JP2000064854A - 二酸化炭素プロセスによって発電所設備を運転する方法 - Google Patents

二酸化炭素プロセスによって発電所設備を運転する方法

Info

Publication number
JP2000064854A
JP2000064854A JP11046848A JP4684899A JP2000064854A JP 2000064854 A JP2000064854 A JP 2000064854A JP 11046848 A JP11046848 A JP 11046848A JP 4684899 A JP4684899 A JP 4684899A JP 2000064854 A JP2000064854 A JP 2000064854A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
circuit
turbine
gas
circulating gas
water
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.)
Pending
Application number
JP11046848A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2000064854A5 (ja
Inventor
Hans Ulrich Frutschi
ハンス・ウルリッヒ・フルチ
Hans Dr Wettstein
ハンス・ウエットシユタイン
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.)
ABB Asea Brown Boveri Ltd
ABB AB
Original Assignee
ABB Asea Brown Boveri Ltd
Asea Brown Boveri AB
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 ABB Asea Brown Boveri Ltd, Asea Brown Boveri AB filed Critical ABB Asea Brown Boveri Ltd
Publication of JP2000064854A publication Critical patent/JP2000064854A/ja
Publication of JP2000064854A5 publication Critical patent/JP2000064854A5/ja
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K21/00—Steam engine plants not otherwise provided for
    • F01K21/04—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas
    • F01K21/042—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas pure steam being expanded in a motor somewhere in 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
    • F01K21/00—Steam engine plants not otherwise provided for
    • F01K21/04—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas
    • F01K21/047—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas having at least one combustion gas turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/04—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
    • F02C1/10—Closed cycles
    • 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
    • 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)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)

Abstract

(57)【要約】 【課題】 発生するＣＯ2 を環境にやさしく廃棄し、
かつ発生する空気中の窒素酸化物を除去する。 【解決手段】 ＣＯ2 プロセスで発電所設備を運転する
ための方法の場合、先ず最初に等エントロピー圧縮が行
われ、続いて等圧熱供給、そして等エントロピー膨張、
最後に等圧熱排出が行われる。ＣＯ2 プロセスは内部燃
焼によって生じる。この場合、燃料２１と酸化のために
必要な酸素１８が供給される。ＣＯ2 回路２３の充填が
行われた後で、燃焼によって生じる余剰ＣＯ2 が、冷却
器１４を経て連続的に排出される。この冷却器では余剰
ＣＯ2 の液化が行われる。この液化されたＣＯ2 １５を
廃棄するために、例えばこのＣＯ2 を回転に貯蔵した
り、天然ガスを採掘した床に入れることができる。

Description

【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、請求項１の上位概
念に記載のＣＯ2 設備を運転する方法に関する。本発明
は更に、この方法を実施するための回路に関する。
【０００２】
【従来の技術】内部燃焼式機械は圧縮した大気内でその
燃料を燃焼し、その燃焼ガスをこの空気および利用され
ない残りの酸素と密に混合する。その際、ほとんど炭化
水素を含んでいる燃料は特に、温室ガスであるＣＯ2 を
発生する。今日、化石燃料の使用により、ＣＯ2 が放出
される。このＣＯ2 は世界の気候に対して危険であると
いうことが国際的に認識されている。従って、ＣＯ2 を
放出しない技術の研究が既に進行している。
【０００３】今日、エネルギー供給は内部燃焼式の機械
内で化石燃料エネルギーの使用によって行われる。この
場合、希釈されたＣＯ2 が大気に廃棄される。
【０００４】液化、分離および大気からの遮断によっ
て、排ガスからＣＯ2 を分離し、排気することは容易に
考えられる。しかし、流量が非常に多いので、このよう
な方法を実施に移すことが不可能である。
【０００５】他の公知の方法は、冷却された排ガスを、
内部燃焼式機械の吸込み部に再循環されることである。
これは空気中の酸素を利用し尽くすような規模で実施可
能である。この場合、排ガスは空気中の窒素と混合した
ままであり、それによってＣＯ2 の分離は不充分であ
る。
【０００６】更に、空気で運転される燃焼機械は窒素酸
化物を発生する。この窒素酸化物は空気中の有害物質で
あり、コストのかかる手段によってその発生が抑えられ
る。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】そこで、本発明は対策
を講じる。特許請求の範囲に記載されているような本発
明の根底をなす課題は、冒頭に述べた種類の方法および
回路において、発生するＣＯ2 を環境にやさしく廃棄
し、かつ発生する空気中の窒素酸化物を除去することで
ある。
【０００８】
【課題を解決するための手段】本発明は、後続の液化の
ためにＣＯ2 を純粋な形でかつ圧力下で放出する方法を
提供することにある。
【０００９】その際、方法は、内部燃焼式のＣＯ2 プロ
セスから出発する。このプロセスの場合、回路内にある
ＣＯ2 の加熱が、好ましくはガス状の燃料によって行わ
れ、この燃料の酸化のために必要な量だけ酸素が供給さ
れる。
【００１０】適切な個所で回路からＣＯ2 を抽出するこ
とにより、充填の程度ひいてはプロセスの出力が連続的
に調節可能である。
【００１１】続いて、プロセスから分離されたＣＯ2 を
凝縮することにより、このガスの集合状態が実現され
る。この集合状態では、発生するＣＯ2 は特に温室問題
の点で環境にやさしく容易に廃棄可能である。
【００１２】本発明の他の重要な効果は、方法が複数の
種類のガスタービン回路に基づいて実施可能であること
にある。この場合、その都度使用される回路は予め定め
たパラメータに依存して最適な解決策を示す。
【００１３】本発明の他の重要な効果は、空気を吸い込
むすべての燃焼機械が窒素酸化物を発生するという事実
に対して、対策を講じることにある。この窒素酸化物は
空気中の有害物質として作用し、その発生を抑制するた
めにはコストのかかる手段を用いなければならない。こ
れは許容有害物質放出に関する世界的な制限規則から見
て最終的なものではない。純粋な酸素と共に再循環運転
すると、空気中の窒素は火炎に達せず、ＮＯx も発生し
ない。窒素と結びついた燃料を一緒に運ぶときにはなる
ほどＮＯx の発生が少なくなる。しかし、余剰ガスが空
気運転の場合の排ガスよりもはるかに少ないので、その
後処理は簡単で低コストで済む。
【００１４】本発明による課題解決策の好ましい実施形
は他の請求項に記載されている。
【００１５】
【発明の実施の形態】次に、図に基づいて本発明の実施
の形態を詳しく説明する。本発明の直接的な理解にとっ
て重要でないすべての特徴は省略されている。異なる図
において同じ要素には同じ参照符号が付けてある。媒体
の流れ流れ方向は矢印で示してある。
【００１６】図１は閉じた回路を有するガスタービンを
示している。このガスタービンまたはガスターボセット
は、集合体の観点から、圧縮機ユニット１と、この圧縮
機ユニットに連結された発電機４と、圧縮機ユニットに
連結されたタービン２と、圧縮機ユニット１とタービン
２の間で作用する燃焼室３とを備えている。流体機械
１，２は共通の１本の軸５によって連結可能である。圧
縮機ユニット１によって吸い込まれる循環媒体６（大抵
の場合ＣＯ2 である）は圧縮後燃焼室３に流れる。この
燃焼室では、この媒体の熱処理が行われる。そして、媒
体は高温ガス１０としてタービン２に供給される。圧縮
機ユニット１は始動後、スタート弁７を経て空気８を吸
い込むことができる。この空気の窒素は、発生するＣＯ
2 によって押しのけられるので、出口弁４０から連続排
出される。圧縮された循環ガス９の主成分は圧縮の後
で、前述のように燃焼室３に供給される間に、第１の二
次流１１は冷却媒体として冷却すべき機器の冷却通路に
案内される。この回路の場合、燃焼室３とタービン２が
冷却される。この場合、冷却は閉じた流路およびまたは
開放した流路内で行うことができる。圧縮された循環ガ
ス全体の４〜８％のオーダーの第２の二次流１２が、付
加的に分岐される。この圧縮されたＣＯ2 は液化のため
に必要な圧力を有する。このＣＯ2 部分は、余剰ガス弁
の機能を発揮する弁１３を経て、閉鎖回路から排出され
る。この循環ガスは主としてＣＯ2 からなっているがし
かし、恐らく寄生ガスを含んでいる。この寄生ガスは酸
素と燃料によっておよびスタート時に空気によって持ち
込まれ、この寄生ガスの崩壊生成物はＮＯx である。冷
却器１４内でＣＯ2 を凝縮した後で、液化したこのＣＯ
2 の流れ１５は例えば海底または採掘された天然ガス床
に廃棄するために排出される。
【００１７】適当な手段による適切な場所へのこの廃棄
は、大気へのガス状ＣＯ2 の絶え間ない排出による温室
効果の問題を迅速にかつ持続的に解決する。更に、寄生
ガスは同様に、上記の冷却器１４との協働作用によって
析出される。非常に少ないこの流量１６は更に分離され
るかまたは大気に放出される。燃焼室３の運転に関連し
て、空気分解装置１７で生成された酸素量１８はコンプ
レッサ１９で圧縮され、調節機構２０を経て燃焼室３に
供給される。それと平行に、調節機構２２を介して適切
に調和された燃料２１、特に天然ガスあるいは他の炭化
水素またはＣＯあるいはそれらの混合物が燃焼室３に流
れる。この場合、添加された酸素量１８によって、圧縮
された循環ガス９の熱処理が行われる。燃焼室から出る
高温ガスは続いて、後続配置のタービン内２で膨張す
る。図示した閉鎖回路のために、タービン２から流出す
る排ガス２３は熱交換器２４を通って案内され、再び上
記の圧縮機に供給される。この熱交換器２４から、発生
する水２５が調節機構２６を経て分離される。
【００１８】図示した回路は厳密に言えば、ほぼ閉じた
回路である。この回路は圧力に耐えるように形成されて
いる。この場合、いろいろな運転方法で、真空に耐える
循環案内も可能である。余剰ガス弁１３の絞りまたは開
放によって、回路は自動的に充填または排出される。こ
の場合、循環する流れと出力は相応して増大する。この
弁１３を開放すると、回路内の圧力が低下し、還流に負
圧が発生し得る。設備は圧力範囲全体で、すなわち１０
〜１００％の出力範囲内で0.5 〜５バールの還流に関連
する設計圧力範囲において、ほぼ一定の効率を有する。
低い圧力範囲では、熱交換器２４内の凝縮温度が低下す
る。これは効率をやや上昇させる。従って、定置ガスタ
ービンにおいて知られている、設置高さの増大および吸
込み温度の上昇によって生じる不所望な出力ロスが回避
される。設備が大気に排出される余剰排ガスで運転され
ると、余剰排ガスの正圧がタービン内で利用されて付加
的な出力を生じるので、全体効率が更に改善される。こ
れについては、次の図の詳細な説明を参照されたし。
【００１９】図２は、圧縮と協働して１個または複数の
中間冷却段が設けられている点が、図１と異なる。圧縮
中のこのような中間冷却は、プロセスを改善するための
ものであり、効率の上昇およびまたは出力増大を生じ
る。その際、中間冷却は効率曲線を平坦化することにな
り、特に高い圧力比の設備の場合に重要である。図示し
た中間冷却は、圧縮される循環媒体６が第１の予備圧縮
段１ａ／２７の後で中間冷却器２８を通って流れるの
で、最も簡単な回路である。中間圧縮および冷却された
媒体２９は続いて、第２の圧縮段１ｂで完全に圧縮され
る。この中間冷却段は、ＣＯ2 の凝縮した部分量３０を
排出できるように形成可能である。設備の効率のかなり
の上昇と、排出すべきＣＯ2 の良好な仕上げ凝縮を生じ
る他の中間冷却は、圧縮プロセスの範囲内で等温冷却ま
たはほぼ等温冷却を目指すことによって達成可能であ
る。そのために、圧縮機内に水噴射部が設けられてい
る。この水噴射部はそれぞれ案内羽根の平面内に配置さ
れ、流通する圧縮機通路の全高にわたって延びている。
この手段により、圧力損失を有する付加的な構成要素を
省略することができる。この場合、この手段により、特
別な流れに従って水を噴射することができる。この水噴
射は、次のようにしてその量が保たれる。すなわち、発
生する蒸気とＣＯ2 の混合物が圧縮中に水飽和線を上回
らないような量の水をその都度圧縮プロセスに供給する
ことと、少なくとも噴射された全部の水が完全に凝縮し
て、その浄化後再び噴射水として使用できるように、中
間圧縮されたＣＯ2 が冷却されることにより、水噴射量
が保たれる。図２に示したこの回路のその他の方法ステ
ップは図１の実施の形態と同じである。
【００２０】図３は蒸気回路を備えたガスターボセット
を示している。この場合にも、ガスターボセットが閉鎖
回路で作動することが重要である。タービン２からの排
ガス２３は廃熱蒸気発生器３１を流れる。この廃熱蒸気
発生器内では、供給ポンプによって供給された水３３の
向流によって蒸気３４が発生する。この蒸気は特に蒸気
タービン３２に供給するために使用される。続いて、膨
張した蒸気は調節機構３６を経て燃焼室３に案内され
る。この場合、必要に応じて、この膨張した蒸気の一部
３７が、上記調節機構３６の下流で分かれ、タービン２
に導入される。この導入蒸気は特に、この流体機械の熱
的に高負荷された部分を冷却するために使用され、そし
て流れに供給される。それによって、タービン出力が上
昇し、蒸気を多く含む循環ガス、ここではＣＯ2 が付加
的な蒸気を発生する。それによって、出力密度自体が大
きく上昇する。廃熱蒸気発生器３１からの蒸気３４全部
がガスターボセットの上記装置に噴射されると、上記の
蒸気タービン３２が不要となり、設備が簡単および低コ
ストとなり、効率が数％低下する。ここで特に、ＳＴＩ
Ｇを備えた回路を参照されたし。その際、廃熱蒸気発生
器３１においてできるだけ高い圧力の蒸気を発生し、蒸
気タービンを介してガスターボセットの主軸５にまたは
詳しく示していない別個の発電機に出力を付与するとき
に、効率を改善することできる。このような回路は図
５，６を参照して詳しく説明する。廃熱蒸気発生器３１
内で冷却される循環ガス３８の、出口弁４０を介して調
節される部分３９は、閉じたまたはほぼ閉じた回路に所
属する熱交換器２４の上流で分岐している。
【００２１】図４は図３の基本回路から出発し、圧縮器
ユニット１の範囲の中間冷却については図２に従ってい
る。この両図の実施の形態はここでも通用し、この図４
の統合された部分である。
【００２２】図５は図３に基づいている。この場合、廃
熱蒸気発生器３１と協働する蒸気タービン４１はガスタ
ーボセットの主軸５に連結されている。それによって、
出力が直接的に生じる。この蒸気タービン４１から膨張
した蒸気４２は、調節機構４３を経て燃焼室３およびま
たはタービン２に導入される（４４参照）。それによっ
て、出力密度が大幅に増大する。勿論、この蒸気を、ガ
スターボセットの回路の他の個所に導入することができ
る。この蒸気によって更に、閉じたおよびまたは開放し
た流路内で、上記機器２／３の熱的に強く負荷された部
分を冷却することができる。その際、蒸気３４が必要な
圧力で直接発生可能であるかあるいは高い圧力でそして
既に述べた制御機構４３を経てあるいは蒸気タービン４
１を経て噴射にとって必要な圧力レベルで膨張すること
ができる。図示した回路は充填（過給）運転のために、
廃熱蒸気発生器３１からの排ガス４７の付加的な取出し
と、廃熱蒸気発生器３１の下流から他の排ガス４５の取
出しを示している。両排ガス４５／４７は膨張器４６に
供給され、この膨張器の後で排出される（４８）。この
場合、排ガスの再使用は個々のケースで行われる。例え
ば回路の充填のための最適な圧力がこの膨張器４６を介
して調節可能である。この場合、量の調節を行うことが
できる。もし必要であれば、圧力調節によって、主蒸気
３４の圧力を互いに依存して調節することができる。
【００２３】上記の回路は複合設備のように設計可能で
ある。この場合、中間冷却器付きまたは中間冷却器なし
の、図５に示したガスタービン回路は、複合設備の基本
回路を形成する。このようなガスタービン回路はヨーロ
ッパ特許出願公開第０７６７２９０号公報に開示されて
いる。この文献は本明細書の統合された部分を形成して
いる。
【００２４】図６は図５の基本回路から出発し、圧縮器
ユニット１の範囲の中間冷却については図２に従ってい
る。上記の両図の実施の形態はここでも通用し、この図
６の統合された部分である。
【００２５】図１〜６のガスターボセットは、ヨーロッ
パ特許出願公開第０６２０３６３号公報記載の順次燃焼
式設備によって容易に置き換え可能である。この場合、
この文献は本明細書の統合された部分を形成している。
【００２６】図７はＣＯ2 を充填する部分的に閉じたガ
スタービンプロセスを示している。このガスタービンプ
ロセスは、燃料２１、ここではＣＨ4 と、それに関連す
る酸化剤、ここではＯ2 が燃料室３に供給されて行われ
る。この場合、発生した余剰ＣＯ2 とＨ2 Ｏを適当な個
所で分離することも目的である。そして、分離された高
圧のＣＯ2 は冷却によって容易に液化可能である（Ｔk
＝３１°Ｃ、ｐk ＝７４バール）。これは海底へのその
容易な廃棄を可能にする。ＣＯ2 は比較的に重いガスで
ある。その比熱は半理想ガス状態で、１５°Ｃのｃp 0.
84からｃp ＝1.235kJ/kg°Ｃまで変化するので、等エン
トロピー指数κは１５°Ｃの1.29から1000°Ｃのκ＝1.
181 に低下する。この特性は最大比作業と最大効率のた
めに非常に高い圧力比を生じる。値は係数４だけ空気よ
りも高い。従って、このような回路の場合に中間冷却器
と換熱器を設けることが有利である。そして、７００°
Ｃで約５の小さな圧力比が生じる。更に、ＣＯ2 の音速
が空気よりも非常に低いので、特に圧縮機を、空気の場
合普通である周速よりも低い周速に設計しなければなら
ない。図７の場合、第１の予備圧縮機段１ａ（ＮＤ圧縮
機）はゆがんでいないガス内にあり一方、後続配置の中
間冷却器５０はガス／蒸気／液体の限界曲線近くで延
び、圧力に依存してきわめて大きな比熱を有する。予備
圧縮された循環媒体２７は換熱器５１を通過し、続いて
第２の圧縮段１ｂに流れる前に、既に述べた中間冷却器
５０を通過する。この第２の圧縮段では、最終圧縮が行
われる。この中間冷却器５０と協働して、適度の再冷却
または熱搬出によって、プロセスから余剰ＣＯ2 を非常
に簡単に液体状態で取り出すことができる。この用途の
ために、中間冷却器５０の範囲内の等圧区間を湿った領
域に配置すると有利である。それによって、余剰のＣＯ
2 がそのとき既に液化している。そのために、２０°Ｃ
よりもできるだけ低い温度の低温冷却水を供する必要が
ある。そして、最終圧縮された循環ガス１２は平行な管
路５４，５５と、同様に平行に接続された換熱器５１，
５３を経て流れる。この換熱器では、組み合わせられて
中間予熱が起こる。そして、循環ガス５６の最終予熱は
後続配置の換熱器５２で起こる。タービン２からの排ガ
ス２３がこの換熱器を流れる。更に、この排ガス２３は
既に述べた換熱器５３も通過する。一方、最後に述べた
平行に接続された換熱器５１は、予備圧縮された循環ガ
ス２７だけが通過する。排ガス２３が通過した換熱器５
２，５３の下流側には、他の中間冷却器４９が配置され
ている。冷却された循環ガス５７が予備圧縮機段１ａに
再び流れる前にこの中間冷却器を通過する。それによっ
て、回路は閉鎖回路である。
【００２７】図８は後続配置の蒸気回路を備えたガスタ
ービンプロセスを示している。この場合、回路は等温圧
縮機と換熱器によって拡張されている。この回路は有利
な実施形では、圧力水または勾配によって運転される等
温圧縮機４９を使用している。この等温圧縮機はその強
い熱交換作用のために、同時に再冷器の機能を発揮す
る。従って、羽根付きの慣用の圧縮機は不要である。こ
のような等温圧縮機の場合には、循環ガスが等温圧縮の
範囲内で予備圧縮された状態に移行する。この等温圧縮
の場合には、循環ガスは高い圧縮温度に達することな
く、比較的に強く圧縮可能である。従って、極端な場
合、少なくとも慣用の圧縮機を回避し、タービンによっ
て圧縮機を駆動しないで、この循環ガスをガスタービン
の駆動のために直接供することができる。この等温圧縮
により、最大の熱供給は圧力比が増大するにつれて減少
しない。それによって、大きな圧縮比の場合にも、出力
密度は高いままである。更に、換熱は常に可能である。
勿論、等温予備圧縮された循環ガスを、慣用の高圧圧縮
機に供給することができる。このような等温圧縮機はタ
ービンから出る排ガスの廃熱の利用に関して特性を改善
する。特に、等温圧縮の後に接続配置された高圧圧縮機
段から出た後の高圧縮された空気の温度レベルは、慣用
のガスタービン装置の圧縮の場合よりも低い。図７から
明らかなように、エネルギーを発生するガスタービンと
組み合わせたこの等温圧縮機の有利な実施形では、垂直
に延びる流路が設けられ、この流路は上側の入口範囲と
下側の出口範囲を有する。この場合、入口範囲の流路の
直径は出口範囲の流路の直径よりも大きい。流路の入口
範囲には、水を噴霧するノズル装置が設けられている。
このノズル装置はできるだけ多数の小さな水滴を多量発
生する。同様に、流路の入口範囲で水を噴霧する場合に
は、噴霧された水が循環ガスと良好に混合されるように
留意すべきである。このようにして発生した循環ガスと
水の混合物は、重力に基づいて流路の中を落下する。こ
の流路の内側輪郭は、入口近くの範囲が流路の垂直方向
延長に沿ってほぼ同じ横断面を有するように形成されて
いる。従って、循環ガスの速度と、落下する滴の塊が、
衝撃伝達によって迅速に均一化される。循環ガスと水の
混合物が６〜１２ｍ／ｓの所定の落下速度に達するや否
や、流路の横断面が落下方向に小さくなるので、滴の塊
と循環ガスの間の相対速度差がほぼ一定のままである。
滴の塊は制動されることなく、重力加速度によって下方
に加速される。速度ｖは式
【００２８】
【数１】 に従って迅速に高められる。この場合ｇは重力加速度で
あり、ｘは下向きの座標を示し、ｘ0 は、自由落下運動
のスタート点にほぼ相当する定数である。循環ガスが自
由落下に追従すると、圧縮竪穴の横断面積は、容積維持
の法則
【００２９】
【数２】 に従わなければならない。この場合、Ａ0 は落下竪穴の
スタート点の横断面積、Ａは任意の個所の横断面積であ
る。しかし、落下竪穴の横断面積は最後に述べた式より
も幾分ゆっくり狭くなっている。その際、滴の塊に対す
る循環ガスの制動作用が滴と循環ガスの間の一定の相対
速度差を生じるように狭くなっている。従って、流れ横
断面縮小の結果、水滴の間に閉じ込められた循環ガスは
ベルヌーイの定理に従って、等温圧縮と同じ圧力上昇を
生じる。等温圧縮された循環ガスと水の混合物は、流路
の出口を通って、出口に直接設けられた捕集槽または高
圧室内に達する。この捕集槽または高圧室では、水が圧
縮された循環ガスから分離される。
【００３０】このような等温圧縮を、図８の例に基づい
て詳しく説明する。この場合、この説明は、上述のプロ
セスの代わりに、駆動される水供給に基づいている。
【００３１】最適な液化のための温度と圧力に関する、
循環ガスとしてのＣＯ2 の技術−物理的な観点について
は、図７の実施の形態を参照されたし。
【００３２】圧縮された循環ガスの準備は、上記の実施
の形態と異なり、水ポンプ５８によって開始される。こ
の水ポンプはタービン２によって駆動される。圧力を加
えた水５９はインゼクタ６０に流れる。このインゼクタ
では、換熱器６４によって前もって冷却されたタービン
２からの排ガスの圧縮が行われる。膨張した水６５はイ
ンゼクタから再びポンプ５８に戻る。このインゼクタで
は同時に、換熱器６２から流れる空気６１がプロセスを
スタートさせるために準備される。圧縮された循環ガス
６３は既に述べた換熱器６４に流れ、そこで排ガス２３
から放出された熱を受け取る。そして、この循環ガスは
準備された循環ガス６６として燃焼室に流れる。インゼ
クタで圧縮された循環ガス６３の一部６７は、換熱器６
４の上流で分岐し、冷却器１４に案内される。この冷却
器において、既に述べたように、ＣＯ2 の凝縮が行われ
る。液化されたＣＯ2 の排出１５と寄生ガス１６の排出
が行われる。この図のその他の要素は、図５の回路の要
素と一致している。この場合、換熱器６４からの上記管
路４７は調節機構６８を備えている。
【００３３】図９はピストン機械６９／７０に基づく回
路を示している。勿論、多数のピストン装置を備えた機
械を使用することができる。ピストン７０は吸込みの際
に上方に移動する。管路７４およびまたは貯蔵室７１か
らの再循環ガスが吸い込まれる。この場合、スタート時
に空気７２が大気から吸い込まれる。吸込みまたはスタ
ートの際のこの過程は、適当な調節機構７３，７５によ
って制御される。圧縮相の場合、ピストン７０は近接す
る（ピストン７０は下降する）。作業サイクルでは、別
個の圧縮された燃料７８が調節機構７９によって噴射さ
れ、酸素が調節機構７７によって化学量論的な比の近く
で噴射され、圧縮比に応じて自己着火または火花点火さ
れる。それによって、膨張が開始される（ピストン７０
が上方に移動する）。次の排出の際にピストン７０は下
方に移動する。再循環による運転方法の場合には、弁８
１だけが冷却器７０に開放している。スタートの際に、
先ず最初にピストン機械が始動し、点火され、そして排
気弁８４が絞られる。それによって、再循環管路８０と
その分岐管路８４に排ガスが供給される。空気吸込み弁
７３は徐々に絞られ、再循環部に主としてＣＯ2 からな
る循環ガスが増える。スタートによって作用連結された
両弁７３，８５が完全に閉じ、機械が再循環運転され
る。余剰循環ガス、すなわちＣＯ2 はサイクルから基本
的に２つの方法で取り出される。すなわち、最も下側の
圧力レベルでは、排出管路から分岐している、調節機構
８３を備えた管路８２を経て、あるいは冷却器２４の前
に配置された、図に詳しく示していない弁を通って取り
出される。余剰循環ガスをサイクルから取り出す他の方
法では、圧縮サイクルの適当な区間で圧力下で余剰循環
ガスを分岐させ、再冷却し、そして凝縮させる。その際
取り出された循環ガスは、回路が冷却器２４の後に良好
な脱水部２５／２６を備えている場合には、排出される
水をわずかしか含んでいない。このピストン機械は慣用
の設備と異なり、出力増大のための過給を必要としな
い。閉じた回路またはほぼ閉じた回路からわずかな余剰
ガスが取り出されると、管路７４を有する還流部と貯蔵
室内のプロセス圧力が自動的に増大し、そしてその逆の
現象が生じる。上述のように、この機械は燃料としての
炭化水素または水素と、純酸素または酸素を多く含む空
気を必要とする。比較的に純粋な酸素で運転する場合、
窒素が火炎に入らない。それによって、ピストン機械で
知られているＮＯx が全く発生しない。
【図面の簡単な説明】
【図１】水とＣＯ2 を分離するための熱交換器を備えた
閉鎖回路を有するガスタービンを示す図である。
【図２】付加的な圧縮中間冷却を行う、図１のガスター
ビンを示す図である。
【図３】閉鎖回路と蒸気回路を備えたガスタービンを示
す図である。
【図４】付加的な圧縮中間冷却を行う、図３の回路を示
す図である。
【図５】複数の蒸気タービンが蒸気回路内に統合されて
いる、図３の回路図である。
【図６】複数の蒸気タービンが蒸気回路内に統合されて
いる、図４の回路図である。
【図７】複数の換熱器と中間冷却器を備えた他のガスタ
ービン回路を示す図である。
【図８】等温圧縮機と換熱器によるガスタービンプロセ
スを示す図である。
【図９】上記の１つの回路による最終目的を有するピス
トン機械プロセスを示す図である。
【符号の説明】
１ 圧縮機ユニット １ａ 予備圧縮機、ＮＤ圧縮機 １ｂ 仕上げ圧縮機、ＨＤ圧縮機 ２ タービン ３ 燃焼室 ４ 発電機 ５ ロータ軸 ６ 吸い込まれる循環媒体、循環ガス、Ｃ
Ｏ2 ７ スタート弁 ８ 空気 ９ 圧縮された循環ガス １０ 高温ガス １１ 圧縮された循環ガスからなる二次流 １２ 圧縮された循環ガスからなる二次流 １３ 弁 １４ 冷却器 １５ 液化されたＣＯ2 流れ １６ 寄生ガス １７ 空気噴霧装置 １８ 酸素 １９ コンプレッサ ２０ 調節機構 ２１ 燃料、燃焼ガス、ＣＨ4 ２２ 調節機構 ２３ タービンの排ガス、循環ガス ２４ 熱交換器 ２５ 発生する水 ２６ 調節機構 ２７ 予圧縮された循環ガス ２８ 中間冷却器 ２９ 予圧縮され冷却された循環ガス ３０ ＣＯ2 の凝縮された部分 ３１ 廃熱蒸気発生器 ３２ 蒸気タービン ３３ 水ポンプ ３４ 蒸気 ３５ 膨張した蒸気 ３６ 調節機構 ３７ 膨張した蒸気の一部 ３８ 冷却された排ガス ３９ 冷却された排ガスの一部 ４０ 出口弁 ４１ 蒸気タービン ４２ 膨張した蒸気 ４３ 調節機構 ４４ 膨張した蒸気の一部 ４５ 排ガス ４６ 膨張器 ４７ 冷却された排ガスの一部 ４８ 膨張器から排出された排ガス ４９ 中間冷却器、等温圧縮器 ５０ 中間冷却器 ５１ 換熱器 ５２ 換熱器 ５３ 換熱器 ５４ 管路 ５５ 管路 ５６ 燃焼室に通じる管路、温められた循環
ガス ５７ 冷却された循環ガス ５８ 水ポンプ ５９ 圧力水 ６０ インゼクタ ６１ 空気 ６２ 調節機構 ６３ 圧縮された循環ガス ６４ 換熱器 ６５ 膨張した水 ６６ 準備処理された水 ６７ 循環ガスの一部 ６８ 調節機構 ６９／７０ ピストン機械 ７１ 貯蔵室 ７２ 空気 ７３ 調節機構、空気吸込み弁 ７４ 戻し管路 ７５ 調節機構 ７６ 酸素 ７７ 調節機構 ７８ 燃料 ７９ 調節機構 ８０ 再循環管路、サイクル ８１ 弁 ８２ 排出管路からの分岐管路 ８３ 調節機構 ８４ 再循環管路からの分岐管路 ８５ 排ガス弁

Claims (28)

    【特許請求の範囲】
  1. 【請求項１】 等エントロピー圧縮と、等圧およびまた
    は等時熱供給と、等エントロピー膨張と、等圧およびま
    たは等時熱排出を含む、ＣＯ2 プロセスによって発電所
    設備を運転する方法において、ＣＯ2 プロセスが内部燃
    焼によって行われ、燃料（２１）のほかに、酸化のため
    に必要な酸素（１８）が供給されることを特徴とする方
    法。
  2. 【請求項２】 プロセスと協働して、余剰の水（２５）
    とＣＯ2 が凝縮され、かつプロセスから分離されること
    を特徴とする請求項１記載の方法。
  3. 【請求項３】 プロセスの充填度、ひいてはプロセスの
    出力が、ＣＯ2 の適当な割合を分離することによって調
    節されることを特徴とする請求項１または２記載の方
    法。
  4. 【請求項４】 発電所設備の始動が圧縮の上流で作用す
    る空気スタート弁（７）を接続することによって行われ
    ることを特徴とする請求項１記載の方法。
  5. 【請求項５】 プロセスから取り出されたＣＯ2 の一部
    が冷却器（１４）で凝縮されることを特徴とする請求項
    ２記載の方法。
  6. 【請求項６】 プロセス内の冷却器から生じる寄生ガス
    （１６）が冷却器（１４）の後で分離されることを特徴
    とする請求項５記載の方法。
  7. 【請求項７】 発電所設備が循環ガスで運転される、請
    求項１〜６のいずれか一つに記載の方法を実施するため
    の回路において、発電所設備が閉じたまたはほぼ閉じた
    回路を備えたガスタービンを備え、ガスタービンが圧縮
    機ユニット（１）と燃焼室（３）とタービン（２）と発
    電機（４）を備えていることを特徴とする回路。
  8. 【請求項８】 圧縮機ユニット（１）が少なくとも１個
    の中間冷却器（２８）を備えていることを特徴とする請
    求項７記載の回路。
  9. 【請求項９】 圧縮機ユニト（１）が等温冷却のための
    手段を備えていることを特徴とする請求項７記載の回
    路。
  10. 【請求項１０】 ＣＯ2 の凝縮のための冷却器が圧縮機
    ユニットの流出側に配置されていることを特徴とする請
    求項５または７記載の回路。
  11. 【請求項１１】 プロセスで生じる水（２５）を分離す
    るための冷却器または熱交換器（２４）がタービンの流
    出側に配置されていることを特徴とする請求項７記載の
    回路。
  12. 【請求項１２】 タービンからの排ガスと協働して運転
    される少なくとも１つの蒸気回路（３１，３４・・・）
    が、ガスタービンの流出側に配置されていることを特徴
    とする請求項７〜１１のいずれか一つに記載の回路。
  13. 【請求項１３】 蒸気回路が少なくとも、廃熱蒸気発生
    器（３１）と少なくとも１個の蒸気タービン（３２）を
    備えていることを特徴とする請求項１２記載の回路。
  14. 【請求項１４】 ガスタービンが順次燃焼式に構成され
    ていることを特徴とする請求項７〜１３のいずれか一つ
    に記載の回路。
  15. 【請求項１５】 ガスタービンが圧縮機ユニットと、こ
    の圧縮機ユニットの下流側で作用する第１の燃焼室と、
    第１の燃焼室の下流側で作用する第１のタービンと、第
    １のタービンの下流側で作用する第２の燃焼室と、第２
    の燃焼室の下流側で作用する第２のタービンとを備え、
    第２の燃焼室が自己着火式燃焼室として形成されている
    ことを特徴とする請求項１４記載の回路。
  16. 【請求項１６】 流体機械が共通のロータ軸に配置され
    ていることを特徴とする請求項１５記載の回路。
  17. 【請求項１７】 第２の燃焼室が渦を発生する要素を備
    えていることを特徴とする請求項１５記載の回路。
  18. 【請求項１８】 発電所設備が循環ガスで運転される、
    請求項１〜６のいずれか一つに記載の方法を実施するた
    めの回路において、発電所設備が少なくとも１個の燃焼
    室（３）と、タービン（２）と、発電機（４）とを備
    え、水ポンプ（５８）がインゼクタ（６０）と協働して
    循環ガス（２３）を圧縮し、タービンの流出側に換熱器
    （６４）が配置され、圧縮された循環ガス（６３）が換
    熱器を通って流れ、換熱器の上流で循環ガス（６７）が
    分離され、凝縮可能であることを特徴とする回路。
  19. 【請求項１９】 水ポンプ（５８）がタービン（２）に
    よって駆動されることを特徴とする請求項１８記載の回
    路。
  20. 【請求項２０】 循環ガスが水噴霧装置によって等温圧
    縮可能であり、この水噴霧装置が圧縮された循環ガスを
    噴霧された水滴と混合し、それによって水と循環ガスの
    混合物が発生し、この水と循環ガスの混合物が、水を圧
    縮された循環ガスから分離する室に入り、この循環ガス
    が他の通路を通って燃焼室（３）に直接または間接的に
    供給可能であることを特徴とする請求項１８記載の回
    路。
  21. 【請求項２１】 水噴霧装置が高圧水インゼクタである
    ことを特徴とする請求項２０記載の回路。
  22. 【請求項２２】 発電所設備が循環ガスで運転可能であ
    る、請求項１〜６のいずれか一つに記載の方法を実施す
    るための回路において、発電所設備が自己着火または火
    花点火によって運転可能なピストン機械（６９／７０）
    であることを特徴とする回路。
  23. 【請求項２３】 ピストン機械が４サイクル内燃機関で
    あることを特徴とする請求項２２記載の回路。
  24. 【請求項２４】 循環ガスが必要に応じて貯蔵室（７
    １）から取出し可能であることを特徴とする請求項２２
    記載の回路。
  25. 【請求項２５】 余剰の循環ガスが更に凝縮するため
    に、サイクル（８０）の適切な個所から取出し可能であ
    ることを特徴とする請求項２２記載の回路。
  26. 【請求項２６】 発電所設備の充填圧力が余剰循環ガス
    の取出し量を適切に配量することによって調節可能であ
    ることを特徴とする請求項７，１８または２２のいずれ
    か一つに記載の回路。
  27. 【請求項２７】 圧縮と膨張がほぼ等エントロピーで行
    われることを特徴とする請求項１記載の方法。
  28. 【請求項２８】 冷却がほぼ等温で行われることを特徴
    とする請求項９記載の回路。
JP11046848A 1998-02-25 1999-02-24 二酸化炭素プロセスによって発電所設備を運転する方法 Pending JP2000064854A (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP98810154A EP0939199B1 (de) 1998-02-25 1998-02-25 Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
EP98810154:9 1998-02-25

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2000064854A true JP2000064854A (ja) 2000-02-29
JP2000064854A5 JP2000064854A5 (ja) 2006-04-06

Family

ID=8235964

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP11046848A Pending JP2000064854A (ja) 1998-02-25 1999-02-24 二酸化炭素プロセスによって発電所設備を運転する方法

Country Status (5)

Country Link
US (2) US20010042367A1 (ja)
EP (1) EP0939199B1 (ja)
JP (1) JP2000064854A (ja)
DE (1) DE59811106D1 (ja)
NO (1) NO316807B1 (ja)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004360694A (ja) * 2003-06-02 2004-12-24 Alstom Technology Ltd ガスタービンを有するエネルギ発生設備にてエネルギを発生させる方法並びに該方法を実施するエネルギ発生設備
JP2006506568A (ja) * 2002-06-21 2006-02-23 サーガス・エーエス 低排気火力発電装置
JP2009150390A (ja) * 2007-12-19 2009-07-09 General Electric Co <Ge> 排気ガス再循環システム用のプライムムーバ
JP2010180868A (ja) * 2009-02-09 2010-08-19 Central Res Inst Of Electric Power Ind タービン設備及び発電設備
JP2011530034A (ja) * 2008-07-30 2011-12-15 ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ 代替作動流体でガスタービンエンジンを作動させるシステム及び方法
JP2012092833A (ja) * 2010-10-22 2012-05-17 General Electric Co <Ge> 二酸化炭素収集システムを備えた複合サイクル発電プラント
JP2013177893A (ja) * 2013-03-29 2013-09-09 Central Research Institute Of Electric Power Industry 発電設備

Families Citing this family (137)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10042314B4 (de) * 2000-08-29 2010-06-17 Alstom Technology Ltd. Gasturbinenanordnung mit einer Brennstoffzelle
DK1197258T3 (da) 2000-10-13 2011-04-04 Alstom Technology Ltd Fremgangsmåde til drift af et kraftværksanlæg
WO2003029618A1 (de) * 2001-10-01 2003-04-10 Alstom Technology Ltd. Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
DE10231879B4 (de) * 2002-07-12 2017-02-09 General Electric Technology Gmbh Verfahren zur Beeinflussung und Kontrolle der Oxidschicht auf thermisch belasteten metallischen Bauteilen von CO2/H2O-Gasturbinenanlagen
DE10393451D2 (de) * 2002-07-14 2005-06-16 Rerum Cognitio Ges Fuer Markti Verfahren zur Trennung von Restgasen und Arbeitsfluid beim Wasser-Dampf-Kombi-Prozeß
US6802178B2 (en) * 2002-09-12 2004-10-12 The Boeing Company Fluid injection and injection method
EP1561010B1 (en) * 2002-11-08 2012-09-05 Alstom Technology Ltd Gas turbine power plant and method of operating the same
US7637093B2 (en) * 2003-03-18 2009-12-29 Fluor Technologies Corporation Humid air turbine cycle with carbon dioxide recovery
EA008112B1 (ru) * 2003-03-18 2007-04-27 Флуор Корпорейшн Турбинный цикл с увлажненным воздухом с извлечением диоксида углерода
DE10337239A1 (de) * 2003-08-13 2005-03-17 Siemens Ag Verfahren zum Betrieb einer Turbinenanlage, Turbinenanlage sowie Verwendung einer Gasturbine
NO20044456L (no) * 2004-10-20 2005-03-03 Norsk Hydro As Fremgangsmate for fjerning og gjenvinning av C02 fra eksosgass
NO20051895D0 (no) * 2005-04-19 2005-04-19 Statoil Asa Fremgangsmate for produksjon av elektrisk energi og CO2 fra et hydrokarbon rastoff
US7647762B2 (en) * 2005-08-25 2010-01-19 Lennox Industries Inc. Combined apparatus for fluid heating and electrical power generation
US7927568B2 (en) * 2006-10-26 2011-04-19 Foster Wheeler Energy Corporation Method of and apparatus for CO2 capture in oxy-combustion
US20080141645A1 (en) * 2006-12-14 2008-06-19 General Electric Company System and method for low emissions combustion
DE112008001788T5 (de) * 2007-06-27 2010-07-22 Nebb Technology As Verfahren und Anlage zur kombinierten Erzeugung von elektrischer Energie und Wasser
AU2008304752B2 (en) * 2007-09-28 2012-03-01 Central Research Institute Of Electric Power Industry Turbine facility and power generating apparatus
US9410479B2 (en) * 2007-12-19 2016-08-09 General Electric Company Method for adjusting the operation of a turbomachine receiving a recirculated exhaust gas
US8051638B2 (en) 2008-02-19 2011-11-08 General Electric Company Systems and methods for exhaust gas recirculation (EGR) for turbine engines
EP2092973A1 (de) 2008-02-25 2009-08-26 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Verdichtung von Kohlenstoffdioxid oder eines ähnliche Eigenschaften aufweisenden Gases
EP2276559A4 (en) 2008-03-28 2017-10-18 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
WO2011059567A1 (en) 2009-11-12 2011-05-19 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CA2934541C (en) 2008-03-28 2018-11-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
JP5580320B2 (ja) 2008-10-14 2014-08-27 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 燃焼生成物を制御するための方法およびシステム
US8534073B2 (en) * 2008-10-27 2013-09-17 General Electric Company System and method for heating a fuel using an exhaust gas recirculation system
CH699804A1 (de) 2008-10-29 2010-04-30 Alstom Technology Ltd Gasturbinenanlage mit Abgasrückführung sowie Verfahren zum Betrieb einer solchen Anlage.
EA024852B1 (ru) 2009-02-26 2016-10-31 Палмер Лэбз, Ллк Способ и устройство для сжигания топлива при высокой температуре и высоком давлении и соответствующие система и средства
US10018115B2 (en) 2009-02-26 2018-07-10 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
US8596075B2 (en) 2009-02-26 2013-12-03 Palmer Labs, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
US20100326084A1 (en) * 2009-03-04 2010-12-30 Anderson Roger E Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel
DE102009017131A1 (de) * 2009-04-15 2010-11-04 Kirchner, Hans Walter, Dipl.-Ing. Offener Gasturbinenprozess mit CO2 Abscheidung
US9353940B2 (en) 2009-06-05 2016-05-31 Exxonmobil Upstream Research Company Combustor systems and combustion burners for combusting a fuel
DE102009045380A1 (de) * 2009-10-06 2011-04-07 Robert Bosch Gmbh Antriebseinrichtung
EA029336B1 (ru) 2010-07-02 2018-03-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Системы и способ производства энергии путем стехиометрического сгорания с обогащенным воздухом и рециркуляцией отработавшего газа
SG186158A1 (en) 2010-07-02 2013-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Low emission power generation systems and methods
CN107575308A (zh) 2010-07-02 2018-01-12 埃克森美孚上游研究公司 低排放三循环动力产生系统和方法
WO2012003078A1 (en) 2010-07-02 2012-01-05 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler
MY156099A (en) 2010-07-02 2016-01-15 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for controlling combustion of a fuel
CA2805089C (en) 2010-08-06 2018-04-03 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion
US9399950B2 (en) 2010-08-06 2016-07-26 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for exhaust gas extraction
US9388712B2 (en) * 2010-10-13 2016-07-12 Southwest Research Institute Methods and apparatus for an oxy-fuel based power cycle
US9371755B2 (en) 2011-01-20 2016-06-21 Saudi Arabian Oil Company Membrane separation method and system utilizing waste heat for on-board recovery and storage of CO2 from motor vehicle internal combustion engine exhaust gases
ES2616910T3 (es) 2011-01-20 2017-06-14 Saudi Arabian Oil Company Recuperación y almacenamiento a bordo de CO2 a partir de gases de escape de vehículos de motor
JP5760097B2 (ja) 2011-01-20 2015-08-05 サウジ アラビアン オイル カンパニー Ｃｏ２の車両内回収及び貯蔵のための廃熱を利用した可逆的な固体吸着方法及びシステム
US9297285B2 (en) 2011-01-20 2016-03-29 Saudi Arabian Oil Company Direct densification method and system utilizing waste heat for on-board recovery and storage of CO2 from motor vehicle internal combustion engine exhaust gases
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
WO2012128927A1 (en) * 2011-03-22 2012-09-27 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for carbon dioxide capture in low emission turbine systems
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
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
US8266883B2 (en) * 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant start-up method and method of venting the power plant
US8347600B2 (en) 2011-08-25 2013-01-08 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
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
US8453461B2 (en) * 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Power plant and method of operation
US8245492B2 (en) * 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and method of operation
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
US8266913B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant and method of use
PL2776692T3 (pl) 2011-11-02 2016-11-30 Układ wytwarzania energii i odpowiedni sposób
WO2013095829A2 (en) 2011-12-20 2013-06-27 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
CN107090317B (zh) 2012-02-11 2019-10-25 八河流资产有限责任公司 具有封闭的循环骤冷的部分氧化反应
CN104981587B (zh) * 2012-03-28 2017-05-03 通用电器技术有限公司 联合循环发电厂及用于操作此类联合循环发电厂的方法
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
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
JP5917324B2 (ja) * 2012-07-20 2016-05-11 株式会社東芝 タービンおよびタービン運転方法
CA2890484C (en) * 2012-08-30 2022-07-05 Enhanced Energy Group LLC Cycle turbine engine power system
EP2890886B1 (en) * 2012-08-30 2020-04-08 Enhanced Energy Group LLC Cycle piston engine power system
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
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
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10100741B2 (en) 2012-11-02 2018-10-16 General Electric Company System and method for diffusion combustion with oxidant-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
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
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
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
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
WO2014133406A1 (en) 2013-02-28 2014-09-04 General Electric Company System and method for a turbine combustor
CN105008499A (zh) 2013-03-08 2015-10-28 埃克森美孚上游研究公司 发电和从甲烷水合物中回收甲烷
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
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
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
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
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
US9903588B2 (en) 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
JP6250332B2 (ja) 2013-08-27 2017-12-20 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー ガスタービン設備
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
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
TWI691644B (zh) 2014-07-08 2020-04-21 美商八河資本有限公司 具改良效率之功率生產方法及系統
EP3438049B1 (en) 2014-09-09 2021-11-03 8 Rivers Capital, LLC Method of production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system
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
JP6384916B2 (ja) * 2014-09-30 2018-09-05 東芝エネルギーシステムズ株式会社 ガスタービン設備
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
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
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
US10145269B2 (en) 2015-03-04 2018-12-04 General Electric Company System and method for cooling discharge flow
US10480792B2 (en) 2015-03-06 2019-11-19 General Electric Company Fuel staging in a gas turbine engine
KR102602774B1 (ko) 2015-06-15 2023-11-15 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 동력 생산 플랜트의 기동을 위한 시스템 및 방법
US10443544B2 (en) * 2015-06-15 2019-10-15 Rolls-Royce Corporation Gas turbine engine driven by sCO2 cycle with advanced heat rejection
CN108368750B (zh) 2015-09-01 2020-08-18 八河流资产有限责任公司 使用嵌入式co2循环发电的系统和方法
KR102204443B1 (ko) 2016-02-18 2021-01-18 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 메탄화를 포함하는 동력 생산을 위한 시스템 및 방법
PL3420209T3 (pl) 2016-02-26 2024-02-05 8 Rivers Capital, Llc Systemy i sposoby sterowania elektrownią
CA3021476A1 (en) 2016-04-21 2017-10-26 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for oxidation of hydrocarbon gases
AU2017329061B2 (en) 2016-09-13 2023-06-01 8 Rivers Capital, Llc System and method for power production using partial oxidation
JP6652662B2 (ja) * 2016-12-12 2020-02-26 東芝エネルギーシステムズ株式会社 タービン及びタービンシステム
MX2020002368A (es) 2017-08-28 2020-09-14 8 Rivers Capital Llc Optimizacion de calor de bajo grado de ciclos de energia de co2 supercriticos recuperativos.
ES2970038T3 (es) 2018-03-02 2024-05-24 8 Rivers Capital Llc Sistemas y métodos para la producción de energía usando un fluido de trabajo de dióxido de carbono
US11931685B2 (en) 2020-09-10 2024-03-19 Enhanced Energy Group LLC Carbon capture systems

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH550938A (de) * 1972-10-04 1974-06-28 Bbc Sulzer Turbomaschinen Lastreguliervorrichtung fuer eine geschlossene gasturbinenanlage.
US4498289A (en) * 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
DE3643401A1 (de) * 1986-12-19 1988-06-30 Artur Richard Greul Verfahren und vorrichtung eines abgasfreien kondensations-kraftwerks
DE3924908A1 (de) * 1989-07-27 1991-01-31 Siemens Ag Verfahren und anlage zur minderung des kohlendioxidgehalts der abgase bei fossiler verbrennung
US5175995A (en) * 1989-10-25 1993-01-05 Pyong-Sik Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
JPH04279729A (ja) * 1991-03-07 1992-10-05 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Ｃｏ２回収ガスタービンプラント
DE4303174A1 (de) * 1993-02-04 1994-08-18 Joachim Dipl Ing Schwieger Verfahren zum Erzeugen elektrischer Energie
CH687269A5 (de) 1993-04-08 1996-10-31 Abb Management Ag Gasturbogruppe.
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
DE19536839A1 (de) 1995-10-02 1997-04-30 Abb Management Ag Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage
SE510738C2 (sv) * 1996-05-20 1999-06-21 Nonox Eng Ab Sätt samt anordning för elgenerering på basis av förbränning av gasformiga bränslen
EP0953748B1 (de) * 1998-04-28 2004-01-28 ALSTOM (Switzerland) Ltd Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
DE59901383D1 (de) 1998-08-19 2002-06-13 Bayerische Motoren Werke Ag Abgasanlage einer Brennkraftmaschine mit einem Speichervolumen

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2006506568A (ja) * 2002-06-21 2006-02-23 サーガス・エーエス 低排気火力発電装置
JP2004360694A (ja) * 2003-06-02 2004-12-24 Alstom Technology Ltd ガスタービンを有するエネルギ発生設備にてエネルギを発生させる方法並びに該方法を実施するエネルギ発生設備
JP4727949B2 (ja) * 2003-06-02 2011-07-20 アルストム テクノロジー リミテッド ガスタービンを有するエネルギ発生設備にてエネルギを発生させる方法並びに該方法を実施するエネルギ発生設備
JP2009150390A (ja) * 2007-12-19 2009-07-09 General Electric Co <Ge> 排気ガス再循環システム用のプライムムーバ
US8572944B2 (en) 2007-12-19 2013-11-05 General Electric Company Prime mover for an exhaust gas recirculation system
JP2011530034A (ja) * 2008-07-30 2011-12-15 ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ 代替作動流体でガスタービンエンジンを作動させるシステム及び方法
JP2010180868A (ja) * 2009-02-09 2010-08-19 Central Res Inst Of Electric Power Ind タービン設備及び発電設備
JP2012092833A (ja) * 2010-10-22 2012-05-17 General Electric Co <Ge> 二酸化炭素収集システムを備えた複合サイクル発電プラント
JP2013177893A (ja) * 2013-03-29 2013-09-09 Central Research Institute Of Electric Power Industry 発電設備

Also Published As

Publication number Publication date
NO990761L (no) 1999-08-26
US20010042367A1 (en) 2001-11-22
US20050076645A1 (en) 2005-04-14
NO316807B1 (no) 2004-05-18
EP0939199A1 (de) 1999-09-01
US7089743B2 (en) 2006-08-15
NO990761D0 (no) 1999-02-18
EP0939199B1 (de) 2004-03-31
DE59811106D1 (de) 2004-05-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP2000064854A (ja) 二酸化炭素プロセスによって発電所設備を運転する方法
JP2000064854A5 (ja)
US6269624B1 (en) Method of operating a power plant with recycled CO2
KR101378195B1 (ko) 가스 터빈을 포함하는 발전 장치에서 에너지를 발생시키는 방법
JP6099057B2 (ja) 入口圧縮機用酸化剤制御装置を備えた低エミッションタービンシステム及び関連方法
CN104769255B (zh) 用于化学计量排气再循环燃气涡轮机系统的系统和方法
US6684643B2 (en) Process for the operation of a gas turbine plant
CN103221660B (zh) 用氮气工作流体高效产生动力的系统和方法
US20080010967A1 (en) Method for Generating Energy in an Energy Generating Installation Having a Gas Turbine, and Energy Generating Installation Useful for Carrying Out the Method
US5016599A (en) Closed cycle internal combustion engine
EP2554814A1 (en) Gas turbine system with an exhaust catalyst
JP2011508139A (ja) 気化性液体供給装置を採用するガスタービン・システム及び方法
EP1092084A1 (en) Improved power plant with carbon dioxide capture
CN102536468B (zh) 二氧化碳压缩系统
JP2014517180A (ja) 低エミッションタービンシステムにおいて化学量論的燃焼を制御するシステム及び方法
JPH1193681A (ja) 水素エンジン
CA2543379C (en) Turbo set with starting device
CN101184915A (zh) 与涡轮增压活塞发动机有关的方法及结构
US6276140B1 (en) Device to generate energy through a turbo engine
CN108167086A (zh) 一种高压富氧燃烧斯特林发电系统及其控制方法
JP2001012213A (ja) タービン設備
RU2088774C1 (ru) Способ работы газотурбинной установки и установка для его осуществления
RU83544U1 (ru) Газотурбинная установка
CA2320977A1 (en) Device for producing energy by means of a turbo-machine

Legal Events

Date Code Title Description
A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20060215

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20060215

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20080624

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20080922

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20080926

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20081023

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20081028

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20090303