ES2733083T3 - Aparato y método para quemar un combustible a alta presión y alta temperatura, y sistema y dispositivo asociados - Google Patents

Aparato y método para quemar un combustible a alta presión y alta temperatura, y sistema y dispositivo asociados Download PDF

Info

Publication number
ES2733083T3
ES2733083T3 ES10707169T ES10707169T ES2733083T3 ES 2733083 T3 ES2733083 T3 ES 2733083T3 ES 10707169 T ES10707169 T ES 10707169T ES 10707169 T ES10707169 T ES 10707169T ES 2733083 T3 ES2733083 T3 ES 2733083T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
combustion
perspiration
fuel
combustion chamber
temperature
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.)
Active
Application number
ES10707169T
Other languages
English (en)
Inventor
Miles Palmer
Rodney Allam
Brown, Jr
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.)
8 Rivers Capital LLC
Original Assignee
8 Rivers Capital LLC
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 Rivers Capital LLC filed Critical 8 Rivers Capital LLC
Application granted granted Critical
Publication of ES2733083T3 publication Critical patent/ES2733083T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • 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
    • 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
    • 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
    • F02C1/002—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid using an auxiliary fluid
    • F02C1/005—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid using an auxiliary fluid being recirculated
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/34—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
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02G—HOT GAS OR COMBUSTION-PRODUCT POSITIVE-DISPLACEMENT ENGINE PLANTS; USE OF WASTE HEAT OF COMBUSTION ENGINES; NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F02G5/00—Profiting from waste heat of combustion engines, not otherwise provided for
    • F02G5/02—Profiting from waste heat of exhaust gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B35/00—Control systems for steam boilers
    • F22B35/06—Control systems for steam boilers for steam boilers of forced-flow type
    • F22B35/10—Control systems for steam boilers for steam boilers of forced-flow type of once-through type
    • F22B35/12—Control systems for steam boilers for steam boilers of forced-flow type of once-through type operating at critical or supercritical pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23D—BURNERS
    • F23D1/00—Burners for combustion of pulverulent fuel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/02—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material
    • F23J15/022—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material for removing solid particulate material from the gasflow
    • F23J15/027—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material for removing solid particulate material from the gasflow using cyclone separators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L7/00—Supplying non-combustible liquids or gases, other than air, to the fire, e.g. oxygen, steam
    • F23L7/002—Supplying water
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L7/00—Supplying non-combustible liquids or gases, other than air, to the fire, e.g. oxygen, steam
    • F23L7/007—Supplying oxygen or oxygen-enriched air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23M—CASINGS, LININGS, WALLS OR DOORS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION CHAMBERS, e.g. FIREBRIDGES; DEVICES FOR DEFLECTING AIR, FLAMES OR COMBUSTION PRODUCTS IN COMBUSTION CHAMBERS; SAFETY ARRANGEMENTS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION APPARATUS; DETAILS OF COMBUSTION CHAMBERS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F23M5/00—Casings; Linings; Walls
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23M—CASINGS, LININGS, WALLS OR DOORS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION CHAMBERS, e.g. FIREBRIDGES; DEVICES FOR DEFLECTING AIR, FLAMES OR COMBUSTION PRODUCTS IN COMBUSTION CHAMBERS; SAFETY ARRANGEMENTS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION APPARATUS; DETAILS OF COMBUSTION CHAMBERS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F23M5/00—Casings; Linings; Walls
    • F23M5/08—Cooling thereof; Tube walls
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23M—CASINGS, LININGS, WALLS OR DOORS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION CHAMBERS, e.g. FIREBRIDGES; DEVICES FOR DEFLECTING AIR, FLAMES OR COMBUSTION PRODUCTS IN COMBUSTION CHAMBERS; SAFETY ARRANGEMENTS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION APPARATUS; DETAILS OF COMBUSTION CHAMBERS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F23M5/00—Casings; Linings; Walls
    • F23M5/08—Cooling thereof; Tube walls
    • F23M5/085—Cooling thereof; Tube walls using air or other gas as the cooling medium
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/005—Combined with pressure or heat exchangers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/02—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the air-flow or gas-flow configuration
    • F23R3/04—Air inlet arrangements
    • F23R3/06—Arrangement of apertures along the flame tube
    • 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
    • F25J3/04521—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
    • F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
    • F25J3/04539—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels
    • F25J3/04545—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels for the gasification of solid or heavy liquid fuels, e.g. integrated gasification combined cycle [IGCC]
    • 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
    • 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
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/18—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters
    • F01K3/185—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters using waste heat from outside the plant
    • 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
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/18—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters
    • F01K3/186—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters using electric heat
    • 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
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling
    • F05D2260/203—Heat transfer, e.g. cooling by transpiration cooling
    • 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
    • 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
    • F05D2260/611—Sequestration of CO2
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2900/00—Special arrangements for conducting or purifying combustion fumes; Treatment of fumes or ashes
    • F23J2900/15025—Cyclone walls forming heat exchangers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07001—Injecting synthetic air, i.e. a combustion supporting mixture made of pure oxygen and an inert gas, e.g. nitrogen or recycled fumes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07002—Injecting inert gas, other than steam or evaporated water, into the combustion chambers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07003—Controlling the inert gas supply
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07007—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber using specific ranges of oxygen percentage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07008—Injection of water into the combustion chamber
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23M—CASINGS, LININGS, WALLS OR DOORS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION CHAMBERS, e.g. FIREBRIDGES; DEVICES FOR DEFLECTING AIR, FLAMES OR COMBUSTION PRODUCTS IN COMBUSTION CHAMBERS; SAFETY ARRANGEMENTS SPECIALLY ADAPTED FOR COMBUSTION APPARATUS; DETAILS OF COMBUSTION CHAMBERS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F23M2900/00—Special features of, or arrangements for combustion chambers
    • F23M2900/05004—Special materials for walls or lining
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R2900/00—Special features of, or arrangements for continuous combustion chambers; Combustion processes therefor
    • F23R2900/00004—Preventing formation of deposits on surfaces of gas turbine components, e.g. coke deposits
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/80—Hot exhaust gas turbine combustion engine
    • F25J2240/82—Hot exhaust gas turbine combustion engine with waste heat recovery, e.g. in a combined cycle, i.e. for generating steam 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
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Combustion Of Fluid Fuel (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

Un aparato (220) de combustión, que comprende: una disposición (250) de mezcla configurada para mezclar un combustible carbonáceo con oxígeno enriquecido y un fluido de trabajo para formar una mezcla (200) de combustible; y una cámara (222) de combustión al menos parcialmente definida por un miembro (230) de transpiración, estando además el miembro (230) de transpiración al menos parcialmente rodeado por un miembro (338) de contención de presión, teniendo la cámara (222) de combustión una parte (222A) de entrada y una parte (222B) de salida opuesta, estando configurada la parte (222A) de entrada de la cámara (222) de combustión para recibir la mezcla (200) de combustible para que la mezcla (200) de combustible se queme dentro de la cámara (222) de combustión a una temperatura de combustión para formar un producto de combustión, estando configurada además la cámara (222) de combustión para dirigir el producto de combustión hacia la parte (222B) de salida, estando configurado el miembro (230) de transpiración para dirigir una sustancia de transpiración a través del mismo hacia la cámara (222) de combustión para amortiguar la interacción entre el producto de combustión y el miembro (230) de transpiración, caracterizado por que la sustancia de transpiración es dióxido de carbono supercrítico y también se suministra a la disposición (250) de mezcla como al menos parte del fluido de trabajo.

Description

DESCRIPCIÓN
Aparato y método para quemar un combustible a alta presión y alta temperatura, y sistema y dispositivo asociados
Antecedentes de la divulgación
Campo de la divulgación
La presente divulgación se refiere a aparatos y métodos para la combustión de un combustible carbonáceo con oxígeno a alta presión y alta temperatura para producir productos de combustión que se oxidan con un exceso de oxígeno, o que contienen componentes reductores y tienen un contenido de oxígeno nulo. Una aplicación particular sería para generación de energía, tal como electricidad, a través del uso de un fluido de trabajo para transferir energía generada a través de la combustión de alta eficacia de un combustible. En particular, tales aparatos y métodos usan dióxido de carbono supercrítico como fluido de trabajo. En otro aspecto, los aparatos y métodos pueden usarse para generar un gas que contiene hidrógeno y/o monóxido de carbono.
Descripción de la técnica relacionada
Se estima que los combustibles fósiles continuarán proporcionando la mayor parte de los requisitos de energía eléctrica del mundo durante los próximos 100 años, mientras que se desarrollan y se despliegan las fuentes de energía sin carbono. Métodos conocidos de generación de energía a través de la combustión de combustibles fósiles y/o biomasa adecuada, sin embargo, están acosados por el aumento de los costes de la energía y el aumento de la producción de dióxido de carbono (CO2) y otras emisiones. El calentamiento global se considera cada vez más una consecuencia potencialmente catastrófica del aumento de las emisiones de carbono de los países desarrollados y en desarrollo. La energía solar y eólica no parecen poder reemplazar la combustión de combustibles fósiles a corto plazo, y la energía nuclear tiene peligros asociados con la proliferación y la eliminación de desechos nucleares.
Arreglos convencionales para la producción de energía a partir de combustibles fósiles o de biomasa adecuada ahora se están cargando crecientemente con requisitos para la captura de CO2 a alta presión para la entrega a los sitios de secuestro. Este requisito está resultando difícil de cumplir, sin embargo, ya que la tecnología actual solo proporciona eficacias térmicas muy bajas incluso para los mejores diseños para la captura de CO2. Por otra parte, los costes de capital para lograr la captura de CO2 son altos y, por tanto, pueden resultar en costes de electricidad significativamente más altos en comparación con los sistemas que emiten CO2 a la atmósfera. En consecuencia, existe una necesidad cada vez mayor en la técnica de aparatos y métodos para generación de energía de alta eficacia con una reducción en la emisión de CO2 y/o una mayor facilidad de captura y retención del CO2 producido.
La combustión con oxicombustible de combustibles carbonáceos implica la separación de oxígeno sustancialmente puro del aire (o el suministro de dicho oxígeno sustancialmente puro para uso en el proceso de combustión) y el uso del oxígeno como medio de combustión para producir productos de combustión que están sustancialmente libres de nitrógeno y que comprenden dióxido de carbono y vapor de agua. Las cámaras de combustión de aire y oxicombustible de la técnica actual funcionan a temperaturas y presiones limitadas para evitar daños por exceso de temperatura en las paredes del quemador y/o en otros componentes del sistema, tales como palas de turbina. La limitación de temperatura y/o presión de funcionamiento puede, en algunos casos, prolongar indeseablemente el proceso de combustión y/o requerir un volumen de combustión relativamente grande. Además, el proceso de combustión, el diseño de la combustión y/o las disposiciones de procesamiento de los gases de escape posteriores también pueden depender indeseablemente del tipo de combustible utilizado para el proceso. Además, debido a los grandes volúmenes de gases de combustión aplicados a los sistemas de calderas convencionales en la técnica actual, y el escape de estos gases a la atmósfera, los métodos actuales para retirar los contaminantes de gases de escape de los humos y los sistemas de combustión propuestos de oxicombustible dependen en gran medida del diseño detallado de la planta y del tipo exacto de combustible quemado en la planta. Cada tipo de combustible tiene una composición química contrastada y una cantidad de contaminantes. Por tanto, la técnica actual requiere indeseablemente que los sistemas de depuración de gases de escape o las modificaciones de combustión con oxicombustible para cada planta estén diseñados específicamente para adaptarse a un tipo particular de combustible con una composición química particular.
La técnica actual del carbón, a modo de ejemplo, utiliza generalmente una cámara de combustión única muy grande equipada con paredes tubulares verticales o paredes tubulares configuradas helicoidalmente en las que se genera vapor a alta presión y se sobrecalienta en una sección separada del sobrecalentador. La cámara de combustión de gran tamaño puede experimentar una pérdida de calor considerable, y en general está sujeta a daños, así como construcción de los quemadores, superficies de transferencia de calor radiante y convectiva y otros componentes, de cenizas de carbón, escoria y componentes corrosivos, tales como SOx, HCI, NOx, etc., en los gases de combustión en función del carbón particular utilizado. Tales deficiencias ejemplares pueden requerir que toda la planta se apague para reparar o reemplazar partes dañadas o corroídas y/u otros componentes a intervalos periódicos, y por tanto puede resultar en una menor disponibilidad de la planta y dificultades indeseables en la compensación de la pérdida de producción durante los tiempos de apagado.
El documento US 2007/0274876 describe sistemas y métodos para combustión controlada y descomposición de contaminantes gaseosos al tiempo que reduce la deposición de productos de reacción no deseados desde los sistemas de tratamiento. Los sistemas incluyen un nuevo diseño de cámara térmica de reacción que tiene anillos cerámicos reticulados apilados a través de los cuales el fluido, por ejemplo, gases, puede dirigirse para formar una capa límite a lo largo de la pared interior de la cámara térmica de reacción, reduciendo así la acumulación de materia particulada en el mismo. Los sistemas incluyen además la introducción de fluidos de chorro piloto central para alterar la aerodinámica del interior de la cámara de reacción térmica.
Los documentos WO 2005/114050 A1, EP 1 193 443 A2 y US 2004/0219079 A1 describen otros sistemas de combustión.
Sumario de la divulgación
Lo anterior y otras necesidades se abordan en la presente divulgación que, de acuerdo con un aspecto particular de la invención, proporciona un aparato de combustión de acuerdo con la reivindicación 1.
La presente divulgación también proporciona un método de combustión de acuerdo con la reivindicación 14.
En otro aspecto más, la presente divulgación proporciona un sistema de generación de energía según la reivindicación 8.
En otro aspecto más, el aparato separador del sistema de generación de energía de la reivindicación 8 comprende una pluralidad de dispositivos separadores centrífugos dispuestos en serie, incluyendo un dispositivo separador centrífugo de entrada configurado para recibir el producto de combustión y elementos incombustibles licuados asociados a él y un dispositivo separador centrífugo de salida configurado para expulsar el producto de combustión que tiene los elementos incombustibles licuados sustancialmente retirados del mismo. Cada dispositivo separador centrífugo tiene una pluralidad de elementos separadores centrífugos dispuestos operativamente en paralelo, en donde cada elemento de separación centrífuga está configurado para retirar al menos una parte de los elementos incombustibles licuados del producto de combustión y para dirigir la al menos una parte de los elementos incombustibles licuados a un sumidero. Un alojamiento que contiene presión está configurado para alojar los dispositivos separadores centrífugos y el sumidero.
En otro aspecto, la combustión de oxicombustible de los combustibles carbonáceos (y/o combustibles hidrocarbonáceos) también puede implicar la separación de oxígeno sustancialmente puro del aire (o proporcionar de otro modo dicho oxígeno sustancialmente puro) y su uso como en el proceso de combustión para producir productos de combustión que están sustancialmente libres de nitrógeno y que comprenden dióxido de carbono y vapor de agua. El producto de combustión rico en dióxido de carbono (luego del enfriamiento y la condensación del agua) puede estar disponible para su posterior uso comercial, para mejorar la recuperación de petróleo o mejorar la producción o eliminación de gas natural en un sitio de secuestro geológico adecuado (después de compresión y purificación). El funcionamiento de un sistema de producción de energía de oxicombustible a alta presión también puede permitir que se produzca el dióxido de carbono derivado del combustible a una alta presión, resultando en ahorros de energía al reducir o eliminar la necesidad de presurizar el dióxido de carbono. Además, la operación a alta presión puede permitir que los productos de combustión purificados se usen directamente en un ciclo de energía, cuando se mezclan con un fluido de trabajo calentado adecuado tal como CO2 o vapor. El funcionamiento del sistema de energía a alta presión también puede llevar a una reducción del caudal volumétrico del fluido en el ciclo de energía, resultando en equipos más pequeños y menores costes de capital. La cámara de combustión de oxicombustible a alta presión con provisión para control de la temperatura es otro aspecto importante. El ciclo de un fluido adecuado tal como gas del producto de combustión o dióxido de carbono o agua o vapor líquido (como el de una corriente de reciclaje) a través de una pared protegida por transpiración y protegida de la cámara/espacio de combustión también puede servir para controlar la temperatura de combustión. El flujo del fluido de transpiración a través de las paredes de la cámara de combustión también puede servir para eliminar el daño y/o la acumulación en las paredes de la cámara debido al calor, o al efecto de impacto de cenizas o escorias líquidas. Por tanto, se proporciona una cámara de combustión eficaz a alta temperatura y alta presión eficiente que se puede adaptar para quemar una variedad de gases, combustibles líquidos o sólidos o mezclas de combustibles para cumplir diversos requisitos como parte de un sistema de energía que puede funcionar con eficacias significativamente mayores y menores costes de capital que la tecnología actual. En algunos casos, la cámara de combustión puede operarse para producir un producto de combustión que comprende hidrógeno y monóxido de carbono para que esté disponible para los requisitos posteriores, aparte de la producción de energía.
En otro aspecto adicional más, la presente descripción proporciona generalmente métodos y aparatos asociados con una alta presión, alta temperatura, alta eficacia, transpiración protegida contra fluidos, cámara de combustión de oxicombustible para uso, por ejemplo, en generación de energía, tal como en combinación con un ciclo de energía que usa CO2 y/o H2O como fluido de trabajo. En tal aplicación, la cámara de combustión puede funcionar en modo oxidante, por lo que los productos de combustión producidos contienen una concentración de oxígeno en el intervalo entre aproximadamente 500 ppm y aproximadamente 3 % molar, y una concentración de monóxido de carbono por debajo de aproximadamente 50 ppm, preferentemente por debajo de aproximadamente 10 ppm molar. En otro aspecto, la cámara de combustión puede operarse en modo reductor por lo que los productos de combustión producidos de este modo tienen concentración de oxígeno casi cero y los productos de combustión contienen una concentración de CO y H2. Operaciones modo reductor puede configurarse para maximizar la producción de H2 y CO, y para reducir al mínimo el consumo de O2. El modo de operación reductor puede ser beneficioso no solo para la producción de energía, sino también para la producción de gas de síntesis H2 o H2 + CO. En aspectos particulares, la presión de funcionamiento puede estar en el intervalo entre aproximadamente 40 bar y aproximadamente 500 bar, y preferentemente al menos 80 bar, y la temperatura del producto de combustión puede estar generalmente en el intervalo de entre aproximadamente 1300 °C y aproximadamente 3500 °C.
En aspectos relacionados con producción de energía, una parte de un fluido de trabajo se introduce en la cámara de combustión, junto con el combustible y oxidante (es decir, oxígeno enriquecido), para combustión, de modo que se produce una corriente de fluido a alta presión y alta temperatura (producto de combustión) que comprende el fluido de trabajo y productos de combustión. El fluido de trabajo puede introducirse a través de las paredes protegidas contra la transpiración de la cámara de combustión y/o mediante puntos de inyección adicionales alrededor de la cámara de combustión. El fluido de trabajo, siguiendo el proceso de combustión y mezclado con los productos de combustión a través de transpiración, puede tener una temperatura en un intervalo adecuado (es decir, lo suficientemente baja) para su introducción directamente en un dispositivo de generación de energía, tal como una turbina. En tales casos, la cantidad total de fluido de trabajo introducida en la cámara de combustión, como diluyente para los productos de combustión, puede ajustarse para proporcionar una temperatura de salida para la corriente total de fluido de trabajo que sale de la cámara de combustión que es adecuada para la temperatura de funcionamiento de entrada y la presión de la turbina de energía. Ventajosamente, la corriente de fluido puede mantenerse a una presión relativamente alta durante la expansión en la turbina, de modo que la relación de presión a través de la turbina (es decir, la relación de presión en la entrada a la presión en la salida de la turbina) sea menor que aproximadamente 12. La corriente de fluido también puede procesarse para separar los componentes de la corriente de fluido, en donde tal procesamiento puede incluir pasar la corriente de fluido a través de un intercambiador de calor. En particular, el fluido de trabajo expandido (al menos una parte del cual puede reciclarse de la corriente de fluido) puede pasar a través del mismo intercambiador de calor para calentar el fluido de trabajo a alta presión antes de la introducción del mismo en la cámara de combustión. En determinados aspectos, la divulgación proporciona una cámara de combustión de oxicombustible a alta presión para sistemas de producción de energía que pueden producir energía a alta eficacia con un bajo coste de capital y también pueden producir CO2 sustancialmente puro a presión de tubería para uso o secuestro comercial. El CO2 también puede reciclarse en el sistema de producción de energía.
En otros aspectos, los sistemas y métodos de combustión descritos pueden configurarse para usar una amplia variedad de fuentes de combustible. Por ejemplo, la cámara de combustión de alta eficacia de acuerdo con la divulgación puede usar combustibles gaseosos (por ejemplo, gas natural o gases derivados del carbón), líquidos (por ejemplo, hidrocarburos, betún) y/o sólidos (por ejemplo, carbón, lignito, coque de petróleo). Pueden usarse incluso otros combustibles, como se describe en este documento, tales como algas, biomasa, o cualquier otro material orgánico combustible adecuado.
En otros aspectos, los métodos y sistemas de combustión de la divulgación, cuando se combinan con sistemas de energía con captura de CO2 a la presión de tubería, pueden ser útiles porque el sistema combinado puede exceder la mejor eficacia de las estaciones de energía de ciclo de vapor de carbón actuales que no proporcionan captura de CO2. Tales centrales eléctricas actuales pueden proporcionar, como máximo, por ejemplo, aproximadamente 45 % de eficacia (LHV) con una presión de condensador de 1,7 pulgadas de mercurio usando carbón bituminoso. Los aspectos del sistema actual pueden exceder tal eficacia, por ejemplo, mientras se suministra CO2 a 200 bar de presión.
En otro aspecto más, la presente divulgación puede proporcionar la capacidad de reducir el tamaño físico y el coste de capital de un sistema de generación de energía en comparación con las tecnologías actuales que utilizan un combustible similar. Por tanto, los métodos y sistemas de la presente divulgación pueden contribuir o facilitar de otra manera costes de construcción significativamente reducidos asociados con los sistemas de producción de energía, y la eficacia relativamente alta de ciertas combinaciones de sistemas puede llevar a costes reducidos de electricidad o producción de energía, así como uso reducido de combustibles fósiles.
En un aspecto particular, la presente divulgación se refiere a un método de generación de energía que incorpora el uso de un fluido de trabajo, tal como CO2 y/o H2 O. En algunos aspectos, el método puede comprender la introducción de CO2 comprimido calentado y/o vapor sobrecalentado en una cámara de combustión. Preferentemente, el CO2 y/o vapor pueden introducirse en una cámara de combustión que funciona a una presión de al menos aproximadamente 80 bar. El CO2 y/o H2O pueden introducirse en la cámara de combustión en dos o más ubicaciones separadas. Parte del CO2 y/o H2O se puede mezclar con el O2 y el combustible sólido, líquido, gaseoso o supercrítico para que la temperatura de combustión en la cámara de combustión se pueda determinar en función del valor de diseño deseado para la cámara de combustión. El resto del CO2 calentado y/o el vapor sobrecalentado se introducen luego en la cámara de combustión para enfriar los productos de la combustión por mezcla directa de los mismos para lograr una temperatura deseada de la corriente del fluido de salida total de aproximadamente 500 °C, que puede requerirse por el sistema de producción de energía. En tales condiciones, el CO2 y/o H2O pueden mezclarse con gases de combustión que resultan de la combustión del combustible, con un oxidante tal como el oxígeno con una pureza superior al 85 % molar, para producir una corriente de fluido que comprende CO2 y/o H2O a la temperatura deseada. En aspectos particulares, la temperatura de la corriente del fluido de salida puede estar en el intervalo entre aproximadamente 1000 °C y aproximadamente 1600 °C. En otros aspectos, la corriente de fluido de salida puede expandirse a través de una turbina para generar energía (es decir, generar electricidad a través de energía impartida a la turbina).
En determinados aspectos, puede ser útil calentar el fluido de trabajo a una temperatura aún mayor antes de la introducción en la cámara de combustión. Por ejemplo, el CO2 y/o H2O pueden calentarse a una temperatura de al menos aproximadamente 700 °C antes de la introducción en la cámara de combustión. En otros aspectos, el CO2 y/o H2O pueden calentarse a una temperatura entre aproximadamente 700 °C y aproximadamente 1000 °C antes de la introducción en la cámara de combustión. En algunos aspectos, tal calentamiento puede realizarse usando una disposición de intercambiador de calor. Como se describe posteriormente en este documento, puede usarse el mismo intercambiador de calor para enfriar la corriente de fluido que sale de la turbina de generación de energía.
De forma similar, la cámara de combustión puede operarse de manera útil a una presión más alta para producir un fluido de trabajo capaz de lograr una eficacia muy alta en un ciclo de producción de energía. Por ejemplo, la cámara de combustión y la parte introducida del fluido de trabajo CO2 y/o H2O pueden presurizarse hasta al menos aproximadamente 200 bar. En otros aspectos, la presión puede estar entre aproximadamente 200 bar y aproximadamente 500 bar.
En determinados aspectos, la parte del fluido de trabajo introducido en la cámara de combustión puede ser una corriente reciclada de CO2 sustancialmente puro, de modo que cualquier contenido de agua en el fluido de trabajo se origine en el combustible. Por supuesto, el CO2 de una fuente externa podría usarse como fluido de trabajo.
La corriente de fluido que sale de la cámara de combustión puede comprender el CO2 y/o H2O fluido así como uno o más de otros componentes de trabajo, tales como productos de combustión derivados del combustible o el proceso de combustión. La corriente de fluido que sale puede contener componentes tales como H2O, SO2, SO3, NO, NO2, Hg, HCl más oxígeno en exceso en el intervalo entre aproximadamente 300 ppm y aproximadamente 3 % molar. En otros aspectos, la corriente de fluido que sale puede contener fracciones al menos variables de H2 y CO y tener contenido de O2 sustancialmente cero.
La cámara de combustión puede comprender una disposición de boquilla de entrada a través de la cual se introducen el combustible más el oxígeno más una parte del fluido de trabajo en la cámara de combustión y donde se inicia la combustión y se lleva a cabo de manera estable, en modo oxidante o reductor, sobre un intervalo de flujo de combustible deseado, que es habitualmente entre aproximadamente 50 % y aproximadamente 100 % de la capacidad de diseño. En determinados aspectos, la presión de trabajo puede estar por encima de aproximadamente 150 bar y, a esta presión, el oxígeno puede introducirse como una mezcla de una sola fase con CO2 y un combustible tal como gas natural, o un líquido tal como un destilado de hidrocarburo, para lograr una temperatura de llama adiabática requerida. Si el CO2 a esta presión alta está a una temperatura inferior a aproximadamente 100 °C, la densidad del CO2 es lo suficientemente alta para usarse para soportar una fracción significativa de carbón en polvo para formar una suspensión, en donde la suspensión puede bombearse luego por una bomba de alta presión a la presión de combustión requerida y flujo en una tubería, y a un punto de mezcla donde se añade la mezcla supercrítica de CO2 y oxígeno para conseguir una temperatura adiabática de llama requerida en la cámara de combustión. El combustible premezclado, diluyente CO2 y oxígeno deberían estar convenientemente a una temperatura combinada que esté por debajo de la temperatura de autoignición del sistema. La temperatura de la corriente de CO2 se puede ajustar para cumplir con este criterio. La boquilla de entrada puede comprender una serie de orificios en una placa de inyección, cada uno de los cuales producirá un chorro fino de fluido que resultará en una transferencia de calor rápida y combustión, produciendo así una zona de combustión estable. Los tamaños de los orificios pueden estar en el intervalo de entre aproximadamente 0,5 mm y aproximadamente 3 mm de diámetro.
Las paredes de la cámara de combustión pueden estar revestidas con una capa de material poroso a través del que se dirige y fluye una segunda parte del CO2 y/o H2O corriente de diluyente. El flujo de fluido a través de esta capa porosa de transpiración, y opcionalmente a través de disposiciones adicionales, está configurado para alcanzar la temperatura de salida de la corriente de fluido de salida total requerida de entre aproximadamente 500 °C y aproximadamente 2000 °C. Este flujo también puede servir para enfriar el miembro de transpiración a una temperatura por debajo de la temperatura operativa máxima permitida del material que forma el miembro de transpiración. La sustancia de transpiración, tal como la corriente de CO2 y/o diluyente H2O, también puede servir para evitar el impacto de cualquier líquido o material de ceniza sólida u otros contaminantes en el combustible que pueda corroerse, obstruir, o daño de otro modo las paredes. En tales casos, puede ser deseable usar un material para el miembro de transpiración con una conductividad térmica razonable (baja) de modo que el calor radiante incidente pueda conducirse radialmente hacia afuera a través del miembro de transpiración poroso y después interceptarse mediante transferencia de calor por convección desde las superficies de la estructura de capa porosa al fluido que pasa radialmente hacia el interior a través de la capa de transpiración. Dicha configuración puede permitir que la parte subsiguiente de la corriente de diluyente dirigida a través del miembro de transpiración se caliente a una temperatura en el intervalo entre aproximadamente 500 °C y aproximadamente 1000 °C, mientras se mantiene simultáneamente la temperatura del miembro de transpiración poroso dentro del intervalo de diseño del material utilizado para ello. Los materiales adecuados para el miembro de transpiración poroso pueden incluir, por ejemplo, cerámica porosa, esteras de fibra de metal refractario, secciones cilíndricas perforadas, y/o capas de metal sinterizado o polvos de metal sinterizado. Una segunda función del miembro de transpiración puede ser garantizar un flujo de fluido de transpiración de diluyentes sustancialmente regular radialmente hacia adentro, así como longitudinalmente a lo largo de la cámara de combustión, para conseguir una buena mezcla entre la segunda parte de la corriente de diluyente y el producto de combustión al tiempo que se promueve un flujo axial uniforme a lo largo de la longitud de la cámara de combustión. Una tercera función del miembro de transpiración es lograr una velocidad de fluido diluyente radialmente hacia adentro para proporcionar un amortiguador para o interceptar partículas sólidas y/o líquidas de ceniza u otros contaminantes dentro de los productos de combustión para que no afecten la superficie de la capa de transpiración y causen obstrucciones u otros daños. Tal factor solo puede ser importante, por ejemplo, cuando se quema un combustible, tal como carbón, que tiene un residuo inerte no combustible incombustible residual. La pared interna del recipiente a presión de la cámara de combustión que rodea el miembro de transpiración también puede aislarse para aislar la segunda corriente de diluyente a alta temperatura dentro de la cámara de combustión.
El carbón u otros combustibles con un residuo incombustible pueden introducirse en la cámara de combustión como una suspensión en agua o, preferentemente, una suspensión en CO2 líquido. La parte líquida de la suspensión deja el sistema de alimentación a una temperatura cercana a la temperatura ambiente y a la presión más baja en el ciclo de alimentación. La diferencia de entalpía por mol entre la condición de entrada de la suspensión y la condición de salida del gas, en tales casos, puede ser de aproximadamente 10 kcal/g-mol para H2O y aproximadamente 2,78 kcal/gmol para CO2, dando una eficacia significativamente mayor para un fluido de suspensión de CO2. Se requiere poca energía adicional en un ciclo de alimentación de alta presión con CO2 como fluido de trabajo para producir CO2 líquido a temperaturas en el intervalo entre aproximadamente -30 °C y aproximadamente 10 °C.
La temperatura de combustión de combustibles, generalmente sólidos tales como carbón, que producen residuos incombustibles, está preferentemente en el intervalo entre aproximadamente 1800 °C y aproximadamente 3000 °C. En tales condiciones, La ceniza u otros contaminantes estarán en forma de gotitas de escoria líquida que se originan de las partículas de combustible en la alimentación de combustible de suspensión. Estas gotas de escoria líquida deben retirarse de manera eficaz para evitar la contaminación de la turbina de potencia u otros procesos posteriores. La retirada se puede conseguir, por ejemplo, utilizando separadores ciclónicos, separadores de impacto, o lechos de filtros granulares de refacciones graduadas dispuestos en configuración anular, o combinaciones de los mismos. En aspectos particulares, las gotitas se pueden retirar de la corriente de fluido de trabajo a alta temperatura mediante una serie de separadores ciclónicos. Para lograr una retirada eficaz, hay preferentemente al menos 2 y preferentemente 3 separadores ciclónicos en serie. La eficacia de retirada se puede mejorar por una serie de factores. Por ejemplo, la temperatura de retirada puede ajustarse para garantizar que la viscosidad de la escoria sea lo suficientemente baja como para eliminar una escoria líquida de drenaje libre de los separadores. A veces puede ser necesario llevar a cabo la retirada de escoria a una temperatura intermedia, entre la temperatura de combustión y la temperatura final de la corriente del fluido de salida. En tales casos, la temperatura de salida de la corriente del fluido de salida final se puede lograr mezclando una parte del fluido de trabajo reciclado (la sustancia de transpiración) directamente con la corriente de fluido que sale del sistema de retirada de escoria. El diámetro de los separadores ciclónicos debe ser deseablemente relativamente bajo (es decir, en el intervalo entre aproximadamente 20 cm y aproximadamente 50 cm de diámetro), mientras que el diámetro de las gotas de escoria debe ser lo suficientemente alto como para proporcionar una buena eficacia de separación. Tales condiciones se pueden conseguir, por ejemplo, moliendo el combustible de carbón para conseguir una alta fracción de> 50 micrómetros de diámetro de partícula. El carbón está particulado preferentemente entre aproximadamente 50 micrómetros y aproximadamente 100 micrómetros en el diámetro promedio de partícula, que puede resultar en una fracción mínima de partículas de escoria de menos de 10 micrómetros de diámetro en el flujo del fluido de trabajo de salida. En algunos casos, los separadores ciclónicos pueden ir seguidos de un filtro anular dispuesto inmediatamente corriente arriba de la turbina.
En aspectos particulares, el tiempo de residencia de los productos de combustión en el sistema estará en el intervalo de 0,2 segundos a 2 segundos para gas natural y de 0,4 segundos a 4 segundos para un carbón bituminoso.
La corriente de fluido que sale de la cámara de combustión puede exhibir una variedad de características diferentes. Por ejemplo, la corriente de fluido puede comprender un fluido oxidante. Como tal, la corriente de fluido puede comprender uno o más componentes que pueden oxidarse rápidamente (por ejemplo, quemarse) mediante la adición de un oxidante (por ejemplo, O2). En algunos aspectos, la corriente de fluido puede ser un fluido reductor que comprende uno o más componentes seleccionados del grupo que consiste en H2, Co, CH4, H2S, y combinaciones de los mismos. El funcionamiento del sistema en modo de reducción será generalmente similar al modo de oxidación, excepto que la proporción del diluyente secundario se reducirá progresivamente a medida que aumente la fracción de combustible convertido en H2 + CO. También puede ser necesario aumentar el tiempo de residencia promedio de los productos de combustión progresivamente a un intervalo de entre aproximadamente 2,5 segundos y aproximadamente 4,5 segundos para el combustible de gas natural, como la conversión a H2 + CO al máximo, y entre aproximadamente 6 segundos y aproximadamente 10 segundos para un carbón bituminoso.
Lo anterior y otros aspectos abordan las necesidades identificadas y proporciona ventajas como se detalla en este documento.
Breve descripción de los dibujos
Habiendo descrito así la divulgación en términos generales, se hará referencia ahora a los dibujos adjuntos, que no están dibujados necesariamente a escala, y en donde:
la Figura 1 es una ilustración esquemática de un aparato de combustión enfriado por transpiración, de acuerdo con ciertos aspectos de la presente divulgación;
la Figura 2 es una ilustración esquemática de una sección transversal ejemplar de una pared de un miembro de transpiración en un aparato de combustión, de acuerdo con ciertos aspectos de la presente divulgación;
las Figuras 3A y 3B ilustran esquemáticamente un proceso de ajuste en caliente para un conjunto de miembro de transpiración de un aparato de combustión, de acuerdo con ciertos aspectos de la presente divulgación;
la Figura 4 ilustra esquemáticamente un aparato de retirada de contaminantes de productos de combustión, de acuerdo con ciertos aspectos de la presente divulgación;
la Figura 5 es un diagrama esquemático que muestra las trayectorias de las partículas de ceniza en función del tamaño de partícula medio y las tasas de flujo del fluido de transpiración, de acuerdo con ciertos aspectos de la presente divulgación; y la Figura 6 es un esquema de un sistema de generación de energía adaptable, de acuerdo con ciertos aspectos de la presente divulgación.
Descripción detallada de la divulgación
La presente invención se describirá ahora más completamente en lo sucesivo por referencia a los dibujos adjuntos, en los que se muestran algunos, pero no todos los aspectos de la divulgación. De hecho, la divulgación se puede realizar de muchas formas diferentes y no debe interpretarse limitada a los aspectos expuestos en este documento; más bien, estos aspectos se proporcionan para que esta divulgación satisfaga los requisitos legales aplicables. Números similares se refieren a elementos similares en todo el documento.
Un aspecto de un aparato de combustión capaz de operar con un combustible sólido, de acuerdo con la presente divulgación, se ilustra esquemáticamente en la Figura 1, estando indicado el aparato de combustión generalmente por el número 220. En este ejemplo, el aparato 220 de combustión puede estar configurado para quemar un sólido particulado tal como carbón para formar un producto de combustión, aunque cualquier otro material orgánico combustible adecuado, como se describe en el presente documento, también se puede utilizar como combustible. La cámara 222 de combustión puede estar definida por un miembro de transpiración 230, que está configurado para dirigir un fluido de transpiración a través de la cámara 222 de combustión (es decir, para facilitar el enfriamiento por transpiración y/o para amortiguar la interacción entre el producto de combustión y el elemento de transpiración 230). Un experto en la materia apreciará que el miembro 230 de transpiración puede ser sustancialmente cilíndrico, para definir una cámara 222 de combustión sustancialmente cilíndrica que tiene una parte 222A de entrada y una parte 222B de salida opuesta. El miembro 230 de transpiración puede estar al menos parcialmente rodeado por un miembro de contención 338 de presión. La parte 222A de entrada de la cámara 222 de combustión puede estar configurada para recibir una mezcla de combustible de una disposición de mezcla, generalmente indicada por el número 250. Según aspectos particulares, la mezcla de combustible se quema dentro de la cámara 222 de combustión a una temperatura de combustión particular para formar un producto de combustión, en donde la cámara 222 de combustión está configurada además para dirigir el producto de combustión hacia la parte 222B de salida. Un dispositivo 350 de retirada de calor (véase, por ejemplo, la Figura 2) puede asociarse con el elemento 338 de contención de presión y configurarse para controlar una temperatura del mismo. En casos particulares, el dispositivo 350 de retirada de calor puede comprender una camisa de transferencia de calor al menos parcialmente definida por una pared 336 que se opone al miembro de contención 338 de presión, en donde un líquido puede circular en camisas 337 de circulación de agua definidas entre ellas. En un aspecto, el líquido circulado puede ser agua.
La disposición de mezcla 250 se configura para mezclar un combustible carbonáceo 254 con oxígeno enriquecido 242 y un fluido 236 de trabajo para formar una mezcla 200 de combustible. El combustible carbonáceo 254 puede proporcionarse en forma de un combustible carbonáceo sólido, un combustible carbonáceo líquido y/o un combustible carbonáceo gaseoso. El oxígeno enriquecido 242 puede ser oxígeno que tiene una pureza molar superior a aproximadamente el 85 %. El oxígeno enriquecido 242 puede suministrarse, por ejemplo, por cualquier sistema/técnica de separación de aire conocido en la técnica, tal como, por ejemplo, podría implementarse un proceso criogénico de separación de aire, o un proceso de separación de oxígeno mediante membrana de transporte iónico a alta temperatura (del aire). El fluido 236 de trabajo es dióxido de carbono supercrítico. En los casos donde el combustible carbonáceo 254 es un sólido particulado, tal como carbón en polvo 254A, la disposición 250 de mezcla se puede configurar adicionalmente para mezclar el combustible carbonáceo sólido particulado 254A con una sustancia fluidizante 255. De acuerdo con un aspecto, el combustible carbonáceo sólido particulado 254A puede tener un tamaño de partícula promedio entre aproximadamente 50 micrómetros y aproximadamente 200 micrómetros. Según otro aspecto más, la sustancia fluidizante 255 puede comprender agua y/o CO2 líquido que tiene una densidad entre aproximadamente 450 kg/m3 y aproximadamente 1100 kg/m3. Más particularmente, la sustancia fluidificante 255 puede cooperar con el combustible carbonáceo sólido particulado 254A para formar una suspensión 250A que tiene, por ejemplo, entre aproximadamente 25 % en peso y aproximadamente 55 % en peso del combustible carbonáceo sólido particulado 254A. Aunque el oxígeno 242 se muestra en la Figura 2 mezclándose con el combustible 254 y el fluido de trabajo 236 antes de la introducción a la cámara 222 de combustión, el experto en la materia entenderá que, en algunos casos, el oxígeno 242 puede introducirse por separado en la cámara 222 de combustión, según sea necesario o deseado.
A disposición 250 de mezcla, en algunos aspectos, pueden comprender, por ejemplo, una serie de boquillas de inyección separadas (no mostradas) dispuestas alrededor de una pared final 223 del miembro 230 de transpiración asociada con la parte 222A de entrada de la cámara 222 de combustión cilindrica. La inyección de combustible/mezcla de combustible en la cámara 222 de combustión de esta manera puede proporcionar, por ejemplo, una gran área superficial de la corriente de entrada de mezcla de combustible inyectado que puede, a su vez, facilitar la transferencia rápida de calor a la corriente de entrada de la mezcla de combustible inyectado por radiación. La temperatura de la mezcla de combustible inyectado puede, por tanto, aumentar rápidamente a la temperatura de ignición del combustible (es decir, las partículas de carbón) y, por tanto, puede resultar en una combustión compacta. La velocidad de inyección de la mezcla de combustible puede estar en el intervalo, por ejemplo, entre aproximadamente 10 m/s y aproximadamente 40 m/s, aunque estos valores pueden depender de muchos factores, tales como la configuración de las boquillas de inyección particulares. Tal disposición de inyección puede tomar muchas formas diferentes. Por ejemplo, la disposición de inyección puede comprender un conjunto de agujeros, por ejemplo, en el intervalo entre aproximadamente 0,5 mm y aproximadamente 3 mm de diámetro, en donde el combustible inyectado se inyectaría a través del mismo a una velocidad entre aproximadamente 10 m/s y aproximadamente 40 m/s.
Como se muestra más particularmente en la Figura 2, la cámara 222 de combustión está definida por el miembro 230 de transpiración, que puede estar al menos parcialmente rodeado por un elemento 338 de contención de presión. En algunos casos, el elemento 338 de contención de presión puede además estar rodeado al menos parcialmente por una camisa 336 de transferencia de calor, en donde la camisa 336 de transferencia de calor coopera con el miembro de contención 338 de presión para definir uno o más canales 337 entre ellos, a través de los cuales puede circular una corriente de agua a baja presión. A través de un mecanismo de evaporación, el agua circulada se puede usar para controlar y/o mantener una temperatura seleccionada del elemento 338 de contención de presión, por ejemplo, en un intervalo de entre aproximadamente 100 °C y aproximadamente 250 °C. En algunos aspectos, una capa 339 de aislamiento puede estar dispuesta entre el miembro 230 de transpiración y el miembro 338 de contención de presión.
En algunos casos, el elemento 230 de transpiración puede comprender, por ejemplo, un miembro 331 de transpiración exterior y un miembro 332 de transpiración interior, estando dispuesto el miembro 332 de transpiración interior opuesto al miembro 331 de transpiración exterior del miembro 338 de contención de presión, y definiendo la cámara 222 de combustión. El miembro 331 de transpiración exterior puede comprender cualquier material adecuado resistente a altas temperaturas, tal como, por ejemplo, acero y aleaciones de acero, incluyendo acero inoxidable y aleaciones de níquel. En algunos casos, el miembro 331 de transpiración exterior puede configurarse para definir primeros pasos 333A de suministro de fluido de transpiración que se extienden a través de la superficie de la misma adyacente a la capa 339 de aislamiento a la superficie de la misma adyacente al miembro 332 de transpiración interior. Los primeros pasos 333A de suministro de fluido de transpiración pueden, en algunos casos, corresponden a los segundos pasos 333B de suministro de fluido de transpiración definidos por el miembro 338 de contención de presión, la camisa 336 de transferencia de calor y/o la capa 339 de aislamiento. El primer y segundo pasos 333A, 333B de suministro de fluido de transpiración pueden configurarse de este modo para cooperar para dirigir un fluido 210 de transpiración a través del miembro 332 de transpiración interior. De acuerdo con la invención, como se muestra, por ejemplo, en la Figura 1, el fluido 210 de transpiración comprende el fluido 236 de trabajo, y se obtiene de la misma fuente asociada con el mismo. El primer y segundo pasos 333A, 333B de suministro de fluido de transpiración pueden estar aislados, según sea necesario, para suministrar el fluido 210 de transpiración (es decir, CO2) con suficiente suministro y a una presión suficiente para que el fluido 210 de transpiración se dirija a través del miembro 332 de transpiración interior y dentro de la cámara 222 de combustión. Tales medidas involucran el miembro 230 de transpiración y el fluido 210 de transpiración asociado, como se describe en el presente documento, pueden permitir que el aparato 220 de combustión funcione a las presiones relativamente altas y a temperaturas relativamente altas descritas en este documento.
En este sentido, el miembro 332 de transpiración interior puede estar compuesto de, por ejemplo, un material cerámico poroso, un material perforado, un material laminado, una estera porosa compuesta por fibras orientadas al azar en dos dimensiones y ordenadas en una tercera dimensión, o cualquier otro material adecuado o combinaciones de los mismos que muestren las características requeridas del mismo como se describe en el presente documento, a saber múltiples pasos de flujo o poros u otras aberturas 335 adecuadas para recibir y dirigir el fluido de transpiración a través del miembro 332 de transpiración interior. Ejemplos no limitantes de materiales cerámicos porosos y otros materiales adecuados para tales sistemas de enfriamiento por transpiración incluyen óxido de aluminio, óxido de circonio, circonio endurecido por transformación, cobre, molibdeno, wolframio, tungsteno infiltrado con cobre, molibdeno recubierto de tungsteno, cobre recubierto de tungsteno, diversas aleaciones de níquel de alta temperatura y materiales recubiertos o revestidos con renio. Las fuentes de materiales adecuados incluyen, por ejemplo CoorsTek, Inc., (Golden, CO) (circonio); UltraMet Advanced Materials Solutions (Pacoima, CA) (recubrimientos metálicos refractarios); Orsam Sylvania (Danvers, MA) (tungsteno/cobre); y MarkeTech International, Inc. (Port Townsend, WA) (tungsteno). Ejemplos de materiales perforados adecuados para tales sistemas de enfriamiento por transpiración incluyen todos los materiales y proveedores anteriores (donde se pueden obtener las estructuras de extremos perforados, por ejemplo, perforando una estructura inicialmente no porosa usando métodos conocidos en la técnica de fabricación). Ejemplos de materiales laminados adecuados incluyen todos los materiales y proveedores anteriores (donde se pueden obtener las estructuras de extremos laminados, por ejemplo, laminando estructuras no porosas o parcialmente porosas de tal manera que se logre la porosidad final deseada usando métodos conocidos en la técnica de fabricación.
Las Figuras 3A y 3B ilustran que, en un aspecto de un aparato 220 de combustión, la estructura que define la cámara 222 de combustión puede formarse a través de un ajuste de interferencia "caliente" entre el miembro 230 de transpiración y la estructura circundante, tal como el elemento 338 de contención de presión o la capa 339 de aislamiento dispuesta entre el miembro 230 de transpiración y el miembro338 de contención de presión. Por ejemplo, cuando está relativamente "frío", el elemento 230 de transpiración puede dimensionarse para ser más pequeño, radial y/o axialmente, con respecto al elemento 338 de contención de presión circundante. Como tal, cuando se inserta en el elemento 338 de contención de presión, entre ellos puede haber una separación radial y/o axial (véase, por ejemplo, la Figura 3A). Por supuesto, tales diferencias dimensionales pueden facilitar la inserción del miembro 230 de transpiración en el miembro 338 de contención de presión. Sin embargo, cuando se calientan, por ejemplo, hacia la temperatura operativa, el miembro 230 de transpiración puede estar configurado para expandirse radialmente y/o axialmente para reducir o eliminar los huecos indicados (véase, por ejemplo, la Figura 3B). Al hacerlo, puede formarse un ajuste de interferencia axial y/o radial entre el miembro 230 de transpiración y el miembro 338 de contención de presión. En casos que involucran un miembro 230 de transpiración con un miembro 331 de transpiración exterior y un miembro 332 de transpiración interior, tal ajuste de interferencia puede colocar el miembro 332 de transpiración interior bajo compresión. Como tal, los materiales frágiles resistentes a altas temperaturas adecuados, tales como cerámica porosa, se pueden usar para formar el miembro 332 de transpiración interior.
Con el elemento 332 de transpiración interior configurado de este modo, la sustancia 210 de transpiración puede comprender, por ejemplo, dióxido de carbono (es decir, de la misma fuente que el fluido 236 de trabajo) dirigido a través del miembro 332 de transpiración interior de manera que la sustancia 210 de transpiración forma una capa amortiguadora 231 (es decir, una "pared de vapor") inmediatamente adyacente al miembro 332 de transpiración interior dentro de la cámara 222 de combustión, en donde la capa amortiguadora 231 puede configurarse para amortiguar la interacción entre el miembro 332 de transpiración interior y los elementos incombustibles licuados y el calor asociado con el producto de combustión. Es decir, en algunos casos, el fluido 210 de transpiración puede suministrarse a través del miembro 332 de transpiración interior, por ejemplo, al menos a la presión dentro de la cámara 222 de combustión, en donde la velocidad de flujo del fluido 210 de transpiración (es decir, la corriente de CO2) en la cámara 222 de combustión es suficiente para que el fluido 210 de transpiración se mezcle con los productos de combustión y se enfríe para formar una mezcla de fluido de salida a una temperatura suficiente con respecto al requisito de entrada del proceso posterior corriente abajo (es decir, una turbina puede requerir una temperatura de entrada, por ejemplo, de aproximadamente 1225 °C), pero en donde la mezcla de fluido de salida permanece lo suficientemente alta para mantener las gotitas de escoria u otros contaminantes en el combustible en un estado fluido o líquido. El estado líquido de los elementos incombustibles del combustible puede facilitar, por ejemplo, en la separación de tales contaminantes del producto de combustión en forma líquida, preferentemente en forma de baja viscosidad y flujo libre, que será menos probable que obstruya o dañe de otro modo cualquier sistema de retirada implementado para dicha separación. En la práctica, dichos requisitos pueden depender de diversos factores tales como el tipo de combustible carbonáceo sólido (es decir, carbón) empleado y las características particulares de la escoria formada en el proceso de combustión. Es decir, la temperatura de combustión dentro de la cámara 222 de combustión es preferentemente tal que cualquier elemento incombustible en el combustible carbonáceo se licue dentro del producto de combustión.
En aspectos particulares, el miembro 332 poroso interior de transpiración está configurado así para dirigir el fluido de transpiración y hacia la cámara 222 de combustión de manera radialmente hacia dentro para formar una pared de barrera de fluido o capa amortiguadora 231 sobre la superficie del miembro 332 de transpiración interior que define la cámara 222 de combustión (véase, por ejemplo, la Figura 2). La superficie 332 del elemento de transpiración interior también se calienta por producto de combustión. Como tal, el miembro 332 poroso de transpiración interior puede estar configurado para tener una conductividad térmica adecuada de manera que el fluido 210 de transpiración que pasa a través del miembro 332 de transpiración interior se caliente, mientras que el miembro 332 poroso de transpiración interior se enfría simultáneamente, dando como resultado que la temperatura de la superficie del miembro 332 de transpiración interior que define la cámara 222 de combustión es, por ejemplo, aproximadamente 1000 °C en la región de la temperatura de combustión más alta. La pared de barrera del fluido o la capa amortiguadora 231 formada por el fluido 210 de transpiración en cooperación con el miembro 332 de transpiración interior amortigua la interacción entre el miembro 332 de transpiración interior y los productos de combustión a alta temperatura y la escoria u otras partículas contaminantes y, como tal, amortigua el miembro 332 de transpiración interior del contacto, obstrucción, u otro daño. Además, el fluido 210 de transpiración se introduce en la cámara 222 de combustión a través del miembro 332 de transpiración interior de tal manera que regula una mezcla de salida del fluido 210 de transpiración y el producto de combustión sobre la parte 222B de salida de la cámara 222 de combustión a una temperatura entre aproximadamente 500 °C y aproximadamente 2000 °C.
Según ciertos aspectos, un fluido 210 de transpiración adecuado para su implementación en un aparato 220 de combustión como se describe en este documento puede incluir cualquier fluido apropiado que pueda proporcionarse a un flujo de cantidad y presión suficientes a través del miembro 332 de transpiración interior para formar la pared de barrera de fluido/capa amortiguadora 231 y capaz de diluir los productos de combustión para producir una temperatura de salida final adecuada de la corriente de salida de fluido de trabajo/productos de combustión. De acuerdo con la invención, el CO2 supercrítico es el fluido 210 de transpiración de modo que la pared de barrera de fluido/capa amortiguadora formada demuestra buenas propiedades de aislamiento térmico, así como propiedades deseables de absorción de luz visible y luz UV. Otros ejemplos, que no son parte de la presente invención, de un fluido de transpiración adecuado incluyen, por ejemplo, H2O o gases de productos de combustión enfriados reciclados de procesos posteriores. Algunos combustibles pueden usarse como fluidos de transpiración durante el arranque del aparato de combustión para lograr, por ejemplo, temperaturas y presiones de operación apropiadas en la cámara 222 de combustión antes de la inyección de la fuente de combustible utilizada durante la operación. Algunos combustibles también pueden usarse como fluido de transpiración para ajustar o mantener las temperaturas y presiones de funcionamiento del aparato 220 de combustión durante la conmutación entre fuentes de combustible, tal como cuando se cambia de carbón a biomasa como fuente de combustible. En algunos aspectos, se pueden usar dos o más fluidos de transpiración. El fluido 210 de transpiración se puede optimizar para las condiciones de temperatura y presión de la cámara 222 de combustión, donde el fluido 210 de transpiración forma la pared de barrera de fluido/capa amortiguadora 231.
Los aspectos de la presente divulgación proporcionan así aparatos y métodos para producir energía, tal como energía eléctrica, a través del uso de un aparato 220 de combustión de combustible de alta eficacia y un fluido 236 de trabajo asociado. El fluido 236 de trabajo se introduce en el aparato 220 de combustión junto con un combustible apropiado 254 y un oxidante 242, y cualquier material asociado que también pueda ser útil para una combustión eficiente. En aspectos particulares, implementando un aparato 220 de combustión configurado para operar a temperaturas relativamente altas (por ejemplo, en el intervalo entre aproximadamente 1.300 °C y aproximadamente 3.500 °C), el fluido 236 de trabajo puede facilitar la moderación de la temperatura de una corriente de fluido que sale del aparato 220 de combustión, de modo que la corriente de fluido puede utilizarse extrayendo energía de la misma para fines de producción de energía.
En determinados aspectos, un aparato 220 de combustión enfriado por transpiración puede implementarse en un sistema de generación de energía, utilizando un fluido 236 de trabajo circulado que comprende, por ejemplo, predominantemente CO2 y/o H2O. En un aspecto particular, el fluido 236 de trabajo que entra en el aparato 220 de combustión comprende preferentemente sustancialmente sólo CO2. En el aparato 220 de combustión, operando en condiciones oxidantes, el fluido 236 de trabajo de CO2 puede mezclarse con uno o más componentes del combustible 254, un oxidante 242, y cualquier producto del proceso de combustión del combustible. Por tanto, el fluido 236 de trabajo dirigido hacia la parte 222B de salida de y que sale del aparato 220 de combustión, que también se puede referir aquí como una corriente de fluido de salida, pueden comprender, como se muestra en la Figura 1, predominantemente CO2 (en casos donde el fluido de trabajo es predominantemente CO2) junto con cantidades más pequeñas de otros materiales, como el H2O, O2, N2, argón, SO2, SO3, NO, NO2, HCI, Hg y trazas de otros componentes que pueden ser productos del proceso de combustión (por ejemplo, materiales particulados o contaminantes, tales como ceniza o ceniza licuada). Véase el elemento 150 en la Figura 1. El funcionamiento del aparato 220 de combustión en condiciones reductoras puede dar como resultado una corriente de fluido de salida con una lista diferente de posibles componentes, incluyendo CO2, H2O, H2, CO, NH3, H2S, COS, HCI, N2, y argón, como se muestra en el elemento 175 en la Figura 1. Como se discute con más detalle en el presente documento, el proceso de combustión asociado con el aparato 220 de combustión puede controlarse de manera que la naturaleza de la corriente de fluido de salida puede ser reductora u oxidante, en donde cualquier caso puede proporcionar beneficios particulares.
En aspectos particulares, El aparato 220 de combustión puede configurarse como un aparato de combustión con enfriamiento por transpiración de alta eficacia, capaz de proporcionar una combustión relativamente completa de un combustible 254 a una temperatura de funcionamiento relativamente alta, por ejemplo, en el intervalo entre aproximadamente 1300 °C y aproximadamente 3500 °C. Dicho aparato 220 de combustión puede, en algunos casos, implementar uno o más fluidos de enfriamiento y/o uno o más fluidos 210 de transpiración. En asociación con el aparato 220 de combustión, también se pueden implementar componentes adicionales. Por ejemplo, puede proporcionarse una unidad de separación de aire para separar N2 y O2, y puede proporcionarse un dispositivo inyector de combustible para recibir O2 de la unidad de separación de aire y combinar el O2 con CO2 y/o H2O, y una corriente de combustible que comprende un gas, un líquido, un fluido supercrítico, o un combustible sólido particulado en suspensión en un fluido de CO2 de alta densidad.
En otro aspecto, el aparato 220 de combustión enfriado por transpiración puede incluir un inyector de combustible para inyectar una corriente de combustible a presión en la cámara 222 de combustión del aparato 220 de combustión, en donde la corriente de combustible puede comprender un combustible carbonáceo procesado 254, un medio 255 de fluidificación (que puede comprender el fluido 236 de trabajo, como se discute en este documento), y oxígeno 242. El oxígeno (enriquecido) 242 y el fluido 236 de trabajo de CO2 pueden combinarse como una mezcla supercrítica homogénea. La cantidad de oxígeno presente puede ser suficiente para quemar el combustible y producir productos de combustión que tengan una composición deseada. El aparato 220 de combustión también puede incluir una cámara 222 de combustión, configurada como volumen de combustión de alta temperatura y alta presión, para recibir el flujo de combustible, así como un fluido 210 de transpiración que entra en el volumen de combustión a través de las paredes de un miembro 230 poroso de transpiración que define la cámara 222 de combustión. La velocidad de alimentación del fluido 210 de transpiración se puede usar para controlar la temperatura de la parte de salida del aparato de combustión/parte de la entrada de la turbina a un valor deseado y/o para enfriar el miembro 230 de transpiración a una temperatura compatible con el material que forma el miembro 230 de transpiración. El fluido 210 de transpiración dirigido a través del miembro 230 de transpiración proporciona una capa de fluido/amortiguadora en la superficie del miembro 230 de transpiración que define la cámara 222 de combustión, en donde la capa de fluido/amortiguadora puede evitar que las partículas de ceniza o escoria líquida que resultan de cierta combustión del combustible interactúen con las paredes expuestas del elemento 230 de transpiración.
Los aspectos de un aparato de combustión de alta eficacia también pueden configurarse para operar con una variedad de fuentes de combustible que incluyen, por ejemplo, varios grados y tipos de carbón, madera, aceite, fueloil, gas natural, gas combustible a base de carbón, alquitrán de arenas bituminosas, betún, biocombustible, biomasa, algas, y residuos sólidos combustibles clasificados desechados. En particular, se puede usar un polvo de carbón o sólido particular. Aunque en el presente documento se describe un aparato 220 de combustión de combustión de carbón ejemplar, un experto en la materia apreciará que el combustible utilizado en el aparato 220 de combustión no está limitado a un grado específico de carbón. Por otra parte, debido a las altas presiones y altas temperaturas mantenidas por el aparato de combustión con combustible de oxígeno descrito en este documento, se puede implementar una amplia variedad de tipos de combustible, incluyendo carbón, betún (incluido el betún derivado de arenas bituminosas), alquitrán, asfalto, neumáticos usados, fueloil, diésel, gasolina, combustible de avión (JP-5, JP-4), gas natural, gases derivados de la gasificación o pirólisis de material hidrocarbonáceo, etanol, biocombustibles sólidos y líquidos, biomasa, algas, y desperdicios sólidos o procesados. Todos estos combustibles se procesan adecuadamente para permitir la inyección en la cámara 222 de combustión a velocidades suficientes y a presiones superiores a la presión dentro de la cámara 222 de combustión. Tales combustibles pueden estar en forma líquida, en suspensión, gel, o pasta con la fluidez y viscosidad apropiadas a temperaturas ambiente o a temperaturas elevadas (por ejemplo, entre aproximadamente 38 °C y aproximadamente 425 °C). Cualquier material de combustible sólido se muele o desmenuza o procesa de otra manera para reducir el tamaño de las partículas, según sea adecuado. Puede añadirse un medio de fluidización o suspensión, según sea necesario, para lograr una forma adecuada y cumplir los requisitos de flujo para el bombeo a alta presión. Por supuesto, puede no ser necesario un medio de fluidización dependiendo de la forma del combustible (es decir, líquido o gas). Análogamente, el fluido de trabajo circulado se puede utilizar como medio de fluidización, en algunos aspectos.
En algunos aspectos, la cámara 222 de combustión está configurada para mantener una temperatura de combustión de entre aproximadamente 1.300 °C y aproximadamente 3.500 °C. La cámara 222 de combustión puede configurarse adicionalmente de modo que la corriente de combustible (y el fluido 236 de trabajo) puedan inyectarse o introducirse de otro modo en la cámara 222 de combustión a una presión mayor que la presión a la que se produce la combustión. Cuando un carbón particulado es el combustible carbonáceo, las partículas de carbón se pueden suspender en un fluido de CO2 supercrítico, formado mezclando CO2 líquido o agua con el combustible sólido molido para formar una suspensión que se pueda bombear. En tales casos, el CO2 líquido puede tener una densidad en el intervalo de entre aproximadamente 450 kg/m3 y aproximadamente 100 kg/m3 y la fracción de masa de combustible sólido puede estar en el intervalo entre aproximadamente 25 % y aproximadamente 55 %. Opcionalmente, se puede mezclar una cantidad de O2 con la suspensión de carbón/CO 2 suficiente para quemar el carbón y producir una composición deseada de los productos de combustión. Opcionalmente, el O2 se puede inyectar por separado en la cámara 222 de combustión. El aparato 220 de combustión puede incluir un miembro 338 de contención de presión que rodea al menos parcialmente el miembro 230 de transpiración que define la cámara 230 de combustión, en donde un miembro aislante 339 puede disponerse entre el miembro 338 de contención de presión y el miembro 230 de transpiración. En algunos casos, un dispositivo 350 de retirar de calor, tal como un sistema de refrigeración por agua con camisa que define las camisas 337 de circulación de agua, puede engancharse con el miembro de contención 338 de presión (es decir, externamente al miembro de contención 338 de presión que forma la "carcasa" del aparato 220 de combustión). El fluido 210 de transpiración implementado en conexión con el miembro 230 de transpiración del aparato 220 de combustión puede ser, por ejemplo, CO2 mezclado con cantidades menores de H2O y/o un gas inerte, tal como N2 o argón. El miembro 230 de transpiración puede comprender, por ejemplo, un metal poroso, un material cerámico, una matriz compuesta, un colector en capas, cualquier otra estructura adecuada, o combinaciones de las mismas. En algunos aspectos, La combustión dentro de la cámara 222 de combustión puede producir una corriente de fluido de salida de alta temperatura, alta presión, que puede dirigirse posteriormente a un aparato productor de energía, tal como una turbina, para expansión en relación al mismo.
Con respecto a los aspectos del aparato ilustrados en la Figura 1, el aparato 220 de combustión puede estar configurado para recibir el oxígeno 242 a una presión de aproximadamente 355 bar. Además, el sólido particulado de combustible (por ejemplo, el carbón en polvo) 254, y el fluido de fluidización (por ejemplo, CO2 líquido) 255 también pueden recibirse a una presión de aproximadamente 355 bar. Análogamente, el fluido de trabajo (por ejemplo, fluido de CO2 calentado, a alta presión, posiblemente reciclado) 236 se puede proporcionar a una presión de aproximadamente 355 bar y una temperatura de aproximadamente 835 °C. Según aspectos de la presente divulgación, sin embargo, la mezcla de combustible (combustible, fluido de fluidización, oxígeno y fluido de trabajo) se puede recibir en la parte 222A de entrada de la cámara 222 de combustión a una presión entre aproximadamente 40 bar y aproximadamente 500 bar. Las presiones relativamente altas implementadas por aspectos del aparato 220 de combustión, como se describe en el presente documento, pueden funcionar para concentrar la energía producida a una intensidad relativamente alta en un volumen mínimo, resultando básicamente en una densidad de energía relativamente alta. La densidad de energía relativamente alta permite que el procesamiento posterior de esta energía se realice de una manera más eficaz que a presiones más bajas, y por tanto proporciona un factor de viabilidad para la tecnología. Los aspectos de la presente divulgación pueden, por tanto, proporcionar una densidad de energía en órdenes de magnitud mayor que las plantas de energía existentes (es decir, 10 a 100 veces). La mayor densidad de energía aumenta la eficacia del proceso, pero también reduce el coste del equipo necesario para implementar la transformación de energía de energía térmica a electricidad, al reducir el tamaño y la masa del equipo, por tanto el coste del equipo.
Cuando se implementa, el fluido 255 de fluidización de CO2, que es un líquido a cualquier presión entre la presión de punto triple del CO2 y la presión crítica del CO2, se mezcla con el combustible 254 de carbón en polvo para formar una mezcla en la proporción de aproximadamente 55 % de CO2 y aproximadamente 45 % de carbón en polvo en masa u otra fracción de masa, de tal modo que la suspensión resultante puede bombearse por una bomba adecuada (como suspensión líquida) a la cámara 222 de combustión a la presión indicada de aproximadamente 355 bar. En algunos aspectos, el CO2 y el carbón en polvo se pueden mezclar, antes de bombearse, a una presión de aproximadamente 13 bar. La corriente 242 de O2 se mezcla con la corriente 236 de fluido de trabajo de CO2 reciclado y esa combinación luego se mezcla con la suspensión de polvo de carbón/CO2 para formar una única mezcla de fluido. La proporción de O2 a carbón puede seleccionarse para que sea suficiente para quemar completamente el carbón con un 1 % adicional de exceso de O2. En otro aspecto, la cantidad de O2 se puede seleccionar para permitir que una parte del carbón se oxide sustancialmente por completo, mientras que otra parte esté parcialmente oxidada, resultando una mezcla de fluidos que es reductora y que incluye cierta cantidad de H2 + CO CH4. De tal manera, se puede implementar una expansión en dos etapas de los productos de combustión, según sea necesario o deseado, con cierta inyección de O2 y recalentamiento entre la primera y la segunda etapa. En aspectos adicionales, la cantidad de CO2 presente en la cámara 222 de combustión a través de la mezcla de combustible se selecciona para que sea suficiente para alcanzar una temperatura de combustión (adiabática o de otra manera) de aproximadamente 2400 °C, aunque la temperatura de combustión puede estar en el intervalo entre aproximadamente 1300 °C y aproximadamente 3500 °C. Se proporciona la mezcla de combustible de O2 + suspensión de carbón reciclaje CO2 calentado, en un aspecto, a una temperatura resultante por debajo de la temperatura de autoignición de la mezcla de combustible. Para conseguir las condiciones indicadas, el combustible carbonáceo sólido (por ejemplo, carbón) se proporciona preferentemente en un tamaño de partícula promedio entre aproximadamente 50 micrómetros y aproximadamente 200 micrómetros, por ejemplo, moliendo carbón sólido en un molino de carbón. Dicho proceso de molienda se puede realizar en un molino configurado para proporcionar una fracción en masa mínima de partículas por debajo de aproximadamente 50 micrómetros. De esta manera, cualquier elemento incombustible en el mismo que se licue para formar las gotas de escoria líquida en el proceso de combustión puede ser mayor que aproximadamente 10 micrómetros de diámetro. En algunos aspectos, la mezcla de combustible que comprende la suspensión de CO2 + O2 + carbón en polvo, a una temperatura de aproximadamente 400 °C, puede dirigirse hacia la cámara 222 de combustión a una presión de aproximadamente 355 bar, en donde la presión neta en la combustión dentro de la cámara 222 de combustión puede ser de aproximadamente 354 bar. La temperatura dentro de la cámara 222 de combustión puede variar entre aproximadamente 1300 °C y aproximadamente 3500 °C, y en algunos aspectos preferidos, solo se implementa una sola etapa de combustión.
En un ejemplo de un aparato 220 de combustión, como se describe en el presente documento, un sistema de energía eléctrica neta de 500 MW puede configurarse para funcionar con combustible CH4 a una eficacia (base de valor de calefacción inferior) de aproximadamente 58 %, en las siguientes condiciones:
Presión de combustión: 350 atm
Entrada de combustible: 862 MW
Flujo de combustible: 17,2 kg/segundo
Flujo de oxígeno: 69,5 kg/segundo
El CH4 y O2 se mezclan con 155 kg/segundo de fluido de trabajo de CO2 y se queman para producir una corriente de fluido de salida que comprende CO2, H2O y cierto exceso de O2 a una temperatura adiabática de 2400 °C. La cámara de combustión puede tener un diámetro interno de aproximadamente 1 m y una longitud de aproximadamente 5 m. Un flujo de 395 kg/segundo de CO2 a una temperatura de aproximadamente 600 °C se dirige hacia el miembro de la transpiración, que puede tener aproximadamente 2,5 cm de espesor, y se dirige a través del miembro de transpiración. Este CO2 se calienta convectivamente a partir del calor conducido a través del miembro de transpiración que se origina a partir de la radiación de la combustión dentro de la cámara de combustión al miembro de transpiración.
Sobre su superficie interior que define la cámara de combustión, la temperatura superficial del elemento de transpiración puede ser de aproximadamente 1000 °C, mientras que la corriente de fluido de salida de 636,7 kg/segundo puede estar a una temperatura de aproximadamente 1350 °C. En tales casos, El tiempo de residencia medio para la combustión y la dilución de los productos de combustión es de aproximadamente 1,25 segundos. Además, la velocidad media radialmente hacia adentro para el fluido de transpiración que entra en la cámara de combustión a través del miembro de transpiración es de aproximadamente 0,15 m/s.
La modificación del ejemplo de un aparato de cámara combustión con combustible de carbón da como resultado una configuración con un tiempo de residencia medio para la combustión y la dilución de los productos de combustión en la cámara de combustión de aproximadamente 2,0 segundos, y una longitud de cámara de combustión de aproximadamente 8 m, con un diámetro interno de aproximadamente 1 m. La eficacia neta del sistema con CO2 como fluido de dilución (transpiración) es, por tanto, aproximadamente 54 % (base de valor de calentamiento inferior). En tales casos, la velocidad radialmente hacia adentro del fluido de transpiración puede ser aproximadamente 0,07 m/s. En tales condiciones, la Figura 5 muestra una trayectoria hipotética de una partícula de escoria líquida de 50 micrómetros de diámetro proyectada radialmente hacia afuera a aproximadamente 50 m/s hacia el miembro de transpiración desde una distancia de 1 mm desde el mismo. Como se ilustra, la partícula alcanzaría un mínimo de 0,19 mm desde el miembro de transpiración antes de ser devuelta a la corriente de flujo del fluido de salida por el flujo de fluido de transpiración a través del miembro de transpiración. En tales casos, el flujo de fluido de transpiración a través del miembro de transpiración amortigua eficazmente la interacción entre el miembro de transpiración y las partículas de escoria líquida que resultan del proceso de combustión.
Los aspectos del aparato de combustión divulgados pueden implementarse en sistemas de producción de energía adecuados utilizando métodos asociados, como apreciará un experto en la materia. Por ejemplo, tal sistema de producción de energía puede comprender uno o más inyectores para proporcionar combustible (y opcionalmente un medio fluidizante), un oxidante y un fluido de trabajo de CO2; un aparato de combustión enfriado por transpiración, como se describe en el presente documento, que tiene al menos una etapa de combustión para quemar la mezcla de combustible, y proporciona una corriente de fluido de salida. Un aparato de transformación (véase, por ejemplo, el elemento 500 en la Figura 6) se puede configurar para recibir la corriente de fluido de salida (productos de combustión y fluido de trabajo), y para responder a la corriente de fluido de salida para transformar la energía asociada con la misma en energía cinética, en donde el aparato de transformación puede ser, por ejemplo, una turbina de producción de energía que tiene una entrada y una salida y en donde se produce energía a medida que se expande la corriente de fluido de salida. Más particularmente, la turbina puede configurarse para mantener la corriente de fluido de salida en una relación de presión deseada entre la entrada y la salida. Un dispositivo generador (véase, por ejemplo, el elemento 550 en la Figura 6) también se puede proporcionar para transformar la energía cinética de la turbina en electricidad. Es decir, la corriente de fluido de salida se puede expandir desde una presión alta a una presión más baja para producir energía del eje que luego se puede convertir en energía eléctrica. Puede proporcionarse un intercambiador de calor para la refrigeración de la corriente de fluido de salida de la salida de la turbina y para calentar el fluido de trabajo CO2 que entra en el aparato de combustión. También se pueden proporcionar uno o más dispositivos para separar la corriente de fluido de salida que deja el intercambiador de calor en CO2 puro y uno o más componentes adicionales para la recuperación o eliminación. Dicho sistema también puede comprender uno o más dispositivos para comprimir el CO2 purificado y para suministrar al menos una parte del CO2 separado de la corriente del fluido de salida a una tubería presurizada, mientras que la parte restante se recicla como fluido de trabajo que se calienta mediante el intercambiador de calor. Un experto en la materia, sin embargo, entenderá que, aunque la presente divulgación implica la implementación directa de la corriente de fluido de salida, en algunos casos, la corriente de fluido de salida de temperatura relativamente alta puede implementarse indirectamente. Es decir, la corriente de fluido de salida puede dirigirse a un intercambiador de calor, en donde la energía térmica asociada al mismo se usa para calentar una segunda corriente de fluido de trabajo, y la segunda corriente de trabajo de fluido calentado luego se dirige a un dispositivo de transformación (por ejemplo, una turbina) para generar energía. Además, un experto en la materia apreciará que muchas otras disposiciones de este tipo pueden estar dentro del alcance de la presente divulgación.
En aspectos particulares de la divulgación, la composición del combustible carbonáceo es tal que los elementos incombustibles (es decir, los contaminantes) pueden incluirse en el mismo, y permanecer presentes en los productos de combustión/flujo de salida de fluido después del proceso de combustión. Tal puede ser el caso donde el combustible carbonáceo es un sólido tal como carbón. En esos aspectos, la implementación directa de la corriente de fluido de salida puede resultar en la acumulación de tales elementos incombustibles u otro daño en el aparato de transformación posterior (turbina) si la corriente de fluido de salida se canaliza directamente a la misma. Un experto en la técnica también apreciará que tales elementos incombustibles pueden no estar presentes necesariamente cuando se implementan otras formas de combustible carbonáceo tales como un líquido o gas (es decir, gas natural). En consecuencia, en aspectos que implementan una fuente de combustible carbonáceo sólido y una interacción directa entre la corriente de fluido de salida y el aparato de transformación, el sistema de energía (aparato de combustión y aparato de transformación) puede incluir además un aparato de separación dispuesto entre el aparato de combustión y el aparato de transformación. En tales casos, el aparato separador puede estar configurado para retirar sustancialmente los elementos incombustibles licuados de la corriente de fluido de salida/producto de combustión recibida de este modo, antes de que el producto de combustión/corriente de fluido de salida se dirija al aparato de transformación. Además, en aspectos que implementan un aparato separador, la sustancia de transpiración descrita puede introducirse tanto corriente arriba como corriente abajo del aparato separador. Más particularmente, la sustancia de transpiración se puede introducir primero en la cámara de combustión, a través del miembro de transpiración y corriente arriba del aparato separador, para regular una mezcla de la sustancia de transpiración y el producto de combustión que entra en el aparato separador por encima de la temperatura de licuación de los elementos incombustibles. Después de aparato separador, puede configurarse un dispositivo de suministro de sustancias de transpiración (véase, por ejemplo, el elemento 475 en la Figura 6) para entregar la sustancia de transpiración al producto de combustión que sale del aparato separador, y que tiene los elementos incombustibles licuados sustancialmente retirados del mismo, para regular una mezcla de la sustancia de transpiración y el producto de combustión que entra en el aparato de transformación a una temperatura de entre aproximadamente 500 °C y aproximadamente 2000 °C.
Como se ha analizado anteriormente, los aspectos del aparato de combustión pueden incluir la capacidad de lograr una temperatura de combustión que hace que los elementos incombustibles en el combustible carbonáceo sólido se licúen durante el proceso de combustión. En tales casos, podrán aplicarse disposiciones para la retirada de los elementos incombustibles licuados tales como, por ejemplo, un aparato separador 340 tal como un separador ciclónico, como se muestra en la Figura 4. En general, los aspectos de dicho separador ciclónico implementado por la presente divulgación pueden comprender una pluralidad de dispositivos separadores centrífugos 100 dispuestos en serie, incluyendo un dispositivo separador centrífugo 100A de entrada configurado para recibir el producto de combustión/flujo de fluido de salida y los elementos incombustibles licuados asociados con el mismo, y un dispositivo separador centrífugo 100B de salida configurado para agotar el flujo de producto de combustión/salida que tiene los elementos incombustibles licuados sustancialmente retirados del mismo. Cada dispositivo separador centrífugo 100 incluye una pluralidad de elementos separadores centrífugos o ciclones 1 dispuestos operativamente en paralelo alrededor de un tubo colector central 2, en donde cada elemento separador centrífugo/ciclón 2 está configurado para retirar al menos una parte de los elementos incombustibles licuados de la corriente de fluido de salida/producto de combustión, y para dirigir la parte retirada de los elementos incombustibles licuados a un sumidero 20. Dicho aparato separador 340 puede configurarse para funcionar a una presión elevada y, como tal, puede comprender además un alojamiento 125 que contiene presión configurado para alojar los dispositivos separadores centrífugos y el sumidero. Según tales aspectos, el alojamiento 125 que contiene presión puede ser una extensión del miembro 338 de contención de presión que también rodea el aparato 220 de combustión, o el alojamiento 125 que contiene presión puede ser un miembro separado capaz de acoplar el miembro 338 de contención de presión asociado al aparato 220 de combustión. En cualquier caso, debido a la elevada temperatura experimentada por el aparato separador 340 a través de la corriente de fluido de salida, el alojamiento 125 que contiene presión también puede incluir un sistema de dispersión de calor, tal como una camisa de transferencia térmica que tiene un líquido circulado en su interior (no mostrado), operativamente acoplado al mismo para retirar el calor del mismo. En algunos aspectos, un dispositivo de recuperación térmica (no mostrado) puede estar acoplado operativamente a la camisa de transferencia de calor, en donde el dispositivo de recuperación de calor puede estar configurado para recibir el líquido circulado en la camisa de transferencia térmica y recuperar energía térmica de ese líquido.
Más particularmente, el aparato separador (retirada de escoria) 340, mostrado en la Figura 4 , está configurado para disponerse en serie con el aparato 220 de combustión alrededor de la parte 222B de salida de la misma para recibir la corriente de salida de fluido/productos de combustión del mismo. La corriente de fluido de salida enfriada por transpiración del aparato 220 de combustión, con las gotas de escoria líquida (elementos incombustibles) en el mismo, se dirige a entrar en una disposición de colector central 2A del dispositivo separador centrífugo 100A de entrada a través de un reductor cónico 10. En un aspecto, el aparato separador 340 puede incluir tres dispositivos separadores centrífugos 100A, 100B, 100C (aunque el experto en la técnica apreciará que tal aparato separador puede incluir uno, dos, tres, o más dispositivos separadores centrífugos, según sea necesario o deseado). En este caso, los tres dispositivos separadores centrífugos 100A, 100B, 100C dispuestos operativamente en serie proporcionan una unidad de separación ciclónica de 3 etapas. Cada dispositivo separador centrífugo incluye, por ejemplo, una pluralidad de elementos separadores centrífugos (ciclones 1) dispuestos alrededor de la circunferencia del tubo colector central correspondiente 2. Las disposiciones del colector central 2A y los tubos colectores centrales 2 del dispositivo separador centrífugo 100A de entrada, y el dispositivo separador centrífugo medio 100C están sellados en su extremo de salida. En esos casos, la corriente de fluido de salida se dirige hacia los canales 11 de derivación correspondientes a cada uno de los elementos separadores centrífugos (ciclones 1) del respectivo dispositivo separador centrífugo 100. Los canales 11 de derivación están configurados para acoplar el extremo de entrada del ciclón 1 respectivo para formar una entrada tangencial para el mismo (que causa, por ejemplo, la corriente de fluido de salida que ingresa al ciclón 1 para interactuar con la pared del ciclón 1 en un flujo espiral). El canal 3 de salida de cada ciclón 1 se enruta luego a la parte de entrada del tubo colector central 2 del respectivo dispositivo separador centrífugo 100. En el dispositivo separador centrífugo 100B de salida, la corriente de fluido de salida (que tiene los elementos incombustibles sustancialmente separados de ella) se dirige desde el tubo colector central del dispositivo separador centrífugo 100B de salida y a través de un tubo colector 12 y una boquilla 5 de salida, de tal modo que la corriente de fluido de salida "limpio" se pueda dirigir a un proceso posterior, tal como el asociado al aparato de transformación. La disposición de separación ciclónica en tres etapas ejemplar permite así retirar la escoria hasta, por ejemplo, inferior a 5 ppm en masa en la corriente del fluido de salida.
En cada etapa del aparato separador 340, la escoria líquida separada se dirige desde cada uno de los ciclones 1 a través de los tubos 4 de salida que se extienden hacia un sumidero 20. La escoria líquida separada se dirige luego a una boquilla o tubo 14 de salida que se extiende desde el colector 20 y el alojamiento 125 que contiene presión para la retirada y/o recuperación de componentes del mismo. En el logro de la retirada de la escoria, la escoria líquida puede dirigirse a través de una sección 6 enfriada por agua o de otro modo a través de una sección que tiene una presión alta, conexión con agua fría, en donde la interacción con el agua hace que la escoria líquida se solidifique y/o granule. La mezcla de escoria solidificada y agua se puede separar luego en un recipiente (provisión de recolección) 7 en una mezcla fluida de escoria/agua que se puede retirar a través de una válvula adecuada 9 , mientras que cualquier gas residual puede retirarse a través de una línea separada 8.
Dado que el aparato separador 340 se implementa junto con la corriente de fluido de salida de temperatura relativamente alta (es decir, a una temperatura suficiente para mantener los elementos incombustibles en forma líquida con viscosidad relativamente baja), puede ser deseable, en algunos casos, que las superficies del aparato separador 340 expuestas a uno de los productos de combustión/flujo de fluido de salida y los elementos incombustibles licuados asociados a ellos estén compuestos por un material configurado para tener al menos una resistencia de alta temperatura, una alta resistencia a la corrosión y una baja conductividad térmica. Ejemplos de tales materiales pueden incluir óxido de circonio y óxido de aluminio, aunque tales ejemplos no pretenden ser limitantes de ninguna manera. Como tal, en determinados aspectos, el aparato separador 340 está configurado para retirar sustancialmente los elementos incombustibles licuados de la corriente de fluido de salida/producto de combustión y para mantener los elementos incombustibles en una forma líquida de baja viscosidad al menos hasta su retirada del colector 20.
Como tal, como se describe en el presente documento, la separación de escoria en los casos de un combustible carbonáceo sólido se puede lograr en una sola unidad (aparato separador 340) que se puede, en algunos casos, extraer fácilmente del sistema para su mantenimiento e inspección. Sin embargo, tal aspecto puede proporcionar otras ventajas, como se muestra en la Figura 6, por lo que el sistema puede configurarse fácilmente para implementar un enfoque de "combustible flexible" en operación con respecto a la disponibilidad de una fuente de combustible particular. Por ejemplo, el aparato separador 340 de unidad única se puede instalar en el sistema, entre el aparato 220 de combustión y el aparato (turbina) 500 de transformación, cuando el aparato 220 de combustión utilizaba un combustible carbonáceo sólido como fuente de combustible. En caso de ser deseable cambiar a una fuente de combustible líquido o gas carbónico, la unidad separadora 340 puede retirarse del sistema (es decir, puede no ser necesaria, como se discutió anteriormente) de tal manera que la corriente de fluido de salida del aparato 220 de combustión puede dirigirse directamente al aparato 500 de transformación. Por tanto, el sistema también se puede volver a cambiar fácilmente para implementar la unidad separadora 340 si la disponibilidad de combustible dictara más tarde una fuente de combustible carbonáceo sólido.

Claims (15)

REIVINDICACIONES
1. Un aparato (220) de combustión, que comprende:
una disposición (250) de mezcla configurada para mezclar un combustible carbonáceo con oxígeno enriquecido y un fluido de trabajo para formar una mezcla (200) de combustible; y
una cámara (222) de combustión al menos parcialmente definida por un miembro (230) de transpiración, estando además el miembro (230) de transpiración al menos parcialmente rodeado por un miembro (338) de contención de presión, teniendo la cámara (222) de combustión una parte (222A) de entrada y una parte (222B) de salida opuesta, estando configurada la parte (222A) de entrada de la cámara (222) de combustión para recibir la mezcla (200) de combustible para que la mezcla (200) de combustible se queme dentro de la cámara (222) de combustión a una temperatura de combustión para formar un producto de combustión, estando configurada además la cámara (222) de combustión para dirigir el producto de combustión hacia la parte (222B) de salida, estando configurado el miembro (230) de transpiración para dirigir una sustancia de transpiración a través del mismo hacia la cámara (222) de combustión para amortiguar la interacción entre el producto de combustión y el miembro (230) de transpiración, caracterizado por que
la sustancia de transpiración es dióxido de carbono supercrítico y también se suministra a la disposición (250) de mezcla como al menos parte del fluido de trabajo.
2. El aparato de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la parte (222B) de salida de la cámara (222) de combustión está opuesta a la parte (222A) de entrada a lo largo de la longitud de la cámara de combustión, y la cámara (222) de combustión está configurada además para dirigir el producto de combustión a lo largo de la longitud de la cámara de combustión hacia la parte (222B) de salida.
3. El aparato de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende además al menos una fuente de sustancia de transpiración configurada para suministrar la sustancia de transpiración a la disposición (250) de mezcla como el fluido de trabajo y el miembro (230) de transpiración como la sustancia de transpiración.
4. El aparato de acuerdo con la reivindicación 1, en donde:
la disposición (250) de mezcla está configurada además para mezclar uno de un combustible carbonáceo sólido, un combustible carbonáceo líquido y un combustible carbonáceo gaseoso con el oxígeno enriquecido y el fluido de trabajo, y en donde el oxígeno enriquecido comprende oxígeno que tiene una pureza molar de más de aproximadamente el 85 %, o
la disposición (250) de mezcla está configurada para mezclar el combustible carbonáceo, el oxígeno enriquecido y el fluido de trabajo para formar una sola corriente de entrada de mezcla de combustible dirigida a la cámara (222) de combustión, o
el combustible carbonáceo es un sólido particulado que tiene un tamaño medio de partícula entre aproximadamente 50 micrómetros y aproximadamente 200 micrómetros, y la disposición (250) de mezcla está configurada además para mezclar el combustible carbonáceo sólido particulado con una sustancia fluidizante que comprende uno de agua y CO2 líquido que tiene una densidad entre aproximadamente 450 kg/m3 y aproximadamente 1100 kg/m3, cooperando la sustancia fluidificante con el combustible carbonáceo sólido particulado para formar una suspensión que tiene entre aproximadamente el 25 % en peso y aproximadamente el 55 % en peso del combustible carbonáceo sólido particulado, o
el combustible carbonáceo, el oxígeno enriquecido y el fluido de trabajo que forman la mezcla (200) de combustible se controlan de modo que la temperatura de combustión se encuentre entre aproximadamente 1300 °C y aproximadamente 3500 °C.
5. El aparato de acuerdo con la reivindicación 1, en donde:
la cámara (222) de combustión está configurada además para recibir la mezcla (200) de combustible en la parte (222A) de entrada de la misma a una presión entre aproximadamente 40 bar y aproximadamente 500 bar, o la temperatura de combustión está configurada de modo que los contaminantes incombustibles en el combustible carbonáceo se licuen dentro del producto de combustión, y en donde la sustancia de transpiración dirigida a través del miembro (230) de transpiración forma una capa amortiguadora inmediatamente adyacente al miembro (230) de transpiración dentro de la cámara (222) de combustión, estando configurada la capa amortiguadora para amortiguar la interacción entre el miembro (230) de transpiración y los contaminantes incombustibles licuados y el calor asociado al producto de combustión, o
la sustancia de transpiración está configurada para introducirse en la cámara (222) de combustión a través del miembro (230) de transpiración para regular una mezcla de salida de la sustancia de transpiración y el producto de combustión sobre la parte (222B) de salida de la cámara (222) de combustión a una temperatura entre aproximadamente 500 °C y aproximadamente 2000 °C, o
la sustancia de transpiración se calienta con calor desde el miembro (230) de transpiración hasta una temperatura entre aproximadamente 500 °C y aproximadamente 1000 °C tras dirigirse a través del miembro (230) de transpiración, o
la mezcla (200) de combustible dirigida a través de una disposición de boquilla de entrada de la parte (222A) de entrada está a una temperatura inferior a la temperatura de autoignición por ajuste de la temperatura del fluido de trabajo tras la introducción de la mezcla (200) de combustible en la cámara (222) de combustión.
6. El aparato de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende además un dispositivo (350) de retirada de calor asociado al miembro (338) de contención de presión y configurado para controlar la temperatura del mismo, comprendiendo el dispositivo (350) de retirada de calor una camisa (336) de transferencia de calor que tiene un líquido circulante en el mismo.
7. El aparato de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el aparato (220) de combustión está configurado de modo que el producto de combustión incluye:
entre aproximadamente 500 ppm y aproximadamente el 3 % molar de O2 y CO inferior a aproximadamente 50 ppm, o H2 y CO en una concentración combinada de más de aproximadamente el 1 %, y menos de aproximadamente 10 ppm de O2.
8. Un sistema de generación de energía que incluye un aparato (220) de combustión de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, y que comprende además un aparato (500) de transformación configurado para recibir el producto de combustión del aparato (220) de combustión, respondiendo el aparato de transformación al producto de combustión para transformar la energía asociada al mismo en energía cinética, en donde el combustible carbonáceo es un sólido, y en donde el sistema de generación de energía comprende además un aparato separador (340) dispuesto entre el aparato (220) de combustión y el aparato (500) de transformación, estando configurado el aparato separador (340) para retirar sustancialmente contaminantes incombustibles licuados del producto de combustión recibido de la cámara (222) de combustión antes de que el producto de combustión se dirija al aparato (500) de transformación.
9. El sistema de generación de energía de acuerdo con la reivindicación 8, en donde el aparato separador (340) comprende:
una pluralidad de dispositivos separadores centrífugos (100) dispuestos en serie, incluyendo un dispositivo separador centrífugo (100A) de entrada configurado para recibir el producto de combustión y los contaminantes incombustibles licuados asociados al mismo y un dispositivo separador centrífugo (100B) de salida configurado para descargar el producto de combustión que tiene los contaminantes incombustibles licuados retirados sustancialmente del mismo, teniendo cada dispositivo separador centrífugo (100) una pluralidad de elementos separadores centrífugos (1) dispuestos operativamente en paralelo, estando configurado cada elemento separador centrífugo (1) para retirar sustancialmente los contaminantes incombustibles licuados del producto de combustión y para dirigir la al menos una parte de los contaminantes incombustibles licuados a un sumidero (20), configurándose el aparato separador (340) para mantener los contaminantes incombustibles en forma líquida de baja viscosidad al menos hasta la retirada de los mismos del sumidero (20); y
un alojamiento (125) que contiene presión configurado para alojar los dispositivos separadores centrífugos (100) y el sumidero (20).
10. El sistema de generación de energía de acuerdo con la reivindicación 8 o 9, en donde:
el aparato separador (340) comprende además un sistema de dispersión de calor acoplado operativamente al alojamiento (125) que contiene presión para retirar calor del mismo,
en donde opcionalmente el sistema de dispersión de calor comprende además una camisa (336) de transferencia de calor que tiene un líquido circulante en el mismo, y en donde además opcionalmente el aparato separador (340) comprende además un dispositivo de recuperación de calor acoplado operativamente a la camisa (336) de transferencia de calor, estando configurado el dispositivo de recuperación de calor para recibir el líquido circulante en la camisa (336) de transferencia de calor y para recuperar energía térmica del líquido, o
las superficies del aparato separador (340) expuestas a uno del producto de combustión y los contaminantes incombustibles licuados asociados al mismo están comprendidos por un material configurado para tener al menos una de una alta resistencia a la temperatura, una alta resistencia a la corrosión y una baja conductividad térmica.
11. El sistema de generación de energía de acuerdo con la reivindicación 8, en donde la sustancia de transpiración está configurada para introducirse en la cámara (222) de combustión a través del miembro (230) de transpiración para regular una mezcla de la sustancia de transpiración y el producto de combustión que entra en el aparato separador (340) por encima de una temperatura de baja viscosidad de los contaminantes incombustibles licuados y, opcionalmente, que comprende además un dispositivo (475) de suministro de sustancia de transpiración dispuesto posteriormente al aparato separador (340) y configurado para suministrar la sustancia de transpiración al producto de combustión que tiene los contaminantes incombustibles licuados retirados sustancialmente del mismo para regular un mezcla de la sustancia de transpiración y el producto de combustión que entra en el aparato (500) de transformación a una temperatura entre aproximadamente 500 °C y aproximadamente 2000 °C.
12. El sistema de generación de energía de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 8 a 11, en el que el aparato (500) de transformación comprende uno de un dispositivo de turbina, respondiendo el dispositivo de turbina al producto de combustión para transformar la energía asociada al mismo en energía cinética, y un dispositivo generador (550) configurado para transformar la energía cinética en electricidad.
13. Un sistema de generación de energía que comprende un aparato (220) de combustión de acuerdo con la reivindicación 2, y un aparato (500) de transformación configurado para recibir el producto de combustión de la parte (222B) de salida de la cámara (222) de combustión, respondiendo el aparato (500) de transformación al producto de combustión recibido del aparato (220) de combustión para transformar la energía asociada al producto de combustión en energía cinética.
14. Un método para quemar combustible carbonáceo con oxígeno enriquecido y dióxido de carbono supercrítico usando el aparato de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7.
15. Un método de acuerdo con la reivindicación 14, realizado por el sistema de generación de energía de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 8 a 13.
ES10707169T 2009-02-26 2010-02-26 Aparato y método para quemar un combustible a alta presión y alta temperatura, y sistema y dispositivo asociados Active ES2733083T3 (es)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15575509P 2009-02-26 2009-02-26
US29927210P 2010-01-28 2010-01-28
PCT/US2010/025599 WO2010099452A2 (en) 2009-02-26 2010-02-26 Apparatus and method for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system and device

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2733083T3 true ES2733083T3 (es) 2019-11-27

Family

ID=42226110

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES10707169T Active ES2733083T3 (es) 2009-02-26 2010-02-26 Aparato y método para quemar un combustible a alta presión y alta temperatura, y sistema y dispositivo asociados

Country Status (14)

Country Link
US (4) US9416728B2 (es)
EP (1) EP2411736B1 (es)
JP (1) JP5639602B2 (es)
KR (1) KR101648054B1 (es)
CN (1) CN102414511B (es)
AU (1) AU2010217812B2 (es)
BR (1) BRPI1008485B1 (es)
CA (1) CA2753822C (es)
EA (1) EA024852B1 (es)
ES (1) ES2733083T3 (es)
MX (1) MX345743B (es)
PL (1) PL2411736T3 (es)
WO (1) WO2010099452A2 (es)
ZA (1) ZA201106431B (es)

Families Citing this family (79)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3078909B1 (en) * 2002-10-10 2022-05-11 LPP Combustion, LLC Method for vaporization of liquid fuels for combustion
KR101201624B1 (ko) 2004-12-08 2012-11-14 엘피피 컴버션, 엘엘씨 액체 탄화수소 연료의 컨디셔닝을 위한 방법 및 장치
US8529646B2 (en) 2006-05-01 2013-09-10 Lpp Combustion Llc Integrated system and method for production and vaporization of liquid hydrocarbon fuels for combustion
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
KR101648054B1 (ko) 2009-02-26 2016-08-12 팔머 랩스, 엘엘씨 고온 및 고압에서 연료를 연소하는 장치 및 방법, 이에 관련된 시스템 및 장비
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
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
JP5599742B2 (ja) * 2011-02-28 2014-10-01 一般財団法人電力中央研究所 Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント
JP5599743B2 (ja) * 2011-02-28 2014-10-01 一般財団法人電力中央研究所 Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント
DE102011007808B3 (de) * 2011-04-20 2012-09-20 Siemens Aktiengesellschaft Reaktor zur Vergasung aschefreier und aschearmer Brennstoffe mit mehreren Kalträumen
GB2497952A (en) * 2011-12-22 2013-07-03 Dearman Engine Company Ltd Cryogenic engine system
BR112014019522B1 (pt) 2012-02-11 2020-04-07 8 Rivers Capital Llc processo para produção de energia, e sistema para oxidação parcial (pox) e sistema para produção de energia (pps) combinados
US9488100B2 (en) * 2012-03-22 2016-11-08 Saudi Arabian Oil Company Apparatus and method for oxy-combustion of fuels in internal combustion engines
CN102944454B (zh) * 2012-10-23 2016-02-10 浙江泰林生物技术股份有限公司 总有机碳测定用燃烧炉
US20140157790A1 (en) * 2012-12-10 2014-06-12 Zilkha Biomass Power Llc Combustor assembly and methods of using same
EP2938425A4 (en) 2012-12-31 2016-11-23 Inventys Thermal Technologies Inc SYSTEM AND METHOD FOR INTEGRATED CARBON DIOXIDE DEPOSITION FROM COMBUSTION GASES
WO2014151656A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-25 Palmer Labs, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
CN103308662B (zh) * 2013-06-07 2015-07-08 北京理工大学 一种高温高压单液滴蒸发与燃烧装置
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
US20150082800A1 (en) * 2013-09-25 2015-03-26 Korea Electric Power Corporation Method for suppressing generation of yellow plum of complex thermal power plant using high thermal capacity gas
US9612015B2 (en) * 2014-06-30 2017-04-04 Southwest Research Institute Oxy-combustor operable with supercritical fluid
TWI657195B (zh) 2014-07-08 2019-04-21 美商八河資本有限公司 加熱再循環氣體流的方法、生成功率的方法及功率產出系統
JP6470135B2 (ja) 2014-07-14 2019-02-13 ユナイテッド テクノロジーズ コーポレイションＵｎｉｔｅｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ 付加製造された表面仕上げ
CN111005779A (zh) 2014-09-09 2020-04-14 八河流资产有限责任公司 从发电系统和方法生产低压液态二氧化碳
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
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
KR102602774B1 (ko) 2015-06-15 2023-11-15 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 동력 생산 플랜트의 기동을 위한 시스템 및 방법
EP3106645B1 (en) 2015-06-15 2018-08-15 Rolls-Royce Corporation Gas turbine engine driven by sco2 cycle with advanced heat rejection
EP3109433B1 (en) 2015-06-19 2018-08-15 Rolls-Royce Corporation Engine driven by sc02 cycle with independent shafts for combustion cycle elements and propulsion elements
EP3121409B1 (en) 2015-07-20 2020-03-18 Rolls-Royce Corporation Sectioned gas turbine engine driven by sco2 cycle
AU2016315932B2 (en) 2015-09-01 2020-04-09 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production using nested CO2 cycles
EP3153690A1 (en) 2015-10-08 2017-04-12 Rolls-Royce Corporation All co2 aircraft
US9919268B2 (en) 2015-10-21 2018-03-20 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for removing combustion products from a power generation cycle
CN109072104B (zh) 2016-02-18 2021-02-26 八河流资产有限责任公司 用于包括甲烷化处理的发电系统和方法
CN109072783B (zh) * 2016-02-26 2021-08-03 八河流资产有限责任公司 用于控制发电设备的系统和方法
JP6972013B2 (ja) 2016-04-21 2021-11-24 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 炭化水素ガスの酸化のためのシステムおよび方法
WO2018042336A2 (en) 2016-08-30 2018-03-08 8 Rivers Capital, Llc Cryogenic air separation method for producing oxygen at high pressures
WO2018042338A1 (en) * 2016-08-31 2018-03-08 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production including ion transport components
CA3036311A1 (en) 2016-09-13 2018-03-22 8 Rivers Capital, Llc System and method for power production using partial oxidation
US11506122B2 (en) 2016-11-09 2022-11-22 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production with integrated production of hydrogen
KR20190082288A (ko) 2016-11-15 2019-07-09 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 산화제 및 수성 스트림과의 접촉에 의한 프로세스 스트림으로부터의 불순물의 제거
EA201992080A1 (ru) 2017-03-07 2020-03-12 8 Риверз Кэпитл, Ллк Система и способ осуществления работы камеры сгорания варьируемого топлива для газовой турбины
US10859264B2 (en) 2017-03-07 2020-12-08 8 Rivers Capital, Llc System and method for combustion of non-gaseous fuels and derivatives thereof
ES2960368T3 (es) 2017-08-28 2024-03-04 8 Rivers Capital Llc Optimización de calor de baja calidad de ciclos de energía recuperativa de CO2 supercrítico
EP3676237A1 (en) 2017-08-28 2020-07-08 8 Rivers Capital, LLC Oxidative dehydrogenation of ethane using carbon dioxide
JP7297775B2 (ja) 2017-11-09 2023-06-26 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 水素および二酸化炭素の生成および分離のためのシステムおよび方法
US10458373B2 (en) * 2017-12-20 2019-10-29 Tenneco Automotive Operating Company Inc. System including oxygen separation device
WO2019145761A1 (en) * 2018-01-23 2019-08-01 Rajeev Hiremath A system and a method for generation and delivery of thermal energy
EP3759322B9 (en) 2018-03-02 2024-02-14 8 Rivers Capital, LLC Systems and methods for power production using a carbon dioxide working fluid
US11073169B2 (en) * 2018-06-26 2021-07-27 Energy Recovery, Inc. Power generation system with rotary liquid piston compressor for transcritical and supercritical compression of fluids
JP7458370B2 (ja) 2018-07-23 2024-03-29 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 無炎燃焼による発電のためのシステムおよび方法
WO2020070717A1 (en) 2018-10-05 2020-04-09 8 Rivers Capital, Llc Direct gas capture systems and methods of use thereof
KR102113796B1 (ko) 2018-10-25 2020-05-21 한국에너지기술연구원 직화식 초임계 이산화탄소 발전 시스템 및 방법
US11149634B2 (en) 2019-03-01 2021-10-19 Richard Alan Callahan Turbine powered electricity generation
US11149636B2 (en) 2019-03-01 2021-10-19 Richard Alan Callahan Turbine powered electricity generation
CA3138992A1 (en) 2019-05-03 2020-11-12 8 Rivers Capital, Llc System and method for carbon capture
WO2020234735A1 (en) 2019-05-17 2020-11-26 8 Rivers Capital, Llc Closed cycle inventory control
WO2020250194A1 (en) 2019-06-13 2020-12-17 8 Rivers Capital, Llc Power production with cogeneration of further products
JP2022546399A (ja) 2019-08-26 2022-11-04 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー オキシ燃料燃焼プロセスにおける火炎制御
US11181043B2 (en) * 2019-09-30 2021-11-23 General Electric Company Apparatuses and methods for generating carbon particles and exhaust gas used by gas turbine systems
US11994063B2 (en) 2019-10-16 2024-05-28 Richard Alan Callahan Turbine powered electricity generation
US11549433B2 (en) 2019-10-22 2023-01-10 8 Rivers Capital, Llc Control schemes for thermal management of power production systems and methods
US11143397B2 (en) 2019-12-02 2021-10-12 Paul Batushansky System and method for a direct emission and diffusion of high-pressure combustion with exhaust into feed-water from a combustion barrel
US11047265B1 (en) 2019-12-31 2021-06-29 General Electric Company Systems and methods for operating a turbocharged gas turbine engine
GB202000870D0 (en) * 2020-01-21 2020-03-04 Rolls Royce Plc A combustion chamber, a combustion chamber tile and a combustion chamber segment
CA3188668A1 (en) 2020-06-29 2022-01-06 Lummus Technology Llc Heat exchanger system
US11719141B2 (en) * 2020-06-29 2023-08-08 Lummus Technology Llc Recuperative heat exchanger system
US11821699B2 (en) 2020-06-29 2023-11-21 Lummus Technology Llc Heat exchanger hanger system
WO2022003540A1 (en) 2020-06-29 2022-01-06 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for control of volumetric flows in a power production plant
US20210404350A1 (en) * 2020-06-29 2021-12-30 Lummus Technology Llc Power generation system
KR102628440B1 (ko) * 2020-11-20 2024-01-23 한국전력공사 가스 터빈 연소 장치
US11814288B2 (en) 2021-11-18 2023-11-14 8 Rivers Capital, Llc Oxy-fuel heated hydrogen production process
US11808206B2 (en) 2022-02-24 2023-11-07 Richard Alan Callahan Tail gas recycle combined cycle power plant
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
US12087331B2 (en) * 2022-12-19 2024-09-10 International Business Machines Corporation Retaining high resolution tape directory in overwritten end of data set

Family Cites Families (218)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US274876A (en) * 1883-03-27 Insertible saw-tooth
US135984A (en) * 1873-02-18 Improvement in car-couplings
US2660521A (en) 1950-05-18 1953-11-24 Texaco Development Corp Process for the generation of carbon monoxide and hydrogen
US2658332A (en) 1951-03-21 1953-11-10 Carborundum Co Fluid cooled, refractory, ceramic lined rocket structure
US3376706A (en) 1965-06-28 1968-04-09 Angelino Gianfranco Method for obtaining mechanical energy from a thermal gas cycle with liquid phase compression
US3420631A (en) 1966-09-30 1969-01-07 Cabot Corp Process and apparatus for the production of carbon black
US3399022A (en) 1967-01-23 1968-08-27 Operation Oil Heat Associates Annular burner apparatus providing blue-flame combustion of domestic fuel oil
CH476208A (de) 1967-07-27 1969-07-31 Sulzer Ag Gasturbinenanlage mit CO2 als Arbeitsmittel
US3623711A (en) * 1970-07-13 1971-11-30 Avco Corp Combustor liner cooling arrangement
SU373488A1 (ru) 1970-09-14 1973-03-12 Ордена Ленина , Ордена Трудового Красного Знамени институт электросварки Е. О. Патона Туннельная горелка
US3736745A (en) 1971-06-09 1973-06-05 H Karig Supercritical thermal power system using combustion gases for working fluid
US3816595A (en) 1971-11-15 1974-06-11 Aqua Chem Inc Method and apparatus for removing nitrogen oxides from a gas stream
US3793861A (en) 1972-03-03 1974-02-26 Mc Donnell Douglas Corp Transpiration cooling structure
US3921544A (en) * 1972-04-26 1975-11-25 Combustion Power Method and apparatus for particle collection in the exhaust of a fluid bed disposal apparatus
US3857921A (en) * 1972-09-27 1974-12-31 Asahi Chemical Ind Method for eliminating nitrogen oxides and catalyst composition for use in practicing said method
US3868817A (en) 1973-12-27 1975-03-04 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel gas
US3971211A (en) 1974-04-02 1976-07-27 Mcdonnell Douglas Corporation Thermodynamic cycles with supercritical CO2 cycle topping
US3976443A (en) 1974-12-18 1976-08-24 Texaco Inc. Synthesis gas from solid carbonaceous fuel
US4191500A (en) 1977-07-27 1980-03-04 Rockwell International Corporation Dense-phase feeder method
US4154581A (en) 1978-01-12 1979-05-15 Battelle Development Corporation Two-zone fluid bed combustion or gasification process
US4206610A (en) 1978-04-14 1980-06-10 Arthur D. Little, Inc. Method and apparatus for transporting coal as a coal/liquid carbon dioxide slurry
US4268765A (en) 1979-02-28 1981-05-19 Westinghouse Electric Corp. Transpiration cooled electrodes and insulators for MHD generators
US4193259A (en) 1979-05-24 1980-03-18 Texaco Inc. Process for the generation of power from carbonaceous fuels with minimal atmospheric pollution
US4386941A (en) * 1979-12-26 1983-06-07 Texaco Inc. Process for the partial oxidation of slurries of solid carbonaceous fuel
US4702747A (en) 1981-03-24 1987-10-27 Carbon Fuels Corporation Coal derived/carbon dioxide fuel slurry and method of manufacture
GB2100801B (en) 1981-06-18 1984-10-10 Air Prod & Chem Method and apparatus for compressing gas
US4522628A (en) 1981-12-16 1985-06-11 Mobil Oil Corporation Method for removing ash mineral matter of coal with liquid carbon dioxide and water
US4498289A (en) 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
ES536942A0 (es) 1983-10-21 1985-10-16 Air Prod & Chem Un aparato de calentamiento que comprende un quemador y una camara de combustion
US4572082A (en) * 1985-01-07 1986-02-25 Onoda Cement Co., Ltd. Thermal decomposition furnace of waste tires
US4602483A (en) 1985-03-08 1986-07-29 Southwestern Public Service Company Coal slurry system
US4765781A (en) 1985-03-08 1988-08-23 Southwestern Public Service Company Coal slurry system
DE3519159A1 (de) * 1985-04-25 1986-12-04 Rudolf Dr. 6800 Mannheim Wieser Wasserrohr - dampferzeuger bzw. wasserrohr - heisswassererzeuger
DE3514974A1 (de) * 1985-04-25 1986-10-30 Rudolf Dr. 6800 Mannheim Wieser Wasserrohr - dampferzeuger
US4775314A (en) * 1985-05-20 1988-10-04 Shell Oil Company Coal gasification burner
DE3600432A1 (de) 1985-05-21 1987-02-05 Gutehoffnungshuette Man Verfahren zum vergasen eines kohlenstoffhaltigen brennstoffs, insbesondere kohle
US4721420A (en) 1985-09-03 1988-01-26 Arthur D. Little, Inc. Pipeline transportation of coarse coal-liquid carbon dioxide slurry
NO163612C (no) * 1986-01-23 1990-06-27 Norsk Energi Fremgangsmaate og anlegg for fremstilling av nitrogen for anvendelse under hoeyt trykk.
FI76004B (fi) * 1986-03-24 1988-05-31 Seppo Kalervo Ruottu Cirkulationsmassareaktor.
US4999995A (en) 1986-08-29 1991-03-19 Enserch International Investments Ltd. Clean electric power generation apparatus
GB2196016B (en) 1986-08-29 1991-05-15 Humphreys & Glasgow Ltd Clean electric power generation process
US4765143A (en) 1987-02-04 1988-08-23 Cbi Research Corporation Power plant using CO2 as a working fluid
US4839030A (en) 1988-05-27 1989-06-13 Hri, Inc. Coal liquefaction process utilizing coal/CO2 slurry feedstream
US4957515A (en) 1988-11-03 1990-09-18 Air Products And Chemicals, Inc. Process for sulfur removal and recovery from fuel gas using physical solvent
JP2664984B2 (ja) 1989-02-28 1997-10-22 三菱重工業株式会社 難燃性低発熱量ガスの燃焼装置
DE3907457C2 (de) * 1989-03-08 1997-01-16 Metallgesellschaft Ag Verfahren zur Abscheidung flüssiger Asche
US5247791A (en) 1989-10-25 1993-09-28 Pyong S. Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
US5175995A (en) 1989-10-25 1993-01-05 Pyong-Sik Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
US5116934A (en) * 1990-04-12 1992-05-26 The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration Polyimidazoles via aromatic nucleophilic displacement
JP2954972B2 (ja) 1990-04-18 1999-09-27 三菱重工業株式会社 ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント
JPH04244504A (ja) 1991-01-30 1992-09-01 Central Res Inst Of Electric Power Ind 二酸化炭素回収型石炭火力発電システム
US5078760A (en) * 1991-02-11 1992-01-07 Westinghouse Electric Corp. Separation of particulate from gases produced by combustion of fossil material
US5116394A (en) 1991-03-25 1992-05-26 Foster Wheeler Energy Corporation Cyclone separator roof
DE4244921C2 (de) 1991-06-03 1998-02-05 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Feuerungsanlage für feste Brennstoffe
US5353721A (en) 1991-07-15 1994-10-11 Manufacturing And Technology Conversion International Pulse combusted acoustic agglomeration apparatus and process
NL9201179A (nl) 1992-07-02 1994-02-01 Tno Werkwijze voor het regeneratief verwijderen van kooldioxide uit gasstromen.
SE469668B (sv) 1992-07-13 1993-08-16 Bal Ab Kombinerad foerbraennings- och avgasreningsanlaeggning
US6289666B1 (en) 1992-10-27 2001-09-18 Ginter Vast Corporation High efficiency low pollution hybrid Brayton cycle combustor
US5937652A (en) 1992-11-16 1999-08-17 Abdelmalek; Fawzy T. Process for coal or biomass fuel gasification by carbon dioxide extracted from a boiler flue gas stream
DE4303174A1 (de) 1993-02-04 1994-08-18 Joachim Dipl Ing Schwieger Verfahren zum Erzeugen elektrischer Energie
CA2116745C (en) * 1993-03-03 2007-05-15 Shuichi Nagato Pressurized internal circulating fluidized-bed boiler
FI101413B1 (fi) 1993-07-05 1998-06-15 Ari Veli Olavi Loeytty Jätelämmön hyödyntämismenetelmä esim. voimalaitoksissa
DE4407619C1 (de) 1994-03-08 1995-06-08 Entec Recycling Und Industriea Verfahren zur schadstoffarmen Umwandlung fossiler Brennstoffe in technische Arbeit
EP0828929B1 (en) 1994-08-25 2004-09-22 Clean Energy Systems, Inc. Reduced pollution power generation system and gas generator therefore
DE4443077C2 (de) 1994-12-03 2002-11-14 Karlsruhe Forschzent Verfahren zum Schutz von Wandungen in Behältern vor dem Angriff korrosiver Medien und Vorrichtung
GB9425691D0 (en) 1994-12-20 1995-02-22 Boc Group Plc A combustion apparatus
US5595059A (en) 1995-03-02 1997-01-21 Westingthouse Electric Corporation Combined cycle power plant with thermochemical recuperation and flue gas recirculation
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
RU2138661C1 (ru) 1996-05-22 1999-09-27 Акционерное общество "Авиадвигатель" Газотурбинный двигатель, работающий на криогенном топливе
JP3395533B2 (ja) 1996-08-09 2003-04-14 トヨタ自動車株式会社 ディーゼル機関の排気浄化装置
TW342436B (en) * 1996-08-14 1998-10-11 Nippon Oxygen Co Ltd Combustion type harm removal apparatus (1)
US5906806A (en) 1996-10-16 1999-05-25 Clark; Steve L. Reduced emission combustion process with resource conservation and recovery options "ZEROS" zero-emission energy recycling oxidation system
JPH10121912A (ja) * 1996-10-21 1998-05-12 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 燃焼タービンサイクルシステム
GB2319078B (en) * 1996-11-08 1999-11-03 Europ Gas Turbines Ltd Combustor arrangement
WO1998021522A1 (en) 1996-11-12 1998-05-22 Westinghouse Electric Corporation Coal combustion system with gas cooled walls, and method thereof
EP0859136A1 (en) 1997-02-17 1998-08-19 N.V. Kema Gas turbine with energy recovering
NO308400B1 (no) 1997-06-06 2000-09-11 Norsk Hydro As Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess
DE19730674A1 (de) 1997-07-17 1999-01-21 Deutsch Zentr Luft & Raumfahrt Brennkammer und Verfahren zur Herstellung einer Brennkammer
GB9801200D0 (en) 1998-01-20 1998-03-18 Air Prod & Chem Intergration of a cryogenic air separator with synthesis gas production and conversion
DE59811106D1 (de) 1998-02-25 2004-05-06 Alstom Technology Ltd Baden Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
EP0949405B1 (en) 1998-04-07 2006-05-31 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Turbine plant
DK0953748T3 (da) 1998-04-28 2004-06-07 Alstom Switzerland Ltd Kraftværksanlæg med en CO2-proces
US6148602A (en) 1998-08-12 2000-11-21 Norther Research & Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor
JP2000120447A (ja) 1998-10-12 2000-04-25 Toshiba Corp 火力発電プラント
US6199364B1 (en) 1999-01-22 2001-03-13 Alzeta Corporation Burner and process for operating gas turbines with minimal NOx emissions
GB2348695A (en) * 1999-04-06 2000-10-11 James Engineering Gas turbines
US6209307B1 (en) 1999-05-05 2001-04-03 Fpl Energy, Inc. Thermodynamic process for generating work using absorption and regeneration
JP2001041007A (ja) 1999-05-26 2001-02-13 Mitsubishi Heavy Ind Ltd タービン設備
US6202574B1 (en) 1999-07-09 2001-03-20 Abb Alstom Power Inc. Combustion method and apparatus for producing a carbon dioxide end product
JP4094185B2 (ja) 1999-08-24 2008-06-04 三井造船株式会社 冷熱利用発電システム
NL1013804C2 (nl) 1999-12-09 2001-06-12 Wouter Willem Van De Waal Milieuvriendelijke werkwijze voor het opwekken van energie uit aardgas.
US6196000B1 (en) 2000-01-14 2001-03-06 Thermo Energy Power Systems, Llc Power system with enhanced thermodynamic efficiency and pollution control
GB0005374D0 (en) 2000-03-06 2000-04-26 Air Prod & Chem Apparatus and method of heating pumped liquid oxygen
DE10016079A1 (de) 2000-03-31 2001-10-04 Alstom Power Nv Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus dem Abgas einer Gasturbinenanlage sowie Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
US6622470B2 (en) 2000-05-12 2003-09-23 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
SE518487C2 (sv) 2000-05-31 2002-10-15 Norsk Hydro As Metod att driva en förbränningsanläggning samt en förbränningsanläggning
US6333015B1 (en) 2000-08-08 2001-12-25 Arlin C. Lewis Synthesis gas production and power generation with zero emissions
US6606851B1 (en) 2000-09-08 2003-08-19 Joseph Roger Herdy, Jr. Transpiration cooling of rocket engines
US6497118B1 (en) 2000-09-19 2002-12-24 Corning Incorporated Method and apparatus for reducing refractory contamination in fused silica processes
US6948929B2 (en) * 2000-10-02 2005-09-27 Ebara Corporation Combustion type waste gas treatment system
US6408629B1 (en) 2000-10-03 2002-06-25 General Electric Company Combustor liner having preferentially angled cooling holes
GB0025552D0 (en) 2000-10-18 2000-11-29 Air Prod & Chem Process and apparatus for the generation of power
US6617003B1 (en) 2000-11-06 2003-09-09 General Electric Company Directly cooled thermal barrier coating system
DE10064270A1 (de) 2000-12-22 2002-07-11 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage sowie eine diesbezügliche Gasturbinenanlage
FR2819584B1 (fr) 2001-01-12 2003-03-07 Air Liquide Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede
FR2819583B1 (fr) 2001-01-12 2003-03-07 Air Liquide Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede
JP3530939B2 (ja) 2001-08-09 2004-05-24 東京工業大学長 原子炉プラント
US6436337B1 (en) 2001-04-27 2002-08-20 Jupiter Oxygen Corporation Oxy-fuel combustion system and uses therefor
US6532743B1 (en) 2001-04-30 2003-03-18 Pratt & Whitney Canada Corp. Ultra low NOx emissions combustion system for gas turbine engines
FR2824625B1 (fr) 2001-05-10 2003-08-15 Inst Francais Du Petrole Dispositif et procede d'injection d'un combustible liquide dans un flux d'air pour une chambre de combustion
US20030221409A1 (en) 2002-05-29 2003-12-04 Mcgowan Thomas F. Pollution reduction fuel efficient combustion turbine
EP1432889B1 (de) 2001-10-01 2006-07-12 Alstom Technology Ltd Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
EP1521719A4 (en) 2001-12-03 2008-01-23 Clean Energy Systems Inc CARBON AND SYNGAS FUEL ENERGY GENERATION SYSTEMS WITHOUT ATMOSPHERIC EMISSIONS
JP3814206B2 (ja) 2002-01-31 2006-08-23 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収プロセスの排熱利用方法
US7284362B2 (en) 2002-02-11 2007-10-23 L'Air Liquide, Société Anonyme à Directoire et Conseil de Surveillance pour l'Étude et l'Exploitation des Procedes Georges Claude Integrated air separation and oxygen fired power generation system
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
US7216477B1 (en) 2002-03-15 2007-05-15 United Technologies Corporation Method and apparatus for a rocket engine power cycle
US6532745B1 (en) 2002-04-10 2003-03-18 David L. Neary Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
NO20023050L (no) 2002-06-21 2003-12-22 Fleischer & Co Fremgangsmåte samt anlegg for utf degree relse av fremgangsmåten
US20040011057A1 (en) 2002-07-16 2004-01-22 Siemens Westinghouse Power Corporation Ultra-low emission power plant
US6820689B2 (en) 2002-07-18 2004-11-23 Production Resources, Inc. Method and apparatus for generating pollution free electrical energy from hydrocarbons
US6802178B2 (en) 2002-09-12 2004-10-12 The Boeing Company Fluid injection and injection method
US6775987B2 (en) 2002-09-12 2004-08-17 The Boeing Company Low-emission, staged-combustion power generation
EP1540144A1 (en) 2002-09-17 2005-06-15 Foster Wheeler Energy Corporation Advanced hybrid coal gasification cycle utilizing a recycled working fluid
EP3078909B1 (en) * 2002-10-10 2022-05-11 LPP Combustion, LLC Method for vaporization of liquid fuels for combustion
US7303597B2 (en) 2002-10-15 2007-12-04 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for continuously feeding and pressurizing a solid material into a high pressure system
AU2003298266A1 (en) 2002-11-08 2004-06-07 Alstom Technology Ltd Gas turbine power plant and method of operating the same
US7191587B2 (en) 2002-11-13 2007-03-20 American Air Liquide, Inc. Hybrid oxygen-fired power generation system
DK1576266T3 (en) 2002-11-15 2014-12-01 Clean Energy Systems Inc Low pollutant energy generation system with air separation using an ion transfer membrane
US7007474B1 (en) 2002-12-04 2006-03-07 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Energy recovery during expansion of compressed gas using power plant low-quality heat sources
US6898936B1 (en) 2002-12-04 2005-05-31 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Compression stripping of flue gas with energy recovery
EP1429000A1 (de) 2002-12-09 2004-06-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Gasturbine mit einer fossilbefeuerten Brennkammer
JP2006523294A (ja) * 2003-01-22 2006-10-12 ヴァスト・パワー・システムズ・インコーポレーテッド 反応装置
US6993912B2 (en) 2003-01-23 2006-02-07 Pratt & Whitney Canada Corp. Ultra low Nox emissions combustion system for gas turbine engines
US7021063B2 (en) 2003-03-10 2006-04-04 Clean Energy Systems, Inc. Reheat heat exchanger power generation systems
US7074033B2 (en) 2003-03-22 2006-07-11 David Lloyd Neary Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7007486B2 (en) 2003-03-26 2006-03-07 The Boeing Company Apparatus and method for selecting a flow mixture
GB2401403B (en) 2003-05-08 2006-05-31 Rolls Royce Plc Carbon dioxide recirculation
US7192569B2 (en) 2003-06-30 2007-03-20 Pratt & Whitney Hydrogen generation with efficient byproduct recycle
WO2005003517A1 (de) * 2003-07-04 2005-01-13 Siemens Aktiengesellschaft Offen gekühltes bauteil für eine gasturbine, brennkammer und gasturbine
CA2540583A1 (en) 2003-09-30 2005-04-07 Bhp Billiton Innovation Pty Ltd Power generation
US7017329B2 (en) 2003-10-10 2006-03-28 United Technologies Corporation Method and apparatus for mixing substances
US7469544B2 (en) 2003-10-10 2008-12-30 Pratt & Whitney Rocketdyne Method and apparatus for injecting a fuel into a combustor assembly
US7028478B2 (en) * 2003-12-16 2006-04-18 Advanced Combustion Energy Systems, Inc. Method and apparatus for the production of energy
US7569193B2 (en) 2003-12-19 2009-08-04 Applied Materials, Inc. Apparatus and method for controlled combustion of gaseous pollutants
US7124589B2 (en) 2003-12-22 2006-10-24 David Neary Power cogeneration system and apparatus means for improved high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7111463B2 (en) 2004-01-23 2006-09-26 Pratt & Whitney Rocketdyne Inc. Combustion wave ignition for combustors
FR2867463B1 (fr) 2004-03-15 2007-05-11 Commissariat Energie Atomique Alimentation en solide de granulometrie variable d'un dispositif sous pression
WO2005100754A2 (en) 2004-04-16 2005-10-27 Clean Energy Systems, Inc. Zero emissions closed rankine cycle power system
ITBO20040296A1 (it) * 2004-05-11 2004-08-11 Itea Spa Combustori ad alta efficienza e impatto ambientale ridotto, e procedimenti per la produzione di energia elettrica da esso derivabili
EP2278223A1 (en) 2004-05-19 2011-01-26 Innovative Energy, Inc. Combustion method and apparatus
US7547419B2 (en) 2004-06-16 2009-06-16 United Technologies Corporation Two phase injector for fluidized bed reactor
US7360639B2 (en) 2004-06-16 2008-04-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Hot rotary screw pump
DE102004039164A1 (de) 2004-08-11 2006-03-02 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
US7459131B2 (en) 2004-08-16 2008-12-02 United Technologies Corporation Reduced temperature regernerating/calcining apparatus for hydrogen generation
CN101825349B (zh) 2004-08-31 2012-07-25 国立大学法人东京工业大学 太阳集热器以及相关系统
US7402188B2 (en) 2004-08-31 2008-07-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for coal gasifier
JP2006125767A (ja) 2004-10-29 2006-05-18 Tokyo Institute Of Technology 熱交換器
US7186091B2 (en) 2004-11-09 2007-03-06 General Electric Company Methods and apparatus for cooling gas turbine engine components
US7736599B2 (en) * 2004-11-12 2010-06-15 Applied Materials, Inc. Reactor design to reduce particle deposition during process abatement
EP1657409A1 (en) 2004-11-15 2006-05-17 Elsam A/S A method of and an apparatus for producing electrical power
EP1669572A1 (en) 2004-12-08 2006-06-14 Vrije Universiteit Brussel Process and installation for producing electric power
US20090130660A1 (en) 2004-12-13 2009-05-21 Malek Faham Single Nucelotide Polymorphism (SNP)
US7516620B2 (en) 2005-03-01 2009-04-14 Jupiter Oxygen Corporation Module-based oxy-fuel boiler
US7547423B2 (en) 2005-03-16 2009-06-16 Pratt & Whitney Rocketdyne Compact high efficiency gasifier
JP2008534862A (ja) 2005-04-05 2008-08-28 サーガス・エーエス 低ｃｏ２火力発電プラント
DK1869307T3 (da) * 2005-04-12 2010-12-20 Zilkha Biomass Power Llc Integreret biomasseenergisystem
US7717046B2 (en) 2005-04-29 2010-05-18 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. High pressure dry coal slurry extrusion pump
US8196848B2 (en) 2005-04-29 2012-06-12 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Gasifier injector
US7416716B2 (en) 2005-11-28 2008-08-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US8087926B2 (en) * 2005-12-28 2012-01-03 Jupiter Oxygen Corporation Oxy-fuel combustion with integrated pollution control
NO332159B1 (no) 2006-01-13 2012-07-09 Nebb Technology As Fremgangsmate og anlegg for energieffektiv oppfanging og utskillelse av CO2 fra en gassfase
US7950243B2 (en) 2006-01-16 2011-05-31 Gurin Michael H Carbon dioxide as fuel for power generation and sequestration system
US8075646B2 (en) 2006-02-09 2011-12-13 Siemens Energy, Inc. Advanced ASU and HRSG integration for improved integrated gasification combined cycle efficiency
DE102006017635A1 (de) * 2006-04-12 2007-10-18 Mann + Hummel Gmbh Mehrstufige Vorrichtung zum Abscheiden von Flüssigkeitstropfen aus Gasen
CN100470114C (zh) * 2006-07-05 2009-03-18 中国科学院工程热物理研究所 利用液化天然气冷的二氧化碳零排放热力循环及流程
US7827797B2 (en) 2006-09-05 2010-11-09 General Electric Company Injection assembly for a combustor
US7387197B2 (en) 2006-09-13 2008-06-17 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Linear tractor dry coal extrusion pump
US7722690B2 (en) 2006-09-29 2010-05-25 Kellogg Brown & Root Llc Methods for producing synthesis gas
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
US20080115500A1 (en) 2006-11-15 2008-05-22 Scott Macadam Combustion of water borne fuels in an oxy-combustion gas generator
US7685820B2 (en) 2006-12-08 2010-03-30 United Technologies Corporation Supercritical CO2 turbine for use in solar power plants
EP2126355A2 (en) 2006-12-16 2009-12-02 Christopher J. Papile Methods and/or systems for removing carbon dioxide and/or generating power
US7740671B2 (en) 2006-12-18 2010-06-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Dump cooled gasifier
GB2445050A (en) 2006-12-22 2008-06-25 Hoover Ltd Cyclone array
US7553463B2 (en) 2007-01-05 2009-06-30 Bert Zauderer Technical and economic optimization of combustion, nitrogen oxides, sulfur dioxide, mercury, carbon dioxide, coal ash and slag and coal slurry use in coal fired furnaces/boilers
AT504863B1 (de) 2007-01-15 2012-07-15 Siemens Vai Metals Tech Gmbh Verfahren und anlage zur erzeugung von elektrischer energie in einem gas- und dampfturbinen (gud) - kraftwerk
US8088196B2 (en) 2007-01-23 2012-01-03 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7819951B2 (en) 2007-01-23 2010-10-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7850763B2 (en) 2007-01-23 2010-12-14 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7731783B2 (en) 2007-01-24 2010-06-08 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Continuous pressure letdown system
US8771604B2 (en) 2007-02-06 2014-07-08 Aerojet Rocketdyne Of De, Inc. Gasifier liner
US20080190214A1 (en) 2007-02-08 2008-08-14 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Cut-back flow straightener
CN101285004B (zh) * 2007-04-11 2010-12-15 中国科学院工程热物理研究所 一种多功能能源装置
US7826054B2 (en) 2007-05-04 2010-11-02 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Fuel cell instrumentation system
US7874140B2 (en) 2007-06-08 2011-01-25 Foster Wheeler North America Corp. Method of and power plant for generating power by oxyfuel combustion
US8850789B2 (en) 2007-06-13 2014-10-07 General Electric Company Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation
EP2014984A1 (de) 2007-07-09 2009-01-14 Siemens Aktiengesellschaft Verwendung von inerten Stoffen zum Schutz von Bauteilen einer Brennkammer und von Brennerkomponenten
US7814975B2 (en) 2007-09-18 2010-10-19 Vast Power Portfolio, Llc Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide
US8671658B2 (en) * 2007-10-23 2014-03-18 Ener-Core Power, Inc. Oxidizing fuel
GB2457476A (en) * 2008-02-13 2009-08-19 Nigel Alexander Buchanan Internal combustion engine with fluid, eg liquid, output
WO2010024949A2 (en) 2008-03-04 2010-03-04 Brigham Young University Methods for stable sequestration of carbon dioxide in an aquifer
US8453585B2 (en) 2008-04-14 2013-06-04 Babcock & Wilcox Power Generation Group, Inc. Oxy-combustion coal fired boiler and method of transitioning between air and oxygen firing
US20090260585A1 (en) 2008-04-22 2009-10-22 Foster Wheeler Energy Corporation Oxyfuel Combusting Boiler System and a Method of Generating Power By Using the Boiler System
US20090301054A1 (en) 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
US20100018218A1 (en) 2008-07-25 2010-01-28 Riley Horace E Power plant with emissions recovery
US8806849B2 (en) 2008-07-30 2014-08-19 The University Of Wyoming System and method of operating a power generation system with an alternative working fluid
US20100024433A1 (en) 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
US20100024378A1 (en) 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
CA2676720C (en) 2008-08-28 2017-03-21 Maoz Betzer-Zilevitch Vertical zero liquid discharge direct contact up-flow steam generator system and method
KR101648054B1 (ko) 2009-02-26 2016-08-12 팔머 랩스, 엘엘씨 고온 및 고압에서 연료를 연소하는 장치 및 방법, 이에 관련된 시스템 및 장비
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
WO2010121260A1 (en) 2009-04-17 2010-10-21 Gtlpetrol Llc Generating power from natural gas with carbon dioxide capture
SG176670A1 (en) 2009-06-05 2012-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Combustor systems and methods for using same
US8685120B2 (en) 2009-08-11 2014-04-01 General Electric Company Method and apparatus to produce synthetic gas
MY160833A (en) 2010-07-02 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
US8220248B2 (en) 2010-09-13 2012-07-17 Membrane Technology And Research, Inc Power generation process with partial recycle of carbon dioxide

Also Published As

Publication number Publication date
ZA201106431B (en) 2017-11-29
US11674436B2 (en) 2023-06-13
US20160215693A1 (en) 2016-07-28
MX2011009031A (es) 2012-09-28
CA2753822C (en) 2014-02-18
KR20120012785A (ko) 2012-02-10
AU2010217812B2 (en) 2014-06-26
US20180363550A1 (en) 2018-12-20
AU2010217812A1 (en) 2011-10-20
JP5639602B2 (ja) 2014-12-10
BRPI1008485A2 (pt) 2016-03-15
BRPI1008485B1 (pt) 2020-06-02
PL2411736T3 (pl) 2019-11-29
CN102414511A (zh) 2012-04-11
US8959887B2 (en) 2015-02-24
WO2010099452A3 (en) 2011-07-21
CA2753822A1 (en) 2010-09-02
EP2411736A2 (en) 2012-02-01
US20100300063A1 (en) 2010-12-02
JP2012519263A (ja) 2012-08-23
WO2010099452A2 (en) 2010-09-02
EA024852B1 (ru) 2016-10-31
EA201101224A1 (ru) 2012-05-30
US9416728B2 (en) 2016-08-16
KR101648054B1 (ko) 2016-08-12
US10047671B2 (en) 2018-08-14
CN102414511B (zh) 2014-09-24
MX345743B (es) 2017-02-14
US20140053529A1 (en) 2014-02-27
EP2411736B1 (en) 2019-06-05
US20230265791A1 (en) 2023-08-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2733083T3 (es) Aparato y método para quemar un combustible a alta presión y alta temperatura, y sistema y dispositivo asociados
ES2745132T3 (es) Aparato para la combustión de un combustible a alta presión y alta temperatura, y sistema asociado
US9068743B2 (en) Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
ES2874329T3 (es) Método para la generación de potencia de alta eficiencia utilizando un fluido de trabajo que circula de dióxido de carbono