EP1776516A1 - Verfahren zur erzeugung von energie in einer eine gasturbine umfassenden energieerzeugungsanlage sowie energieerzeugungsanlage zur durchführung des verfahrens - Google Patents

Verfahren zur erzeugung von energie in einer eine gasturbine umfassenden energieerzeugungsanlage sowie energieerzeugungsanlage zur durchführung des verfahrens

Info

Publication number
EP1776516A1
EP1776516A1 EP05777710A EP05777710A EP1776516A1 EP 1776516 A1 EP1776516 A1 EP 1776516A1 EP 05777710 A EP05777710 A EP 05777710A EP 05777710 A EP05777710 A EP 05777710A EP 1776516 A1 EP1776516 A1 EP 1776516A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
gas
separator
turbine
compressor
gas turbine
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Withdrawn
Application number
EP05777710A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
David John Dr. Abbott
Dominikus Dr. BÜCKER
Timothy Dr. Griffin
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
GE Vernova GmbH
Original Assignee
Alstom Technology AG
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 Alstom Technology AG filed Critical Alstom Technology AG
Publication of EP1776516A1 publication Critical patent/EP1776516A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
    • 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]

Definitions

  • the present invention relates to the field of power generation technology. It relates to a method for generating energy in a gas turbine comprising a power generation plant according to the preamble of An ⁇ claim 1 and a power generation plant for carrying out the Verfah ⁇ rens.
  • CO 2 capture methods In these methods, the CO 2 generated during combustion is removed from the exhaust gases by an absorption process, membranes, refrigeration processes, or combinations thereof.
  • Methods for carbon depletion of the fuel In these methods, the fuel is converted into H 2 and CO 2 before combustion and it is thus possible to trap the carbon content of the fuel before it enters the gas turbine.
  • Oxy-fuel processes with exhaust gas recirculation In these systems, almost pure oxygen is used instead of air as an oxidizing agent, resulting in a flue gas of carbon dioxide and water.
  • the object is achieved by the entirety of the features of claims 1 and 25 ge.
  • the essence of the invention is to provide a CO 2 separation with Section Wegecuring ⁇ tion of the flue gas and at the same time to take measures to compensate for the associated with the CO 2 separation efficiency losses in the gas turbine cycle.
  • a preferred embodiment of the invention is characterized in that the carbon dioxide (CO2) is only partially separated from the circulating gas. Due to the partial separation of the CO2 from the recirculated and compressed flue gas, it is possible to achieve higher CO 2 concentrations and thus an improved separation efficiency.
  • CO2 carbon dioxide
  • Another preferred embodiment is characterized in that air is enriched with oxygen to generate the gas containing the gas turbine supplied to the compressor.
  • the oxygen enrichment improves the CO 2 separation. It would increase the firing temperature, if not at the same time more flue gas recirculated or water or steam would be added.
  • a further preferred embodiment of the invention is characterized in that the expanded flue gas is used before the branching of the partial flow in a Ab ⁇ heat steam generator for generating steam.
  • the oxygen-containing gas is compressed in the compressor in at least two compressor stages connected in series, the oxygen-containing gas is intermediately cooled between the two compressor stages, the recirculated flue gas is added to the oxygen-containing gas before the first compressor stage, and the carbon dioxide (CO 2 ) is separated from the intercooled, oxygen-containing gas prior to entering the second compressor stage.
  • the CO2 separation after intermediate cooling in a multi-stage compressor integrates the partial separation of CO2 into a gas turbine cycle with high efficiency. It can be used derived from the aerospace components that have pressure ratios of about 30 bar, typically 45 bar.
  • the temperatures reached after the intermediate cooling (15 0 C to 100 0 C, best between see 5O 0 C and 6O 0 C) are well suited for standard CO 2 separation, such as CO 2 membrane units.
  • the oxygen-containing gas is passed through a CO 2 separator for separating the carbon dioxide (CO 2 ), and the amount of gas flowing through the CO 2 separator is adjusted by means of an adjustable valve, which is bypassed to CO 2 -Separator is arranged.
  • the valve also serving the control is fully opened during the start-up phase, during the partial load operation or during an emergency shutdown to short-circuit the CO 2 separator.
  • a further improvement results when the branched partial flow of the flue gas is cooled before the return in a cooler, wherein the Partial flow optional water is extracted. This results in a lower compression work in the first compressor stage, as well as an increased Wasser ⁇ withdrawal.
  • the cooler can be used to control the temperature at Ein ⁇ enters the compressor.
  • a flexible mode of operation results from the fact that the diverted partial flow is interrupted when the gas turbine cycle is to be run in a standard mode without separation of carbon dioxide (CO2).
  • CO.sub.2 carbon dioxide
  • the membranes are saturated with water.
  • the cooled gas stream is saturated with water.
  • inlet fogging see, for example, the article by CB Meher-Homji and TR Mee IM, Gas Turbine Power Augmentation by Fogging of Inlet Air, Proc. of 28th Turbomachinery Symposium, 1999, pp. 93-113).
  • a second alternative development of the invention is characterized in that the diverted substream of the flue gases is compressed in a separate compressor prior to the return to the gas turbine, wherein in particular the carbon dioxide (CO2) is separated from the compressed substream of the flue gas and the compressed substream is subsequently separated the oxygen-containing gas is added in front of the combustion chamber, and for separating the carbon dioxide (CO2), the compressed partial flow is passed through a CO 2 separator, and the amount of gas flowing through the CO 2 separator by means of a adjustable valve is set, which is arranged in a bypass to the CO 2 separator. Furthermore, the compressed partial stream is cooled before entering the CO 2 separator in a condenser.
  • CO2 carbon dioxide
  • the diverted partial flow of the flue gas is cooled before returning in a cooler and the partial flow while water is optionally withdrawn, and if the relaxed in the turbine of the gas turbine flue gas is reheated and relaxed again in another turbine, and the white ⁇ tere turbine is used to drive the separate compressor.
  • the use of a separate compressor for the recirculated flue gas allows a higher CO 2 concentration in the CO 2 separation. The separation takes place at the full compressor pressure (best at about 30 bar) with a single Ver ⁇ dichtercode.
  • the intermediate heating results in a higher energy density in the cyclic process and reduces the NOx emissions of the process.
  • the intermediate heating (by means of a second combustion chamber) further enables a more stable combustion in the first combustion chamber because of the greater oxygen excess ratio at a predetermined total return rate. This also results in a greater flexibility in the process management, such as in the Verän ⁇ tion of heat release in the first and second combustion chamber.
  • a third alternative development of the invention is characterized in that the carbon dioxide (CO 2 ) is separated from the flue gas expanded in the turbine of the gas turbine, and that after the separation of the carbon dioxide (CO 2 ) a partial flow branches off and to the inlet of the compressor of the gas turbine is returned, in particular the ent ⁇ in the turbine of the gas turbine ent ⁇ stretched flue gas before separating the carbon dioxide (CO 2 ) cooled in a condenser and the flue gas while water is removed, and the flue gas in the turbine of the gas turbine to a few bar relaxed and the Flue gas after the separation of carbon dioxide (CO 2 ) is further relaxed in an exhaust gas turbine.
  • a preferred embodiment of the power generation plant according to the invention is characterized in that before the entrance of the compressor of the gas turbine an oxygen enrichment device preferably having air separation membranes is arranged to enrich the air sucked in by the compressor with oxygen, and that in the exhaust gas line a heat recovery steam generator An ⁇ is ordered.
  • a particularly high efficiency of the system can be achieved if the compressor of the gas turbine comprises two compressor stages, if the CO 2 separator is arranged between the two compressor stages, if between the output of the first compressor stage and the input of the CO 2 separator an intermediate cooler is provided, and when the return line is returned to the input of the first compressor stage.
  • the CO 2 separator is bridged with a bypass, in which an adjustable valve is arranged.
  • a development of this embodiment is characterized in that the return line is returned to the input of the combustion chamber, that in the return line behind a separate compressor and the CO 2 - are arranged separator that provided between the separate compressor and the C ⁇ 2 -Separator a cooler is, and that the C ⁇ 2 separator is bridged with a bypass, in which an adjustable valve is arranged.
  • FIG. 1 is a simplified system diagram of a power generation plant according to a first embodiment of the invention with a a two-stage compressor with intermediate cooling in the gas turbine;
  • FIG. 2 shows a simplified system diagram of a power generation plant according to a second exemplary embodiment of the invention with a second gas turbine for compressing the recirculated flue gas;
  • FIG 3 shows a simplified system diagram of a power generation plant according to a third exemplary embodiment of the invention, in which the recirculation of the flue gas takes place after the separation of the CO 2.
  • FIG. 1 shows a simplified system diagram of a power generation plant 10 according to a first exemplary embodiment of the invention.
  • the power generation plant 10 comprises a gas turbine 12 with two compressor stages 13 and 14 connected in series, a combustion chamber 15 and a turbine 16, which drives a generator 28.
  • Compressor stages 13, 14 and turbine 16 sit in the usual way on a common shaft.
  • the compressor stages and the turbine can also be arranged on several shafts, whereby the turbine can additionally also be subdivided into two or more stages.
  • the first compressor stage 13 sucks air 23, which is enriched with oxygen before compression by removal of nitrogen N 2 in an oxygen enrichment device 11.
  • the optional oxygen-enriched air is added to the output of the system recirculated flue gas.
  • the resulting, oxygen-enriched gas is precompressed in the first compressor stage 13, then cooled in an intermediate cooler 18 and then fed to the second compressor stage 14 for densification.
  • a CO 2 separator 19 Deprived of carbon dioxide (CO 2 ).
  • a bypass 33 provided past the CO 2 separator 19 and provided with a first adjustable valve 21 makes it possible to adjust the throughput through the CO 2 separator 19 and thus the amount of CO 2 removed in total.
  • the gas recompressed in the compressor stage 14 is conducted into the combustion chamber 15 for combustion of a fuel.
  • the hot flue gas produced during the combustion process is expanded in the turbine 16 under operating power and then passes through a heat recovery steam generator (HRSG) 17, where it generates steam for a steam turbine or other purposes.
  • HRSG heat recovery steam generator
  • the flue gas is removed via an exhaust pipe 24.
  • Branching off from the exhaust pipe 24, a portion of the flue gas is returned via a return line 34 to the input of the first compressor stage 13 and - as already described above - the (optionally) mixed with oxygen-enriched air.
  • a valve 22 and a radiator 20 are arranged in the return line 34. With the aid of the valve 22, the return rate can be set or the feedback can be completely interrupted.
  • the cooler 20 reduces the Kom ⁇ pressionsaille by the cooling of the flue gas. He can also extract water from the recirculated flue gas.
  • the core of the gas turbine cycle process shown in FIG. 1 is the combination of a flue gas recirculation with partial separation of CO 2 and a highly efficient turbine cycle process with multi-stage compression and intermediate cooling.
  • a higher recirculation ratio is advantageous because it maximizes the CO 2 concentration in the by the intercooler 18 and the CO 2 separator 19th
  • the enrichment of the intake air with oxygen which within the oxygen enrichment device 11, for example, by the use of at low temperature Turen working air separation membranes can be achieved at vor ⁇ given firing temperature of the gas turbine 12 a stronger return of the flue gas.
  • the plant shown in FIG. 1 has the following properties and advantages:
  • the CO 2 separator 19 Due to the partial separation of the CO2 from the recirculated and precompressed flue gas, the CO 2 separator 19 can be used to achieve higher CO 2 concentrations and thus better efficiencies in the CO 2 separation. - With the valve 21, it is possible, the proportion of the by the C ⁇ 2 -Separator
  • valve 21 can be fully opened in order to short-circuit the CO 2 separator 19.
  • valve 22 in the return line 34 can be used during malfunctions, in partial load operation or in the start-up phase to run the process in standard mode without CÜ 2 separation.
  • the temperatures reached at the outlet of the intercooler (2O 0 C to 100 0 C, insbesonde ⁇ between 5O 0 C and 6O 0 C) are those of the standard CO 2 separation process, such as in a CO 2 membrane unit adapted. Certain CO 2 membrane units are usually wet
  • the CO 2 separator 19 can thus be integrated into concepts with spray intercooling or with inlet fogging at medium pressures upstream of the aftercooler stage -
  • the optional enrichment with oxygen enables an increased return of the flue gas (note: The enriched O 2 increases the firing temperature, if not at the same time the diluting constituent is increased, which can be done either by an increased flue gas recirculation or by the addition of water or steam).
  • the condenser 20 in the return line 34 allows increased recovery of water at the expense of a stronger cooling.
  • the plant scheme of the embodiment shown in Fig. 2 comprises two gas turbines 12 and 12 'in a power plant 30.
  • the first gas turbine 12 includes a compressor 25, a combustion chamber 15, and a turbine 16 that drives a first generator 28.
  • sucked-in air 23 (optional) is enriched with oxygen in an oxygen enrichment device 11, compressed in the compressor 25 and used for combustion of fuel in the combustion chamber 15.
  • the hot flue gases are first expanded in the turbine 16 of the first gas turbine 12 and then in the turbine 16 'of the second gas turbine 12'.
  • an additional heating in a reheater 27 (sequential combustion) can be made.
  • the expanded flue gas is subsequently passed through a heat recovery steam generator 17 and discharged in an exhaust gas line 24.
  • a portion of the flue gas is in turn recycled and admixed directly in front of the combustion chamber 15 of the oxygen-enriched and compressed air.
  • the necessary compression takes place in the compressor 25 'of the second gas turbine 12', which at the same time can drive a second generator 28 '.
  • the recirculated flue gas is cooled after compression in a cooler 26 'and then partially freed of carbon dioxide in a CO 2 separator 19.
  • a bypass 33 with valve 21 can also be provided here.
  • a second valve 21 ' can again be used in front of the CO 2 separator 19.
  • a regenerative heat exchanger 26 can be arranged in front of the cooler 26 'in which the low-CO 2 gas leaving the CO 2 separator 19 is preheated prior to combustion in a thermodynamically efficient manner and thus a large part of the cooling capacity of the Heat exchanger 26 zu ⁇ is recovered.
  • the valve 22 and the radiator 20 in the return line 34 perform the same functions as in Fig. 1.
  • the bypass 33 should necessarily bridge the C ⁇ 2 separator 19 and the two coolers 26 and 26 ', since otherwise cooled in front of the combustion chamber 15, which is thermodynamically unfavorable.
  • the separate compressor 25 allows a higher CO 2 concentration and thus an increase in the effectiveness of the CO 2 separation. At the same time, the efficiency of the process increases due to the intermediate heating.
  • the plant shown in FIG. 2 accordingly has the following properties and advantages:
  • interheater reduces the NOx emission in the process.
  • the use of intermediate heating makes possible a more stable combustion in the first burner (combustion chamber 15) owing to the greater oxygen excess ratio at a given total recirculation rate. This results in a greater flexibility in the control of the process, that is, a larger range of variation in the heat release in the first and second burner (reheater 27).
  • the compressors and turbines can also be connected to one another in a manner deviating from FIG. 2 in order to enable the use of a power turbine which is free (on a separate shaft).
  • the CO 2 separation would take place at a lower pressure, but overall a higher system pressure could be achieved.
  • the bypass would then only include the CO 2 absorber unit, but not the coolers, which would also be non-regenerative.
  • the plant scheme of the embodiment shown in FIG. 3 discloses a power plant 32 having a gas turbine 12 with compressor 25 ', fuel Chamber 15 and turbine 16 and downstream heat recovery steam generator 17. After passing through the heat recovery steam generator 17, the flue gas is dewatered in a condenser 20 and then partially freed from the carbon dioxide in the CO 2 separator 19. Only after the CU2 separation is a part of the flue gas via the return line 34 to the input of the compressor 25 'zugur ⁇ out and mixed with the sucked and oxygen-enriched air 23 ver ⁇ . The remainder of the flue gas can be further expanded in an optional, downstream exhaust gas turbine 29.
  • the air 23 arriving at the inlet and enriched with oxygen in the oxygen enrichment device 11 can be precompressed in a compressor 25 and optionally intermediately cooled in an intermediate cooler 35.
  • a pressure ratio of 10 in the pre-compression (compressor 25) of the oxygen-containing gas and a pressure ratio of 10-20 in the main compression (25 ') could be selected. If very enriched air is used then an efficient process can be achieved.
  • the carbon dioxide is separated before recycling. Although the CO 2 is separated off at a lower pressure, a high CO 2 partial pressure results due to the dewatering.
  • the plant shown in FIG. 3 has the following properties and advantages accordingly:
  • Water can be injected (not shown in FIG. 3) in order to reduce the combustion NOx emissions and to reduce the degree of flue gas recirculation required for a preselected CO 2 exhaust gas concentration.
  • the water injection can also be used in processes without flue gas recirculation, in order to allow an efficient tail-end CO 2 separation after the water condensation, in the limiting case sufficient water could be added to the process to achieve combustion with ⁇ close to 1 at reasonable temperatures without flue gas recirculation.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Bei einem Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine (12) umfassenden Energieerzeugungsanlage (10) wird in einem ersten Schritt ein Sauerstoff enthaltendes Gas in einem Verdichter (13, 14) der Gasturbine (12) verdichtet, in einem zweiten Schritt das verdichtete Gas unter Zugabe von Brennstoff in einer Brennkammer (15) einer Verbrennung zugeführt, in einem dritten Schritt das heisse Rauchgas aus der Brennkammer (15) in einer Turbine (16) der Gasturbine (12) unter Arbeitsleistung entspannt, und in einem vierten Schritt ein abgezweigter Teilstrom des entspannten Rauchgases in einen stromaufwärts der Brennkammer (15) liegenden Teil der Gasturbine (12) zurückgeführt und verdichtet. Bei einem solchen Verfahren wird eine Reduktion der CO2-Emission mit minimalen Einbussen an Wirkungsgrad dadurch erreicht, dass aus dem zirkulierenden Gas in einem CO2-Separator (19) Kohlendioxid (CO2) abgetrennt wird, und dass Massnahmen zum Ausgleich der mit der CO2-Abtrennung verbundenen Wirkungsgradverluste im Gasturbinen-Kreisprozess getroffen werden.

Description

VERFAHREN ZUR ERZEUGUNG VON ENERGIE IN EINER EINE GASTURBINE UMFASSENDEN ENERGIΞERZEUGUNGSANLAGE SOWIE ENERGIEERZEUGUNGSANLAGE ZUR DURCHFÜHRUNG DES VERFAHRENS
TECHNISCHES GEBIET
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf das Gebiet der Energieerzeugungs¬ technik. Sie betrifft ein Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gastur- bine umfassenden Energieerzeugungsanlage gemäss dem Oberbegriff des An¬ spruchs 1 sowie eine Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfah¬ rens.
STAND DER TECHNIK
Aufgrund ihrer breiten Verfügbarkeit und ihres niedrigen Preises werden fossile Brennstoffe nach Vorhersagen die Hauptenergiequelle für die Stromerzeugung für die nächsten 20 bis 50 Jahre bleiben. Der Bedarf an elektrischer Energie wird in diesem Zeitraum mit etwa 2-3% pro Jahr zunehmen. Zur gleichen Zeit ist es erfor¬ derlich, das von Kraftwerken abgegebene CO2 deutlich zu reduzieren, um die CO2-Konzentration in der Atmosphäre zu stabilisieren.
Gestiegene CO2-Konzentrationen in der Atmosphäre sind mit der globalen Erwär- mung in Verbindung gebracht worden. Aus diesem Grund erwägen internationale Agenturen und lokale Regierungen derzeit die Einrichtung von Abgabensystemen und werden möglicherweise Begrenzungen für die zukünftigen CO2-Emissionen von Kraftwerken einführen. Es werden daher technologische Optionen benötigt, welche die fortdauernde Nutzung von fossilen Brennstoffen ohne die damit ver- bundenen hohen CO2-Emissionen ermöglichen. Gleichzeitig werden ein hoher Wirkungsgrad und niedrige Anlagenkosten massgebliche Faktoren beim Bau und Betrieb eines Kraftwerks bleiben. Es sind bereits verschiedene Projekte mit dem Ziel gestartet worden, auf Gastur¬ binen basierende Prozesse mit geringer Emission zu entwickeln. Es gibt drei her¬ kömmliche Wege zur Reduzierung der Cθ2-Emission aus solchen Kraftwerken:
1. Methoden zum ausgangsseitigen Abfangen des CO2: Bei diesen Methoden wird das während der Verbrennung erzeugte CO2 aus den Abgasen durch einen Absorptionsprozess, Membranen, kältetechnische Prozesse oder Kombinationen davon entfernt.
2. Methoden zur Kohlenstoffentreicherung des Brennstoffs: Bei diesen Metho¬ den wird der Brennstoff vor der Verbrennung in H2 und CO2 umgewandelt und es wird so möglich, den Kohlenstoffgehalt des Brennstoffs vor dem Ein¬ tritt in die Gasturbine abzufangen.
3. Sauerstoff-Brennstoff-Prozesse („oxy-fuel process") mit Abgasrückführung: Bei diesen wird nahezu reiner Sauerstoff anstelle von Luft als Oxidations- mittel verwendet, wodurch ein Rauchgas aus Kohlendioxid und Wasser ent- steht.
Jeder dieser Wege ist jedoch mit Nachteilen behaftet, die sich in einer Verringe¬ rung des Wirkungsgrades, in einer Zunahme der Kapitalkosten für das Kraftwerk oder in notwendigen Umbaumassnahmen für die Turbomaschinen niederschla- gen.
Es besteht daher ein grosser Bedarf für einen Gasturbinen-Kreisprozess mit ma¬ ximalem Wirkungsgrad, niedrigen Gesamtkosten und einer Option für die Entfer¬ nung von CO2.
Um den Wirkungsgrad von mit Gasturbinen ausgestatteten Kombikraftwerken zu erhöhen und die Kosten zu verringern, sind die folgenden Optionen denkbar:
- Die Erhöhung der Turbineneinlasstemperatur.
- Die Erhöhung des Gesamt-Druckverhältnisses. - Der Einsatz eines Gasturbinen-Kreisprozesses mit Zwischenerhitzung. Mit den ersten beiden Optionen sind gewisse physikalische Grenzen verknüpft. So nehmen beispielsweise NOx-Emissionen mit höheren Verbrennungstemperaturen zu und die Werkstoffe der Turbinenschaufeln haben bei hohen Temperaturen ihre Festigkeitsgrenzen. Das Druckverhältnis für einen ungekühlten Ein-Wellen- Verdichter ist andererseits wegen der Wirkung der hohen Temperatur der kompri¬ mierten Luft auf die Rotorwerkstoffe begrenzt.
DARSTELLUNG DER ERFINDUNG
Es ist Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zur Erzeugung von Energie auf der Basis eines Gasturbinen-Kreisprozesses und eine Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens zu schaffen, welche ohne wesentliche Einbussen beim Wirkungsgrad eine effiziente Entfernung des Kohlendioxids ermöglichen.
Die Aufgabe wird durch die Gesamtheit der Merkmale der Ansprüche 1 und 25 ge¬ löst. Der Kern der Erfindung besteht darin, eine CO2-Abtrennung mit Teilrückfüh¬ rung des Rauchgases vorzusehen und gleichzeitig Massnahmen zum Ausgleich der mit der CO2-Abtrennung verbundenen Wirkungsgradverluste im Gasturbinen- Kreisprozess zu treffen.
Eine bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass das Kohlendioxid (CO2) aus dem zirkulierenden Gas nur teilweise abgetrennt wird. Durch die teilweise Abtrennung des CO2 aus dem rückgeführten und komprimier- ten Rauchgas lassen sich höhere CO2-Konzentrationen und damit eine verbesser¬ te Effektivität bei der Abtrennung erreichen.
Eine andere bevorzugte Ausgestaltung ist dadurch gekennzeichnet, dass zur Er¬ zeugung des dem Verdichter der Gasturbine zugeführten, Sauerstoff enthaltenden Gases Luft mit Sauerstoff angereichert wird. Die Sauerstoffanreicherung verbes¬ sert die CO2-Abtrennung. Sie würde die Brenntemperatur erhöhen, wenn nicht gleichzeitig mehr Rauchgas zurückgeführt oder Wasser bzw. Dampf zugesetzt würde.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass das entspannte Rauchgas vor dem Abzweigen des Teilstromes in einem Ab¬ hitzedampferzeuger zur Erzeugung von Dampf eingesetzt wird.
In einer ersten alternativen Weiterbildung der Erfindung wird das Sauerstoff ent¬ haltende Gas in dem Verdichter in wenigstens zwei hintereinander geschalteten Verdichterstufen verdichtet, das Sauerstoff enthaltende Gas wird zwischen den beiden Verdichterstufen zwischengekühlt, das zurückgeführte Rauchgas wird dem Sauerstoff enthaltenden Gas vor der ersten Verdichterstufe zugegeben, und das Kohlendioxid (CO2) wird aus dem zwischengekühlten, Sauerstoff enthaltenden Gas vor Eintritt in die zweite Verdichterstufe abgetrennt. Die CO2-Abtrennung nach der Zwischenkühlung in einem mehrstufigen Verdichter integriert die partielle CO2- Abtrennung in einen Gasturbinen-Kreisprozess mit grossem Wirkungsgrad. Es können aus dem Luftfahrtbereich abgeleitete Komponenten eingesetzt werden, die Druckverhältnisse von über 30 bar, typischerweise 45 bar, aufweisen. Die nach der Zwischenkühlung erreichten Temperaturen (150C bis 1000C, am besten zwi- sehen 5O0C und 6O0C) eignen sich gut für Standard-CO2-Abtrennverfahren, wie z.B. CO2-Membraneinheiten.
Insbesondere wird zum Abtrennen des Kohlendioxids (CO2) das Sauerstoff ent¬ haltende Gas durch einen CO2-Separator geschickt, und die Menge des durch den CO2-Separator strömenden Gases wird mittels eines einstellbaren Ventils einge¬ stellt, welches in einem Bypass zum CO2-Separator angeordnet ist. Bevorzugt wird das auch der Regelung dienende Ventil während der Anfahrphase, während des Teillastbetriebs oder während einer Notabschaltung vollständig geöffnet, um den CO2-Separator kurzzuschliessen.
Eine weitere Verbesserung ergibt sich, wenn der abgezweigte Teilstrom des Rauchgases vor der Rückführung in einem Kühler abgekühlt wird, wobei dem Teilstrom optional Wasser entzogen wird. Hierdurch ergibt sich eine geringere Kompressionsarbeit in der ersten Verdichterstufe, sowie ein erhöhter Wasser¬ entzug. Zusätzlich kann der Kühler verwendet werden, um die Temperatur am Ein¬ tritt in den Verdichter zu regeln.
Eine flexible Betriebsweise ergibt sich dadurch, dass der abgezweigte Teilstrom unterbrochen wird, wenn der Gasturbinen-Kreisprozess in einem Standardmodus ohne Abtrennung von Kohlendioxid (CO2) gefahren werden soll.
Besonders günstig ist es, wenn das Kohlendioxid (CO2) im Cθ2-Separator mittels Membranen in einem nassen Verfahren abgetrennt wird. Hierbei sind die Mem¬ branen mit Wasser gesättigt. Als Folge davon wird der gekühlte Gasstrom mit Wasser gesättigt. Dadurch wird es möglich, den CO2-Separator in Anlagenkonzep¬ te mit Sprühkühlung oder mit dem sogenannten „inlet fogging" bei mittleren Drücken vor der Hochdruck-Verdichterstufe zu integrieren (zum „inlet fogging" siehe z.B. den Artikel von CB. Meher-Homji und T.R. Mee IM, Gas Turbine Power Augmentation by Fogging of Inlet Air, Proc. of 28th Turbomachinery Symposium, 1999, Seiten 93-113).
Entsprechend ist es denkbar, dass zur Zwischenkühlung Wasser in den Strom des Sauerstoff enthaltenden Gases eingesprüht wird, oder dass nach Art des „inlet fogging" am Eingang der zweiten Verdichterstufe Wasser in den Strom des Sauer¬ stoff enthaltenden Gases eingesprüht wird.
Eine zweite alternative Weiterbildung der Erfindung ist dadurch gekennzeichnet, dass der abgezweigte Teilstrom der Rauchgase vor der Rückführung in die Gas¬ turbine in einem separaten Verdichter komprimiert wird, wobei insbesondere das Kohlendioxid (CO2) aus dem komprimierten Teilstrom des Rauchgases abgetrennt und der komprimierte Teilstrom anschliessend dem Sauerstoff enthaltenden Gas vor der Brennkammer zugegeben wird, und zum Abtrennen des Kohlendioxids (CO2) der komprimierte Teilstrom durch einen Cθ2-Separator geschickt wird, und die Menge des durch den Cθ2-Separator strömenden Gases mittels eines ein- stellbaren Ventils eingestellt wird, welches in einem Bypass zum CO2-Separator angeordnet ist. Weiterhin wird der komprimierte Teilstrom vor dem Eintritt in den Cθ2-Separator in einem Kühler abgekühlt.
Auch ist es vorteilhaft, wenn der abgezweigte Teilstrom des Rauchgases vor der Rückführung in einem Kühler abgekühlt und dem Teilstrom dabei optional Wasser entzogen wird, und wenn das in der Turbine der Gasturbine entspannte Rauchgas zwischenerhitzt und in einer weiteren Turbine erneut entspannt wird, und die wei¬ tere Turbine zum Antrieb des separaten Verdichters verwendet wird. Die Verwen- düng eines separaten Verdichters für das zurückgeführte Rauchgas ermöglicht eine höhere Cθ2-Konzentration bei der Cθ2-Abtrennung. Die Abtrennung erfolgt beim vollen Verdichterdruck (am besten bei etwa 30 bar) mit einer einzigen Ver¬ dichterstufe. Die Zwischenerhitzung ergibt eine höhere Energiedichte im Kreispro- zess und reduziert die NOx-Emissionen des Prozesses. Die Zwischenerhitzung (mittels einer zweiten Brennkammer) ermöglicht weiterhin eine stabilere Verbren¬ nung in der ersten Brennkammer wegen des grosseren Sauerstoffüberschuss¬ verhältnisses bei einer vorgegebenen Gesamtrückführungsrate. Hieraus ergibt sich auch eine grossere Flexibilität bei der Prozessführung wie z.B. bei der Verän¬ derung der Wärmefreisetzung in der ersten und zweiten Brennkammer.
Eine dritte alternative Weiterbildung der Erfindung ist dadurch gekennzeichnet, dass das Kohlendioxid (CO2) aus dem in der Turbine der Gasturbine entspannten Rauchgas abgetrennt wird, und dass nach dem Abtrennen des Kohlendioxids (CO2) ein Teilstrom abgezweigt und zum Eingang des Verdichters der Gasturbine zurückgeführt wird, wobei insbesondere das in der Turbine der Gasturbine ent¬ spannte Rauchgas vor dem Abtrennen des Kohlendioxids (CO2) in einem Kühler abgekühlt und dem Rauchgas dabei Wasser entzogen wird, und das Rauchgas in der Turbine der Gasturbine auf wenige bar entspannt und das Rauchgas nach dem Abtrennen des Kohlendioxids (CO2) in einer Abgasturbine weiter entspannt wird. Das CO2 wird hier bei einem niedrigen Druck abgetrennt, jedoch wird durch den Entzug von Wasser gleichwohl ein hoher CO2-Partialdruck erreicht. Eine bevorzugte Ausgestaltung der Energieerzeugungsanlage nach der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass vor dem Eingang des Verdichters der Gasturbine eine vorzugsweise Lufttrennmembranen aufweisende Sauerstoffanreicherungs¬ vorrichtung zur Anreicherung der von dem Verdichter angesaugten Luft mit Sauer- stoff angeordnet ist, und dass in der Abgasleitung ein Abhitzedampferzeuger an¬ geordnet ist.
Ein besonders hoher Wirkungsgrad der Anlage lässt sich erreichen, wenn der Ver¬ dichter der Gasturbine zwei Verdichterstufen umfasst, wenn der CO2-Separator zwischen den beiden Verdichterstufen angeordnet ist, wenn zwischen dem Aus¬ gang der ersten Verdichterstufe und dem Eingang des Cθ2-Separators ein Zwi¬ schenkühler vorgesehen ist, und wenn die Rückführungsleitung auf den Eingang der ersten Verdichterstufe zurückgeführt ist. Bevorzugt ist der CO2-Separator mit einem Bypass überbrückt, in welchem ein einstellbares Ventil angeordnet ist.
Eine Weiterbildung dieser Ausgestaltung ist dadurch gekennzeichnet, dass die Rückführungsleitung auf den Eingang der Brennkammer zurückgeführt ist, dass in der Rückführungsleitung hintereinander ein separater Verdichter und der CO2- Separator angeordnet sind, dass zwischen dem separaten Verdichter und dem Cθ2-Separator ein Kühler vorgesehen ist, und dass der Cθ2-Separator mit einem Bypass überbrückt ist, in welchem ein einstellbares Ventil angeordnet ist.
Weitere Ausgestaltungen ergeben sich aus den abhängigen Ansprüchen.
KURZE ERLÄUTERUNG DER FIGUREN
Die Erfindung soll nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen im Zusammen¬ hang mit der Zeichnung näher erläutert werden. Es zeigen
Fig. 1 ein vereinfachtes Anlagenschema einer Energieerzeugungsanlage gemäss einem ersten Ausführungsbeispiel der Erfindung mit ei- nem zweistufigen Verdichter mit Zwischenkühlung in der Gastur¬ bine;
Fig. 2 ein vereinfachtes Anlagenschema einer Energieerzeugungsanlage gemäss einem zweiten Ausführungsbeispiel der Erfindung mit ei¬ ner zweiten Gasturbine zur Verdichtung des rückgeführten Rauch¬ gases; und
Fig. 3 ein vereinfachtes Anlagenschema einer Energieerzeugungsanlage gemäss einem dritten Ausführungsbeispiel der Erfindung, bei dem die Rückführung des Rauchgases nach der Abtrennung des CO2 erfolgt.
WEGE ZUR AUSFÜHRUNG DER ERFINDUNG
In Fig. 1 ist ein vereinfachtes Anlagenschema einer Energieerzeugungsanlage 10 gemäss einem ersten Ausführungsbeispiel der Erfindung wiedergegeben. Die Energieerzeugungsanlage 10 umfasst eine Gasturbine 12 mit zwei hintereinander- geschalteten Verdichterstufen 13 und 14, einer Brennkammer 15 und einer Turbi¬ ne 16, welche einen Generator 28 antreibt. Verdichterstufen 13, 14 und Turbine 16 sitzen in der üblichen Weise auf einer gemeinsamen Welle. Natürlich können die Verdichterstufen und die Turbine auch auf mehreren Wellen angeordnet sein, wo¬ bei die Turbine zusätzlich ebenfalls in zwei oder mehr Stufen unterteilt sein kann. Die erste Verdichterstufe 13 saugt Luft 23 an, die vor der Kompression durch Ent¬ zug von Stickstoff N2 in einer Sauerstoffanreicherungsvorrichtung 11 mit Sauer¬ stoff angereichert wird. Der optional mit Sauerstoff angereicherten Luft wird vom Ausgang der Anlage rückgeführtes Rauchgas zugemischt. Das resultierende, mit Sauerstoff angereicherte Gas wird in der ersten Verdichterstufe 13 vorverdichtet, anschliessend in einem Zwischenkühler 18 zwischengekühlt und dann der zweiten Verdichterstufe 14 zur Nachverdichtung zugeführt. Bevor das zwischengekühlte Gas in die zweite Verdichterstufe 14 eintritt, wird ihm in einem Cθ2-Separator 19 Kohlendioxid (CO2) entzogen. Ein am CO2-Separator 19 vorbeigeführter, mit ei¬ nem ersten einstellbaren Ventil 21 versehener Bypass 33 ermöglicht eine Einstel¬ lung des Durchsatzes durch den CO2-Separator 19 und damit der Menge des ins¬ gesamt abgetrennten CO2. Ein vor dem CO2-Separator 19 angeordnetes zweites Ventil 21' dient sowohl dem Absperren bei einem Kurzschliessen über den Bypass 33, als auch der Regelung.
Das in der Verdichterstufe 14 nachverdichtete Gas wird zur Verbrennung eines Brennstoffs in die Brennkammer 15 geleitet. Das bei der Verbrennung entstehen- de heisse Rauchgas wird in der Turbine 16 unter Arbeitsleistung entspannt und durchläuft anschliessend einen Abhitzedampferzeuger (Heat Recovery Steam Generator HRSG) 17, wo es Dampf für eine Dampfturbine oder andere Zwecke erzeugt. Nach dem Verlassen des Abhitzedampferzeugers 17 wird das Rauchgas über eine Abgasleitung 24 abgeführt. Von der Abgasleitung 24 abzweigend wird ein Teil des Rauchgases über eine Rückführungsleitung 34 auf den Eingang der ersten Verdichterstufe 13 zurückgeführt und - wie oben bereits beschrieben - der (optional) mit Sauerstoff angereicherten Luft zugemischt. In der Rückführungs¬ leitung 34 sind ein Ventil 22 und ein Kühler 20 angeordnet. Mit Hilfe des Ventils 22 kann die Rückführungsrate eingestellt oder die Rückführung ganz unterbrochen werden. Der Kühler 20 verringert durch die Abkühlung des Rauchgases die Kom¬ pressionsarbeit. Er kann darüber hinaus dem rückgeführten Rauchgas Wasser entziehen.
Kern des in der Fig. 1 dargestellten Gasturbinen-Kreisprozesses ist die Kombina- tion einer Rauchgasrückführung mit partieller Abtrennung von CO2 und eines hoch-effizienten Turbinen-Kreisprozesses mit mehrstufiger Verdichtung und Zwi¬ schenkühlung. Die für eine stöchiometrische Verbrennung (mit λ=1 ) benötigte Luftmenge bestimmt das maximale Rückführungsverhältnis für das Rauchgas. Ein höheres Rückführungsverhältnis ist vorteilhaft, weil es die CO2-Konzentration in dem durch den Zwischenkühler 18 und den CO2-Separator 19 maximiert. Die An¬ reicherung der Ansaugluft mit Sauerstoff, die innerhalb der Sauerstoffanreiche¬ rungsvorrichtung 11 beispielsweise durch den Einsatz von bei niedrigen Tempera- turen arbeitenden Lufttrennmembranen erreicht werden kann, ermöglicht bei vor¬ gegebener Brenntemperatur der Gasturbine12 eine stärkere Rückführung des Rauchgases.
Die in Fig. 1 dargestellte Anlage hat folgende Eigenschaften und Vorteile:
- Durch die partielle Abtrennung des CO2 aus dem rückgeführten und vorver¬ dichteten Rauchgas können mit dem Cθ2-Separator 19 höhere CO2- Konzentrationen und damit bessere Wirkungsgrade bei der CO2- Abtrennung erreicht werden. - Mit dem Ventil 21 ist es möglich, den Anteil des durch den Cθ2-Separator
19 gehenden Gases optimal einzustellen. Während der Anfahrphase, im Teillastbetrieb oder bei einer Schnellabschaltung kann das Ventil 21 voll geöffnet werden, um den CO2-Separator 19 kurzzuschliessen.
- Das Ventil 22 in der Rückführungsleitung 34 kann während Störungen, im Teillastbetrieb oder in der Anfahrphase dazu benutzt werden, den Prozess im Standardmodus ohne CÜ2-Abtrennung zu fahren.
- Die Anordnung des CO2-Separators 19 nach dem Zwischenkühler 18 eines mehrstufigen Verdichters 13, 14 integriert die CÜ2-Abtrennung in einen Gasturbinen-Kreisprozess mit hohem Wirkungsgrad. Es können aus der Luftfahrttechnik stammende Komponenten mit Druckverhältnisses oberhalb
30, typischerweise mit 45 bar, eingesetzt werden. Die am Ausgang des Zwischenkühlers 18 erreichten Temperaturen (2O0C bis 1000C, insbesonde¬ re zwischen 5O0C und 6O0C) sind denen des Standard- Cθ2-Abtrenn- prozesses, wie z.B. in einer Cθ2-Membraneinheit, angepasst. - Bestimmte Cθ2-Membraneinheiten werden üblicherweise in einem nassen
Modus (gesättigt mit Wasser) betrieben. Folglich sättigen die Membranen den gekühlten Gasstrom mit Wasser. Der Cθ2-Separator 19 kann somit in Konzepte mit Sprüh-Zwischenkühlung oder mit „inlet fogging" bei mittleren Drücken vor der Nachverdichterstufe integriert werden. - Die optionale Anreicherung mit Sauerstoff ermöglicht eine verstärkte Rück¬ führung des Rauchgases (Anmerkung: Das angereicherte O2 erhöht die Brenntemperatur, wenn nicht gleichzeitig der verdünnende Bestandteil er- höht wird, was entweder durch eine verstärkte Rauchgasrückführung oder durch Zusatz von Wasser oder Dampf geschehen kann). - Der Kühler bzw. Kondenser 20 in der Rückführungsleitung 34 ermöglicht eine verstärkte Rückgewinnung von Wasser zu Lasten einer stärkeren Küh- lung.
Das Anlagenschema des in Fig. 2 gezeigten Ausführungsbeispiels umfasst in einer Energieerzeugungsanlage 30 zwei Gasturbinen 12 und 12'. Die erste Gasturbine 12 umfasst einen Verdichter 25, eine Brennkammer 15 und eine Turbine 16, die einen ersten Generator 28 antreibt. Auch hier wird in der Gasturbine 12 angesaug¬ te Luft 23 (optional) in einer Sauerstoffanreicherungsvorrichtung 11 mit Sauerstoff angereichert, im Verdichter 25 verdichtet und zur Verbrennung von Brennstoff in der Brennkammer 15 herangezogen. Die heissen Rauchgase werden zunächst in der Turbine 16 der ersten Gasturbine 12 und anschliessend in der Turbine 16' der zweiten Gasturbine 12' entspannt. Zwischen den beiden Turbinen 16 und 16' kann optional eine zusätzliche Erhitzung in einem Zwischenerhitzer 27 (sequentielle Verbrennung) vorgenommen werden. Das entspannte Rauchgas wird anschlies¬ send durch einen Abhitzedampferzeuger 17 geleitet und in einer Abgasleitung 24 abgeführt. Ein Teil des Rauchgases wird wiederum rückgeführt und direkt vor der Brennkammer 15 der mit Sauerstoff angereicherten und verdichteten Luft zuge¬ mischt. Die notwendige Verdichtung erfolgt in dem Verdichter 25' der zweiten Gas¬ turbine 12', die zugleich einen zweiten Generator 28' antreiben kann. Ähnlich wie in Fig. 1 wird das rückgeführte Rauchgas nach der Verdichtung in einem Kühler 26' abgekühlt und anschliessend in einem Cθ2-Separator 19 partiell vom Kohlen- dioxid befreit. Zur Einstellung der Abtrennrate kann auch hier ein Bypass 33 mit Ventil 21 vorgesehen werden. Zur Regelung und Absperrung des Stromes durch den Cθ2-Separator 19 ist wiederum ein zweites Ventil 21' vor dem Cθ2-Separator 19 einsetzbar. Vor dem Kühler 26' kann zusätzlich ein regenerativer Wärme¬ tauscher 26 angeordnet werden, in dem auf thermodynamisch effiziente Weise das CO2-arme Gas, das den CO2-Separator 19 verlässt, vor der Verbrennung vorgewärmt und so ein grosser Teil der Kühlleistung des Wärmetauschers 26 zu¬ rückgewonnen wird. Das Ventil 22 und der Kühler 20 in der Rückführungsleitung 34 erfüllen dieselben Funktionen wie in Fig. 1. Der Bypass 33 sollte unbedingt den Cθ2-Separator 19 und die beiden Kühler 26 und 26' überbrücken, da sonst vor der Brennkammer 15 gekühlt wird, was thermodynamisch ungünstig ist.
Der separate Verdichter 25' ermöglicht eine höhere CO2-Konzentration und damit eine Steigerung in der Effektivität der Cθ2-Abtrennung. Gleichzeitig erhöht sich der Wirkungsgrad des Prozesses durch die Zwischenerhitzung. Die in Fig. 2 dar¬ gestellte Anlage hat entsprechend folgende Eigenschaften und Vorteile:
- Die CO2-Abtrennung erfolgt aufgrund des separaten Verdichters bei vollem Verdichterdruck (optimalerweise bei etwa 30 bar) mit einer einzigen Ver¬ dichterstufe.
- Der Einsatz der Zwischenerhitzung gibt eine grossere Energiedichte im Prozess.
- Der Einsatz der Zwischenerhitzung reduziert die NOx-Emission im Prozess. - Der Einsatz der Zwischenerhitzung ermöglicht wegen des grosseren Sauer- stoffüberschuss-Verhältnisses bei vorgegebener gesamthafter Rückfüh¬ rungsrate eine stabilere Verbrennung im ersten Brenner (Brennkammer 15). Dadurch ergibt sich eine grossere Flexibilität bei der Steuerung des Prozesses, d.h., ein grosserer Variationsbereich bei der Wärmefreisetzung im ersten und zweiten Brenner (Zwischenerhitzer 27).
Die Verdichter und Turbinen können im übrigen auch in einer von Fig. 2 abwei¬ chenden Art und Weise miteinander verbunden werden, um den Einsatz einer frei (auf einer separaten Welle) laufenden Leistungsturbine zu ermöglichen. Weiterhin ist es auch denkbar, eine mehrstufige Verdichtung mit Zwischenkühlung des rück¬ geführten Rauchgases vorzusehen. In diesem Fall würde die CO2-Abtrennung bei einem niedrigeren Druck stattfinden, jedoch Hesse sich insgesamt ein höherer Sy¬ stemdruck erreichen. Der Bypass würde dann nur die Cθ2-Absorbereinheit umfas¬ sen, nicht jedoch die Kühler, die ausserdem nicht regenerativ ausgeführt wären.
Das Anlagenschema des in Fig. 3 gezeigten Ausführungsbeispiels offenbart eine Energieerzeugungsanlage 32 mit einer Gasturbine 12 mit Verdichter 25', Brenn- kammer 15 und Turbine 16 und nachgeschaltetem Abhitzedampferzeuger 17. Nach Durchlaufen des Abhitzedampferzeugers 17 wird das Rauchgas in einem Kühler 20 entwässert und anschliessend partiell im Cθ2-Separator 19 vom Koh¬ lendioxid befreit. Erst nach der CÜ2-Abtrennung wird ein Teil des Rauchgases über die Rückführungsleitung 34 auf den Eingang des Verdichters 25' zurück¬ geführt und mit der angesaugten und mit Sauerstoff angereicherten Luft 23 ver¬ mischt. Der Rest des Rauchgases kann in einer optionalen, nachgeschalteten Ab- gasturbine 29 weiter entspannt werden. Zusätzlich kann die am Eingang anste¬ hende und in der Sauerstoffanreicherungsvorrichtung 11 mit Sauerstoff angerei- cherte Luft 23 in einem Verdichter 25 vorverdichtet und in einem Zwischenkühler 35 optional zwischengekühlt werden. So könnte beispielsweise ein Druckverhält¬ nis von 10 in der Vorverdichtung (Verdichter 25) des Sauerstoff enthaltenden Ga¬ ses und ein Druckverhältnis von 10-20 in der Hauptverdichtung (25') gewählt wer¬ den. Wenn dann sehr stark angereicherte Luft verwendet wird, kann so ein effi- zienter Prozess erreicht werden.
In dieser Version wird das Kohlendioxid vor der Rückführung abgetrennt. Obgleich das CO2 bei einem niedrigeren Druck abgetrennt wird, ergibt sich durch die Ent¬ wässerung ein hoher Cθ2-Partialdruck. Die in Fig. 3 dargestellte Anlage hat ent- sprechend folgende Eigenschaften und Vorteile:
- Anders als bei Fig. 1 und 2 wird das Rauchgas insgesamt einer CO2- Abtrennung unterzogen. Ein Teil des Rauchgases wird dann zurückgeführt. Diese Vorgehensweise kann aber auch bei Konzepten mit Zwischenküh¬ lung (ähnlich wie Fig. 1 ) und Zwischenerhitzung (ähnlich wie Fig. 2) einge- setzt werden.
- Es kann Wasser eingespritzt werden (in Fig. 3 nicht dargestellt), um die NOx-Emissionen der Verbrennung zu reduzieren und den für eine vorgege¬ bene CO2-Abgaskonzentration erforderlichen Grad an Rauchgasrückfüh¬ rung zu reduzieren.
Andere Möglichkeiten ergeben sich, wenn ein Kreisprozess mit einem hohen Mass an Wassereinspritzung (Sprüh-Zwischenkühlung, Wasser- oder Dampfeinsprit- zung in die Brennkammer) mit dem Schema der partiellen Rauchgasrückführung kombiniert wird:
- Wenn der hohe Anteil an Wasser in Rauchgas entfernt wird, erhöht sich die Cθ2-Konzentration. Dadurch verbessert sich die Effizienz der Cθ2-Abtren- nung, und zwar sowohl bei der „tail-end"-Konfiguration gemäss Fig. 3, d.h. bei einer Lösung mit nachgeschalteter CÜ2-Abtrennung am Prozessende, als auch bei der Abtrennung im Mitteldruckbereich gemäss Fig. 1 und 2.
- Die Zugabe von Wasser ermöglicht dieselbe Brenntemperatur mit weniger Rauchgasrückführung. Dies kann in Fällen, in denen die Wasserversorgung unkritisch ist, Auswirkungen auf den Wirkungsgrad haben.
- Die Wassereinspritzung kann auch bei Prozessen ohne Rauchgasrückfüh¬ rung eingesetzt werden, um nach der Wasserkondensation eine effiziente „tail-end"-CO2-Abtrennung zu erlauben. Im Grenzfall könnte ausreichend Wasser zum Prozess hinzugefügt werden, um eine Verbrennung mit λ nahe 1 bei vernünftigen Temperaturen ohne Rauchgasrückführung zu ermögli¬ chen.
BEZUGSZEICHENLISTE
10, 30, 32 Energieerzeugungsanlage
11 Sauerstoffanreicherungsvorrichtung
12, 12' Gasturbine
13, 14 Verdichterstufe
15 Brennkammer
16, 16' Turbine
17 Abhitzedampferzeuger (HRSG)
18, 35 Zwischenkühler
19 CO2-Separator
20, 26' Kühler
21 , 21', 22, 31 Ventil
23 Luft
24 Abgasleitung
25, 25' Verdichter
26 regenerativer Wärmetauscher
27 Zwischenerhitzer
28, 28' Generator
29 Abgasturbine
33 Bypass
34 Rückführungsleitung

Claims

PATENTANSPRÜCHE
1. Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine (12) um¬ fassenden Energieerzeugungsanlage (10, 30, 32), bei welchem Verfahren in ei- nem ersten Schritt ein Sauerstoff enthaltendes Gas in einem Verdichter (13, 14; 25, 25') der Gasturbine (12) verdichtet wird, in einem zweiten Schritt das verdich¬ tete Gas unter Zugabe von Brennstoff in einer Brennkammer (15) einer Verbren¬ nung zugeführt wird, in einem dritten Schritt das heisse Rauchgas aus der Brenn¬ kammer (15) in einer Turbine (16) der Gasturbine (12) unter Arbeitsleistung ent- spannt wird, und in einem vierten Schritt ein abgezweigter Teilstrom des ent¬ spannten Rauchgases in einen stromaufwärts der Brennkammer (15) liegenden Teil der Gasturbine (12) zurückgeführt und verdichtet wird, dadurch gekennzeich¬ net, dass aus dem zirkulierenden Gas in einem CO2-Separator (19) Kohlendioxid (CO2) abgetrennt wird, und dass Massnahmen zum Ausgleich der mit der CO2- Abtrennung verbundenen Wirkungsgradverluste im Gasturbinen-Kreisprozess ge¬ troffen werden.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass das Kohlen¬ dioxid (CO2) aus dem zirkulierenden Gas nur teilweise abgetrennt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass zur Erzeugung des dem Verdichter (13, 14, 25) der Gasturbine (12) zugeführten, Sau¬ erstoff enthaltenden Gases Luft mit Sauerstoff angereichert wird.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Anreiche¬ rung der Luft mit Sauerstoff in einer Sauerstoffanreicherungsvorrichtung (11 ) unter Verwendung von bei niedrigen Temperaturen arbeitenden Lufttrennmembranen durchgeführt wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass das entspannte Rauchgas vor dem Abzweigen des Teilstromes in einem Ab¬ hitzedampferzeuger (17) zur Erzeugung von Dampf eingesetzt wird.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass das Sauerstoff enthaltende Gas in dem Verdichter in wenigstens zwei hinter¬ einander geschalteten Verdichterstufen (13, 14) verdichtet wird, und dass das Sauerstoff enthaltende Gas zwischen den beiden Verdichterstufen (13, 14) zwi- schengekühlt wird.
7. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass das zurück¬ geführte Rauchgas dem Sauerstoff enthaltenden Gas vor der ersten Verdichter¬ stufe (13) zugegeben wird, und dass das Kohlendioxid (CO2) aus dem zwischen- gekühlten, Sauerstoff enthaltenden Gas vor Eintritt in die zweite Verdichterstufe (14) abgetrennt wird.
8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass zum Abtren¬ nen des Kohlendioxids (CO2) das Sauerstoff enthaltende Gas durch einen CO2- Separator (19) geschickt wird, dass die Menge des durch den CO2-Separator (19) strömenden Gases mittels eines ersten, einstellbaren Ventils (21 ) eingestellt wird, welches in einem Bypass (33) zum CO2-Separator (19) angeordnet ist, und dass der durch den CO2-Separator (19) geleitete Stroms mittels eines vor dem CO2- Separator (19) angeordneten zweiten Ventils (21') abgesperrt oder geregelt wird.
9. Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass das Ventil (21 ) im Bypass (33) während der Anfahrphase, während des Teillastbetriebs oder während einer Notabschaltung vollständig geöffnet wird, um den CO2-Separator (19) kurzzuschliessen.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 7 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass der abgezweigte Teilstrom des Rauchgases vor der Rückführung in einem Kühler (20) abgekühlt wird, wobei dem Teilstrom optional Wasser entzogen wird.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 7 bis 10, dadurch gekennzeich¬ net, dass der abgezweigte Teilstrom unterbrochen wird, wenn der Gasturbinen- Kreisprozess in einem Standardmodus ohne Abtrennung von Kohlendioxid (CO2) gefahren werden soll.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 7 bis 11 , dadurch gekennzeich- net, dass das Kohlendioxid (CO2) im CO2-Separator (19) mittels Membranen in einem nassen Verfahren abgetrennt wird.
13. Verfahren nach einem der Ansprüche 7 bis 12, dadurch gekennzeich¬ net, dass zur Zwischenkühlung Wasser in den Strom des Sauerstoff enthaltenden Gases eingesprüht wird.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 7 bis 12, dadurch gekennzeich¬ net, dass nach Art des „inlet fogging" am Eingang der zweiten Verdichterstufe Wasser in den Strom des Sauerstoff enthaltenden Gases eingesprüht wird.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass der abgezweigte Teilstrom der Rauchgase vor der Rückführung in die Gas¬ turbine (12) in einem separaten Verdichter (25') komprimiert wird.
16. Verfahren nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, dass das Koh¬ lendioxid (CO2) aus dem komprimierten Teilstrom des Rauchgases abgetrennt und der komprimierte Teilstrom anschliessend dem Sauerstoff enthaltenden Gas vor der Brennkammer (15) zugegeben wird.
17. Verfahren nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, dass zum
Abtrennen des Kohlendioxids (CO2) der komprimierte Teilstrom durch einen CO2- Separator (19) geschickt wird, dass die Menge des durch den CO2-Separator (19) strömenden Gases mittels eines ersten, einstellbaren Ventils (21 ) eingestellt wird, welches in einem Bypass (33) zum CO2-Separator (19) angeordnet ist, und dass der durch den CO2-Separator (19) geleitete Stroms mittels eines vor dem CO2-Se- parator (19) angeordneten zweiten Ventils (21') abgesperrt oder geregelt wird.
18. Verfahren nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass der kom¬ primierte Teilstrom vor dem Eintritt in den Cθ2-Separator (19) in einem Kühler (26') abgekühlt wird, und dass der komprimierte Teilstrom vor dem Eintritt in den Kühler (26') in einem regenerativen Wärmetauscher (26) vorgekühlt und nach dem Verlassen des CO2-Separators (19) in dem regenerativen Wärmetauscher (26) vorgewärmt wird.
19. Verfahren nach einem der Ansprüche 15 bis 18, dadurch gekennzeich¬ net, dass der abgezweigte Teilstrom des Rauchgases vor der Rückführung in ei- nem Kühler (20) abgekühlt und dem Teilstrom dabei optional Wasser entzogen wird.
20. Verfahren nach einem der Ansprüche 15 bis 19, dadurch gekennzeich¬ net, dass das in der Turbine (16) der Gasturbine (12) entspannte Rauchgas zwi- schenerhitzt und in einer weiteren Turbine (16') erneut entspannt wird, und dass die weitere Turbine (16') zum Antrieb des separaten Verdichters (25') verwendet wird.
21. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass das Kohlendioxid (CO2) aus dem in der Turbine (16) der Gasturbine (12) ent¬ spannten Rauchgas abgetrennt wird, und dass nach dem Abtrennen des Kohlen¬ dioxids (CO2) ein Teilstrom abgezweigt und zum Eingang des Verdichters (25') der Gasturbine (12) zurückgeführt wird.
22. Verfahren nach Anspruch 21 , dadurch gekennzeichnet, dass das in der
Turbine (16) der Gasturbine (12) entspannte Rauchgas vor dem Abtrennen des Kohlendioxids (CO2) in einem Kühler (20) abgekühlt und dem Rauchgas dabei optional Wasser entzogen wird.
23. Verfahren nach Anspruch 21 oder 22, dadurch gekennzeichnet, dass das Rauchgas in der Turbine (16) der Gasturbine (12) auf wenige bar entspannt wird, und dass das Rauchgas nach dem Abtrennen des Kohlendioxids (CO2) in einer Abgasturbine (29) weiter entspannt wird.
24. Verfahren nach einem der Ansprüche 21 bis 23, dadurch gekennzeich- net, dass das Sauerstoff enthaltende Gas vor der Verdichtung in der Gasturbine
(12) in einem weiteren Verdichter (25) vorverdichtet und anschliessend in einem Zwischenkühler (35) zwischengekühlt wird.
25. Energieerzeugungsanlage (10, 30, 32) zur Durchführung des Verfah- rens nach Anspruch 1 , umfassend eine Gasturbine (12) mit einem Verdichter (13,
14; 25), einer Turbine (16) und einer zwischen dem Ausgang des Verdichters (13, 14; 25) und dem Eingang der Turbine (16) angeordneten Brennkammer (15), so¬ wie eine an den Ausgang der Turbine (16) angeschlossene Abgasleitung (24) und eine von der Abgasleitung (24) abzweigende, in einen stromaufwärts der Brenn- kammer (15) liegenden Teil der Gasturbine (12) zurückführende Rückführungs¬ leitung (34), dadurch gekennzeichnet, dass innerhalb des durch die Rückfüh¬ rungsleitung (34) gebildeten Gaskreislaufs ein CO2-Separator (19) angeordnet ist, und dass Mittel zum Ausgleich der mit der CO2-Abtrennung verbundenen Wir¬ kungsgradverluste im Gasturbinen-Kreisprozess vorgesehen sind.
26. Energieerzeugungsanlage nach Anspruch 25, dadurch gekennzeichnet, dass vor dem Eingang des Verdichters (13, 14; 25) der Gasturbine (12) eine vor¬ zugsweise Lufttrennmembranen aufweisende Sauerstoffanreicherungsvorrichtung (11 ) zur Anreicherung der von dem Verdichter (13, 14; 25) angesaugten Luft mit Sauerstoff angeordnet ist.
27. Energieerzeugungsanlage nach Anspruch 25 oder 26, dadurch gekenn¬ zeichnet, dass in der Abgasleitung (24) ein Abhitzedampferzeuger (17) angeord¬ net ist.
28. Energieerzeugungsanlage nach einem der Ansprüche 25 bis 27, da¬ durch gekennzeichnet, dass der Verdichter der Gasturbine (12) zwei Verdichter- stufen (13, 14) umfasst, dass der CO2-Separator (19) zwischen den beiden Ver¬ dichterstufen (13, 14) angeordnet ist, dass zwischen dem Ausgang der ersten Verdichterstufe (13) und dem Eingang des Cθ2-Separators (19) ein Zwischen¬ kühler (18) vorgesehen ist, und dass die Rückführungsleitung (34) auf den Ein- gang der ersten Verdichterstufe (13) zurückgeführt ist.
29. Energieerzeugungsanlage nach Anspruch 28, dadurch gekennzeichnet, dass der CO2-Separator (19) mit einem Bypass (33) überbrückt ist, in welchem ein erstes, einstellbares Ventil (21) angeordnet ist, und dass vor dem CO2-Separator (19) ein zweites Ventil (21') zum Absperren oder Regeln des durch den CO2- Separator (19) geleiteten Stromes angeordnet ist.
30. Energieerzeugungsanlage nach einem der Ansprüche 25 bis 27, da¬ durch gekennzeichnet, dass die Rückführungsleitung (34) auf den Eingang der Brennkammer (15) zurückgeführt ist, und dass in der Rückführungsleitung (34) hintereinander ein separater Verdichter (25') und der CO2-Separator (19) ange¬ ordnet sind.
31. Energieerzeugungsanlage nach Anspruch 30, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen dem separaten Verdichter (25') und dem CO2-Separator (19) ein
Kühler (26') vorgesehen ist, und dass vor dem Kühler (26') ein regenerativer Wärmetauscher (26) angeordnet ist, durch welchen das rückgeführte Gas zum Kühler (26') und das aus dem CO2-Separator (19) austretende Gas zur Brenn¬ kammer (15) strömt.
32. Energieerzeugungsanlage nach Anspruch 30 oder 31 , dadurch gekenn¬ zeichnet, dass der CO2-Separator (19) mit einem Bypass (33) überbrückt ist, in welchem ein erstes, einstellbares Ventil (21 ) angeordnet ist, und dass vor dem CO2-Separator (19) ein zweites Ventil (21') zum Absperren oder Regeln des durch den CO2-Separator (19) geleiteten Stromes angeordnet ist.
33. Energieerzeugungsanlage nach einem der Ansprüche 30 bis 32, da¬ durch gekennzeichnet, dass in derAbgasleitung (24) hintereinander ein Zwi¬ schenerhitzer (27) und eine weitere Turbine (16') angeordnet sind.
34. Energieerzeugungsanlage nach einem der Ansprüche 25 bis 33, da¬ durch gekennzeichnet, dass in der Rückführungsleitung (34) ein Ventil (22) ange¬ ordnet ist.
35. Energieerzeugungsanlage nach einem der Ansprüche 25 bis 34, da- durch gekennzeichnet, dass in der Rückführungsleitung (34) ein Kühler (20) ange¬ ordnet ist.
36. Energieerzeugungsanlage nach einem der Ansprüche 25 bis 27, da¬ durch gekennzeichnet, dass der CO2-Separator (19) in der Abgasleitung (24) an- geordnet ist, und dass die Rückführungsleitung (34) vom Ausgang des CO2-Sepa- rators (19) auf den Eingang des Verdichters (25') der Gasturbine (12) zurückge¬ führt ist, und dass in der Rückführungsleitung (34) ein Ventil (31 ) vorgesehen ist.
37. Energieerzeugungsanlage nach Anspruch 36, dadurch gekennzeichnet, dass vor dem Eingang des Cθ2-Separators (19) ein Kühler (20) angeordnet ist, und dass in derAbgasleitung am Ausgang des CO2-Separators (19) eine Abgas- turbine (29) vorgesehen ist.
38. Energieerzeugungsanlage nach Anspruch 36 oder 37, dadurch gekenn- zeichnet, dass vor dem Eingang des Verdichters (25') der Gasturbine (12) ein wei¬ terer Verdichter (25) mit einem nachfolgenden Zwischenkühler (35) angeordnet ist.
EP05777710A 2004-08-11 2005-08-04 Verfahren zur erzeugung von energie in einer eine gasturbine umfassenden energieerzeugungsanlage sowie energieerzeugungsanlage zur durchführung des verfahrens Withdrawn EP1776516A1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102004039164A DE102004039164A1 (de) 2004-08-11 2004-08-11 Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
PCT/EP2005/053838 WO2006018389A1 (de) 2004-08-11 2005-08-04 Verfahren zur erzeugung von energie in einer eine gasturbine umfassenden energieerzeugungsanlage sowie energieerzeugungsanlage zur durchführung des verfahrens

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP1776516A1 true EP1776516A1 (de) 2007-04-25

Family

ID=35241184

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP05777710A Withdrawn EP1776516A1 (de) 2004-08-11 2005-08-04 Verfahren zur erzeugung von energie in einer eine gasturbine umfassenden energieerzeugungsanlage sowie energieerzeugungsanlage zur durchführung des verfahrens

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20080010967A1 (de)
EP (1) EP1776516A1 (de)
CA (1) CA2576613A1 (de)
DE (1) DE102004039164A1 (de)
WO (1) WO2006018389A1 (de)

Families Citing this family (164)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2891013B1 (fr) * 2005-09-16 2011-01-14 Inst Francais Du Petrole Production d'energie par turbine a gaz sans emission de c02
GB2436128B (en) * 2006-03-16 2008-08-13 Rolls Royce Plc Gas turbine engine
FR2900061B1 (fr) * 2006-04-21 2008-07-04 Inst Francais Du Petrole Procede pour concentrer le dioxyde de carbone present dans des fumees rejetees par une installation de generation d'energie.
US7942008B2 (en) 2006-10-09 2011-05-17 General Electric Company Method and system for reducing power plant emissions
US7827778B2 (en) * 2006-11-07 2010-11-09 General Electric Company Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions
AU2008304752B2 (en) * 2007-09-28 2012-03-01 Central Research Institute Of Electric Power Industry Turbine facility and power generating apparatus
US7866140B2 (en) * 2007-12-14 2011-01-11 General Electric Company Control system for an EGR purge system
MY156350A (en) 2008-03-28 2016-02-15 Exxonmobil Upstream Res Co Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
MY153097A (en) 2008-03-28 2014-12-31 Exxonmobil Upstream Res Co Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
BRPI0920139A2 (pt) 2008-10-14 2015-12-22 Exxonmobil Upstream Res Co sistema de combustão, método de controle de combustão, e, sistema de combustor.
CH699804A1 (de) * 2008-10-29 2010-04-30 Alstom Technology Ltd Gasturbinenanlage mit Abgasrückführung sowie Verfahren zum Betrieb einer solchen Anlage.
EP2246532A1 (de) * 2008-12-24 2010-11-03 Alstom Technology Ltd Kraftwerk mit CO2-Abscheidung
EP2248999A1 (de) * 2008-12-24 2010-11-10 Alstom Technology Ltd Kraftwerk mit CO2-Abscheidung
CH700310A1 (de) * 2009-01-23 2010-07-30 Alstom Technology Ltd Verfahren zur CO2 Abscheidung aus einem Kombikraftwerk und Kombikraftwerk mit einer Gasturbine mit Strömungsteilung und Rezirkulation.
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
US9416728B2 (en) 2009-02-26 2016-08-16 8 Rivers Capital, Llc Apparatus and method for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system and device
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
US8616323B1 (en) 2009-03-11 2013-12-31 Echogen Power Systems Hybrid power systems
US9014791B2 (en) 2009-04-17 2015-04-21 Echogen Power Systems, Llc System and method for managing thermal issues in gas turbine engines
CA2764450C (en) 2009-06-05 2018-02-13 Exxonmobil Upstream Research Company Combustor systems and methods for using same
US9441504B2 (en) 2009-06-22 2016-09-13 Echogen Power Systems, Llc System and method for managing thermal issues in one or more industrial processes
US9316404B2 (en) 2009-08-04 2016-04-19 Echogen Power Systems, Llc Heat pump with integral solar collector
EP2287456A1 (de) 2009-08-17 2011-02-23 Alstom Technology Ltd Gasturbine und Verfahren zum Betrieb der Gasturbine
US8096128B2 (en) 2009-09-17 2012-01-17 Echogen Power Systems Heat engine and heat to electricity systems and methods
US8813497B2 (en) 2009-09-17 2014-08-26 Echogen Power Systems, Llc Automated mass management control
US8613195B2 (en) 2009-09-17 2013-12-24 Echogen Power Systems, Llc Heat engine and heat to electricity systems and methods with working fluid mass management control
US8869531B2 (en) 2009-09-17 2014-10-28 Echogen Power Systems, Llc Heat engines with cascade cycles
US20110094230A1 (en) * 2009-10-27 2011-04-28 Matthias Finkenrath System and method for carbon dioxide capture in an air compression and expansion system
CN102597418A (zh) 2009-11-12 2012-07-18 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
US8863492B2 (en) * 2010-01-19 2014-10-21 Siemens Energy, Inc. Combined cycle power plant with split compressor
US20110265445A1 (en) * 2010-04-30 2011-11-03 General Electric Company Method for Reducing CO2 Emissions in a Combustion Stream and Industrial Plants Utilizing the Same
DE102011102720B4 (de) * 2010-05-26 2021-10-28 Ansaldo Energia Switzerland AG Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus und mit Abgasrückführung
MY160832A (en) * 2010-07-02 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler
AU2011271636B2 (en) * 2010-07-02 2016-03-17 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
EP2588732B1 (de) * 2010-07-02 2019-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Emissionsarme dreifachzyklus-stromerzeugungssysteme und verfahren dafür
TWI593878B (zh) 2010-07-02 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 用於控制燃料燃燒之系統及方法
EA029301B1 (ru) * 2010-07-02 2018-03-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Интегрированные системы для получения со(варианты) и способ производства электроэнергии
CA2801494C (en) * 2010-07-02 2018-04-17 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
US20120023947A1 (en) * 2010-07-30 2012-02-02 General Electric Company Systems and methods for co2 capture
CN105736150B (zh) 2010-08-06 2018-03-06 埃克森美孚上游研究公司 优化化学计量燃烧的系统和方法
WO2012018458A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for exhaust gas extraction
DE102010034276B4 (de) * 2010-08-13 2013-08-29 Olaf Hein Kombinierter Kraftwerksprozess mit Abgasreinigungsvorrichtung
US8869889B2 (en) 2010-09-21 2014-10-28 Palmer Labs, Llc Method of using carbon dioxide in recovery of formation deposits
US20120067054A1 (en) 2010-09-21 2012-03-22 Palmer Labs, Llc High efficiency power production methods, assemblies, and systems
JP2013540229A (ja) * 2010-10-05 2013-10-31 アルストム テクノロジー リミテッド Ｃｏ２捕捉を備えたコンバインドサイクル発電所及びこれを運転する方法
EP2444632A1 (de) 2010-10-19 2012-04-25 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Regulierung der Rauchgasrückführung in einem Kraftwerk
US8726628B2 (en) * 2010-10-22 2014-05-20 General Electric Company Combined cycle power plant including a carbon dioxide collection system
US8857186B2 (en) 2010-11-29 2014-10-14 Echogen Power Systems, L.L.C. Heat engine cycles for high ambient conditions
US8783034B2 (en) * 2011-11-07 2014-07-22 Echogen Power Systems, Llc Hot day cycle
US8616001B2 (en) 2010-11-29 2013-12-31 Echogen Power Systems, Llc Driven starter pump and start sequence
EP2458180A1 (de) * 2010-11-30 2012-05-30 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine bei Lastabwurf, Vorrichtung zum Regeln des Betriebs einer Gasturbine sowie Kraftwerk
US20120180493A1 (en) * 2011-01-13 2012-07-19 General Electric Company Apparatus and method for controlling oxygen emissions from a gas turbine
EP2665808B1 (de) 2011-01-20 2016-12-07 Saudi Arabian Oil Company Bordeigene rückgewinnung und lagerung von co2 aus kraftfahrzeugabgasen
US9371755B2 (en) * 2011-01-20 2016-06-21 Saudi Arabian Oil Company Membrane separation method and system utilizing waste heat for on-board recovery and storage of CO2 from motor vehicle internal combustion engine exhaust gases
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
JP5840559B2 (ja) * 2011-04-28 2016-01-06 アルストム テクノロジー リミテッドＡＬＳＴＯＭ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｌｔｄ 排ガス再循環式ガスタービン発電設備の動作方法及び排ガス再循環式ガスタービン発電設備
US8205455B2 (en) 2011-08-25 2012-06-26 General Electric Company Power plant and method of operation
US9127598B2 (en) * 2011-08-25 2015-09-08 General Electric Company Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US8266913B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant and method of use
US8245493B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and control method
US8453462B2 (en) * 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US8347600B2 (en) 2011-08-25 2013-01-08 General Electric Company Power plant and method of operation
US8713947B2 (en) 2011-08-25 2014-05-06 General Electric Company Power plant with gas separation system
US8245492B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and method of operation
US8266883B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant start-up method and method of venting the power plant
US8453461B2 (en) 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Power plant and method of operation
CN102305109B (zh) * 2011-09-13 2014-03-26 华北电力大学 一种富氧-煤气化烟气再热联合循环动力系统
CN102337937B (zh) * 2011-09-13 2014-08-20 华北电力大学 一种煤整体气化烟气再热联合循环动力系统
CN102337936A (zh) * 2011-09-13 2012-02-01 华北电力大学 一种烟气再热联合循环动力系统
WO2013055391A1 (en) 2011-10-03 2013-04-18 Echogen Power Systems, Llc Carbon dioxide refrigeration cycle
KR102044831B1 (ko) 2011-11-02 2019-11-15 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 전력 생산 시스템 및 상응하는 방법
US20130133337A1 (en) * 2011-11-30 2013-05-30 General Electric Company Hydrogen assisted oxy-fuel combustion
CN104428490B (zh) 2011-12-20 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 提高的煤层甲烷生产
US8776532B2 (en) 2012-02-11 2014-07-15 Palmer Labs, Llc Partial oxidation reaction with closed cycle quench
EP2644851A1 (de) 2012-03-29 2013-10-02 Alstom Technology Ltd Verfahren zum Betreiben eines Kombi-Kraftwerks und Kombi-Kraftwerk mit diesem Verfahren
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US10273880B2 (en) 2012-04-26 2019-04-30 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine
BR112015003646A2 (pt) 2012-08-20 2017-07-04 Echogen Power Systems Llc circuito de fluido de trabalho supercrítico com uma bomba de turbo e uma bomba de arranque em séries de configuração
US9341084B2 (en) 2012-10-12 2016-05-17 Echogen Power Systems, Llc Supercritical carbon dioxide power cycle for waste heat recovery
US9118226B2 (en) 2012-10-12 2015-08-25 Echogen Power Systems, Llc Heat engine system with a supercritical working fluid and processes thereof
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10100741B2 (en) 2012-11-02 2018-10-16 General Electric Company System and method for diffusion combustion with oxidant-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10215412B2 (en) * 2012-11-02 2019-02-26 General Electric Company System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US10107495B2 (en) 2012-11-02 2018-10-23 General Electric Company Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent
US10208677B2 (en) * 2012-12-31 2019-02-19 General Electric Company Gas turbine load control system
US9581081B2 (en) * 2013-01-13 2017-02-28 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
WO2014117068A1 (en) 2013-01-28 2014-07-31 Echogen Power Systems, L.L.C. Methods for reducing wear on components of a heat engine system at startup
WO2014117074A1 (en) 2013-01-28 2014-07-31 Echogen Power Systems, L.L.C. Process for controlling a power turbine throttle valve during a supercritical carbon dioxide rankine cycle
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
EP2964911B1 (de) 2013-03-04 2022-02-23 Echogen Power Systems LLC Wärmekraftmaschinensysteme mit überkritischen kohlendioxidkreisläufen mit hoher nettoleistung
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
WO2014137648A1 (en) 2013-03-08 2014-09-12 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
TW201500635A (zh) 2013-03-08 2015-01-01 Exxonmobil Upstream Res Co 處理廢氣以供用於提高油回收
US9263755B2 (en) * 2013-03-15 2016-02-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of molten carbonate fuel cells in iron and steel processing
US9145795B2 (en) 2013-05-30 2015-09-29 General Electric Company System and method of waste heat recovery
US9593597B2 (en) * 2013-05-30 2017-03-14 General Electric Company System and method of waste heat recovery
US9587520B2 (en) 2013-05-30 2017-03-07 General Electric Company System and method of waste heat recovery
WO2014202385A1 (de) * 2013-06-17 2014-12-24 Siemens Aktiengesellschaft Gasturbinenanlage und verfahren zum betrieb einer solchen gasturbinenanlage
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
US9903588B2 (en) 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
JP6250332B2 (ja) 2013-08-27 2017-12-20 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー ガスタービン設備
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
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
WO2016040108A1 (en) 2014-09-09 2016-03-17 8 Rivers Capital, Llc Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
US11231224B2 (en) 2014-09-09 2022-01-25 8 Rivers Capital, Llc Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
WO2016073252A1 (en) 2014-11-03 2016-05-12 Echogen Power Systems, L.L.C. Active thrust management of a turbopump within a supercritical working fluid circuit in a heat engine system
US10961920B2 (en) 2018-10-02 2021-03-30 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
MA40950A (fr) 2014-11-12 2017-09-19 8 Rivers Capital Llc Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie
US11686258B2 (en) 2014-11-12 2023-06-27 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
DE102014116672B4 (de) * 2014-11-14 2016-08-18 Kaeser Kompressoren Se Zwischenkühlerbypass
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
US20160237904A1 (en) * 2015-02-13 2016-08-18 General Electric Company Systems and methods for controlling an inlet air temperature of an intercooled gas turbine engine
US10145269B2 (en) 2015-03-04 2018-12-04 General Electric Company System and method for cooling discharge flow
US10480792B2 (en) 2015-03-06 2019-11-19 General Electric Company Fuel staging in a gas turbine engine
MX2017016478A (es) 2015-06-15 2018-05-17 8 Rivers Capital Llc Sistema y metodo para la puesta en marcha de una instalacion de produccion de energia.
WO2017141186A1 (en) 2016-02-18 2017-08-24 8 Rivers Capital, Llc System and method for power production including methanation
JP7001608B2 (ja) 2016-02-26 2022-01-19 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 電力プラントを制御するためのシステムおよび方法
EP3512925B1 (de) 2016-09-13 2022-03-30 8 Rivers Capital, LLC System und verfahren zur energieerzeugung mit partieller oxidation
CN111094720B (zh) 2017-08-28 2023-02-03 八河流资产有限责任公司 回热式超临界co2动力循环的低等级热优化
PL3759322T3 (pl) 2018-03-02 2024-03-18 8 Rivers Capital, Llc Układy i sposoby wytwarzania energii z wykorzystaniem płynu roboczego z dwutlenku węgla
US11187112B2 (en) 2018-06-27 2021-11-30 Echogen Power Systems Llc Systems and methods for generating electricity via a pumped thermal energy storage system
JP7330718B2 (ja) 2019-02-28 2023-08-22 三菱重工業株式会社 ガスタービンプラント、及びその排出二酸化炭素回収方法
US11193421B2 (en) * 2019-06-07 2021-12-07 Saudi Arabian Oil Company Cold recycle process for gas turbine inlet air cooling
JP7412102B2 (ja) * 2019-07-24 2024-01-12 三菱重工業株式会社 ガスタービンプラント
CN114901925A (zh) 2019-10-22 2022-08-12 八河流资产有限责任公司 用于发电系统的热管理的控制方案和方法
US11435120B2 (en) 2020-05-05 2022-09-06 Echogen Power Systems (Delaware), Inc. Split expansion heat pump cycle
US11629638B2 (en) 2020-12-09 2023-04-18 Supercritical Storage Company, Inc. Three reservoir electric thermal energy storage system
US12516855B2 (en) 2022-10-27 2026-01-06 Supercritical Storage Company, Inc. High-temperature, dual rail heat pump cycle for high performance at high-temperature lift and range
AU2024289421A1 (en) 2023-02-07 2025-09-11 Supercritical Storage Company, Inc. Waste heat integration into pumped thermal energy storage
AU2024259579A1 (en) 2023-04-21 2025-11-06 Chevron U.S.A. Inc. Membrane preconcentration of carbon dioxide from exhaust gas sources

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6256976B1 (en) * 1997-06-27 2001-07-10 Hitachi, Ltd. Exhaust gas recirculation type combined plant
US6622470B2 (en) * 2000-05-12 2003-09-23 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
FR2825935B1 (fr) * 2001-06-14 2003-08-22 Inst Francais Du Petrole Generateur de puissance a faibles rejets de co2 et procede associe
WO2004072443A1 (en) * 2003-02-11 2004-08-26 Statoil Asa Efficient combined cycle power plant with co2 capture and a combustor arrangement with separate flows
US7637093B2 (en) * 2003-03-18 2009-12-29 Fluor Technologies Corporation Humid air turbine cycle with carbon dioxide recovery
CN100430583C (zh) * 2003-03-18 2008-11-05 弗劳尔公司 具有二氧化碳回收的湿空气涡轮机循环设备
DE10325111A1 (de) * 2003-06-02 2005-01-05 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassende Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
DE10360951A1 (de) * 2003-12-23 2005-07-28 Alstom Technology Ltd Wärmekraftanlage mit sequentieller Verbrennung und reduziertem CO2-Ausstoß sowie Verfahren zum Betreiben einer derartigen Anlage

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See references of WO2006018389A1 *

Also Published As

Publication number Publication date
WO2006018389A1 (de) 2006-02-23
CA2576613A1 (en) 2006-02-23
US20080010967A1 (en) 2008-01-17
DE102004039164A1 (de) 2006-03-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1776516A1 (de) Verfahren zur erzeugung von energie in einer eine gasturbine umfassenden energieerzeugungsanlage sowie energieerzeugungsanlage zur durchführung des verfahrens
DE102007053192B4 (de) Kraftwerke mit Gasturbinen zur Erzeugung von Elektroenergie und Prozesse zu der Reduzierung von CO2-Emissionen
DE4301100C2 (de) Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerkes mit Kohle- oder Oelvergasung
EP1484102B1 (de) Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage
DE60036327T2 (de) Verfahren zur Luftzerlegung mit einer Brennkraftmaschine zur Herstellung von Luftgasen und elektrischer Energie
EP2382029B1 (de) Gasturbine mit strömungsteilung und rezirkulation
DE60019019T2 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Luftzerlegung mit Gasturbinen
DE69429769T2 (de) Mehrwellen, zwischenheizungsgasturbine mit zwischenkühlung und wärmerückgewinnung
DE69314346T2 (de) Verfahren und vorrichtung zur herstellung von flüssigem kohlendioxyd
EP1702176B1 (de) Wärmekraftanlage mit sequentieller verbrennung und reduziertem co2-ausstoss sowie verfahren zum betreiben einer derartigen anlage
EP1219800A2 (de) Gasturbinenzyklus
CH703158B1 (de) Energieerzeugungssystem.
EP0462458B1 (de) Verfahren zur Erhöhung des verdichterbedingten Druckgefälles der Gasturbine einer Krafterzeugungsmaschine
DE102011054653A1 (de) Kombikraftwerk mit einem Kohlenstoffdioxid-Sammelsystem
CH702225B1 (de) Energieerzeugungssystem.
DE112009001807T5 (de) System und Verfahren zum Betreiben eines Gasturbinenantriebs mit einem alternativen Arbeitsfluid
DE112009001834T5 (de) System und Verfahren zum Betreiben eines Energieerzeugungssystems mit einem alternativen Arbeitsfluid
EP0148973A2 (de) Kombinierte Gasturbinen-Dampfturbinen-Anlage mit vorgeschalteter Kohlevergasungsanlage
DE2243996A1 (de) Vorrichtung und verfahren zur mehrstufigen gasverdichtung
EP2867599A2 (de) Verfahren und vorrichtung zur erzeugung elektrischer energie
CH698638B1 (de) Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanordnung umfassend die Einspritzung eines Verdünnungsmittels in die Gasturbinenanordnung.
DE3413241A1 (de) Kombiniertes gas-/dampfturbinenkraftwerk mit co/o(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)-verbrennung
EP0489270B1 (de) Verfahren zur Druckverminderung eines Gases aus einem Primärnetz
DE69738474T2 (de) Reinluftmotoren für transport und andere motorisierte anwendungen
EP1432892A1 (de) Verfahren zum betrieb einer kraftwerksanlage

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20070205

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IS IT LI LT LU LV MC NL PL PT RO SE SI SK TR

17Q First examination report despatched

Effective date: 20070620

RIN1 Information on inventor provided before grant (corrected)

Inventor name: BUECKER, DOMINIKUS, DR.

Inventor name: GRIFFIN, TIMOTHY, DR.

Inventor name: ABBOTT, DAVID JOHN, DR.

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE APPLICATION IS DEEMED TO BE WITHDRAWN

18D Application deemed to be withdrawn

Effective date: 20100420