласно настоящему изобретению система может также включать вспомогательную систему генерации мощности, содержащую компрессор из основной системы генерации мощности, вторую турбину, установленную ниже по потоку компрессора, и второй теплообменник, размещенный так, чтобы принимать поток из компрессора и принимать отдельный поток от внешнего (или независимого) источника тепла. Эта система может также содержать один или несколько пневмораспределителей или делителей, размещенных ниже по потоку компрессора и выше по потоку первого теплообменника и второго теплообменника.
Пример.
Варианты выполнения настоящего изобретения дополнительно проиллюстрированы следующим примером, приведенным для пояснения сущности представленного изобретения и не предназначенным для ограничения его объема. Нижеследующее описывает вариант системы и способа генерации мощности с использованием вложенного CO2 цикла, как показано на фиг. 2.
Цикл генерации мощности промоделирован с учетом комбинации газовой турбины с циклом генерации мощности, в котором используется циркулирующий рабочий CO2 поток, такой как описан в патенте US 8596075 на имя Allam и др., при этом указанный цикл генерации мощности в данном описании далее называется циклом Аллама (Allam cycle). Промышленные газовые турбины представляют собой эффективные, низкозатратные, надежные системы с долгой историей промышленного усовершенствования и, кроме того, широко распространенные по всему миру. Цикл Аллама предлагает приблизительно такую же эффективность, что и комбинированный цикл на природном газе, при одинаковых капитальных затратах, но с преимуществом, заключающимся в улавливании всего CO2, полученного из природного газа, в виде в основном чистого продукта при давлении в трубопроводе, составляющем обычно приблизительно от 100 бар (10 МПа) до приблизительно 200 бар (20 МПа). В иллюстративном варианте выполнения газовая турбина интегрирована с циклом Аллама путем исключения всей энергетической паровой системы установки, работающей по комбинированному циклу на природном газе, и использования горячих выхлопных газов турбины для генерации дополнительной мощности с использованием в качест- 8 036299 ве рабочего тела CO2, поступающего из цикла Аллама, а также обеспечения подачи требуемого низкотемпературного тепла в цикл Аллама для достижения максимальной эффективности. Такое сочетание позволяет поддерживать высокую эффективность интегрированной системы, и в то же время обеспечивать низкие капитальные затраты на кВт проектной мощности. В некоторых вариантах выполнения представленное в настоящем изобретении сочетание может сопровождаться, по существу, незначительным снижением эффективности интегрированной системы. Однако в других вариантах выполнения снижения общей эффективности фактически может не быть. В других вариантах выполнения представленное в настоящем изобретении сочетание может обеспечивать увеличение эффективности интегрированной системы. В различных вариантах выполнения настоящего изобретения благоприятным результатом может быть также снижение капитальных затрат.
Короче говоря, в иллюстративном варианте выполнения горячие выхлопы из газовой турбины пропускают через блок рекуперации тепла, аналогичный паровому генератору рекуперации тепла, в котором нагревается поток CO2 высокого давления (например, от 300 бар (30 МПа) до 500 бар (50 МПа)), отведенный как дополнительный поток из работающих по циклу Аллама блоков компрессии рециркуляционного CO2. Нагретый CO2 пропускается через энергетическую турбину, имеющую давление на выходе, соответствующее входному давлению CO2 насоса в цикле Аллама или входному давлению, или промежуточному давлению компрессора в CO2 цикле. Выходной поток из вспомогательной турбины, имеющий температуру приблизительно от 200 до приблизительно 500°С, затем используется для низкотемпературного нагрева рециркуляционного CO2 потока высокого давления в цикле Аллама, а также дополнительного нагрева, требуемого для теплообменника выхлопов газовой турбины. Опционально может существовать дополнительный подвод низкотемпературного тепла к результирующим CO2 потокам высокого давления за счет адиабатического действия главного воздушного компрессора криогенной кислородной установки. Это высвобождает часть выходного потока вспомогательного устройства расширения для предварительного нагрева всего природного газа, подаваемого в газовую турбину и камеру сгорания цикла Аллама. Опционально температура выхлопов газовой турбины может быть увеличена за счет дополнительного сжигания топливного газа с использованием кислорода, сохранившегося в выхлопах газовой турбины. Это повышает входную температуру и выходную мощность вспомогательной энергетической турбины, так как CO2 поток высокого давления будет нагрет до большей температуры в нагревателе выхлопов газовой турбины. Опционально с использованием выхлопного потока вспомогательной турбины может быть нагрет охлаждающийся поток работающей в цикле Аллама турбины высокого давления при температуре, лежащей в диапазоне приблизительно от 300 до приблизительно 500°С, а не основной выхлопной поток турбины в цикле Аллама. Входная температура вспомогательной газовой турбины может лежать в диапазоне приблизительно от 500 до приблизительно 900°С. Никакого специального внутреннего или пленочного охлаждения, или покрытия турбинных лопаток при таких температурах не потребуется.
Иллюстративный вариант выполнения интегрированной системы представлен на фиг. 2, на которой дан пример схемы, основанной на объединении газовой турбины типа GE7FB и работающей по циклу Аллама энергетической установки, имеющей конкретные параметры, приведенные в табл. 1 ниже (при этом все расчеты основываются на использовании в качестве топливного газа чистого метана (СН4)).
Таблица 1
Параметр Система типа 7FB на комбинированном цикле на природном газе Энергетическая система на цикле Аллама
Полезная выходная мощность 280,3 МВт 298,2 Мвт
Подача тепла от природного газа 488,8 МВт 510,54 МВт
Общий кпд 57,3% 58,41%
Разрежение в устройстве конденсации 43 мм рт. ст. (0,835 psia) -
Мощность газовой турбины 183,15 МВт -
Подача Ог (99,5 мол.% при 30 бар (3 МПа)) - 3546 Мт/день
Выход СО2 (с чистотой 97 мол.% при 150 бар) - 2556 Мт/день
Обращаясь к фиг. 2, можно видеть, что газовая турбина 1 типа GE 7FB, соответствующая требованиям ISO, имеет входной воздушный поток 64, поступающий в компрессор газовой турбины, и поток 3 природного газа, поступающий в камеру 2 сгорания газовой турбины. Газовая турбина вырабатывает 183,15 МВт выходной мощности 6, снимаемой с подсоединенного генератора 5. Выхлопы 4 газовой турбины с температурой 624°С могут нагреваться в топочной камере 26 при сжигании дополнительного потока 27 природного газа с выработкой нагретого потока 28, который пропускается через теплообменник 58 для предварительного нагрева рециркуляционного CO2 потока 38 высокого давления, имеющего давление 305 бар и температуру 50°С, с получением нагретого выходного потока 29 и охлажденного вы
- 9 036299 хлопного потока 34, который может быть выведен в атмосферу. Эффективность всей системы не изменяется при сжигании дополнительного топлива в выхлопах газовой турбины типа 7FB, производимого для увеличения входной температуры вспомогательной турбины 7 высокого давления. Рециркуляционный CO2 поток 38 высокого давления отбирается как дополнительный поток с выхода соединенного с электродвигателем 56 CO2 компрессора 55 цикла Аллама. Турбина 7 соединена с электрогенератором 8, выдающим экспортную мощность 9. В конкретном рассмотренном случае подобрана конкретная турбина с выходным давлением 30 бар (3 МПа) и входным давлением 300 бар (30 МПа). Подвод тепла к выхлопам турбины 7FB в топочной камере 26 составляет 65,7 МВт. Это приводит к тому, что выхлопной поток 4 турбины 7FB нагревается до температуры от 624 до 750°С. Температура выходного потока 66 составляет 457°С, и выходное давление в 30 бар (3 МПа) позволяет этому потоку, пройдя охлаждение, быть повторно сжатым в двухступенчатом CO2 компрессоре 18 цикла Аллама, имеющем входное давление 29 бар (2,9 МПа). Наиболее предпочтительные значения выходных давлений турбины 7 соответствуют входному, промежуточному и выходному давлениям рециркуляционного CO2 компрессора 18, которые лежат в диапазоне от 29 бар (2,9 МПа) на входе до 67 бар (6,7 МПа) - 80 бар (8 МПа) на выходе в зависимости от способности к охлаждению охлаждающей воды/среды.
Выходной поток 66 турбины вводится в систему для предварительного нагрева CO2 потоков высокого давления оптимальным образом. Поток 66 делится на 3 части. Поток 65 поступает в теплообменник 68, где он используется для предварительного нагрева потоков (3a-3, 14а-14 и 27а-27) природного газа до выходной температуры 425 °С, и выходит из него в виде потока 67. Поток 25 поступает в теплообменник 60, где он используется для нагрева CO2 потока 36 с давлением 300 бар (30 МПа) и температурой 50°С, отведенного от выходного потока 35 CO2 насоса 55, с целью формирования охлаждающего потока 62 с температурой 400°С для турбины 17 цикла Аллама, а также внешне нагретого рециркуляционного CO2 потока 59 с температурой 424°С, который направляется в главный теплообменник 61 в промежуточной точке. Поток 30 поступает в охладитель 58 выхлопов турбины 7FB в промежуточной точке и обеспечивает дополнительный нагрев в низкотемпературной секции, выходя как поток 32. Эти три раздельные теплообменные функции выхлопного потока 66 вспомогательной турбины компенсируют значительное увеличение удельной теплоемкости CO2 потока с давлением 300 бар (30 МПа) при низких температурах и охватывают действия, требуемые для общего нагрева CO2 потока высокого давления.
Установка 82 криогенного разделения воздуха выдает поток 49 товарного кислорода с давлением 30 бар (3 МПа) и чистотой 99,5 мол.%. Поток 83 подачи воздуха адиабатически сжимается в осевом компрессоре 69 и соединенном с ним бустерном воздушном компрессоре 70, которые приводятся в действие общим электродвигателем 71. Весь поток подаваемого воздуха сжимается в компрессоре 69 до давления 5,7 бар (0,57 МПа). Выходящий воздух 78 с температурой 226°С используется для нагрева поступающего под давлением 300 бар (30 МПа) CO2 потока 74 от температуры 50°С до температуры 220°С в теплообменнике 73, выдающем выходной поток 75. Последний разделяется на два потока 76 и 77, которые вводятся в промежуточных точках в теплообменники 60 и 58 соответственно, обеспечивая дополнительный подвод тепла самого низкого температурного уровня в процесс нагрева CO2 потоков 38 и 36 высокого давления. Основной поток 80 подачи воздуха и воздушный поток 81 с давлением, повышенным до 65 бар (6,5 МПа), охладившись до температуры, близкой к окружающей, поступают в блок 82 разделения воздуха.
Действующая по циклу Аллама система содержит турбину 17 с соответствующей камерой 13 сгорания, соединенную с электрогенератором 16, вырабатывающим выходную мощность 15. Поток 11 природного топливного газа сжимается до давления 320 бар (32 МПа) в двухступенчатом компрессоре 12 с приводом от электродвигателя 10. Природный газ предварительно нагревается в теплообменнике 68. Турбина непосредственно соединена с главным компрессором 18 рециркуляционного CO2, имеющим две ступени с промежуточным холодильником 19. Входное давление в линии 21 составляет 29 бар (2,9 МПа), и выходное давление в линии 22 составляет 67 бар (6,7 МПа).
Выходной поток 22 охлаждается почти до температуры окружающей среды в теплообменнике 40, выдающем входной поток 39 CO2 насоса с плотностью приблизительно 0,8 кг/л. Выходной поток насоса создает (кроме главного рециркуляционного CO2 потока 37) дополнительные потоки 36, 38 и 74, используемые для интеграции в систему газовой турбины типа 7FB. Товарный CO2, выработанный при сжигании потока 14 природного газа, отводится под давлением 305 бар (30,5 МПа) в виде потока 84 для направления в трубопроводную магистраль. Блок 61 главного рекуперативного теплообменника цикла Аллама охлаждает выхлопной поток 24 турбины с температурой 725°С до потока 41 с температурой 60°С, который вбирает в себя добавляемый поток 33 системы интеграции газовой турбины 7FB (поток 3 3 представляет собой комбинацию потока 31 из теплообменника 60 и потока 32 из теплообменника 60, а также потока 67 из теплообменника 68). Объединенный поток 42 охлаждается до температуры, близкой к окружающей, в холодильнике 43, образуя поток 44, поступающий в сепаратор 45, где от него отделяется конденсированная жидкая вода, выходящая в виде потока 46. Выходной газовый CO2 поток 47 под давлением 29 бар (2,9 МПа) разделяется на входной поток 21 главного рециркуляционного CO2 компрессора и поток 48, смешивающийся с потоком 49 чистого кислорода, образуя поток 50 окислителя с молярным содержанием O2 25%. Этот последний поток сжимается до давления 305 бар (30,5 МПа) в многоступен- 10 036299 чатом компрессоре 54 (с промежуточным холодильником 54а), приводимом в действие электродвигателем 52. Выходной поток 51 и рециркуляционный CO2 поток 37 нагреваются в теплообменнике 61 до температуры 715°С от выхлопного потока 24 турбины, образуя поток 20, поступающий в камеру 13 сгорания, и поток 23, поступающий в выходной поток камеры сгорания, снижая входную температуру турбины 17 приблизительно до 1150°С.
Иллюстративная интегрированная система включает газовую турбину специальной модели, что приводит к эффективному использованию тепла, заключенного в выхлопах газовой турбины. Могут использоваться большие и меньшие газовые турбины. Значения параметров, относящиеся к приведенной иллюстративной модели турбины, приведены в табл. 2.
Таблица 2
Параметр Интегрированная система
Общая выходная мощность 594,1 МВт
Общая подача тепла от природного газа 1040 МВт
Результирующий кпд 57,131%
Подача О2 (99,5 мол.% при 30 бар (3 МПа)) 3546 Мт/день
Выход СО2 (с чистотой 97 мол.% при 150 бар) 2556 Мт/день
Приведенная в качестве примера система может использоваться для интеграции существующих газотурбинных блоков с открытым циклом и сжатым воздухом окружающей среды в качестве рабочего тела. Она аналогично применима к газовым турбинам с замкнутым циклом, в которых используются кислородно-топливные камеры сгорания и в которых охлажденные турбинные выхлопы используются для ввода в компрессор газовой турбины после удаления выработанного CO2, воды, инертных газов и избыточного кислорода. Для газовых турбин такого типа возможно практически полное удаление CO2 из системы. Для обычных газовых турбин с открытым циклом только CO2, полученный в цикле Аллама, может быть удален для отвода.
Специалист в данной области техники может представить себе множество модификаций и других вариантов выполнения раскрытой в данном описании сущности изобретения, которые будут связаны с этой сущностью изобретения, но будут иметь преимущество, основанное на знании, представленном в приведенном выше описании и сопровождающих чертежах. Поэтому нужно понимать, что настоящее изобретение не должно ограничиваться конкретными описанными вариантами выполнения, и модификации и другие варианты выполнения предназначены для включения в объем прилагаемой формулы изобретения. Хотя в данном описании применены специфические термины, они используются только в обобщенном и описательном смысле и не предназначены для ограничения объема изобретения.

Claims (12)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ генерации мощности, включающий осуществление первого цикла генерации мощности, в котором рабочий CO2 поток подвергается многократному расширению для генерации мощности, охлаждению, сжатию, нагреву и вовлечению в процесс горения; и осуществление второго цикла генерации мощности, в котором по меньшей мере часть сжатого рабочего CO2 потока из первого цикла генерации мощности нагревается от источника тепла, независимого от первого цикла генерации мощности, расширяется для генерации мощности и воссоединяется с рабочим CO2 потоком в первом цикле генерации мощности.
  2. 2. Способ по п.1, в котором при осуществлении первого цикла генерации мощности расширение для генерации мощности включает расширение рабочего CO2 потока в первой турбине с выработкой первой части мощности;
    охлаждение включает отбор тепла от рабочего CO2 потока в рекуперативном теплообменнике;
    сжатие включает сжатие рабочего CO2 потока по меньшей мере одним компрессором;
    нагрев включает нагрев рабочего CO2 потока с использованием отобранного тепла в рекуперативном теплообменнике и процесс горения включает перегрев сжатого рабочего CO2 потока в камере сгорания.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором нагрев в первом цикле генерации мощности включает получение тепла, сообщенного рабочему CO2 потоку во втором цикле генерации мощности.
  4. 4. Способ по п.1 или 2, в котором источник тепла во втором цикле генерации мощности представляет собой один или несколько компонентов из группы, включающей источник, использующий тепло горения, источник тепла, работающий на солнечной энергии, ядерный источник тепла, геотермальный источник тепла и источник сбросового промышленного тепла.
  5. 5. Способ по п.1 или 2, в котором расширенный рабочий поток из второго цикла генерации мощности используют для передачи тепла рабочему CO2 потоку в первом цикле генерации мощности после сжатия и перед процессом горения.
  6. 6. Способ по п.1 или 2, в котором рабочий CO2 поток из второго цикла генерации мощности после воссоединения с рабочим CO2 потоком в первом цикле генерации мощности представляет собой один
    - 11 036299 или несколько компонентов из группы, включающей входной поток после охлаждения и перед сжатием в первом цикле генерации мощности;
    входной поток после сжатия и перед нагревом;
    входной поток в процессе нагрева в первом цикле генерации мощности.
  7. 7. Способ повышения эффективности цикла генерации мощности, включающий осуществление цикла генерации мощности так, что сжатый рециркуляционный CO2 пропускается через камеру сгорания, в которой углеродсодержащее топливо сжигается в присутствии окислителя с получением выходного потока, содержащего рециркуляционный CO2;
    выходной поток расширяется в турбине для генерации мощности и с формированием выхлопного потока турбины, содержащего рециркуляционный CO2;
    выхлопной поток турбины охлаждается в рекуперативном теплообменнике;
    охлажденный выхлопной поток турбины пропускается через сепаратор для отделения рециркуляционного CO2;
    рециркуляционный CO2 сжимается и сжатый рециркуляционный CO2 нагревается при пропускании через упомянутый рекуперативный теплообменник от выхлопного потока турбины; и дополнительный нагрев сжатого, рециркуляционного CO2 выше уровня нагрева, достижимого от выхлопного потока турбины, при этом дополнительный нагрев обеспечивается путем отвода части сжатого рециркуляционного CO2, нагрева отведенной части сжатого рециркуляционного CO2 от источника тепла, независимого от цикла генерации мощности, и передачи тепла от отведенного и нагретого сжатого рециркуляционного CO2 остальной части сжатого рециркуляционного CO2 в цикле генерации мощности.
  8. 8. Способ по п.7, включающий пропускание отведенного и нагретого сжатого рециркуляционного CO2 через рекуперативный теплообменник, так чтобы в нем передать тепло сжатому рециркуляционному CO2.
  9. 9. Способ по п.7, включающий пропускание отведенного и нагретого сжатого рециркуляционного CO2 через второй теплообменник для нагрева рециркуляционного бокового CO2 потока, который затем объединяется с остальной частью сжатого рециркуляционного CO2 в рекуперативном теплообменнике.
  10. 10. Способ по п.7, включающий расширение отведенного и нагретого сжатого рециркуляционного CO2 потока во второй турбине для генерации мощности.
  11. 11. Система генерации мощности, содержащая первый контур/цикл генерации мощности, включающий компрессор, выполненный с возможностью сжатия CO2 потока до давления по меньшей мере приблизительно 100 бар (10 МПа);
    камеру сгорания ниже по потоку от компрессора;
    первую турбину ниже по потоку от камеры сгорания и выше по потоку от компрессора;
    первый теплообменник, установленный так, чтобы принимать поток от компрессора и принимать отдельный поток от турбины, и выполненный с возможностью передачи тепла между этими потоками; и второй контур генерации мощности, включающий вторую турбину ниже по потоку от компрессора и второй теплообменник, установленный так, чтобы принимать поток от компрессора и принимать отдельный поток от источника тепла, при этом выход второй турбины связан по потоку с первым контуром генерации мощности.
  12. 12. Система по п.11, в которой источник тепла для отдельного потока, принимаемого вторым теплообменником, представляет собой один или несколько компонентов из группы, включающей источник, использующий тепло горения, источник тепла, работающий на солнечной энергии, ядерный источник тепла, геотермальный источник тепла и источник сбросового промышленного тепла.
EA201890631A 2015-09-01 2016-08-31 Система и способ генерации мощности с использованием нескольких взаимосвязанных циклов EA036299B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201562212749P 2015-09-01 2015-09-01
PCT/US2016/049667 WO2017040635A1 (en) 2015-09-01 2016-08-31 Systems and methods for power production using nested co2 cycles

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201890631A1 EA201890631A1 (ru) 2018-09-28
EA036299B1 true EA036299B1 (ru) 2020-10-23

Family

ID=56920934

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201890631A EA036299B1 (ru) 2015-09-01 2016-08-31 Система и способ генерации мощности с использованием нескольких взаимосвязанных циклов

Country Status (14)

Country Link
US (2) US10422252B2 (ru)
EP (1) EP3344856B1 (ru)
JP (1) JP6746689B2 (ru)
KR (1) KR20180044377A (ru)
CN (1) CN108368750B (ru)
AU (1) AU2016315932B2 (ru)
BR (1) BR112018003913A2 (ru)
CA (1) CA2996904C (ru)
EA (1) EA036299B1 (ru)
ES (1) ES2794776T3 (ru)
MX (1) MX2018002550A (ru)
MY (1) MY193222A (ru)
PL (1) PL3344856T3 (ru)
WO (1) WO2017040635A1 (ru)

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2017356668B2 (en) 2016-11-09 2023-04-20 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production with integrated production of hydrogen
CN106595363B (zh) * 2016-12-09 2018-10-23 南京工业大学 高温钙循环热化学储能方法及系统
WO2018195182A2 (en) * 2017-04-18 2018-10-25 Moore Jared Thermal hydrogen
GB2563818A (en) * 2017-05-05 2019-01-02 Ceox Ltd Mechanical/electrical power generation system
JP7336433B2 (ja) * 2017-07-20 2023-08-31 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 固体燃料の燃焼及び二酸化炭素の回収を伴う発電のためのシステム及び方法
WO2019043556A1 (en) * 2017-08-28 2019-03-07 8 Rivers Capital, Llc OPTIMIZING THE LOW ENERGY HEAT OF SUPERCRITICAL CO2 POWER CYCLES WITH RECOVERY
US11066298B2 (en) 2017-11-09 2021-07-20 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for production and separation of hydrogen and carbon dioxide
CN112055775B (zh) * 2018-03-02 2023-04-28 八河流资产有限责任公司 利用二氧化碳工作流体的用于功率产生的系统和方法
KR102004700B1 (ko) * 2018-04-23 2019-07-29 고등기술연구원연구조합 순산소 연소형 초임계 이산화탄소 발전 시스템
IT201800005073A1 (it) * 2018-05-04 2019-11-04 Apparato, processo e ciclo termodinamico per la produzione di potenza con recupero di calore
CN109113823A (zh) * 2018-09-18 2019-01-01 西安天弘动力科技有限公司 一种s-co2能源动力转换系统
KR20220020842A (ko) 2019-06-13 2022-02-21 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 추가 생성물들의 공동 발생을 구비하는 동력 생산
JP2022539134A (ja) 2019-06-26 2022-09-07 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 二酸化炭素捕捉、捕捉二酸化炭素を組み込んだ製品又は捕捉二酸化炭素を用いて生成した製品、及びそのような製品と関連付けられる経済的利益
EP4025778A4 (en) * 2019-09-05 2022-11-09 Mulligan, Karl Peter SYSTEMS AND METHODS FOR A PISTON ENGINE INCLUDING A RECIRCULATION SYSTEM USING SUPERCRITICAL CARBON DIOXIDE
CN114981387A (zh) 2019-12-30 2022-08-30 埃克森美孚化学专利公司 具有较少的废气排放的烃热解
WO2021138093A2 (en) 2019-12-30 2021-07-08 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Pyrolysis product compression using co2 loop
US11629647B2 (en) 2020-03-27 2023-04-18 Raytheon Technologies Corporation Supercritical CO2 cycle and integrated auxiliary power for gas turbine engines
US11821699B2 (en) 2020-06-29 2023-11-21 Lummus Technology Llc Heat exchanger hanger system
US11719141B2 (en) 2020-06-29 2023-08-08 Lummus Technology Llc Recuperative heat exchanger system
EP4172478A4 (en) 2020-06-29 2024-08-07 Lummus Technology Inc HEAT EXCHANGER SYSTEM
CN112178977B (zh) * 2020-09-30 2021-10-15 山东大学 一种冷热电三联供系统及方法
US20240263568A1 (en) * 2021-05-12 2024-08-08 Boundary Energy Inc. Systems and methods for generating gas and power
CN113686032B (zh) * 2021-08-31 2022-06-03 南京工业大学 一种氢氧化钙热化学储能反应器及其储能方法
US11691874B2 (en) 2021-11-18 2023-07-04 8 Rivers Capital, Llc Apparatuses and methods for hydrogen production
US12040513B2 (en) 2022-11-18 2024-07-16 Carbon Ventures, Llc Enhancing efficiencies of oxy-combustion power cycles
WO2024121760A1 (en) * 2022-12-06 2024-06-13 8 Rivers Capital, Llc Power production cycle with alternating heat sources

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012003077A1 (en) * 2010-07-02 2012-01-05 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
WO2012128926A2 (en) * 2011-03-22 2012-09-27 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for carbon dioxide capture and power generation in low emission turbine systems
WO2012128928A1 (en) * 2011-03-22 2012-09-27 Exxonmobile Upstream Research Company Systems and methods for carbon dioxide capture in low emission combined turbine systems

Family Cites Families (87)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4499721A (en) * 1979-07-23 1985-02-19 International Power Technology, Inc. Control system for Cheng dual-fluid cycle engine system
US4498289A (en) 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
JPH076399B2 (ja) * 1991-06-28 1995-01-30 株式会社テクニカルアソシエート 密閉サイクル式熱機関
US5345756A (en) 1993-10-20 1994-09-13 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
DE4407619C1 (de) * 1994-03-08 1995-06-08 Entec Recycling Und Industriea Verfahren zur schadstoffarmen Umwandlung fossiler Brennstoffe in technische Arbeit
JP2880925B2 (ja) * 1995-02-20 1999-04-12 株式会社東芝 水素燃焼ガスタービンプラント
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
US5724805A (en) 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
DE69729038T2 (de) 1996-09-20 2005-05-12 Kabushiki Kaisha Toshiba, Kawasaki Kraftwerk mit Trennung und Rückgewinnung von Kohlenstoffdioxid
EP0939199B1 (de) 1998-02-25 2004-03-31 ALSTOM Technology Ltd Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
DK0953748T3 (da) * 1998-04-28 2004-06-07 Alstom Switzerland Ltd Kraftværksanlæg med en CO2-proces
US20030031670A1 (en) 1999-11-08 2003-02-13 Jack R. Wands Diagnosis and treatment of malignant neoplasms
US6196000B1 (en) 2000-01-14 2001-03-06 Thermo Energy Power Systems, Llc Power system with enhanced thermodynamic efficiency and pollution control
US6622470B2 (en) 2000-05-12 2003-09-23 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
DE10064270A1 (de) 2000-12-22 2002-07-11 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage sowie eine diesbezügliche Gasturbinenanlage
EP1432889B1 (de) 2001-10-01 2006-07-12 Alstom Technology Ltd Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
US6871502B2 (en) 2002-02-15 2005-03-29 America Air Liquide, Inc. Optimized power generation system comprising an oxygen-fired combustor integrated with an air separation unit
WO2004046523A2 (en) 2002-11-15 2004-06-03 Clean Energy Systems, Inc. Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation
US6820428B2 (en) * 2003-01-30 2004-11-23 Wylie Inventions Company, Inc. Supercritical combined cycle for generating electric power
US7021063B2 (en) 2003-03-10 2006-04-04 Clean Energy Systems, Inc. Reheat heat exchanger power generation systems
NO321817B1 (no) * 2003-11-06 2006-07-10 Sargas As Renseanlegg for varmekraftverk
EP1858803B1 (en) * 2005-03-14 2016-07-06 Geoffrey Gerald Weedon A process for the production of hydrogen with co-production and capture of carbon dioxide
US7726114B2 (en) * 2005-12-07 2010-06-01 General Electric Company Integrated combustor-heat exchanger and systems for power generation using the same
US7942008B2 (en) * 2006-10-09 2011-05-17 General Electric Company Method and system for reducing power plant emissions
US7685820B2 (en) * 2006-12-08 2010-03-30 United Technologies Corporation Supercritical CO2 turbine for use in solar power plants
US20110185701A1 (en) * 2007-09-28 2011-08-04 Central Research Institute of Electric Power Indus try Turbine equipment and power generating plant
EP2119891B1 (en) * 2008-05-15 2023-09-13 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Control of working fluid flow of a two-shaft gas turbine
DE102008026267A1 (de) * 2008-06-02 2009-12-03 Uhde Gmbh Modifizierter Gas- und Dampfturbinenprozess mit integrierter Kohledruckvergasung
DE102008063055A1 (de) * 2008-12-23 2010-08-05 Uhde Gmbh Verfahren zur Nutzung des aus einem Vergaser stammenden Synthesegases
US20100175385A1 (en) * 2009-01-12 2010-07-15 Plant Adam D Method for Increasing Turndown Capability in an Electric Power Generation System
US8986002B2 (en) 2009-02-26 2015-03-24 8 Rivers Capital, Llc Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
US9068743B2 (en) 2009-02-26 2015-06-30 8 Rivers Capital, LLC & Palmer Labs, LLC Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
US10018115B2 (en) * 2009-02-26 2018-07-10 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
US8596075B2 (en) * 2009-02-26 2013-12-03 Palmer Labs, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
CA2753822C (en) 2009-02-26 2014-02-18 Palmer Labs, Llc Apparatus and method for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system and device
US20100326084A1 (en) * 2009-03-04 2010-12-30 Anderson Roger E Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel
WO2010121255A1 (en) * 2009-04-17 2010-10-21 Echogen Power Systems System and method for managing thermal issues in gas turbine engines
EP2473706B1 (en) * 2009-09-01 2019-04-03 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US8327641B2 (en) 2009-12-01 2012-12-11 General Electric Company System for generation of power using solar energy
US20110138766A1 (en) * 2009-12-15 2011-06-16 General Electric Company System and method of improving emission performance of a gas turbine
KR101775608B1 (ko) * 2010-01-21 2017-09-19 파워다인, 인코포레이티드 탄소질 물질로부터의 스팀의 발생 방법
EP2395205A1 (en) * 2010-06-10 2011-12-14 Alstom Technology Ltd Power Plant with CO2 Capture and Compression
US9410481B2 (en) * 2010-09-21 2016-08-09 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a nitrogen gas working fluid
US20120067054A1 (en) 2010-09-21 2012-03-22 Palmer Labs, Llc High efficiency power production methods, assemblies, and systems
GB2484080A (en) 2010-09-28 2012-04-04 Univ Cranfield Power generation using a pressurised carbon dioxide flow
EP2625405B1 (en) * 2010-10-05 2016-01-20 Alstom Technology Ltd Combined cycle power plant with co2 capture and method to operate it
US8783034B2 (en) 2011-11-07 2014-07-22 Echogen Power Systems, Llc Hot day cycle
CA2824710C (en) * 2011-01-24 2016-09-06 Alstom Technology Ltd. Mixing element for gas turbine units with flue gas recirculation
US9546814B2 (en) 2011-03-16 2017-01-17 8 Rivers Capital, Llc Cryogenic air separation method and system
US9869272B1 (en) * 2011-04-20 2018-01-16 Martin A. Stuart Performance of a transcritical or supercritical CO2 Rankin cycle engine
EP2551477A1 (de) * 2011-07-29 2013-01-30 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und fossilbefeuerte Kraftwerksanlage zur Rückgewinnung eines Kondensats
ES2574263T3 (es) * 2011-11-02 2016-06-16 8 Rivers Capital, Llc Sistema de generación de energía y procedimiento correspondiente
US20130118145A1 (en) 2011-11-11 2013-05-16 8 River Capital, LLC Hybrid fossil fuel and solar heated supercritical carbon dioxide power generating system and method
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
US20130160456A1 (en) * 2011-12-22 2013-06-27 General Electric Company System and method for controlling oxygen emissions from a gas turbine
US20130199150A1 (en) * 2012-02-03 2013-08-08 General Electric Company Steam injection assembly for a combined cycle system
US8776532B2 (en) * 2012-02-11 2014-07-15 Palmer Labs, Llc Partial oxidation reaction with closed cycle quench
KR20140142737A (ko) * 2012-04-02 2014-12-12 파워페이즈 엘엘씨 가스 터빈 엔진을 위한 압축 공기 분사 시스템 방법 및 장치
US20130269334A1 (en) * 2012-04-17 2013-10-17 Chandrashekhar Sonwane Power plant with closed brayton cycle
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
WO2014036258A1 (en) * 2012-08-30 2014-03-06 Enhanced Energy Group LLC Cycle turbine engine power system
WO2014062367A2 (en) * 2012-10-16 2014-04-24 Exxonmobil Upstream Research Company Increasing combustibility of low btu natural gas
GB201218611D0 (en) * 2012-10-17 2012-11-28 Tuyere Ltd Heat engine
US9145795B2 (en) * 2013-05-30 2015-09-29 General Electric Company System and method of waste heat recovery
EP2853718B1 (en) * 2013-09-27 2020-06-24 Ansaldo Energia IP UK Limited Method of exhaust gas treatment for a gas turbine system and exhaust gas treatment assembly
EP2863033B1 (en) * 2013-10-21 2019-12-04 Ansaldo Energia IP UK Limited Gas turbine with flexible air cooling system and method for operating a gas turbine
JP6067535B2 (ja) * 2013-10-24 2017-01-25 株式会社東芝 蒸気タービンプラントの起動方法
US20150113940A1 (en) * 2013-10-25 2015-04-30 Mada Energie Ltd Systems, methods, and devices for liquid air energy storage in conjunction with power generating cycles
KR101485020B1 (ko) * 2013-12-12 2015-01-29 연세대학교 산학협력단 초임계유체 냉각 가스터빈 장치
KR102297668B1 (ko) * 2014-02-26 2021-09-06 페레그린 터빈 테크놀로지스, 엘엘씨 부분 복열 유동 경로를 갖는 동력 발생 시스템 및 방법
JP6359308B2 (ja) * 2014-03-25 2018-07-18 三菱日立パワーシステムズ株式会社 配管の破損検出方法及び装置
TWI691644B (zh) * 2014-07-08 2020-04-21 美商八河資本有限公司 具改良效率之功率生產方法及系統
US9951689B2 (en) * 2014-07-17 2018-04-24 Saudi Arabian Oil Company Integrated calcium looping combined cycle for sour gas applications
EP3614092A1 (en) * 2014-08-22 2020-02-26 Peregrine Turbine Technologies, LLC Heat exchanger for a power generation system
ES2688804T3 (es) * 2014-09-09 2018-11-07 8 Rivers Capital, Llc Producción de dióxido de carbono líquido de baja presión procedente de un sistema de producción de energía y método
WO2016103382A1 (ja) * 2014-12-25 2016-06-30 三菱重工コンプレッサ株式会社 コンバインドサイクルプラント
KR101619135B1 (ko) * 2015-05-08 2016-05-11 한국에너지기술연구원 이젝터 냉동 사이클을 이용한 발전 시스템
EP3106645B1 (en) * 2015-06-15 2018-08-15 Rolls-Royce Corporation Gas turbine engine driven by sco2 cycle with advanced heat rejection
EP3121409B1 (en) * 2015-07-20 2020-03-18 Rolls-Royce Corporation Sectioned gas turbine engine driven by sco2 cycle
EP3153690A1 (en) * 2015-10-08 2017-04-12 Rolls-Royce Corporation All co2 aircraft
US10125641B2 (en) * 2015-11-17 2018-11-13 Exxonmobil Research And Engineering Company Dual integrated PSA for simultaneous power plant emission control and enhanced hydrocarbon recovery
US11359541B2 (en) * 2016-04-21 2022-06-14 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for oxidation of hydrocarbon gases
EP3507556A2 (en) * 2016-08-30 2019-07-10 8 Rivers Capital, LLC Cryogenic air separation method for producing oxygen at high pressures
WO2018051251A1 (en) * 2016-09-13 2018-03-22 8 Rivers Capital, Llc System and method for power production using partial oxidation
EA201991158A1 (ru) * 2016-11-15 2019-12-30 8 Риверз Кэпитл, Ллк Очистка технологического потока от примесей посредством ввода его в контакт с окислителем и водным потоком
US20180171870A1 (en) * 2017-02-17 2018-06-21 Farhad Salek Electrocatalytic system for reducing pullution and fuel consumption
JP7336433B2 (ja) * 2017-07-20 2023-08-31 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 固体燃料の燃焼及び二酸化炭素の回収を伴う発電のためのシステム及び方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012003077A1 (en) * 2010-07-02 2012-01-05 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
WO2012128926A2 (en) * 2011-03-22 2012-09-27 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for carbon dioxide capture and power generation in low emission turbine systems
WO2012128928A1 (en) * 2011-03-22 2012-09-27 Exxonmobile Upstream Research Company Systems and methods for carbon dioxide capture in low emission combined turbine systems

Also Published As

Publication number Publication date
JP2018529047A (ja) 2018-10-04
CN108368750A (zh) 2018-08-03
MX2018002550A (es) 2018-08-15
US10422252B2 (en) 2019-09-24
AU2016315932B2 (en) 2020-04-09
US20190376419A1 (en) 2019-12-12
KR20180044377A (ko) 2018-05-02
JP6746689B2 (ja) 2020-08-26
EA201890631A1 (ru) 2018-09-28
AU2016315932A1 (en) 2018-04-12
MY193222A (en) 2022-09-26
BR112018003913A2 (pt) 2018-09-25
CA2996904C (en) 2021-11-02
EP3344856B1 (en) 2020-05-06
CN108368750B (zh) 2020-08-18
US11174759B2 (en) 2021-11-16
EP3344856A1 (en) 2018-07-11
CA2996904A1 (en) 2017-03-09
US20170058712A1 (en) 2017-03-02
ES2794776T3 (es) 2020-11-19
WO2017040635A1 (en) 2017-03-09
PL3344856T3 (pl) 2020-11-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA036299B1 (ru) Система и способ генерации мощности с использованием нескольких взаимосвязанных циклов
JP7112378B2 (ja) 効率が向上した動力発生方法およびシステム
KR102669709B1 (ko) 회수식 초임계 co2 동력 사이클들의 저등급의 열 최적화
US6684643B2 (en) Process for the operation of a gas turbine plant
RU2665794C1 (ru) Способ и установка для выработки механической и тепловой энергии
CN114382562B (zh) 分流再压缩纯氧燃烧循环系统
Allam et al. Systems and methods for power production using nested CO2 cycles
VanOsdol et al. Using Staged Compression to Increase the System Efficiency of a Coal Based Gas Turbine Fuel Cell Hybrid Power Generation System With Carbon Capture

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 TJ TM RU