FR2931204A1 - Reduction catalytique trifonctionnelle a sec des nox d'une turbine a gaz - Google Patents
Reduction catalytique trifonctionnelle a sec des nox d'une turbine a gaz Download PDFInfo
- Publication number
- FR2931204A1 FR2931204A1 FR0951607A FR0951607A FR2931204A1 FR 2931204 A1 FR2931204 A1 FR 2931204A1 FR 0951607 A FR0951607 A FR 0951607A FR 0951607 A FR0951607 A FR 0951607A FR 2931204 A1 FR2931204 A1 FR 2931204A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- exhaust gas
- combustion chamber
- gas
- egr
- trifunctional
- 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.)
- Granted
Links
- 238000010531 catalytic reduction reaction Methods 0.000 title description 4
- RLQJEEJISHYWON-UHFFFAOYSA-N flonicamid Chemical compound FC(F)(F)C1=CC=NC=C1C(=O)NCC#N RLQJEEJISHYWON-UHFFFAOYSA-N 0.000 title 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 136
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 78
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 38
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000003570 air Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 7
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 42
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 42
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 42
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims description 11
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 6
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 4
- -1 platinum group metals Chemical class 0.000 claims description 3
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 78
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 55
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 39
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 39
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 9
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 8
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 7
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 5
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 5
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical group [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003421 catalytic decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 229910000069 nitrogen hydride Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 1
- VVNCNSJFMMFHPL-VKHMYHEASA-N D-penicillamine Chemical compound CC(C)(S)[C@@H](N)C(O)=O VVNCNSJFMMFHPL-VKHMYHEASA-N 0.000 description 1
- 101150059401 EGR2 gene Proteins 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000021028 berry Nutrition 0.000 description 1
- 239000004566 building material Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011946 reduction process Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002341 toxic gas Substances 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/86—Catalytic processes
- B01D53/8621—Removing nitrogen compounds
- B01D53/8625—Nitrogen oxides
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/86—Catalytic processes
- B01D53/8643—Removing mixtures of carbon monoxide or hydrocarbons and nitrogen oxides
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
- F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2255/00—Catalysts
- B01D2255/10—Noble metals or compounds thereof
- B01D2255/102—Platinum group metals
- B01D2255/1021—Platinum
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2255/00—Catalysts
- B01D2255/20—Metals or compounds thereof
- B01D2255/204—Alkaline earth metals
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2255/00—Catalysts
- B01D2255/20—Metals or compounds thereof
- B01D2255/206—Rare earth metals
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2255/00—Catalysts
- B01D2255/20—Metals or compounds thereof
- B01D2255/207—Transition metals
- B01D2255/20715—Zirconium
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2255/00—Catalysts
- B01D2255/20—Metals or compounds thereof
- B01D2255/209—Other metals
- B01D2255/2092—Aluminium
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
- Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
- Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
- Y02T10/12—Improving ICE efficiencies
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Exhaust Gas After Treatment (AREA)
- Exhaust Gas Treatment By Means Of Catalyst (AREA)
Abstract
Système de production d'électricité apte à éliminer, à l'aide d'un catalyseur trifonctionnel, des constituants tels que les NOX présents dans les gaz d'échappement, comprenant un compresseur de gaz afin d'accroître la pression de l'air ambiant fourni au système; une chambre de combustion (6) apte à oxyder un mélange de combustible (12) et d'air comprimé pour générer des gaz d'échappement à haute température détendus ; une turbine à gaz qui utilise la force des gaz à haute température ; un flux (16) de recirculation de gaz d'échappement (RGE) revenant dans la chambre de combustion (6) ; un réacteur catalytique trifonctionnel en aval de la sortie de la turbine à gaz, qui traite le flux de gaz d'échappement afin d'éliminer sensiblement tous les constituants tels que les NOX ; un générateur de vapeur à récupération de chaleur (GVRC) (9) ; un compresseur (1) de flux de RGE ; et un générateur électrique (8).
Description
l B09-0896FR
Société dite : GENERAL ELECTRIC COMPANY Réduction catalytique trifonctionnelle à sec des NOx d'une turbine à gaz Invention de : ANAND Ashok Kumar WEST James Anthony KRAEMER Gilbert Otto KARIM Hasan Ui DRAPER Sam David BERRY Jonathan Dwight
Priorité d'une demande de brevet déposée aux Etats-Unis d'Amérique le 15 mai 2008 sous le n° 12/153.231
Réduction catalytique trifonctionnelle à sec des NOx d'une turbine à gaz La présente invention est relative à la réduction et/ou la suppression d'émissions de gaz depuis des centrales électriques, en particulier des composés constitués d'oxydes d'azote présents dans les flux d'échappement de centrales qui produisent de l'électricité à partir d'un fluide de travail sous la forme d'un gaz. Plus particulièrement, l'invention est relative à un système de production d'électricité par turbine à gaz à cycle combiné utilisant un fluide de travail gazeux qui a été comprimé, brûlé et détendu afin d'entraîner une turbine à gaz, au moins une partie des rejets de la turbine à gaz étant amenés à recirculer dans la chambre de combustion sous la forme d'un flux de recirculation de gaz d'échappement ("RGE"). L'invention est également relative à un procédé pour traiter les gaz d'échappement à l'aide d'un catalyseur trifonctionnel afin d'éliminer efficacement certains polluants (en particulier les NOS) sans incidence défavorable sur la quantité de dioxyde de carbone, de monoxyde de carbone et d'autres constituants du flux d'échappement qui peuvent eux aussi être séparés et traités.
En fonctionnement normal, les centrales électriques à turbine à gaz à cycle combiné produisent de grandes quantités d'oxydes d'azote (NOx) et de CO2 dans le cadre du processus de combustion. Depuis quelques années, la suppression d'émissions, en particulier, des NOS, est une préoccupation croissante d'organismes publics et fédéraux chargés de la réglementation, tels que l'U.S. Environmental Protection Agency (EPA). Ainsi, de gros moyens ont été consacrés à la réduction et/ou la suppression de ces émissions indésirables. Lors de la combustion d'hydrocarbures, en particulier liquides, les oxydes d'azote qui résultent de l'envoi d'air dans la chambre de combustion, ainsi que les composés azotés présents dans le combustible lui-même (notamment la pyridine), créent des polluants dont la quantité doit être réduite ou qui doivent être éliminés avant le rejet dans l'atmosphère.
Les turbines à gaz fonctionnent ordinairement suivant ce qu'on appelle le "cycle de Brayton ouvert" dans lequel de l'air est introduit dans un compresseur pour accroître la pression des gaz, puis est brûlé en mélange avec un hydrocarbure, généralement du gaz naturel, afin de produire un fluide de travail à haute température, les principaux produits de combustion étant du dioxyde de carbone, de l'eau (vapeur), de l'oxygène et de l'azote libres, ainsi que des produits indésirables tels que du monoxyde de carbone, des oxydes d'azote et des hydrocarbures imbrûlés. Normalement, la combustion s'effectue dans des conditions relativement "pauvres", c'est-à-dire avec plus que la quantité stoechiométrique d'oxygène nécessaire pour une combustion complète des constituants de l'hydrocarbure afin de maintenir la température de combustion en deçà de certaines limites pratiques (qui, si elles sont trop élevées, risquent d'avoir des conséquences préjudiciables sur le coût et la durée de vie des matériaux de construction). Le fluide de travail à haute température et haute pression issu d'une chambre de combustion est envoyé dans la turbine à gaz où le fluide de travail se détend et la température du gaz baisse. Dans la plupart des applications, la turbine à gaz entraîne le compresseur ainsi qu'un générateur qui produit de l'électricité. Dans un cycle simple de Brayton ouvert, le fluide de travail sort de la turbine à une température relativement haute et peut ainsi servir à générer de la vapeur dans un générateur de vapeur à récupération de chaleur ("GVRC") avant d'être rejeté ou traité en aval, notamment pour la réduction des NOX par réduction catalytique sélective ("RCS"). La vapeur créée par le générateur de vapeur à récupération de chaleur peut servir dans le cadre d'une centrale à cycle combiné pour entraîner une turbine à vapeur telle que celle présente dans la plupart des centrales électriques à vapeur à cycle de Rankine fermé, ce qui accroît donc le rendement de production d'électricité de toute la centrale. Un grand défaut des systèmes de turbines à gaz à cycle de Brayton ouvert et à cycle combiné est que les gaz d'échappement contiennent divers oxydes d'azote (NOX) et une grande quantité de dioxyde de carbone (CO2), tous faisant maintenant l'objet d'une surveillance croissante de la part des pouvoirs publics sous l'angle de leurs possibles effets écologiquement nocifs. Ainsi, de par le passé, on a cherché de diverses manières à réduire la quantité de NOS générés par les systèmes de turbines à gaz avant que les NOS ne doivent être séparés et traités. Par exemple, la concentration nominale des NOS peut être réduite en utilisant, comme principale source d'oxygène disponible pour la combustion, les gaz d'échappement d'une chambre de combustion préliminaire (qui contient moins d'azote libre et d'oxygène). On consultera, par exemple, les brevets des E.U.A. n° 3 792 581, 4 009 89 et 4 147 141. Le brevet des E.U.A. n° 3 969 892, au nom de Stettler, décrit de même un système de turbine à gaz dans lequel une partie des gaz d'échappement du brûleur sont amenés à recirculer en passant dans un échangeur de chaleur, puis sont renvoyés dans la chambre de combustion avec, de ce fait, une réduction des oxydes d'azote dans le flux d'échappement. Le brevet des E.U.A. n° 3 949 548, au nom de Lockwood, présente un système de recirculation de gaz d'échappement dans lequel une partie des gaz d'échappement est refroidie et amenée à recirculer dans un compresseur, là encore avec une légère réduction escomptée des oxydes d'azote.
Malgré ces progrès dans la réduction de la quantité de constituants tels que des NOx présents dans les flux d'échappement des turbines à gaz, on continue à avoir besoin d'un procédé et d'un dispositif plus efficaces et moins coûteux pour traiter les émissions d'oxydes d'azote, de CO2 et autres polluants, même dans l'hypothèse où leurs concentrations dans les gaz d'échappement des turbines peuvent être légèrement réduites par des moyens classiques. Les procédés selon la technique antérieure pour l'élimination des NOS dans les systèmes de turbines à gaz faisaient ordinairement intervenir un ou plusieurs des procédés suivants : RCS, réduction non catalytique sélective, décomposition catalytique ou absorption. Les procédés à RCS reposent sur la réduction sélective de l'ammoniac à l'aide de NOS, les réactions de base s'écrivant ainsi : 4NH3 + 2NO + O2 -* 3N2 + 6H2O ; et 4NH3 + 2NO2 + O2 -* 3N2 + 6H2O.
Avec le RCS, les concentrations des oxydes d'azote créés pendant la combustion peuvent être réduites à des valeurs acceptables par 1'EPA. Cependant, ces procédés souffrent d'inconvénients connus, dont la possible formation d'autres composés azotés qui nécessitent un traitement supplémentaire avant d'être rejetés dans l'atmosphère. Un flux de gaz d'échappement peut être "purifié" à l'aide de procédés qui convertissent les NOS en azote libre ou qui séparent par voie physique les NOS des gaz d'échappement. Cependant, ces opérations ont tendance à abaisser le rendement global de la turbine à gaz et ne réussissent pas à éliminer initialement du flux de gaz d'échappement des quantités suffisantes de NOS. Beaucoup de systèmes à RCS impliquent aussi un chauffage pour maintenir une température de réduction régulée et présentent un risque d'émission de sulfate d'ammonium. Les procédés de réduction non catalytique sélective selon la technique antérieure fonctionnent sans aucun catalyseur pour convertir les NOS en azote et en eau par la réaction suivante avec l'ammoniac : 4NH3 + 4NO + 02 -* 4N2 + 6H2O. Malheureusement, les systèmes non catalytiques ont tendance à être limités par un intervalle étroit de températures de réaction et par le fait que les températures du processus peuvent changer avec les variations de charge de la turbine à gaz. De plus, le procédé ne réduit que 60 à 80 pour 100 des NOS tout en nécessitant un grand volume molaire de NH3. En plus d'être coûteux et complexes, les systèmes de décomposition catalytique ont de même tendance à n'éliminer qu'environ 70 pour 100 des NOS, en fonction de l'efficacité du catalyseur. Voici une réaction de décomposition typique : NO eatalyseur> Y2 N2 + 1/2 02. La plupart des procédés d'absorption éliminent les SOS et les NOS à l'aide d'un composé à charbon actif. Le procédé est complexe, a un potentiel d'élimination de NOS limité à environ 40 à 60 pour 100 et nécessite des manipulations de matières solides chaudes.
Ainsi, les procédés existants pour supprimer les NOS dans les flux d'échappement de turbines à gaz présentent des insuffisances bien connues du point de vue du coût et de l'efficacité. Une autre préoccupation majeure dans la conception et le fonctionnement de centrales électriques à turbine à gaz réside dans l'isolement et l'efficacité de l'élimination du dioxyde de carbone et du monoxyde de carbone. Comme indiqué plus haut, de grandes quantités de CO2 sont normalement produites dans les systèmes à cycle combiné où le CO2 constitue l'un des principaux produits de combustion du gaz naturel avec l'air. Eliminer le CO2 nécessite qu'il soit tout d'abord séparé de l'azote et autres constituants gazeux du fluide de travail (par exemple par réaction chimique et/ou absorption physique). Bien que des techniques de séquestration du CO2 soient bien connues, on emploie beaucoup d'énergie pour séparer le CO2 d'autres constituants tels que les NOS, et de ce fait le rendement du système de production d'électricité baisse s'il faut une telle séparation du CO2. Le CO2 peut être piégé par contact direct entre les gaz d'échappement et un absorbant tel que la mono-éthanolamine (MEA). Cependant, les procédés de séparation à MEA risquent de nuire fortement au rendement global de la centrale. Les systèmes de séparation à amine selon la technique antérieure ont invariablement des coûts d'exploitation et d'investissements élevés, en fonction de la présence d'autres composés dans le flux d'échappement et de la concentration du CO2 dans le volume d'effluents gazeux. Ces dernières années, la Recirculation des Gaz d'Echappement (RGE) est devenue une technologie utile pour accroître la concentration du CO2 dans les gaz d'échappement de turbines à gaz, en facilitant l'isolement du CO2 présent dans les effluents gazeux. D'autre part, l'utilisation de la RGE nécessite un équilibrage minutieux des conditions du procédé afin d'éviter un accroissement d'autres émissions (dont les NOS) prohibées pour des raisons écologiques, qui risquent d'être produites dans un milieu pauvre en oxygène du fait d'une combustion incomplète. Des niveaux de RGE bien inférieurs à 40 % sont ordinairement recommandés en raison des faibles concentrations d'oxygène dans la chambre de combustion. Autrement, du CO indésirable peut être produit en raison d'une oxydation incomplète en CO2 dans des flammes riches. De même, au moins une certaine dissociation du CO2 en CO ou du NO2 en NO peut survenir aussi bien lors de combustions stoechiométriques que de celles de combustibles "pauvres", selon les conditions spécifiques de combustion et de RGE en jeu. Or, on a constaté qu'il est possible d'obtenir un certain nombre d'avantages notables en utilisant la RGE dans les conditions de procédé décrites plus loin. En particulier, une réduction de la quantité de NOS dans les gaz d'échappement peut être obtenue à des niveaux de RGE plus élevés tout en en accroissant la concentration de CO2 et en réduisant simultanément fortement la quantité d'oxygène restant dans le flux de gaz d'échappement, c'est-à-dire à des pourcentages égaux ou inférieurs à 4 %. Plus important encore, dans les conditions de RGE décrites plus haut, on a découvert que le flux de gaz d'échappement peut être traité d'une manière bien plus économique et efficace, en l'occurrence en utilisant un catalyseur trifonctionnel sec pour éliminer les NOS. De récentes études conduites par General Electric font ressortir que, dans des conditions de procédé minutieusement régulées, une réduction des NOS atteignant 50 % en utilisant des hauts niveaux de RGE est maintenant possible. Par exemple, des taux de RGE atteignant 35 % et 40 % peuvent être utilisés sans accroître notablement la quantité de constituants indésirables (tels que CO ou NO) dans les gaz d'échappement. On a aussi constaté que les chambres de combustion des turbines à gaz peuvent fonctionner à de grands rendements du combustible et encore réduire la quantité de NOS en utilisant un pourcentage de RGE élevé, tout en maintenant un pourcentage acceptable (voire accru) de CO2, là encore sans accroissement notable de la formation de CO ou NO.
Tout aussi important, l'utilisation de la RGE dans les conditions de procédé régulées décrites ici réduit, jusqu'à 4 % ou moins en volume, la quantité d'oxygène libre restant dans les gaz d'échappement. Ainsi, un exemple de procédé utilisant la RGE aboutit à des seuils inhabituellement bas (voire approchant les 0 %) de quantité d'oxygène restant dans les gaz d'échappement, tout en réduisant la concentration des NOx et en accroissant simultanément le pourcentage de CO2. Pour la première fois, la faible quantité d'oxygène présente dans le flux de recirculation a rendu possible l'utilisation d'un catalyseur trifonctionnel sec pour éliminer les NOx dans le flux final de gaz d'échappement sortant de la centrale. L'invention sera mieux comprise à l'étude de la description détaillée d'un mode de réalisation pris à titre d'exemple non limitatif et illustré par les dessins annexés sur lesquels : - la figure 1 est un schéma de principe illustrant l'agencement classique d'une centrale utilisant la RGE, comprenant les exemples des principaux équipements nécessaires à la mise en oeuvre d'un procédé à RGE ; - la figure 2 est une représentation graphique sous la forme d'une famille de courbes illustrant la concentration de l'oxygène dans les gaz d'échappement d'une turbine pour différentes températures de flammes dans la chambre de combustion, la quantité d'oxygène dans les gaz d'échappement étant comparés, à diverses valeurs de pourcentages de RGE (20, 40 et 50 %), 0 % représentant les gaz d'échappement de la turbine d'un système sans RGE selon la technique antérieure ; - la figure 3 est un schéma de principe d'un procédé illustrant les étapes et équipements de base servant à mettre en oeuvre le traitement par RGE et catalyseur trifonctionnel selon l'invention, comprenant des exemples d'étapes pour parvenir au faible pourcentage d'oxygène souhaitable dans les gaz d'échappement et à l'élimination de constituants tels que des NOx ; - la figure 4 est un schéma de principe d'un procédé pour une autre forme possible de réalisation de l'invention illustrée sur la figure 2, qui comprend certaines variantes quant aux apports à l'entrée de la chambre de combustion ; - la figure 5A est un schéma d'un procédé illustrant les caractéristiques d'une autre forme possible de réalisation de l'invention utilisant un flux de gaz d'échappement de RGE "chauds" qui contient une partie des gaz de combustion à haute température amenés à recirculer en passant dans la chambre de combustion de gaz pour améliorer l'efficacité globale du système par rapport aux quantités de CO2, de CO et de NOX à traiter finalement ; - la figure 5B illustre sous une forme graphique la température T3.0 de l'air à l'entrée de la chambre de combustion en fonction de la longueur du parcours dans la chambre de combustion, ainsi que la température "TRC" de refoulement du compresseur, qui est figurée à des fins de comparaison avec la température des gaz de combustion sur le parcours dans la chambre de combustion ; - la figure 6 est une représentation graphique de la quantité d'oxygène restant dans les gaz d'échappement de fait de l'utilisation de pourcentages variables de RGE selon l'invention, dans des conditions de procédé régulées ; et - la figure 7 est une représentation graphique comparant les quantités relatives attendues de CO2 et de NOx produites en utilisant différents pourcentages de RGE à des températures variables des flammes dans la chambre de combustion. Un exemple de forme de réalisation du système de production d'électricité selon l'invention comprend les organes de base suivants : un compresseur de gaz qui accroît la pression de l'air ambiant fourni au système ; une chambre de combustion capable de brûler un mélange de combustible (tel qu'un hydrocarbure ou un gaz de synthèse) et d'air ambiant comprimé pour créer un flux de gaz d'échappement à haute température ; une turbine à gaz classique en aval de la chambre de combustion avec des aubes mobiles de turbine pouvant être mues par la force des gaz d'échappement détendus, à haute température ; un flux de RGE à taux élevé fourni à la chambre de combustion ; un réacteur catalytique trifonctionnel en aval de la turbine à gaz, qui est au contact d'un flux de gaz d'échappement contenant moins de 4 % en volume d'oxygène et élimine une quantité notable (normalement environ 70 %) des constituants tels que les NOX ; un générateur de vapeur à récupération de chaleur (GVRC) ; un refroidisseur (échangeur de chaleur) pour abaisser la température d'une partie des gaz d'échappement sortant du GVRC afin de former un flux de RGE refroidi ; un compresseur de flux de RGE qui accroît la pression du flux de RGE refroidi ; et un générateur électrique couplé à la turbine à gaz pour produire de l'électricité. Le catalyseur trifonctionnel peut se trouver à tout emplacement en aval de la chambre de combustion où la concentration d'oxygène reste inférieure à environ 4 % et la température du gaz assure un niveau acceptable d'efficacité et de durabilité du catalyseur. Dans l'exemple de système de production d'électricité ci-dessus, on a constaté qu'utiliser des taux élevés de RGE (plus de 35 % en volume) à des températures de flammes supérieures à la normale dans la chambre de combustion accroît la quantité nominale de CO2 dans le flux de gaz d'échappement sortant de la centrale. De même, l'utilisation d'une RGE de 40 % à des températures de flammes supérieures à la normale aboutira à un pourcentage de 10 % de CO2 dans les gaz d'échappement.
L'utilisation d'une RGE à haut pourcentage offre donc un certain nombre d'avantages notables. Les émissions de NOS peuvent être réduites alors que la quantité de CO2 est accrue (en réduisant de ce fait fortement la difficulté et le coût de l'isolement et de la séparation du co2 à l'aide de moyens classiques). De plus, la quantité d'oxygène peut être réduite à moins de 4 %, ce qui permet de traiter le flux de gaz d'échappement d'une manière inconnue auparavant dans la technique des turbines à gaz, en l'occurrence en mettant le courant de gaz d'échappement au contact d'un catalyseur trifonctionnel sec afin de réduire et/ou d'éliminer les NOS.
Dans une autre forme de réalisation de l'invention, on a constaté que le volume de produits de combustion partielle potentiels indésirables, tels que NO et CO, peut être encore réduit par recirculation d'une partie des gaz de combustion renvoyés dans la chambre de combustion elle-même. Cette forme de réalisation à RGE "à chaud" a tendance à réduire la quantité de CO et d'hydrocarbures imbrûlés présents dans les gaz d'échappement sortant de la chambre de combustion, en plus de provoquer une légère réduction supplémentaire de la quantité d'oxygène résiduel dans les gaz finalement traités à l'aide d'un catalyseur trifonctionnel.
La figure 1 est un schéma de principe illustrant un agencement général de centrale utilisant la RGE (mais sans catalyseur trifonctionnel), comprenant les exemples d'équipements normalement utilisés pour mettre en oeuvre un procédé à RGE. Comme l'indique la figure 1, le combustible 12 et un flux d'air comprimé 11 issu du compresseur 5 sont combinés et brûlés dans la chambre de combustion 6 pour créer un flux de gaz d'échappement à haute température qui sert de fluide de travail primaire pour entraîner la turbine 7. Les gaz d'échappement sortant de la turbine 7 (encore à une température relativement élevée) passent dans le générateur 9 de vapeur à récupération de chaleur (GVRC) et dans un refroidisseur 10 de gaz d'échappement, puis reviennent dans le compresseur 1 de flux de RGE sous la forme d'un flux de recirculation de gaz d'échappement 16 contenant un hydrocarbure imbrûlé, du CO, du CO2, du NOS, du NO, de l'oxygène et de l'azote libres, ainsi que d'autres polluants mineurs. Le compresseur 1 de flux de RGE accroît la pression du flux de recirculation de gaz d'échappement 16, puis sépare les gaz de RGE comprimés en deux fractions refoulées depuis différents étages du compresseur, à savoir le flux 17 (approximativement 60 % en volume) qui est fourni au compresseur 2 avant d'être renvoyé dans la chambre de combustion 6. Une seconde partie du flux de gaz comprimé issu du compresseur 2 constitue une partie du fluide de travail pour la turbine 7 (cf. conduite 19). Le flux comprimé 18 venant du compresseur 1 de flux de RGE (approximativement 40 % en volume) entre dans des séparateurs 3 de dioxyde de carbone, le CO2 séparé étant représenté à sa sortie du système en vue d'un autre traitement en 14. Les constituants autres que le CO2 dans le flux 15 issu des séparateurs 3 constituent un fluide de travail supplémentaire pour entraîner la turbine 4, qui coopère avec le relativement exempts de CO2) sont refoulés depuis le système via la conduite 13, en quantité très faible jusqu'à une cheminée d'évacuation de fumées ou un système en aval servant à empêcher la pollution de l'environnement. compresseur 5 et le générateur électrique 8 pour produire de l'électricité. Les gaz d'échappement de la turbine 4 (maintenant La figure 2 est une représentation graphique de la concentration de l'oxygène dans les effluents d'une turbine à différentes températures de flammes dans la chambre de combustion (ce qu'on appelle parfois la "température d'allumage de turbine à gaz"), la quantité d'oxygène dans les gaz d'échappement étant comparée, à diverses valeurs de pourcentages de RGE (20, 40 et 50 %), 0 % représentant les rejets d'un système sans RGE selon la technique antérieure. Comme illustré sur la figure 1, l'utilisation de la RGE dans les exemples de formes de réalisation ci-dessus a tendance à réduire notablement le pourcentage d'oxygène libre dans les gaz d'échappement, tout en accroissant la quantité de dioxyde de carbone, et sans accroître la quantité de CO ou de NOS. Ainsi, la proportion d'oxygène dans les gaz d'échappement à des taux de RGE supérieurs peut être réduire à 4 % ou moins (de préférence près de 0 %), ce qui rend possible l'élimination des NOS du flux d'échappement à l'aide d'un catalyseur trifonctionnel sec. Ainsi, la figure 2 illustre la différence escomptée entre la quantité d'oxygène résiduel restant dans un flux de gaz d'échappement à divers pourcentages de RGE, c'est-à-dire montrant que la concentration d'oxygène baisse fortement à des pourcentages de RGE plus élevés. Bien que chacun des systèmes illustrés sur la figure 2 ait tendance à réduire l'oxygène dans les gaz d'échappement à des températures plus élevées des flammes dans la chambre de combustion, l'utilisation de la RGE selon l'invention donne régulièrement une concentration d'oxygène très inférieure en comparaison des rejets d'une turbine classique sans RGE.
La figure 3 est un schéma de principe de procédé représentant les étapes et équipement de base du procédé, servant à mettre en oeuvre le traitement par RGE et catalyseur trifonctionnel, dont les équipements et étapes pour parvenir à la faible concentration d'oxygène souhaitée dans les gaz d'échappement. Le module à catalyseur trifonctionnel peut contenir un catalyseur d'oxydation avant le catalyseur trifonctionnel afin d'abaisser la concentration d'oxygène au niveau souhaité et un catalyseur d'oxydation après le catalyseur trifonctionnel afin d'abaisser à la valeur voulue la concentration des produits de l'oxydation partielle de l'hydrocarbure. La figure 3 montre que de l'air ambiant entre dans le compresseur 30 et pénètre, à une pression bien plus haute (et à une température légèrement accrue), dans la chambre de combustion 36 via la conduite d'alimentation 34. Comme indiqué plus haut en référence à la figure 1, la chambre de combustion 36 combine un constituant, en l'occurrence un hydrocarbure, avec de l'air pour créer un flux 37 de gaz d'échappement à haute température qui sert de fluide de travail principal pour la turbine 38. Comme représenté, la turbine 38 entraîne à son tour le compresseur 33 de flux de RGE et le compresseur 30. Le flux de RGE "froid" entre dans le compresseur de flux de RGE via la conduite 45 et sort, à une pression nettement supérieure, sous la forme d'un flux de recirculation comprimé. En même temps, les gaz d'échappement de la turbine 38 passent par un réacteur catalytique trifonctionnel 40 via une conduite 39 qui évacue les constituants tels que les NOS. Dans certaines conditions de fonctionnement dépendant de la température en différents points à l'intérieur de la turbine à gaz, il peut être souhaitable de disposer le catalyseur trifonctionnel à l'intérieur de la turbine elle-même plutôt que d'employer un réacteur catalytique séparé en aval. De plus, on pourrait employer des catalyseurs différents pour éliminer les NOS à d'autres endroits en aval du réacteur catalytique (y compris même le GVRC), en fonction du régime de fonctionnement précis dans lequel les catalyseurs agissent à des niveaux acceptables. Ainsi, des catalyseurs trifonctionnels selon l'invention peuvent être disposés en divers points du procédé, à condition que l'endroit soit en aval de la chambre de combustion, que la concentration de l'oxygène reste suffisamment faible pour permettre aux catalyseurs d'éliminer efficacement les NOS polluants et que les conditions du procédé n'aient pas d'effets préjudiciables sur les performances globales du catalyseur. La figure 3 montre que le flux de gaz d'échappement chaud traité 36 passe dans le générateur 41 de vapeur à récupération de chaleur (GVRC). En 43, une fraction notable du flux de recirculation en 43 est ensuite refroidie à l'aide de l'échangeur de chaleur 44 et le flux de RGE refroidi 45 est renvoyé dans le compresseur 33 de flux de RGE comme indiqué plus haut. La figure 3 illustre aussi le fait qu'il peut être avantageux d'utiliser certaines parties du flux de RGE pour contribuer à entraîner la turbine 38 et à fournir à celle-ci des flux auxiliaires (en améliorant de ce fait le rendement global de la centrale dans le but d'obtenir la proportion d'oxygène requise dans les gaz d'échappement), comme représenté par les conduites de refoulement 46, 47 et 48 partant de différents étages du compresseur 33 de flux de RGE. La figure 4 est un schéma de principe d'un procédé pour une autre forme possible de réalisation de l'invention illustrée sur la figure 3 (utilisant les mêmes repères pour les éléments communs), avec des variantes quant aux apports à l'entrée de la chambre de combustion. La figure 4 montre que le flux refoulé depuis le compresseur de flux de RGE, en 49, peut être amené à passer par un réacteur catalytique riche ou pauvre avant d'entrer dans la chambre de combustion. Le réacteur élimine certains constituants du flux de recirculation (autres que les NOS) afin d'améliorer le mélange de combustion et de donner une stabilité de combustion aux flammes riches en CO2. Un réacteur catalytique "riche" comprendrait, par exemple, un reformeur convertissant un hydrocarbure en mélange plus riche d'oxygène et de CO en accroissant ainsi la souplesse du fonctionnement de la chambre de combustion. La figure 4 illustre aussi le fait qu'un combustible liquide fourni à la chambre de combustion pourrait être prévaporisé en atmosphère non oxydante afin d'améliorer la combustion quand il le faudrait. L'air ambiant comprimé fourni à la chambre de combustion peut aussi être divisé comme représenté, une partie 73 subissant un traitement catalytique préliminaire avant d'être envoyé dans la chambre de combustion. Les figures 5A et 5B liées illustrent les caractéristiques d'une autre forme possible de réalisation de l'invention utilisant un flux de RGE "chaud" de gaz d'échappement constitué d'une partie des gaz de combustion à haute température qui recirculent par passage dans la chambre de combustion elle-même pour améliorer l'efficacité globale du système en ce qui concerne la quantité de CO2, de NOX et autres constituants indésirables des gaz d'échappement qui doivent être finalement traités et/ou éliminés.
La figure 5A est un schéma de procédé montrant qu'une partie du flux de RGE "chaud", c'est-à-dire avant son refroidissement et son envoi au compresseur de flux de RGE, peut être combinée à l'intérieur de la chambre de combustion avec de l'air comprimé, brûlée séparément et directement envoyée dans la turbine à gaz. L'hydrocarbure (indiqué en 51 et 52) est combiné, comme représenté, avec l'air principal refoulé par le compresseur (RC) et peut avoir un dispositif pilote 53, une partie recirculant via les orifices 54 et 55 (en fait "tirée" à travers les orifices du fait de la pression statique plus basse créées par la configuration de venturi inversé) et combinée avec une partie de l'air refoulé par le compresseur. Une fraction plus grande du flux "chaud" à faire recirculer est ensuite directement fournie à la turbine. La figure 5B illustre sous une forme graphique la température Tiniet de l'air à l'entrée de la chambre de combustion en fonction de la longueur du parcours dans la chambre de combustion, c'est-à-dire la "longueur depuis le capot d'extrémité", Tiniet étant mesurée dans l'espace annulaire à l'extérieur de la chambre de combustion. La température de refoulement du compresseur, "TRC", est indiquée à des fins de comparaison avec la température des gaz de combustion sur le parcours dans la chambre de combustion. La valeur de TRC augmentera après mélange avec les gaz de combustion. I1 faut souligner qu'on a constaté qu'accroître la température de l'air à l'entrée de la chambre de combustion tout en réduisant la longueur du parcours dans la chambre de combustion a tendance à réduire les concentrations des NOX et de CO dans les gaz d'échappement. La figure 6 est une représentation graphique de la quantité d'oxygène restant dans les gaz d'échappement par suite de l'utilisation de pourcentages variables de RGE selon l'invention dans des conditions de procédé régulées. Comme l'indique la figure 6, lorsqu'on utilise des niveau de RGE supérieurs à environ 45 % en volume, la concentration de l'oxygène dans les gaz d'échappement finals baisse au-dessous de 4 %, en permettant de ce fait l'utilisation d'un catalyseur trifonctionnel pour éliminer les constituants tels que les NOX dans le flux d'échappement résultant. La figure 6 illustre aussi la façon dont la concentration de l'oxygène des gaz d'échappement baisse nettement, dans des conditions comparables d'humidité spécifique d'entrée, passant d'une valeur haute d'environ 12 % à environ 1 % à mesure qu'augmente le pourcentage de RGE.
La figure 7 est une représentation graphique comparant les quantités relatives escomptées de CO2 et de NOx produites à l'aide de différents pourcentages de RGE à des températures variables des flammes à la sortie de la chambre de combustion. La figure illustre ainsi l'effet typique de la RGE sur les émissions de NOx d'une chambre de combustion à prémélange pour une série de températures de flammes à la sortie. La figure 7 met en évidence le fait qu'utiliser un fort pourcentage de RGE a réellement tendance à accroître la quantité de CO2 présente dans les gaz d'échappement à traiter, ce qui facilite et rend moins coûteux l'isolement et l'élimination du CO2 à l'aide de moyens classiques. La figure 7 montre aussi que la quantité de NOx diminue légèrement à mesure que baisse la température des flammes de la chambre de combustion. Ainsi, selon un aspect de l'invention, une plus grande efficacité du procédé peut résulter de la température des flammes dans la chambre de combustion et de niveaux de RGE qui n'ont pas tendance à accroître la quantité de NOx produite. Par conséquent, la figure 7 est un exemple illustrant la dépendance des NOx par rapport à la température des flammes et le taux de RGE pour un exemple de système de combustion de turbine à gaz. Les valeurs réelles, spécifiques du procédé, dépendront du cycle particulier de turbine à gaz utilisé, du type de combustible et même éventuellement de la conception de la chambre de combustion. Des catalyseurs trifonctionnels secs de conversion, utiles pour la mise en oeuvre de l'invention, c'est-à-dire réduisant et/ou éliminant les NOx résiduels des gaz d'échappement, sont bien connus dans l'industrie automobile mais, jusqu'à présent, n'ont pas été utilisés (voire suggérés, d'après ce qu'en savent les demandeurs) dans la technique des turbines à gaz, principalement parce que les catalyseurs ne sont simplement pas efficaces pour éliminer les constituants tels que les NOx quand la teneur en oxygène dépasse environ 4 % en volume. Généralement parlant, les catalyseurs trifonctionnels sont aptes à stimuler les réactions d'oxydation pour les hydrocarbures et le monoxyde de carbone (HC et CO), ainsi que la réaction de réduction des NOS. Les catalyseurs trifonctionnels connus utiles dans l'invention comportent un ou plusieurs métaux du groupe du platine dispersé(s) sur une base (de support) avec une surface bien développée en oxydes stables tels que yAl2O3, conjointement avec des oxydes de Zr ou Ce et un ou plusieurs oxydes des métaux alcalino-terreux Ba, Ca et Sr. La base du catalyseur peut être appliquée sous la forme d'un revêtement sur un support tel qu'un bloc de céramique ou un feuillard métallique enroulé en spirale, en Fe-Cr-Al ou en matières anti-corrosion sur une base de fer, ou d'autres façons connues des spécialistes de la technique des catalyseurs. Outre les métaux du groupe du platine, les catalyseurs trifonctionnels qui contiennent un ou plusieurs oxydes d'éléments d ont tendance à accroître l'efficacité de catalyseurs du groupe du platine en maintenant la disponibilité de l'oxygène par l'intermédiaire de l'accumulation convertible d'oxygène pendant le cycle et en supprimant la production de gaz toxiques tels que H2S et NH3. D'autres compositions de catalyseurs trifonctionnels connues des spécialistes de la technique des catalyseurs, mais non utilisées jusqu'à présent pour traiter des gaz d'échappement de turbines à gaz (par exemple, des catalyseurs à base de platine d'une génération plus récente), peuvent être employées pour traiter à l'aide du procédé décrit ici les gaz d'échappement générés, à condition que de tels catalyseurs soient capables d'éliminer jusqu'à environ 4 % en volume de NOx.
LISTE DES REPERES
1 ù Compresseur de flux de RGE 2 ù Compresseur 3 ù Séparateurs/Séparateurs de dioxyde de carbone 4 ù Turbine d'entraînement 5 ù Compresseur 6 ù Chambre de combustion 7 ù Turbine d'entraînement 8 ù Générateur électrique 9 ù Générateur de vapeur à récupération de chaleur (GVRC) 10 Refroidisseur de gaz d'échappement 11 Flux d'air comprimé 12 Combustible 13 Conduite 14 Traitement en 14 15 Flux 16 Flux de recirculation de gaz d'échappement 17 Flux 18 Flux comprimé 30 Compresseur 33 Compresseur de flux de RGE 34 Conduite d'alimentation 37 Flux de gaz d'échappement 38 Turbine 39 Conduite 40 Réacteur catalytique trifonctionnel 43 Fraction notable du flux de recirculation en 43 44 Echangeur de chaleur 45 Conduite / Flux de RGE 46, 47 et 48 ù Conduites de refoulement 49 ù Refoulement depuis le compresseur de flux de RGE en 49 51 et 52 ù Hydrocarbure 3 û Dispositif pilote 54, 55 û Orifices 73 - Partie ti
Claims (10)
- REVENDICATIONS1. Système de production d'électricité comprenant, en combinaison : un compresseur de gaz ayant une entrée pour l'air ambiant, un 5 moyen pour accroître la pression dudit air ambiant et une sortie pour l'air ambiant comprimé ; une chambre de combustion (6) en aval dudit compresseur de gaz ayant des entrées pour ledit air ambiant comprimé et le combustible (12) et pouvant brûler un mélange dudit combustible (12) et dudit air ambiant 10 comprimé pour générer des gaz d'échappement à haute température passant par une sortie de la chambre de combustion (6) ; une turbine à gaz en aval de ladite chambre de combustion (6) ayant une entrée reliée à la sortie de ladite chambre de combustion (6), des aubes mobiles de turbine pouvant être mues par la force desdits gaz 15 d'échappement à haute température détendus, et une sortie pour les gaz d'échappement partiellement usés ; un réacteur catalytique trifonctionnel (40) en aval de ladite turbine à gaz ayant une entrée pour recevoir et être au contact des gaz d'échappement partiellement usé, ledit réacteur catalytique 20 trifonctionnel (40) étant capable d'éliminer sensiblement la totalité des constituants tels que les NOX présents dans lesdits gaz d'échappement ; et un générateur électrique (8) couplé à ladite turbine à gaz pour produire de l'électricité. 25
- 2. Système de production d'électricité selon la revendication 1, comprenant en outre un générateur de vapeur (9) à récupération de chaleur (GVRC) en aval dudit réacteur catalytique trifonctionnel (40)
- 3. Système de production d'électricité selon la revendication 2, comprenant en outre un moyen de refroidissement pour abaisser la 30 température desdits gaz d'échappement afin de former un flux de recirculation de gaz d'échappement refroidis (16) amené à recirculer dans ladite chambre de combustion (6).
- 4. Système de production d'électricité selon la revendication 3, comprenant en outre un compresseur (1) de flux de RGE en aval dudit GVRC (9) ayant une entrée pour ledit flux de RGE refroidi (45) et une sortie reliée à ladite chambre de combustion (6), ledit compresseur étant apte à accroître la pression dudit flux de RGE refroidi (45).
- 5. Système de production d'électricité selon la revendication 3, comprenant en outre, en aval dudit GVRC, un échangeur de chaleur (44) apte à abaisser la température d'une certaine partie desdits gaz d'échappement pour former ledit flux de RGE refroidi (45) et permettre l'élimination de l'eau (vapeur) présente dans ledit flux de RGE avant le renvoi de celui-ci dans ladite chambre de combustion (6).
- 6. Système de production d'électricité selon la revendication 3, dans lequel le volume dudit flux de RGE est maintenu au-dessus d'environ 35 % en volume.
- 7. Système de production d'électricité selon la revendication 1, dans lequel la quantité d'oxygène présente dans lesdits gaz d'échappement avant de venir au contact du catalyseur dans ledit réacteur catalytique trifonctionnel (40) est d'environ 4 % en volume ou moins.
- 8. Système de production d'électricité selon la revendication 1, comprenant en outre des moyens pour faire recirculer une partie des gaz d'échappement à haute température générés par ladite chambre de combustion (6) afin d'accroître de taux d'oxydation après le mélange de ladite partie des gaz avec de l'air comprimé issu dudit compresseur d'air.
- 9. Système de production d'électricité selon la revendication 1, dans lequel ledit réacteur catalytique trifonctionnel (40) utilise un catalyseur comportant un ou plusieurs métaux du groupe du platine dispersé(s) sur une base de support ayant une surface en oxydes stables.
- 10. Procédé pour traiter à l'aide d'un catalyseur trifonctionnel les constituants tels que les NOX présents dans les gaz d'échappement d'une turbine à gaz en commençant par réduire la quantité d'oxygène présente dans lesdits gaz d'échappement avant un traitement au moyen dudit catalyseur trifonctionnel, ledit procédé comprenant :l'accroissement de la pression de l'air ambiant fourni à un compresseur à gaz; l'envoi de l'air ambiant comprimé et d'un combustible (12) dans une chambre de combustion (6) de gaz ; la combustion dudit air ambiant comprimé et dudit combustible pour créer un flux de gaz d'échappement à haute température (37) contenant moins d'environ 4% en volume d'oxygène ; l'envoi desdits gaz d'échappement à haute température dans une turbine à gaz en aval de ladite chambre de combustion (6) de gaz, ladite turbine à gaz étant couplée à un générateur électrique (8) pour produire de l'électricité ; et la mise au contact des gaz d'échappement partiellement usés issus dudit générateur de turbine à gaz avec ledit catalyseur trifonctionnel disposé en aval de ladite turbine à gaz, ledit catalyseur trifonctionnel étant apte à éliminer sensiblement la totalité de constituants tels que les NOX présents dans lesdits gaz d'échappement.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12153231 | 2008-05-15 | ||
| US12/153,231 US8397482B2 (en) | 2008-05-15 | 2008-05-15 | Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2931204A1 true FR2931204A1 (fr) | 2009-11-20 |
| FR2931204B1 FR2931204B1 (fr) | 2018-03-30 |
Family
ID=41180580
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR0951607A Expired - Fee Related FR2931204B1 (fr) | 2008-05-15 | 2009-03-13 | Reduction catalytique trifonctionnelle a sec des nox d'une turbine a gaz |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8397482B2 (fr) |
| JP (1) | JP5674281B2 (fr) |
| DE (1) | DE102009003610A1 (fr) |
| FR (1) | FR2931204B1 (fr) |
| RU (1) | RU2502883C2 (fr) |
Families Citing this family (161)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7942008B2 (en) * | 2006-10-09 | 2011-05-17 | General Electric Company | Method and system for reducing power plant emissions |
| JPWO2009041617A1 (ja) * | 2007-09-28 | 2011-01-27 | 財団法人電力中央研究所 | タービン設備及び発電設備 |
| US7861511B2 (en) * | 2007-10-30 | 2011-01-04 | General Electric Company | System for recirculating the exhaust of a turbomachine |
| US8056318B2 (en) * | 2007-11-08 | 2011-11-15 | General Electric Company | System for reducing the sulfur oxides emissions generated by a turbomachine |
| US7874141B2 (en) * | 2007-11-16 | 2011-01-25 | General Electric Company | Auxiliary fluid source for an EGR purge system |
| MY156350A (en) | 2008-03-28 | 2016-02-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| CN101981162B (zh) | 2008-03-28 | 2014-07-02 | 埃克森美孚上游研究公司 | 低排放发电和烃采收系统及方法 |
| CA2737133C (fr) | 2008-10-14 | 2017-01-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Procedes et systemes pour controler les produits de combustion |
| US7926256B2 (en) * | 2008-10-27 | 2011-04-19 | General Electric Company | Inlet system for an EGR system |
| US9353940B2 (en) | 2009-06-05 | 2016-05-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combustor systems and combustion burners for combusting a fuel |
| CH701803A1 (de) * | 2009-09-03 | 2011-03-15 | Alstom Technology Ltd | Gasturbogruppe und Verfahren zum Betrieb einer solchen Gasturbogruppe. |
| SG10201407421UA (en) | 2009-11-12 | 2014-12-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| US20110146282A1 (en) * | 2009-12-18 | 2011-06-23 | General Electric Company | System and method for reducing sulfur compounds within fuel stream for turbomachine |
| US9003761B2 (en) * | 2010-05-28 | 2015-04-14 | General Electric Company | System and method for exhaust gas use in gas turbine engines |
| EP2392796B1 (fr) * | 2010-06-07 | 2012-12-26 | EADS Deutschland GmbH | Dispositif pour la réduction des émissions dans un turbomoteur et procédé associé |
| SG186084A1 (en) * | 2010-07-02 | 2013-01-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
| CA2801494C (fr) | 2010-07-02 | 2018-04-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combustion stoechiometrique d'air enrichi avec recirculation de gaz d'echappement |
| TWI564473B (zh) * | 2010-07-02 | 2017-01-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 低排放之三循環動力產生系統及方法 |
| MY156099A (en) * | 2010-07-02 | 2016-01-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Systems and methods for controlling combustion of a fuel |
| MY160832A (en) | 2010-07-02 | 2017-03-31 | Exxonmobil Upstream Res Co | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler |
| CN105863844B (zh) * | 2010-07-02 | 2017-11-14 | 埃克森美孚上游研究公司 | 低排放动力产生系统和方法 |
| WO2012018458A1 (fr) | 2010-08-06 | 2012-02-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Système et procédé destiné à l'extraction de gaz d'échappement |
| JP6193759B2 (ja) | 2010-08-06 | 2017-09-06 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 化学量論的燃焼の最適化システム及び方法 |
| WO2012096642A1 (fr) * | 2010-08-11 | 2012-07-19 | Clearvalue Technologies, Inc. | Zéro émission de carbone à partir de combustibles hydrocarbonés |
| US9410481B2 (en) * | 2010-09-21 | 2016-08-09 | 8 Rivers Capital, Llc | System and method for high efficiency power generation using a nitrogen gas working fluid |
| US8166766B2 (en) | 2010-09-23 | 2012-05-01 | General Electric Company | System and method to generate electricity |
| US8726628B2 (en) * | 2010-10-22 | 2014-05-20 | General Electric Company | Combined cycle power plant including a carbon dioxide collection system |
| US8322141B2 (en) * | 2011-01-14 | 2012-12-04 | General Electric Company | Power generation system including afirst turbine stage structurally incorporating a combustor |
| CN102654066B (zh) * | 2011-03-01 | 2016-06-15 | 李建锋 | 一种火电机组与空气透平耦合的发电系统 |
| CA2824162A1 (fr) | 2011-03-01 | 2012-09-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Appareil et systemes dotes d'un ensemble vanne l'alimentation rotative et processus d'adsorption a balancement associes |
| TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
| TWI563164B (en) * | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated systems incorporating inlet compressor oxidant control apparatus and related methods of generating power |
| TWI593872B (zh) | 2011-03-22 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 整合系統及產生動力之方法 |
| TWI563166B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated generation systems and methods for generating power |
| TWI564474B (zh) * | 2011-03-22 | 2017-01-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法 |
| US8910485B2 (en) | 2011-04-15 | 2014-12-16 | General Electric Company | Stoichiometric exhaust gas recirculation combustor with extraction port for cooling air |
| US8266883B2 (en) * | 2011-08-25 | 2012-09-18 | General Electric Company | Power plant start-up method and method of venting the power plant |
| US8205455B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-06-26 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
| US8245493B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-08-21 | General Electric Company | Power plant and control method |
| US8713947B2 (en) * | 2011-08-25 | 2014-05-06 | General Electric Company | Power plant with gas separation system |
| US9127598B2 (en) * | 2011-08-25 | 2015-09-08 | General Electric Company | Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant |
| US8347600B2 (en) * | 2011-08-25 | 2013-01-08 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
| US8453461B2 (en) | 2011-08-25 | 2013-06-04 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
| US8266913B2 (en) * | 2011-08-25 | 2012-09-18 | General Electric Company | Power plant and method of use |
| US8245492B2 (en) * | 2011-08-25 | 2012-08-21 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
| US20120023954A1 (en) * | 2011-08-25 | 2012-02-02 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
| US8453462B2 (en) * | 2011-08-25 | 2013-06-04 | General Electric Company | Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant |
| US20130086917A1 (en) * | 2011-10-06 | 2013-04-11 | Ilya Aleksandrovich Slobodyanskiy | Apparatus for head end direct air injection with enhanced mixing capabilities |
| US8720179B2 (en) * | 2011-10-07 | 2014-05-13 | General Electric Company | Power plant including an exhaust gas recirculation system for injecting recirculated exhaust gases in the fuel and compressed air of a gas turbine engine |
| US20130133337A1 (en) * | 2011-11-30 | 2013-05-30 | General Electric Company | Hydrogen assisted oxy-fuel combustion |
| EP2795084B1 (fr) * | 2011-12-19 | 2020-02-05 | Ansaldo Energia IP UK Limited | Procédé de fonctionnement d'une centrale à turbine à gaz avec recirculation des gaz d'échappement |
| WO2013095829A2 (fr) | 2011-12-20 | 2013-06-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Production améliorée de méthane de houille |
| CH706152A1 (de) | 2012-02-29 | 2013-08-30 | Alstom Technology Ltd | Gasturbinenanlage mit einer Abwärmekesselanordnung mit Abgasrückführung. |
| EP2642097A1 (fr) | 2012-03-21 | 2013-09-25 | Alstom Technology Ltd | Procédé de fonctionnement d'une turbine à gaz et turbine à gaz destinée à l'exécution du procédé |
| US20130255267A1 (en) * | 2012-03-30 | 2013-10-03 | General Electric Company | System and method of improving emission performance of a gas turbine |
| US20130269358A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
| US20130269355A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling an extraction pressure and temperature of a stoichiometric egr system |
| US20130269357A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling a secondary flow system |
| US9353682B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-31 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation |
| US20130269356A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling a stoichiometric egr system on a regenerative reheat system |
| US20130269360A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling a powerplant during low-load operations |
| US9784185B2 (en) * | 2012-04-26 | 2017-10-10 | General Electric Company | System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine |
| US10273880B2 (en) * | 2012-04-26 | 2019-04-30 | General Electric Company | System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine |
| US20130294887A1 (en) * | 2012-05-01 | 2013-11-07 | General Electric Company | Gas turbine air processing system |
| EP2685066A1 (fr) * | 2012-07-13 | 2014-01-15 | Alstom Technology Ltd | Centrale électrique à turbine à gaz avec recirculation des gaz de fumée et d'un convertisseur catalytique |
| WO2014009524A1 (fr) | 2012-07-13 | 2014-01-16 | Alstom Technology Ltd | Centrale électrique à turbine à gaz ayant une recirculation de gaz de carneau |
| US9470145B2 (en) * | 2012-10-15 | 2016-10-18 | General Electric Company | System and method for heating fuel in a combined cycle gas turbine |
| US9163561B2 (en) | 2012-10-29 | 2015-10-20 | General Electric Company | Power plant emissions reduction |
| US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9803865B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-10-31 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US9869279B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-01-16 | General Electric Company | System and method for a multi-wall turbine combustor |
| US20140182298A1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-07-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| US9631815B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US9611756B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-04-04 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US20140182304A1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-07-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for a turbine combustor |
| US10161312B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-12-25 | General Electric Company | System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US9574496B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-02-21 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| TWI654369B (zh) | 2012-11-02 | 2019-03-21 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 在化學計量廢氣再循環氣渦輪系統中用於氧化劑壓縮之系統 |
| US10215412B2 (en) * | 2012-11-02 | 2019-02-26 | General Electric Company | System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10107495B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-23 | General Electric Company | Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent |
| US9599070B2 (en) * | 2012-11-02 | 2017-03-21 | General Electric Company | System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10208677B2 (en) * | 2012-12-31 | 2019-02-19 | General Electric Company | Gas turbine load control system |
| US9581081B2 (en) | 2013-01-13 | 2017-02-28 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US9512759B2 (en) * | 2013-02-06 | 2016-12-06 | General Electric Company | System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9938861B2 (en) | 2013-02-21 | 2018-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fuel combusting method |
| TW201502356A (zh) | 2013-02-21 | 2015-01-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | 氣渦輪機排氣中氧之減少 |
| US10221762B2 (en) | 2013-02-28 | 2019-03-05 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US9618261B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
| TW201500635A (zh) | 2013-03-08 | 2015-01-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | 處理廢氣以供用於提高油回收 |
| US9784182B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-10-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and methane recovery from methane hydrates |
| US20140250945A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Richard A. Huntington | Carbon Dioxide Recovery |
| US9551279B2 (en) * | 2013-03-14 | 2017-01-24 | Dresser-Rand Company | CAES plant using steam injection and bottoming cycle expander |
| US9617914B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-11 | General Electric Company | Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation |
| US9835089B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-12-05 | General Electric Company | System and method for a fuel nozzle |
| TWI654368B (zh) | 2013-06-28 | 2019-03-21 | 美商艾克頌美孚上游研究公司 | 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體 |
| US9631542B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines |
| JP6220586B2 (ja) * | 2013-07-22 | 2017-10-25 | ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー | ガスタービン設備 |
| US9903588B2 (en) | 2013-07-30 | 2018-02-27 | General Electric Company | System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US9587510B2 (en) | 2013-07-30 | 2017-03-07 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine sensor |
| US9951658B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-04-24 | General Electric Company | System and method for an oxidant heating system |
| JP6250332B2 (ja) | 2013-08-27 | 2017-12-20 | ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー | ガスタービン設備 |
| US10030588B2 (en) | 2013-12-04 | 2018-07-24 | General Electric Company | Gas turbine combustor diagnostic system and method |
| US9752458B2 (en) | 2013-12-04 | 2017-09-05 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine |
| CN103683659B (zh) * | 2013-12-11 | 2015-11-11 | 中国科学院理化技术研究所 | 一种利用液化天然气燃烧的双作用热声发电系统 |
| US10227920B2 (en) | 2014-01-15 | 2019-03-12 | General Electric Company | Gas turbine oxidant separation system |
| US9915200B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-03-13 | General Electric Company | System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation |
| US9863267B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-01-09 | General Electric Company | System and method of control for a gas turbine engine |
| US10079564B2 (en) | 2014-01-27 | 2018-09-18 | General Electric Company | System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10458329B2 (en) * | 2014-03-06 | 2019-10-29 | Uop Llc | System and process for recovering power and steam from regenerator flue gas |
| US10047633B2 (en) | 2014-05-16 | 2018-08-14 | General Electric Company | Bearing housing |
| EP2957835B1 (fr) * | 2014-06-18 | 2018-03-21 | Ansaldo Energia Switzerland AG | Procédé de recirculation des gaz d'échappement provenant d'une chambre de combustion d'un brûleur d'une turbine à gaz et turbine à gaz pour l'exécution de ce procédé |
| US10060359B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-08-28 | General Electric Company | Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| US9885290B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-02-06 | General Electric Company | Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10655542B2 (en) | 2014-06-30 | 2020-05-19 | General Electric Company | Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation |
| CA3063636C (fr) | 2014-07-25 | 2022-03-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Processus d'absorption de basculement cyclique et systeme |
| CN104453785A (zh) * | 2014-10-21 | 2015-03-25 | 西南石油大学 | 气动发热防气井节流水合物生成装置 |
| KR20170053682A (ko) | 2014-11-11 | 2017-05-16 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 페이스트 임프린트를 통한 고용량 구조체 및 모노리스 |
| EP3229938A1 (fr) | 2014-12-10 | 2017-10-18 | ExxonMobil Research and Engineering Company | Fibres de polymère incorporées dans un adsorbant dans un lit à garnissage et contacteurs en tissu, et procédés et dispositifs les utilisant |
| CA2970307C (fr) | 2014-12-23 | 2019-10-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Lits adsorbants structures, leurs procedes de production et leurs utilisations |
| US9869247B2 (en) | 2014-12-31 | 2018-01-16 | General Electric Company | Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9819292B2 (en) | 2014-12-31 | 2017-11-14 | General Electric Company | Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine |
| US10788212B2 (en) | 2015-01-12 | 2020-09-29 | General Electric Company | System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| US10094566B2 (en) | 2015-02-04 | 2018-10-09 | General Electric Company | Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US10316746B2 (en) * | 2015-02-04 | 2019-06-11 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
| US10253690B2 (en) * | 2015-02-04 | 2019-04-09 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
| US10267270B2 (en) | 2015-02-06 | 2019-04-23 | General Electric Company | Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation |
| BR112017016269A2 (pt) * | 2015-02-20 | 2018-03-27 | Johnson Matthey Plc | ?sistema de escape para um aparelho gerador de potência, uso de um sistema de escape, aparelho gerador de potência, e, método de tratamento de um gás de escape emitido a partir do aparelho gerador de potência? |
| US10145269B2 (en) | 2015-03-04 | 2018-12-04 | General Electric Company | System and method for cooling discharge flow |
| US10480792B2 (en) * | 2015-03-06 | 2019-11-19 | General Electric Company | Fuel staging in a gas turbine engine |
| SG11201707065PA (en) | 2015-05-15 | 2017-11-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto |
| EA201792488A1 (ru) | 2015-05-15 | 2018-03-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Аппарат и система для процессов короткоцикловой адсорбции, связанные с ней, содержащие системы продувки среднего слоя |
| CA2996139C (fr) | 2015-09-02 | 2021-06-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Procede et systeme pour adsorption modulee au moyen d'un flux de tete d'un demethaniseur comme gaz de purge |
| US10293298B2 (en) | 2015-09-02 | 2019-05-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and system for combined temperature and pressure swing adsorption processes related thereto |
| JP2018531152A (ja) | 2015-10-27 | 2018-10-25 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 複数の弁を有するスイング吸着プロセス用の装置及びシステム |
| EP3368189A1 (fr) | 2015-10-27 | 2018-09-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Appareil et système pour procédés d'adsorption modulée correspondants comprenant plusieurs soupapes |
| WO2017074657A1 (fr) | 2015-10-27 | 2017-05-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Appareil et système pour procédés d'adsorption modulée correspondants, comprenant des clapets d'alimentation à commande active et des clapets à produit à commande passive |
| SG11201803968XA (en) | 2015-11-16 | 2018-06-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Adsorbent materials and methods of adsorbing carbon dioxide |
| US10526968B2 (en) | 2015-12-22 | 2020-01-07 | Toshiba Energy Systems & Solutions Corporation | Gas turbine facility |
| CN106917680B (zh) * | 2015-12-24 | 2018-12-18 | 东芝能源系统株式会社 | 燃气轮机设备 |
| CN105649777B (zh) * | 2016-01-07 | 2017-10-10 | 北京碧海舟腐蚀防护工业股份有限公司 | 节能型天然气加压装置 |
| JP2019508245A (ja) | 2016-03-18 | 2019-03-28 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | スイング吸着プロセス用の装置及びシステム |
| BR112018074420A2 (pt) | 2016-05-31 | 2019-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | aparelho e sistema para processos de adsorção por variação |
| RU2702545C1 (ru) | 2016-05-31 | 2019-10-08 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Устройство и система для осуществления процессов циклической адсорбции |
| US10434458B2 (en) | 2016-08-31 | 2019-10-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto |
| BR112019002106B1 (pt) | 2016-09-01 | 2023-10-31 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Processo para remover água de corrente de alimentação gasosa,sistema cíclico adsorvente por variação de ciclo rápido e contator de canal substancialmente paralelo |
| US10328382B2 (en) | 2016-09-29 | 2019-06-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and system for testing swing adsorption processes |
| EP3558487A1 (fr) | 2016-12-21 | 2019-10-30 | ExxonMobil Upstream Research Company | Structures autoportantes ayant des matériaux actifs |
| CN110099730A (zh) | 2016-12-21 | 2019-08-06 | 埃克森美孚上游研究公司 | 具有泡沫几何形状结构和活性材料的自支承性结构 |
| US10655516B2 (en) * | 2017-02-21 | 2020-05-19 | General Electric Company | Systems for reducing startup emissions in power plant including gas turbine |
| US10662841B2 (en) | 2017-02-21 | 2020-05-26 | General Electric Company | Systems for reducing startup emissions in power plant including gas turbine |
| US10655517B2 (en) | 2017-02-21 | 2020-05-19 | General Electric Company | Systems for reducing startup emissions in power plant including gas turbine |
| US10655518B2 (en) | 2017-02-21 | 2020-05-19 | General Electric Company | Systems for reducing startup emissions in power plant including gas turbine |
| US10662840B2 (en) | 2017-02-21 | 2020-05-26 | General Electric Company | Systems for reducing startup emissions in power plant including gas turbine |
| US11331620B2 (en) | 2018-01-24 | 2022-05-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and system for swing adsorption processes |
| US11413567B2 (en) | 2018-02-28 | 2022-08-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and system for swing adsorption processes |
| US10669908B1 (en) | 2018-12-03 | 2020-06-02 | Wellhead Power Solutions, Llc | Power generating systems and methods for reducing startup NOx emissions in fossile fueled power generation system |
| WO2020131496A1 (fr) | 2018-12-21 | 2020-06-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systèmes, appareil et procédés de modulation d'écoulement pour adsorption modulée cyclique |
| EP3962641A1 (fr) | 2019-04-30 | 2022-03-09 | Exxonmobil Upstream Research Company (EMHC-N1-4A-607) | Lit adsorbant à cycle rapide |
| US11655910B2 (en) | 2019-10-07 | 2023-05-23 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Adsorption processes and systems utilizing step lift control of hydraulically actuated poppet valves |
| EP4045173A1 (fr) | 2019-10-16 | 2022-08-24 | Exxonmobil Upstream Research Company (EMHC-N1-4A-607) | Procédés de déshydratation utilisant une zéolite rho cationique |
| CN113898474A (zh) * | 2021-10-19 | 2022-01-07 | 靳普科技(北京)有限公司 | 燃气轮机 |
Family Cites Families (35)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US400989A (en) | 1889-04-09 | Pliny j | ||
| JPS4724483Y1 (fr) * | 1970-12-22 | 1972-08-02 | ||
| US3969892A (en) * | 1971-11-26 | 1976-07-20 | General Motors Corporation | Combustion system |
| JPS4980636A (fr) * | 1972-12-07 | 1974-08-03 | ||
| US3949548A (en) * | 1974-06-13 | 1976-04-13 | Lockwood Jr Hanford N | Gas turbine regeneration system |
| JPS5349650A (en) * | 1976-10-15 | 1978-05-06 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Gas turbine plant |
| US4202169A (en) * | 1977-04-28 | 1980-05-13 | Gulf Research & Development Company | System for combustion of gases of low heating value |
| JPS5423825A (en) * | 1977-07-22 | 1979-02-22 | Toyota Motor Corp | Exhaust gas recirculator |
| JPS5773827A (en) * | 1980-10-24 | 1982-05-08 | Hitachi Ltd | Nox reducing device |
| US4528811A (en) * | 1983-06-03 | 1985-07-16 | General Electric Co. | Closed-cycle gas turbine chemical processor |
| US4624940A (en) * | 1985-04-12 | 1986-11-25 | Engelhard Corporation | High temperature catalyst compositions for internal combustion engine |
| JPH03294628A (ja) * | 1990-04-13 | 1991-12-25 | Toyota Motor Corp | ガスタービンの燃料噴射装置 |
| US5353585A (en) * | 1992-03-03 | 1994-10-11 | Michael Munk | Controlled fog injection for internal combustion system |
| JP2903861B2 (ja) * | 1992-05-21 | 1999-06-14 | トヨタ自動車株式会社 | ガスタービンの排気ガス浄化装置 |
| JPH06108879A (ja) * | 1992-09-30 | 1994-04-19 | Toyota Motor Corp | 触媒燃焼器を用いたガスタービン |
| US5794431A (en) * | 1993-07-14 | 1998-08-18 | Hitachi, Ltd. | Exhaust recirculation type combined plant |
| NO180520C (no) * | 1994-02-15 | 1997-05-07 | Kvaerner Asa | Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser |
| JPH10259736A (ja) * | 1997-03-19 | 1998-09-29 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 低ＮＯｘ燃焼器 |
| US6256976B1 (en) * | 1997-06-27 | 2001-07-10 | Hitachi, Ltd. | Exhaust gas recirculation type combined plant |
| NO990812L (no) * | 1999-02-19 | 2000-08-21 | Norsk Hydro As | Metode for Õ fjerne og gjenvinne CO2 fra eksosgass |
| JP2001107743A (ja) | 1999-10-05 | 2001-04-17 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | ガスタービンシステムおよびそれを備えたコンバインドプラント |
| WO2001090548A1 (fr) * | 2000-05-12 | 2001-11-29 | Clean Energy Systems, Inc. | Systemes de generation d'energie par turbine a gaz a cycle de brayton semi-ferme |
| RU2188960C1 (ru) * | 2001-08-20 | 2002-09-10 | Кондрашов Борис Михайлович | Способ преобразования энергии в силовой установке (варианты), струйно-адаптивном двигателе и газогенераторе |
| US6968678B2 (en) * | 2002-10-31 | 2005-11-29 | Le Leux Christopher R | High efficiency, reduced emissions internal combustion engine system, especially suitable for gaseous fuels |
| EP1429000A1 (fr) | 2002-12-09 | 2004-06-16 | Siemens Aktiengesellschaft | Procédé et dispositif pour l'opération d'une turbine à gaz avec une chambre de combustion du combustible fossilisé |
| DE10325111A1 (de) | 2003-06-02 | 2005-01-05 | Alstom Technology Ltd | Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassende Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens |
| FR2855984B1 (fr) | 2003-06-10 | 2005-07-22 | Inst Francais Du Petrole | Procede de traitement de fumees |
| US7007487B2 (en) * | 2003-07-31 | 2006-03-07 | Mes International, Inc. | Recuperated gas turbine engine system and method employing catalytic combustion |
| DE10360951A1 (de) * | 2003-12-23 | 2005-07-28 | Alstom Technology Ltd | Wärmekraftanlage mit sequentieller Verbrennung und reduziertem CO2-Ausstoß sowie Verfahren zum Betreiben einer derartigen Anlage |
| JP2006009714A (ja) * | 2004-06-28 | 2006-01-12 | Hitachi Ltd | ガスタービン |
| ATE460581T1 (de) * | 2005-05-03 | 2010-03-15 | Fiat Ricerche | Verfahren zur aktivierung der regeneration eines nox-adsorber |
| JP4690885B2 (ja) * | 2005-12-22 | 2011-06-01 | 三菱重工業株式会社 | ガスタービンコンバインドサイクルプラント及び発電方法。 |
| US7870717B2 (en) * | 2006-09-14 | 2011-01-18 | Honeywell International Inc. | Advanced hydrogen auxiliary power unit |
| US7942008B2 (en) * | 2006-10-09 | 2011-05-17 | General Electric Company | Method and system for reducing power plant emissions |
| US8850789B2 (en) * | 2007-06-13 | 2014-10-07 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation |
-
2008
- 2008-05-15 US US12/153,231 patent/US8397482B2/en active Active
-
2009
- 2009-03-12 JP JP2009058865A patent/JP5674281B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2009-03-12 DE DE102009003610A patent/DE102009003610A1/de not_active Withdrawn
- 2009-03-13 FR FR0951607A patent/FR2931204B1/fr not_active Expired - Fee Related
- 2009-03-13 RU RU2009109266/06A patent/RU2502883C2/ru active
-
2011
- 2011-12-21 US US13/332,723 patent/US8991149B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2009109266A (ru) | 2010-09-20 |
| US8397482B2 (en) | 2013-03-19 |
| FR2931204B1 (fr) | 2018-03-30 |
| JP2009276053A (ja) | 2009-11-26 |
| DE102009003610A1 (de) | 2009-11-19 |
| US20090284013A1 (en) | 2009-11-19 |
| US8991149B2 (en) | 2015-03-31 |
| US20120098276A1 (en) | 2012-04-26 |
| JP5674281B2 (ja) | 2015-02-25 |
| RU2502883C2 (ru) | 2013-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| FR2931204A1 (fr) | Reduction catalytique trifonctionnelle a sec des nox d'une turbine a gaz | |
| JP5314938B2 (ja) | 排気ガス再循環を備えた発電用システム及び方法 | |
| JP5476131B2 (ja) | ガスタービン排出ガス中の二酸化炭素含有量を増加させるための方法およびこれを達成するためのシステム | |
| EP1402161A1 (fr) | Generateur de puissance a faibles rejets de co2 et procede associe | |
| JP5873651B2 (ja) | ガス・タービン・エンジン内で排気ガスを用いるためのシステムおよび方法 | |
| US20080098745A1 (en) | Method for obtaining ultra-low NOx emissions from gas turbines operating at high turbine inlet temperatures | |
| FR2966906A1 (fr) | Generateur de vapeur a recuperation de chaleur | |
| FR2967360A1 (fr) | Procede et dispositif pour reduire les emissions de nox durant l'incineration de gaz d'echappement | |
| EP2359059A1 (fr) | Procédé de production d'énergie et capture du co2 | |
| JP2011074917A (ja) | 部分的空気分離を備えた低排出型ガスタービンサイクルを使用するシステム及び方法 | |
| FR2966907A1 (fr) | Generateur de vapeur a recuperation de chaleur et regeneration catalytique | |
| FR2966905A1 (fr) | Generateur de vapeur a recuperation de chaleur avec reduction de nox | |
| EP2644998A2 (fr) | Système et procédé d'amélioration des performances d'émission d'une turbine à gaz | |
| CN107223193A (zh) | 用于发电设备的废气系统 | |
| KR20150035449A (ko) | 가스 터빈 시스템용 배기 가스 처리의 방법 및 배기 가스 처리 조립체 | |
| EP2223888B1 (fr) | Procédé de production d'hydrogène avec captation totale du CO2, et réduction du méthane non converti | |
| FR2644846A1 (fr) | Dispositif et procede de combustion d'un hydrocarbure a faible teneur en nox, a l'etat sec | |
| KR102458302B1 (ko) | 대기오염물질을 저감하는 복합화력발전소 및 복합화력발전소에서 대기오염물질을 저감하는 방법 | |
| JP2006095485A (ja) | 廃棄物処理システム | |
| EP2387448A1 (fr) | Nouveau procede de recuperation du co2 issu des fumees de regeneration d'une unite de craquage catalytique | |
| Kraemer et al. | Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NO x | |
| Anand et al. | Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NO X | |
| Gaur et al. | NO x emissions reduction process and apparatus | |
| FR2891312A1 (fr) | Procede pour la production d'un gaz chaud par oxydation comprenant un delai avant balayage |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 8 |
|
| PLSC | Publication of the preliminary search report |
Effective date: 20160610 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 9 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 10 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 11 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 12 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 13 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 14 |
|
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20231105 |