JP4727949B2 - 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 - Google Patents

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 Download PDF

Info

Publication number
JP4727949B2
JP4727949B2 JP2004163393A JP2004163393A JP4727949B2 JP 4727949 B2 JP4727949 B2 JP 4727949B2 JP 2004163393 A JP2004163393 A JP 2004163393A JP 2004163393 A JP2004163393 A JP 2004163393A JP 4727949 B2 JP4727949 B2 JP 4727949B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
gas
separator
compressor
combustion chamber
compressed gas
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.)
Expired - Fee Related
Application number
JP2004163393A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2004360694A (ja
Inventor
アダム バートレット マイケル
グリフィン ティモシー
ホルムベルク ダニエル
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.)
General Electric Technology GmbH
Original Assignee
Alstom Technology AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Alstom Technology AG filed Critical Alstom Technology AG
Publication of JP2004360694A publication Critical patent/JP2004360694A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP4727949B2 publication Critical patent/JP4727949B2/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Images

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
    • 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
    • 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
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/14—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel
    • F02C7/141—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid
    • 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
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
    • Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
    • 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
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • 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]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Description

本発明はエネルギ発生技術の分野に関する。本発明は請求項１の上位概念によるエネルギを発生させる方法が対象である。さらに本発明は請求項２０の上位概念による前記方法を実施するエネルギ発生設備をも対象としている。
前記の如き方法と前記の如き設備は例えばＷＯ−Ａ１−０２／１０３１７６号明細書によって公知である。
過去数十年の間に、エミッションの低い、環境に優しい発電設備に対する関心は著しく高まっている。炭素に関してできるだけ制限された使用に対する解答としてはエネルギを低い炭素酸化物のエミッションで化石状の燃料から生ぜしめる可能性が特に興味深い。これを目的として既に種々のプロジェクトがエミッションの低い、ガスタービンをベースとしたプロセスの開発を目差してスタートしている。このような発電設備からのＣＯ２ エミッションを低減させるためには従来３つの方法があった。
1. 出口側でＣＯ２ を食い止める方法。この方法では燃焼の間に発生したＣＯ２ は排ガスから吸着プロセス、ダイヤフラム、冷技術的なプロセス又はそれらの組合せによって除かれる。
2. 燃料の炭素の低量化。この方法では燃料は燃焼前にＨ２とＣＯ２ とに変換され、これにより燃料の炭素含有量をガスタービンへ侵入する前に食い止めることが可能になる。
3. 酸素−燃料プロセス（ｏｘｙ−ｆｕｅｌｐｒｏｃｅｓｓ）。この場合には空気の代りにほぼ純粋な酸素が酸化剤として使用され、これにより炭素酸化物と水とから成る煙ガスが発生する。
従来の出口側の食い止めプロセス（上記方法（１））では煙ガスがガスタービンの弛緩部もしくはタービンにて弛緩させられたあとでＣＯ２ が食い止められる。つまり吸収圧は１ａｔｍである。この縁条件の主要な欠点はＣＯ２ 分圧が煙ガスにおけるＣＯ２ 濃度が低いこと（典型的な形式で３〜４Ｖｏｌ.−％）に基づききわめて小さく、したがってＣＯ２ を除去するために大きくかつ高価な装置が必要とされることである。煙突におけるＣＯ２ 濃度、ひいては分圧は煙ガスをガスタービンの圧縮器へ部分的に戻すことによって高められる（例えばＵＳ−Ａ−５,８３２,７１２号参照）が、しかしＣＯ２ 濃度は比較的に低く留まる（約６〜１０Ｖｏｌ.−％）。
煙ガスが戻されるガスタービン循環プロセスに使用可能である第１の方法の新しいヴァリエーションは、ＣＯ２ 分離の場所を圧縮器の後ろへ又は中間冷却段へ移動する。これにより、炭素酸化物の分圧は著しく高められかつ分離のための促進力も改善される。さらに処理しようとするガスの体積も著しく減じられる。この両方のファクタはＣＯ２ 分離装置の寸法並びにそのエネルギ流の低減をもたらし、放射されなかった炭素酸化物トンあたりの費用を減少させる。大気への炭素酸化物の放出をさらに低減するためには燃焼ガスを酸素で富化することができる。これは煙ガスの戻し比の上昇と煙突への質量流の減少を可能にする。さらに熱源、例えば中間冷却装置が分離プロセスの稼働に関与させられることもできる。このようなプロセス施行は高圧分離と呼ばれ、冒頭に述べたＷＯ−Ａ１−０２／１０３１７６号明細書の図２と３とに示されている。
高圧分離のより厳密な検討が示すようにこの開発の目的は、分離ユニットにおける炭素酸化物の分圧を上昇させることである。圧縮された作業媒体にて炭素酸化物の大部分（８０〜９５％）が除去されると、排ガスにおいて低い炭素酸化物濃度が得られかつそれに基づき圧縮器への戻し装置と炭素酸化物分離ユニットとにおいても低い炭素酸化物濃度が得られる。高い分離値の前記戦略は戻されない排ガスにおいて循環プロセスを後にする炭素酸化物の量を減少させる一方、循環プロセスにおける炭素酸化物濃度の上昇を阻止する。より高い煙ガス−戻し比を可能にするために侵入空気が酸素で富化されることができるが、主要な効果は炭素酸化物濃度を上昇させる代りに炭素酸化物エミッションをさらに制限することである。総じて言えることは圧縮器の後ろで炭素酸化物の大きな部分を高圧分離で分離することは、分離の間によりわずかな炭素酸化物分圧をもたらす。これは開発の目的に反する。このような構想は文献ＷＯ−Ａ１−０２／１０３１７６号明細書に記載されており、下記の表１において空気もしくは酸素で富化された空気を用いた循環プロセスのためのケース１と３とによって把握されている。
炭素酸化物の一部しか高圧ＣＯ２ 分離プロセスで除去されないと、特に酸素富化が用いられると、分離ユニットにおけるＣＯ２ 分圧を顕著に上昇させることが可能である。表１はこの効果を示している。この場合、ケース３での５％（ｍｏｌａｒ）のＣＯ２ 濃度はケース４では１４％に上昇している。濃度の前記上昇は部分的に低いＣＯ２ 分離値を補償し、作業媒体に含まれたＣＯ２ が２０％しか除去されないにも拘わらず循環プロセスにおいて発生した炭素酸化物の５３％を捉えることを可能にする。循環プロセスがもっぱら空気で運転されると、循環プロセスにおけるＣＯ２ の形成は戻される煙ガスのより少ない量で制限される。したがって部分的な分離の方法は有効度が小さい（表１のケース１と２を参照）。
Figure 0004727949
炭素酸化物の１部しか作業媒体から分離されないと炭素酸化物エミッションが上昇するのに対し、装備費用の節減は分離要求の低減とプロセスを進行する力の上昇とによって達成される。好適な分離有効性は大気への高められた炭素酸化物の放出により惹起される費用（ＣＯ２ 税の採択）とさらに改善された分離プロセスに対する運転及び装備費用における節減との間のコンプロミスで得られる。
先行する区分においては従来の高圧分離の構想的な改善が記載された。しかし部分流分離として呼ばれる方法を用いることにより熱動的及び経済的にさらなる改善が達成される。高圧ＣＯ２ 分離の欠点は、冷たいＣＯ２ 分離プロセス、例えばいわゆる“ａｍｉｎｅ ｓｃｒｕｂｂｉｎｇ”が用いられると作業媒体を冷却しかつ再び加熱するために大きな熱交換器が必要とされることである。発電設備の良好な効率のためには圧縮器の出口温度を維持し、燃料消費量を低く保つことが重要である。炭素酸化物のために低い分離値が望ましいことを考慮すると（上を参照）、総費用を減少させ、循環プロセスの効率を高め、特に富化された空気を供給した場合に除去しようとするＣＯ２ の分圧を高めるために新しい分離戦略を講じること、すなわち圧縮器出口における部分流における高いＣＯ２ 分離値が可能である。
相応する構想はあとで詳細に説明する図３と図４とに示してある。これらの図から判るように作業媒体は圧縮器の後ろで２つの流れに分割されている。一方の流れはＣＯ２ 分離プロセスに送られるのに対し、他方の流れは燃焼室に直接送られる。この理由から部分流分離を用いた循環プロセスのためには燃焼装置の入口温度は図１と２の総流の場合のようには著しくは減じられない。一方の部分流しか分離ユニットにて処理されないので、熱交換器及び当該プロセスのための他の設備部分の構成寸法は顕著に小さくなる。もちろん、分離プロセス自体に対する要求は高くなる。場合によってはターボ機械への不純物の侵入を減少させるためにダイヤフラムがＣＯ２ 分離プロセスと関連して必要である。空気が例えば冷却技術的な装置にて発生する純度の高い酸素流で富化されると、燃焼前の作業媒体の熱損失を低減させるために酸素を予熱したい。中間冷却が用いられていると、導出された熱は溶剤を再生するために用いたい（図４参照）。これは通常はコンビ発電設備では利用することのできない熱を応用するための重要な可能性である。
例えば酸素−燃料−構想に対する高圧−分離−構想の重要な利点は、既存のターボ機械をわずかに変更するだけでこれが用いられ得ることである。その原因は、作業媒体の特性が既存のガスタービンにおける特性にきわめて似ているからである。しかし、高圧−分離構想に固有であることは、作業媒体が圧縮機とタービンとの間で取出されることである。これは既存のターボ機械が使用されると、膨張部における質量流の減少と、コンスタントな容積流を維持するためには圧力が膨張部内へ降下しなければならないという事実との結果としての出口出力の著しい損失を意味する。したがって出発点での条件が再び与えられ得るように作業媒体の質量流が高められるようにしたい。これは以下の２つの処置：
・酸素噴射
又は
・加湿
の一方で達成することができる。
酸素噴射については、ＣＯ２ エミッションを制限する手段として、既に先きに記述した。しかし酸素噴射は−それが圧縮のあとで実施されると−膨張部の入口における構成的に予め規定された条件（圧力、質量流）を維持するためにも役立つ。加湿は水噴射、蒸気噴射又は加湿塔の使用によって実現することができる。３つの方法はいずれも水蒸気を加えることにより作業媒体からのＣＯ２ の損失を補償する。これにより酸素噴射の場合のように膨張部の入口において構成的に規定された条件は再び得られ、循環プロセスの効率は大幅に改善される。この方法は従来の高圧−分離プロセスにおいても部分流分離を伴う高圧−分離プロセスにおいても応用することができる。
ＷＯ−Ａ１−０２／１０３１７６号 ＵＳ−Ａ−５,８３２,７１２号参照
本発明の課題はガスタービンを含むエネルギ発生設備においてエネルギを発生させる方法であって、高圧−分離構想に従って炭素酸化物が除去され、分離装置の構成寸法が減じられかつエネルギ及び設備費用が節減されている点で優れている方法並びに当該方法を実施するエネルギ発生設備を提供することである。
本発明の課題は請求項１と２０の特徴全体によって解決された。本発明は半閉鎖循環回路を有する発電設備において、ＣＯ２ 分離のために必要とされる装備が高圧−ＣＯ２ 分離によって減じられることができる方法を提供する。さらにＣＯ２ 分離のためのエネルギ費用が減じられることができる。本発明では高められた圧力のもとで行なわれるＣＯ２ 分離が使用されている。つまりＣＯ２ 分離は圧縮器の後ろ又は場合によっては中間冷却が存在していると２つの圧縮段の間で行なわれる。重要であることは、圧縮された作業媒体における炭素酸化物の１部（１０〜７０％）しか分離されず、燃焼の間に形成された炭素酸化物が循環プロセスにおいて濃縮できることである。圧縮された作業媒体からの炭素酸化物の分離の度合が高いプロセスに比較して分離するための促進力は高く、ＣＯ２ 分離装置の寸法はさらに減少させられることができる。この結果、装備費用も分離プロセスのエネルギ消費も節減される。重要な変更は圧縮器からのガスの１部を直接的に燃焼室へ導き、残りのガスだけがＣＯ２ 分離装置へ導かれることである。この形式のプロセス実施によって数多くの利点が得られる。したがって例えばＣＯ２ 分離装置とガス熱交換器との大きさを減少させることが、処理されるガス流が小さくなることで可能になる。ＣＯ２ 分離の後で残った部分流は燃焼室へ導かれるかタービンの冷却に関与させられることすらできる。いずれの場合にも燃焼室侵入温度は高められ、これにより燃料消費量が減少させられ、ガスタービンの熱的効率が公知の高圧−分離法に較べて改善される。
本発明の別の構成によれば、出発出力及び高圧−ＣＯ２ 分離と関連する設備効率を改善する方法が提案されている。この場合、酸素又は水蒸気は種々の方法で圧縮器の後ろで、圧縮器と膨張部分との間での作業媒体の損失を補償するために添加される。これは既存のガスタービンを高圧ＣＯ２ 分離に、タービンの膨張部分に適合させられることなく又は出発出力又は設備効率にて他の欠点を甘受する必要なく使用することを可能にする。
この場合、本発明のすべての部分は表現的に別の記載がない限り、簡単なガスタービンプロセス又はコンビプロセスで用いることができる。簡単なガスタービンプロセスとはガスタービンからの排ガスの熱が付加的なエネルギの発生のために利用されないのに対し、コンビプロセスは排ガスで蒸気タービンのための蒸気が発生させられる。
本発明による方法の第１の有利な構成は、圧縮されたガスの総流がＣＯ２ 分離器を通して導かれ、圧縮されたガスに含まれる炭素酸化物の１０％と７０％との間で、圧縮されたガスから除去される点で優れている。
この場合、ＣＯ２ 分離器から来る圧縮されたガスは直接燃焼室に導かれるか又はＣＯ２ 分離器から来る圧縮されたガスはまずガス／ガス熱交換器にて第１の圧縮器から来る圧縮されたガスから熱を奪い、次いで燃焼室へ導かれるか又はＣＯ２ 分離器から来る圧縮されたガスはガスタービンの第２の圧縮器において引続き圧縮され、引続き圧縮されたガスが燃焼室へ供給される。
本発明の方法の第２の有利な構成は、圧縮されたガスの総流が大きい部分流と小さい部分流とに分割され、小さい方の部分流だけがＣＯ２ 分離器を通して導かれ、そこで、圧縮されたガスに含まれた炭素酸化物の５０％よりも多くが、有利には７０％と９９％との間で圧縮されたガスから除去されることを特徴としている。
この場合にも、ＣＯ２ 分離器から来る圧縮されたガスは燃焼室へ直接的に導かれるか又はＣＯ２ 分離器から来る圧縮されたガスはまずガス／ガス熱交換器にて、第１の圧縮器から来る圧縮されたガスから熱を奪い、次いでＣＯ２ 分離器から来る圧縮されたガスがガスタービンの第２の圧縮器にて引続き圧縮され、引続き圧縮されたガスが燃焼室へ供給される。
原則的には圧縮されたガスはＣＯ２ 分離器へ侵入する前に熱交換器にて冷却されることが有利である。
さらにタービンにて弛緩された煙ガスを熱交換器にて冷却するか又は廃熱蒸気発生器にて蒸気を発生させるために使用することも考えられる。
さらに第１の圧縮器の入口へ戻される煙ガスの部分流から、空気を含むガスと混合する前に凝縮器にて水を採取することも有利である。
さらにＣＯ２ 分離器から来る圧縮されたガスに、場合によっては第２の圧縮器におけるさらなる圧縮後に、酸素を添加し、空気として酸素で富化された空気を使用することも考えられる。
効率に関する利点は、ＣＯ２ 分離器から来る圧縮されたガスがガス／ガス熱交換器において燃焼室へ侵入する前に、タービンから流出する熱い煙ガスによって予熱されることにより得られる。
さらにタービンから流出する熱い煙ガスを用いて蒸気を発生させ、発生させた蒸気を部分的に燃焼室内へ噴射し、かつ部分的にＣＯ２ 分離器にて使用することが有利でありかつＣＯ２ 分離器から来る圧縮されたガスを後圧縮器にて後圧縮し、後圧縮されたガスをガス／ガス熱交換器にて、第１の圧縮器から来る圧縮されたガスと熱交換させることが有利である。
さらに、ＣＯ２ 分離器から来る圧縮されたガスが燃焼室に流入する前に加湿されかつ加湿されたガスが燃焼室に流入する前にガス／ガス熱交換器において、第１の圧縮器から流出する圧縮されたガスから熱を吸収することが有利である。
本発明のエネルギ発生設備の有利な１実施例の特徴は、第１の圧縮器の出口から唯一の結合導管が燃焼室の第１の入口へ通じ、ＣＯ２ 分離器がこの結合導管に接続されており、ＣＯ２ 分離器を通って流れるガスの炭素酸化物の７０％よりも多くはＣＯ２ 分離器が分離しないようにＣＯ２ 分離器が構成されていることである。
本発明のエネルギ発生設備の第２の実施例の特徴は第１の圧縮器の出口から２つの結合導管が平行に燃焼室の第１の入口へ通じ、ＣＯ２ 分離器が前記２つの結合導管の一方に接続されていることである。
エネルギ発生設備のさらなる構成は従属請求項２３から２７までに開示してある。
冒頭に述べた文献ＷＯ−Ａ１−０２／１０３１７６号には、本願明細書図１のように、ガスタービン２９を有するエネルギ発生設備３０が記載されている。このエネルギ発生設備３０においては空気又は酸素で富化された空気１が戻された煙ガス１５と混合され、次いで圧縮器２へ導かれる。次いで圧縮されたガス３ａ，３ｂは熱交換器４へ流れ、そこでガス流３ａ，３ｂはＣＯ２ 吸収に適した温度レベル（典型的には３０〜６０℃）に冷却される。次いで、比較的に冷えた、圧縮されたガス５は、ＣＯ２ 分離器６に侵入し、そこで、これが重要であるのだが、８０〜９０％のＣＯ２ が分離される。ＣＯ２ 分離器６の出口における圧縮されたガス７ａ，７ｂは次いで燃焼室２３へ導かれ、そこでガス状又は液状の燃料８、通常は天然ガスで燃焼させられる。次いで熱い煙ガス９はタービン（もしくは弛緩部）１０にて弛緩させられる。タービン１０自体は圧縮器２を駆動しかつ発電機１８を用いて電気的なエネルギが発生させられる。タービン１０において弛緩されたあとで煙ガスは廃熱蒸気発生器（ｈｅａｔｒｅｃｏｖｅｒｙ ｓｔｅａｍ ｇｅｎｅｒａｔｏｒ ＨＲＳＧ）１２に侵入するか又は単に熱交換器にて冷却される。有利な方式は蒸気タービンと結合された廃熱蒸気発生器を使用することである（コンビプロセス）。これにより設備の出発出力と効率とが高められる。冷えた煙ガスの大きな部分は最終的に戻され、凝縮器１４においてさらに冷却されるので含有させられた水は凝縮により分離させられ、凝縮水１６として取出されることができる。次いで供給された煙ガス１５は吸込まれた空気もしくは富化された空気１と混合させられる。冷たい煙ガスの残りは放出されたガス１７として煙突又はそれに類似したものに送られる。
前述の文献には、ＣＯ２ 分離が２つの圧縮段の間で行なわれる循環プロセスも含まれている（図２：圧縮器２ａ，２ｂを参照）。この循環プロセスでは圧縮器のための出力消費を減ずるためにいわゆる中間冷却（ｉｎｔｅｒｃｏｏｌｉｎｇ）が用いられている。中間冷却の原理は、まずガスを部分的に圧縮し（圧縮器２ａ）、次いで所望の圧力への最終的な圧縮を行なう前に（圧縮器２ｂ）、冷却する（中間冷却器としての熱交換器４）ことである。これによって圧縮作業は減少させられ、循環プロセスの出口出力が高められる。ＣＯ２ 分離は中間冷却の後で、最終的な圧縮の前に行なわれる。これは中間冷却が行なわれない従来のプロセスに対し２つの利点を有している。すなわち、圧縮器からの圧縮されたガスの流れ３はいずれにしてもＣＯ２ 分離の前に冷却される必要があり、これは中間冷却で行なわれることができる。換言すれば中間冷却器は同時に２つの課題を果たす。すなわち中間冷却器は圧縮器における出力要求を減じ、同時にガスをＣＯ２ 分離にとって望ましい温度レベルに冷却する。上記形式のプロセス経過においては１つの問題がある。ＣＯ２ 分離値がわりあい高いので、ＣＯ２ 分離器６におけるＣＯ２ 濃度が比較的に低く、したがって多くのエネルギを消費する大きな装置がもたらされることになる。
これに対し本発明は、より高いＣＯ２ 濃度をＣＯ２ 分離器にて可能にするために、圧縮する作業媒体に対し低い効率を有するＣＯ２ 分離を使用することを提案している。
本発明の第１実施例は図１に示されており、文献ＷＯ−Ａ１−０２／１０３１７６号に開示された解決策に近いが、炭素酸化物のよりわずかな割合（１０〜７０％）が、圧縮された作業媒体から除かれるという差異を有している。この分離戦略は特に酸素で富化された空気を供給した場合に分離プロセスの間に著しく高いＣＯ２ 濃度をもたらし、該プロセスにおける分離要求を減少させる。このファクタは従来の高圧分離構想に比較して必要な装備の大きさ及び必要なエネルギ流、ひいては費用を減じる。付加的に図１にはガス／ガス熱交換器２１が設けられ、このガス／ガス熱交換器２１にて、圧縮されたガス３ａは熱を、ＣＯ２ 分離器６から来る圧縮されたガス７ａに放出する。分離されたＣＯ２ １９は自体公知の形式で保管されるか又は他の形式で処理されることができる。
同じ形式で本発明の第２実施例（図２）は概略図から、ＷＯ−Ａ１−０２／１０３１７６号の第２のプロセスに似ている。この場合にも、炭素酸化物がはっきりとわずかな有効性で、圧縮された作業媒体から除かれるという重要な差異がある。そのうえ、中間冷却器において吸収された熱はＣＯ２ 分離器において、ＣＯ２ 分離が例えば“ａｍｉｎｅ ｓｃｒｕｂｂｉｎｇ”をベースとしていると溶剤を減じるために利用することができる。これはＣＯ２ 分離プロセスのために蒸気発生循環回路から少ない蒸気しか必要とされないか又は最良の場合には前記蒸気が全く必要とされないことを意味する。第１実施例の場合のようにこのファクタは装備の大きさと必要なエネルギ流、ひいては費用を、従来の高圧分離構想に比較して減少させる。
本発明の第３実施例は第１実施例で記述した炭素酸化物の分離を実施するための細分化された構成に関する。この実施例では低い分離値は作業媒体の部分流（１０〜９０％）だけが分離プロセスに供給され（図３を参照）、この部分流にて、存在する炭素酸化物の大部分（７０〜９９％）を除くことで達成される。圧縮器２の下流でガス流は分割され、圧縮されたガスの第１の部分流３ａは直接燃焼室２３へ導かれるのに対し、圧縮されたガスの第２の部分流３ｂはＣＯ２ 分離器６へ導かれる。この形式の方法によりＣＯ２ 分離装置の大きさと費用は本発明の第１実施例に較べてさらに減じられる。この構想は熱動的な損失も圧縮器の出口と燃焼室２３の入口との間の温度低下の減少により制限する。したがって所望の燃焼温度を達成するためには少ない燃料を燃焼させなければならず、効率は図１の総流装置に較べて高くなる。この構想の変更の特徴は、ＣＯ２ 分離器から出たＣＯ２ の少ないガスの１部を、タービン１０の加熱ガス通路を冷却するために用いることである（図３におけるタービン１０に対する破線矢印）。これは、供給されたガスの温度を低下させることによって、タービンの冷却に必要な質量流が減少させられるのに対し、同時に燃焼装置の入口温度が分離プロセスの影響を受けることはないという熱動的な利点を有している。
本発明の第４の実施例は先に述べた第３実施例の部分流構想を応用しかつそれを本発明の第２の実施例による構想、つまり中間冷却を伴うガスタービン循環プロセスに転用している。空気（又は酸素で富化された空気１）と戻された煙ガス１５との混合物はまず第１の圧縮器２ａにて圧縮され、次いで冷却される（熱交換器もしくは中間冷却器４）。圧縮されたガス５ａの部分流５ｂはＣＯ２ 分離器６に向かって流れ、そこで炭素酸化物の大部分（８０〜９９％）が除去される。このように処理されたガス７ａと処理されなかったガス５ｃは再び合流させられ、第２の圧縮器２ｂに送られ、そこで所望の作業圧に圧縮され、圧縮されたガス７ｃとして燃焼室２３に達する。実施例１を実施例３に改善した場合のように、前記形式のプロセス施行によって、エネルギ及びＣＯ２ 分離のための装備に対する要求は実施例３に対し低減させられる。中間冷却に際して採取した熱はこの場合にも、循環プロセスに対する分離プロセスの熱動的な影響を最少化するためにＣＯ２ 分離柱にて使用されることができる。
本発明の第５実施例は復熱を伴う高圧ＣＯ２ 分離プロセスに関する（図５）。ガスタービン２９の膨張部（タービン）１０からの熱い煙ガス１１はこの場合には、ＣＯ２ 分離器６から出る圧縮されたガス７を加熱するためにガス／ガス熱交換器又は復熱器２１にて使用され、煙ガス１１ｂとして流出する。煙ガス１１の他の部分流１１ｃは熱交換器１２にて冷却され、冷えた煙ガス１３からは凝縮器１４にて水が採取され、煙ガス１３は戻される煙ガス１５として、吸込まれた空気１に混合させられる。これにより燃焼室２３への温度は、タービン１０の出口における温度が圧縮器出口温度に比較して高いことに基づき上昇させられることができる。これは所望の燃焼温度を達成するために燃焼させられなければならない燃料が少なく、当該設備の効率が増大することを意味する。この構想の別の利点は、ガス／ガス熱交換器もしくは復水器２１の構成寸法が減少させられることである。その原因は温度の促進力がこの場合には先のケースに比較して大きいからである。この方法構想の唯一の実現する欠点は、該構想が簡単な循環するプロセスにしか使用できる、コンビプロセスには使用できないことである。この理由は、復熱器からの温度が廃熱蒸気発生器における有効使用にとっては低すぎることに存する。図５においては破線矢印で、選択可能な水２４が熱交換器４にて、圧縮されたガス３によって蒸気２８に変換され、該蒸気２８がＣＯ２ 分離器６にて使用できることが示されている。
本発明による第６実施例では、高圧ＣＯ２ 分離プロセスの出口出力を高めるためにガスタービン２９へ蒸気を噴射することが用いられている。作業媒体（ＣＯ２ と水）の１部が、圧縮されたガスから除かれるのでタービン１０への圧縮されたガス７ｃの質量流は減少する。すなわち、これによりタービン１０の入口における圧力も低下する。この結果、タービン１０において発生した出力も低下する。これを回避する可能性は、タービン１０における膨張の前で蒸気噴射を行なうことである。今日のガスタービンを、蒸気噴射を伴う新しい高圧ＣＯ２ 分離構想に変更するためには、ＣＯ２ 分離器６とガス／ガス熱交換器２１との間に後圧縮器２６を接続することが必要であることがあり得る。後圧縮器２６はＣＯ２ 分離器６から来る圧縮されたガス７ａを後圧縮し、後圧縮されたガス７ｂはガス／ガス熱交換器２１にて圧縮器２から来る圧縮されたガス３と熱交換し、次いでガス流７ｃとして燃焼室２３へ導かれる。熱い煙ガスによって熱交換器もしくは蒸気発生器１２ａにて発生させられた噴射された蒸気２８は最良のケースではタービン１０の入口圧を公称圧に上昇させる。これは熱交換器４と、２１と、圧縮器２とタービン１０との間のＣＯ２ 分離器６とにおける圧力損失と関連して、本来構成されている圧力よりも高い圧力を圧縮器が送出しなければならないことを意味する。これにより圧縮器の“ｓｕｒｇｅ ｍａｒｇｉｎ”は危うくなる。したがって１つの可能性は前述の設備部分における圧力損失を補償するために圧力を十分に上昇させる後圧縮器２６を設けることである。噴射するための蒸気は循環プロセスの熱源、例えば煙ガス又は圧縮器の出口における熱い圧縮されたガスによって発生させることができる。この方法は本発明の第１実施例から第５実施例までに応用すること、つまり中間冷却と復熱を伴う総流−及び部分流−ＣＯ２ 分離と関連して応用することができる。
本発明の第７実施例は先きに述べた第６実施例ときわめて似ている。しかしこのプロセスでは蒸気噴射の代りに、作業媒体が燃焼室の前に配置された加湿装置（加湿塔２２）にて加湿される（図７）。蒸気噴射と加湿との差異は、後者の場合、加湿のために低価値のエネルギを用いることができ、設備の効率が上昇することである。冷たい水２２ａ，ｂは熱交換器４と１２ｂにて圧縮されたガス３ａ，ｂと熱い煙ガス１１ａとによって加熱され、暖かい水２２ｃ，ｄとして加湿塔２２にて作用媒体と向流で“ｐａｃｋｅｄ ｂｅｄ”において接触させられる。水の一部は蒸発させられ、加湿塔にて下向きに流れる水は冷却される。水を加熱するエネルギは、既に述べたように、煙ガス１１ａから採取されるか又はＣＯ２ 分離器６内へ侵入する圧縮されたガス３ａ，ｂ，ｃ又は循環回路内に存在する中間冷却器（図２と図４とを参照）から採られる。蒸発のために低価値のエネルギを使用する利点は蒸気噴射の場合に蒸気タービンにて用いられる蒸気を分岐することが必要であるコンビ設備のために一層顕著である。この方法は本発明の第１実施例から第５実施例まで、つまり中間冷却と復熱とを伴う総流−部分流−ＣＯ２ 分離との組合わせで使用することができる。
このＣＯ２ 分離プロセスは記述したすべての構想にて、Ａｍｉｎをベースとした溶剤又はナトリウムカーバイト溶剤又はそれに類似したものが使用される化学的な吸着プロセスを含んでいることができる。従来の形式では作業媒体は溶剤と吸着塔内で接触させられ、そこでＣＯ２ がガスから液相へ伝達され、ＣＯ２ の少ないガスが流出する。選択的にダイヤフラムが接触エレメントとして作用することができる。これは、両方の流れを分けて保つことができ、溶剤がガス流に侵入することが阻止されかつターボ機械が保護されるという利点を有している。さらに構成寸法、重量及び費用が減少される。吸着器又はダイヤフラムユニットから流出する、ＣＯ２ で富化された溶剤は分離柱にて再生されかつ新たな使用のために戻される。ＣＯ２ 分離プロセスのための他の例としては物理的な吸着、化学的及び物理的な吸着の組合わせ、固体への吸着及びこれらの組合せがある。
図１から４までには破線矢印で当該プロセスにＣＯ２ 分離後と場合によっては第２の圧縮器２ｂにおける別の圧縮のあとで、既にはじめに説明したように酸素２０を添加できることが示されている。
単段の圧縮と圧縮されたガスの総流からのＣＯ２ 分離とが行なわれる、本発明の第１実施例によるエネルギ発生設備を概略的に示した図。 中間冷却を伴う２段の圧縮と圧縮された総流からのＣＯ２ 分離とが行なわれる、本発明の第２実施例によるエネルギ発生設備を概略的に示した図。 単段の圧縮と圧縮されたガスの部分流からのＣＯ２ 分離とが行なわれる本発明の第３実施例によるエネルギ発生設備を概略的に示した図。 中間冷却を伴う２段の圧縮と圧縮されたガスの部分流からのＣＯ２ 分離とが行なわれる、本発明の第４実施例によるエネルギ発生設備を概略的に示した図。 単段の圧縮と圧縮されたガスの総流からのＣＯ２ 分離とガス／ガス熱交換器を用いた復熱とが行なわれる、本発明による第５実施例のエネルギ発生設備を示した図。 圧縮されたガスの総流からのＣＯ２ 分離と蒸気噴射と後圧縮とが行なわれる、本発明による第６実施例によるエネルギ発生設備を示した図。 単段の圧縮と圧縮されたガスの総流からのＣＯ２ 分離とＣＯ２ 分離後の圧縮されたガスの加湿とが行なわれる、本発明による第７実施例によるエネルギ発生設備を示した図。
符号の説明
１ 空気もしくは富化された空気、 ２，２ａ，２ｂ 圧縮器、 ３，３ａ，３ｂ，３ｃ 圧縮されたガス、 ４ 熱交換器、 ５，５ａ，５ｂ，５ｃ 圧縮されたガス、 ６ ＣＯ２ 分離器、 ７，７ａ，７ｂ，７ｃ 圧縮されたガス、 ８ 燃料、 ９ 熱い煙ガス、 １０ 膨張部（タービン）、 １１，１１ａ，１１ｂ，１１ｃ 煙ガス、 １２，１２ａ，ｂ 熱交換器、廃熱蒸気発生器（ＨＲＳＧ）、 １３ 冷たい煙ガス、 １４ 凝縮器、 １５ 戻された煙ガス、 １６ 凝縮された水、 １７ 放射した煙ガス、 １８ ゼネレータ、 １９ 分離されたＣＯ２ 、 ２０ 酸素、 ２１ ガス／ガス熱交換器、 ２２ 加湿塔、 ２２ａ，２２ｂ 冷たい水、 ２２ｃ，２２ｄ 暖かい水、 ２３ 燃焼室、 ２４ 水、 ２５ 冷却空気、 ２６ 後圧縮器、 ２７ ＣＯ２ 、 ２８ 蒸気、 ２９ ガスタービン、 ３０ エネルギ発生設備

Claims (27)

  1. ガスタービン（２９）を有するエネルギ発生設備（３０）にてエネルギを発生させる方法であって、第１の段階で、空気（１）を含むガスがガスタービン（２９）の第１の圧縮器（２，２ａ）にて圧縮され、第２の段階で、圧縮されたガス（３，３ａ，３ｂ，３ｃ；５，５ａ，５ｂ，５ｃ；７，７ａ，７ｂ，７ｃ）が、燃料（８）が添加された状態で燃焼室（２３）に燃焼のために供給され、第３の段階で、燃焼室（２３）からの熱い煙ガス（９）がガスタービン（２９）の膨張部においてもしくはゼネレータ（１８）を駆動するタービン（１０）において作業出力を発揮して弛緩させられ、第４の段階で、弛緩させられた煙ガスの部分流が第１の圧縮器（２，２ａ）の入口へ戻されかつ空気（１）を含むガスに添加され、前記第３の段階の前に、前記圧縮されたガス（３，３ａ，３ｂ，３ｃ；５，５ａ，５ｂ，５ｃ；７，７ａ，７ｂ，７ｃ）からＣＯ２分離器（６）にて二酸化炭素（ＣＯ２）が分離される形式のものにおいて、ＣＯ２分離器（６）において高められたＣＯ２濃度を可能にするために前記圧縮ガス（３，３ａ，３ｂ，３ｃ；５，５ａ，５ｂ，５ｃ；７，７ａ，７ｂ，７ｃ）に含まれた二酸化炭素の内７０％以下の二酸化炭素が、前記圧縮ガス（３，３ａ，３ｂ，３ｃ；５，５ａ，５ｂ，５ｃ；７，７ａ，７ｂ，７ｃ）から分離することを特徴とする、ガスタービンを含むエネルギ発生設備にてエネルギを発生させる方法。
  2. 前記圧縮されたガス（３，３ａ，３ｂ，３ｃ；５，５ａ，５ｂ，５ｃ；７，７ａ，７ｂ，７ｃ）の全流をＣＯ２分離器（６）を通して導き、前記圧縮されたガス（３，３ａ，３ｂ，３ｃ；５，５ａ，５ｂ，５ｃ；７，７ａ，７ｂ，７ｃ）に含まれた二酸化炭素をその１０％と７０％との間で前記圧縮されたガス（３，３ａ，３ｂ，３ｃ；５，５ａ，５ｂ，５ｃ；７，７ａ，７ｂ，７ｃ）から分離する、請求項１記載の方法。
  3. 前記圧縮されたガス（３，３ａ，３ｂ，３ｃ；５，５ａ，５ｂ，５ｃ；７，７ａ，７ｂ，７ｃ）の全流を比較的に大きい部分流（３ａ，５ｃ）と比較的に小さい部分流（３ｂ，５ｂ）に分割し、比較的に小さい部分流（３ｂ，５ｂ）だけをＣＯ２分離器（６）へ導きかつそこで前記圧縮されたガス（３ｂ，５ｂ）に含まれる二酸化炭素が７０％と９９％との間で前記圧縮されたガスから分離する、請求項１記載の方法。
  4. 前記圧縮ガス（３，３ａ，３ｂ，３ｃ；５，５ａ，５ｂ，５ｃ；７，７ａ，７ｂ，７ｃ）がＣＯ２分離器（６）へ侵入する前に熱交換器（４）において冷却される、請求項１から３までのいずれか１項記載の方法。
  5. タービンにて弛緩された煙ガス（１１）を熱交換器（１２，１２ａ，ｂ）にて冷却するか又は廃熱蒸気発生器（１２）において蒸気を発生するために使用する、請求項１から４までのいずれか１項記載の方法。
  6. 第１の圧縮器（２，２ａ）の入口へ戻された煙ガスの部分流から、空気（１）を含むガスと混合する前に、凝縮器（１４）にて水を抜き取る、請求項１から５までのいずれか１項記載の方法。
  7. ＣＯ２分離器（６）から来る圧縮されたガス（７ａ）を直接的に燃焼室（２３）へ導く、請求項２記載の方法。
  8. ＣＯ２分離器（６）から来る圧縮されたガス（７ａ）が、まずガス／ガス熱交換器（２１）において、第１の圧縮器（２）から来る圧縮されたガス（３ａ）から熱を奪い、次いで燃焼室（２３）へ導かれる、請求項２記載の方法。
  9. ＣＯ２分離器（６）から来る圧縮されたガス（７ａ）をガスタービン（２９）の第２の圧縮器（２ｂ）において引続き圧縮し、この引続き圧縮されたガス（７ｂ）を燃焼室（２３）へ供給する、請求項２記載の方法。
  10. ＣＯ２分離器（６）から来る圧縮されたガス（７ａ）を燃焼室（２３）へ直接的に導く、請求項３記載の方法。
  11. ＣＯ２分離器（６）から来る圧縮されたガス（７ａ）がまずガス／ガス熱交換器（２１）にて、第１の圧縮器（２）から来る圧縮されたガス（３ｂ）から熱を奪い、次いで燃焼室（２３）へ導かれる、請求項３記載の方法。
  12. ＣＯ２分離器（６）から来る圧縮されたガス（７ａ）がタービン（１０）の加熱ガス通路を冷却するために使用される、請求項３記載の方法。
  13. ＣＯ２分離器（６）から来る圧縮されたガス（７ａ）がガスタービン（２９）の第２の圧縮器（２ｂ）にて引続き圧縮され、引続き圧縮したガス（７ｃ）を燃焼室（２３）へ供給する、請求項３記載の方法。
  14. ＣＯ２分離器（６）から来る圧縮されたガス（７ａ）に、酸素（２０）が添加される、請求項１から１３までのいずれか１項記載の方法。
  15. 空気（１）として酸素で富化された空気を使用する、請求項１から１４までのいずれか１項記載の方法。
  16. ＣＯ２分離器（６）から来る圧縮されたガスを、ガス／ガス熱交換器（２１）において、燃焼室（２３）へ侵入する前に、タービン（１０）から出る熱い煙ガス（１１）によって予熱する、請求項１から１５までのいずれか１項記載の方法。
  17. タービン（１０）から出る熱い煙ガス（１１）を用いて蒸気を発生させ、発生した蒸気を部分的燃焼室（２３）へ噴射しかつ部分的にＣＯ２分離器（６）において使用する、請求項１から１６までのいずれか１項記載の方法。
  18. ＣＯ２分離器（６）から来る圧縮されたガス（７ａ）を後圧縮器（２６）において後圧縮し、後圧縮されたガス（７ｂ）がガス／ガス熱交換器（２１）において、第１の圧縮器（２）から来る圧縮されたガス（３）と熱交換する、請求項１７記載の方法。
  19. ＣＯ２分離器（６）から来る圧縮されたガス（７ａ）を燃焼室（２３）へ侵入する前に加湿装置（２２）にて加湿し、加湿されたガスから燃焼室へ侵入する前にガス／ガス熱交換器（２１）において、第１の圧縮器（２）から出る圧縮されたガス（３ａ）から熱（３ａ）を奪う、請求項１から１６までのいずれか１項記載の方法。
  20. 請求項１による方法を実施するためのエネルギ発生設備（３０）であって、入口と出口とを有する第１の圧縮器（２，２ａ）と、圧縮されたガス（７ｂ，７ｃ）のための第１の入口、燃料のための第２の入口及び熱い煙ガスのための出口を備えた燃焼室（２３）と、入口及び出口を備えたタービン（１０）とを有し、燃焼室（２３）の出口がタービン（１０）の入口と接続され、タービン（１０）の出口が凝縮器（１４）を介し第１の圧縮器（２，２ａ）の入口と結合されており、第１の圧縮器（２，２ａ）の出口が燃焼室（２３）の第１の入口と結合されており、第１の圧縮器（２，２ａ）の出口にＣＯ２分離器（６）が入口側で熱交換器（４）を介して接続されかつ出口側で燃焼室（２３）の第１の入口と結合されている形式のものにおいて、ＣＯ２分離器（６）が、第１の圧縮器（２，２ａ）から来る圧縮されたガスの二酸化炭素の７０％よりも多くは分離しないように該ＣＯ２分離器（６）が構成されていることを特徴とする、エネルギ発生設備。
  21. 第１の圧縮器（２，２ａ）の出口から唯一の接続導管が燃焼室（２３）の第１の入口に通じており、ＣＯ２分離器（６）がこの接続導管に接続されており、ＣＯ２分離器（６）がそれを流過するガスの二酸化炭素の７０％よりも多くはＣＯ２分離器（６）が分離しないように設計されている、請求項２０記載のエネルギ発生設備。
  22. 第１の圧縮器（２，２ａ）の出口から２つの接続導管が平行に燃焼室（２３）の第１の入口に通じており、ＣＯ２分離器（６）が前記２つの接続導管の１つに接続されている、請求項２０記載のエネルギ発生設備。
  23. 第１の圧縮器（２，２ａ）の出口とＣＯ２分離器（６）との間に第１の熱交換器（４）が配置され、タービン（１０）の出口と凝縮器（１４）との間に第２の熱交換器又は廃熱蒸気発生器（１２，１２ａ，ｂ）が配置されている、請求項２０から２２までのいずれか１項記載のエネルギ発生設備。
  24. ＣＯ２分離器（６）の出口と燃焼室（２３）の第１の入口との間に第２の圧縮器（２ｂ）が配置されている、請求項２０から２３までのいずれか１項記載のエネルギ発生設備。
  25. ＣＯ２分離器（６）の出口と燃焼室（２３）の第１の入口との間に、タービン（１０）の出口と接続されたガス／ガス熱交換器（２１）が配置されている、請求項２０から２４までのいずれか１項記載のエネルギ発生設備。
  26. タービン（１０）の出口に蒸気を発生させる装置（１２ａ）が配置され、該装置（１２ａ）が燃焼室（２３）とＣＯ２分離器（６）と接続されており、ＣＯ２分離器（６）の出口と燃焼室（２３）の第１の入口との間に後圧縮器（２６）とこれに続くガス／ガス熱交換器（２１）とが配置されている、請求項２０から２５までのいずれか１項記載のエネルギ発生設備。
  27. ＣＯ２分離器（６）の出口と燃焼室（２３）の第１の入口との間に加湿装置（２２）が配置されている、請求項２０から２５までのいずれか１項記載のエネルギ発生設備。
JP2004163393A 2003-06-02 2004-06-01 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 Expired - Fee Related JP4727949B2 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE10325111.1 2003-06-02
DE10325111A DE10325111A1 (de) 2003-06-02 2003-06-02 Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassende Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2004360694A JP2004360694A (ja) 2004-12-24
JP4727949B2 true JP4727949B2 (ja) 2011-07-20

Family

ID=33154532

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2004163393A Expired - Fee Related JP4727949B2 (ja) 2003-06-02 2004-06-01 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

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20050028529A1 (ja)
EP (1) EP1484102B1 (ja)
JP (1) JP4727949B2 (ja)
DE (1) DE10325111A1 (ja)

Families Citing this family (154)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7472550B2 (en) * 2004-06-14 2009-01-06 University Of Florida Research Foundation, Inc. Combined cooling and power plant with water extraction
DE102004039164A1 (de) * 2004-08-11 2006-03-02 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
DE102005015151A1 (de) 2005-03-31 2006-10-26 Alstom Technology Ltd. Gasturbinenanlage
FR2891013B1 (fr) * 2005-09-16 2011-01-14 Inst Francais Du Petrole Production d'energie par turbine a gaz sans emission de c02
ITTV20050171A1 (it) * 2005-11-08 2007-05-09 Termotecniche Fraccaro O T F S Dispositivo per il riscaldamento, la produzione di energia elettrica ed il raffrescamento di locali.
US7765810B2 (en) * 2005-11-15 2010-08-03 Precision Combustion, Inc. Method for obtaining ultra-low NOx emissions from gas turbines operating at high turbine inlet temperatures
FR2900061B1 (fr) * 2006-04-21 2008-07-04 Inst Francais Du Petrole Procede pour concentrer le dioxyde de carbone present dans des fumees rejetees par une installation de generation d'energie.
US20080066469A1 (en) * 2006-09-15 2008-03-20 Scherzer Paul L System and method for generating electrical energy utilizing recaptured carbon dioxide
US7942008B2 (en) * 2006-10-09 2011-05-17 General Electric Company Method and system for reducing power plant emissions
US7895822B2 (en) * 2006-11-07 2011-03-01 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US7739864B2 (en) * 2006-11-07 2010-06-22 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US7827778B2 (en) 2006-11-07 2010-11-09 General Electric Company Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions
NO326633B1 (no) * 2006-12-28 2009-01-26 Age Jorgen Skomsvold Fremgangsmate og anordning for motor- og kompresjonsprosess
AU2008208882B2 (en) * 2007-01-25 2011-04-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for reducing carbon dioxide emission in a power plant
US8850789B2 (en) * 2007-06-13 2014-10-07 General Electric Company Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation
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
US8572944B2 (en) * 2007-12-19 2013-11-05 General Electric Company Prime mover for an exhaust gas recirculation system
US20090158739A1 (en) * 2007-12-21 2009-06-25 Hans-Peter Messmer Gas turbine systems and methods employing a vaporizable liquid delivery device
CN101981272B (zh) 2008-03-28 2014-06-11 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
US8734545B2 (en) 2008-03-28 2014-05-27 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US8250863B2 (en) 2008-04-09 2012-08-28 Sustainx, Inc. Heat exchange with compressed gas in energy-storage systems
US8448433B2 (en) 2008-04-09 2013-05-28 Sustainx, Inc. Systems and methods for energy storage and recovery using gas expansion and compression
US8677744B2 (en) 2008-04-09 2014-03-25 SustaioX, Inc. Fluid circulation in energy storage and recovery systems
US20100307156A1 (en) * 2009-06-04 2010-12-09 Bollinger Benjamin R Systems and Methods for Improving Drivetrain Efficiency for Compressed Gas Energy Storage and Recovery Systems
US8479505B2 (en) 2008-04-09 2013-07-09 Sustainx, Inc. Systems and methods for reducing dead volume in compressed-gas energy storage systems
US8240140B2 (en) 2008-04-09 2012-08-14 Sustainx, Inc. High-efficiency energy-conversion based on fluid expansion and compression
WO2009126784A2 (en) * 2008-04-09 2009-10-15 Sustainx, Inc. Systems and methods for energy storage and recovery using compressed gas
US8474255B2 (en) 2008-04-09 2013-07-02 Sustainx, Inc. Forming liquid sprays in compressed-gas energy storage systems for effective heat exchange
US8225606B2 (en) 2008-04-09 2012-07-24 Sustainx, Inc. Systems and methods for energy storage and recovery using rapid isothermal gas expansion and compression
US7958731B2 (en) 2009-01-20 2011-06-14 Sustainx, Inc. Systems and methods for combined thermal and compressed gas energy conversion systems
US8359856B2 (en) * 2008-04-09 2013-01-29 Sustainx Inc. Systems and methods for efficient pumping of high-pressure fluids for energy storage and recovery
US8037678B2 (en) 2009-09-11 2011-10-18 Sustainx, Inc. Energy storage and generation systems and methods using coupled cylinder assemblies
US7802426B2 (en) 2008-06-09 2010-09-28 Sustainx, Inc. System and method for rapid isothermal gas expansion and compression for energy storage
US8397482B2 (en) * 2008-05-15 2013-03-19 General Electric Company Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx
US20100071878A1 (en) * 2008-09-19 2010-03-25 General Electric Company System and method for cooling using system exhaust
CN102177326B (zh) 2008-10-14 2014-05-07 埃克森美孚上游研究公司 控制燃烧产物的方法与装置
US7926256B2 (en) 2008-10-27 2011-04-19 General Electric Company Inlet system for an EGR system
EP2181754A1 (de) * 2008-10-31 2010-05-05 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Abtrennen von Kohlendioxid aus einem Abgas einer fossilbefeuerten Kraftwerksanlage
US8015822B2 (en) * 2008-11-21 2011-09-13 General Electric Company Method for controlling an exhaust gas recirculation system
WO2010105155A2 (en) 2009-03-12 2010-09-16 Sustainx, Inc. Systems and methods for improving drivetrain efficiency for compressed gas energy storage
DE102009017228A1 (de) * 2009-04-09 2010-10-14 Linde-Kca-Dresden Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Behandlung von Rauchgasen
US8104274B2 (en) 2009-06-04 2012-01-31 Sustainx, Inc. Increased power in compressed-gas energy storage and recovery
SG176670A1 (en) 2009-06-05 2012-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Combustor systems and methods for using same
US20130074511A1 (en) 2009-09-07 2013-03-28 Irina Tanaeva Method of operating a gas turbine and gas turbine
US8171718B2 (en) * 2009-10-05 2012-05-08 General Electric Company Methods and systems involving carbon sequestration and engines
WO2011054803A1 (en) 2009-11-03 2011-05-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Centrifugal separation of condensed co2 from a flue gas
WO2011056855A1 (en) 2009-11-03 2011-05-12 Sustainx, Inc. Systems and methods for compressed-gas energy storage using coupled cylinder assemblies
MX341477B (es) 2009-11-12 2016-08-22 Exxonmobil Upstream Res Company * Sistemas y métodos de generación de potencia de baja emisión y recuperación de hidrocarburos.
US20110146282A1 (en) * 2009-12-18 2011-06-23 General Electric Company System and method for reducing sulfur compounds within fuel stream for turbomachine
US8191362B2 (en) 2010-04-08 2012-06-05 Sustainx, Inc. Systems and methods for reducing dead volume in compressed-gas energy storage systems
US8171728B2 (en) 2010-04-08 2012-05-08 Sustainx, Inc. High-efficiency liquid heat exchange in compressed-gas energy storage systems
US8117822B2 (en) 2010-04-19 2012-02-21 King Fahd University Of Petroleum & Minerals Carbon-free gas turbine
US20110265445A1 (en) * 2010-04-30 2011-11-03 General Electric Company Method for Reducing CO2 Emissions in a Combustion Stream and Industrial Plants Utilizing the Same
US8234863B2 (en) 2010-05-14 2012-08-07 Sustainx, Inc. Forming liquid sprays in compressed-gas energy storage systems for effective heat exchange
TWI593878B (zh) * 2010-07-02 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 用於控制燃料燃燒之系統及方法
TWI554325B (zh) 2010-07-02 2016-10-21 艾克頌美孚上游研究公司 低排放發電系統和方法
CN102959202B (zh) 2010-07-02 2016-08-03 埃克森美孚上游研究公司 集成系统、发电的方法和联合循环发电系统
MY160833A (en) 2010-07-02 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
MX352291B (es) 2010-07-02 2017-11-16 Exxonmobil Upstream Res Company Star Sistemas y métodos de generación de potencia de triple ciclo de baja emisión.
CA2801476C (en) * 2010-07-02 2017-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
US20120023892A1 (en) * 2010-07-30 2012-02-02 General Electric Company Systems and methods for co2 capture
WO2012018458A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for exhaust gas extraction
CN103069130B (zh) 2010-08-06 2016-02-24 埃克森美孚上游研究公司 优化化学计量燃烧的系统和方法
US8495872B2 (en) 2010-08-20 2013-07-30 Sustainx, Inc. Energy storage and recovery utilizing low-pressure thermal conditioning for heat exchange with high-pressure gas
US9856769B2 (en) 2010-09-13 2018-01-02 Membrane Technology And Research, Inc. Gas separation process using membranes with permeate sweep to remove CO2 from combustion exhaust
US9140186B2 (en) 2010-09-13 2015-09-22 Membrane Technology And Research, Inc Sweep-based membrane gas separation integrated with gas-fired power production and CO2 recovery
US8578708B2 (en) 2010-11-30 2013-11-12 Sustainx, Inc. Fluid-flow control in energy storage and recovery systems
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
KR20140031319A (ko) 2011-05-17 2014-03-12 서스테인쓰, 인크. 압축 공기 에너지 저장 시스템 내의 효율적인 2상 열전달을 위한 시스템 및 방법
US20130036723A1 (en) * 2011-08-08 2013-02-14 Air Liquide Process And Construction Inc. Oxy-combustion gas turbine hybrid
US9127598B2 (en) 2011-08-25 2015-09-08 General Electric Company Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US8453462B2 (en) 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US8245493B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and control method
US8245492B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 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
US8205455B2 (en) 2011-08-25 2012-06-26 General Electric Company Power plant and method of operation
US8347600B2 (en) 2011-08-25 2013-01-08 General Electric Company Power plant and method of operation
US8713947B2 (en) 2011-08-25 2014-05-06 General Electric Company Power plant with gas separation system
US8266883B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant start-up method and method of venting the power plant
US20130091835A1 (en) 2011-10-14 2013-04-18 Sustainx, Inc. Dead-volume management in compressed-gas energy storage and recovery systems
WO2013095829A2 (en) 2011-12-20 2013-06-27 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
US8539749B1 (en) * 2012-04-12 2013-09-24 General Electric Company Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
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
JP6300812B2 (ja) * 2012-10-31 2018-03-28 メンブレン テクノロジー アンド リサーチ インコーポレイテッドＭｅｍｂｒａｎｅ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ａｎｄ Ｒｅｓｅａｒｃｈ， Ｉｎｃ． ガス燃焼発電及びｃｏ２回収と統合した掃引ベースの膜ガス分離
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
US9869279B2 (en) * 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall 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
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
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
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
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
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
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
CA2902479C (en) 2013-03-08 2017-11-07 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
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
WO2014146861A1 (en) * 2013-03-21 2014-09-25 Siemens Aktiengesellschaft Power generation system and method to operate
JP6132616B2 (ja) * 2013-03-26 2017-05-24 三菱重工業株式会社 ガスタービンプラント、及びガスタービンプラントの運転方法
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
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
JP6128216B2 (ja) * 2013-07-12 2017-05-17 株式会社Ihi Ｃｏ２回収システム
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
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
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
JP2013253611A (ja) * 2013-09-17 2013-12-19 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービンプラント、その運転方法、及びガスタービンプラントを備えたガス化燃料発電設備
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
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
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
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
WO2015147974A1 (en) * 2014-03-26 2015-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for the conditioning of recirculated exhaust gas
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US9920692B2 (en) * 2014-05-30 2018-03-20 Distributed Storage Technologies LLC Cooling systems and methods using pressurized fuel
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US10247408B2 (en) 2014-11-14 2019-04-02 University Of Florida Research Foundation, Inc. Humid air turbine power, water extraction, and refrigeration cycle
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
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
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
JP6657996B2 (ja) * 2016-01-25 2020-03-04 株式会社Ihi 燃焼ガス供給システム
US9782718B1 (en) 2016-11-16 2017-10-10 Membrane Technology And Research, Inc. Integrated gas separation-turbine CO2 capture processes
FR3067099B1 (fr) * 2017-05-30 2019-10-25 Madhav Rathour Dispositif de separation de melange gazeux
WO2018231194A1 (en) * 2017-06-12 2018-12-20 General Electric Company Counter-flow heat exchanger
US10731554B2 (en) 2017-09-12 2020-08-04 University Of Florida Research Foundation, Inc. Humid air turbine power, water extraction, and refrigeration cycle
JP7181690B2 (ja) * 2018-01-12 2022-12-01 株式会社神戸製鋼所 冷熱発電装置
US20230417187A1 (en) * 2020-11-17 2023-12-28 University Of Florida Research Foundation Gas turbine inlet cooling for constant power output
NO346447B1 (no) * 2021-07-16 2022-08-22 Skomsvold Aage Joergen Anordning for å frembringe høyere trykk og temperatur av en gass
WO2024175254A1 (en) 2023-02-24 2024-08-29 Nuovo Pignone Tecnologie - S.R.L. A system and a method for mixing a recirculated exhaust gas stream with air to obtain a gas mixture to be fed to a gas turbine

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH09509608A (ja) * 1994-02-15 1997-09-30 クヴェルナー エーエスエー 熱機関から生じる排気ガスから大気中への二酸化炭素（ｃｏ▲下２▼）排出物を除去及び防止する方法
JP2000064854A (ja) * 1998-02-25 2000-02-29 Asea Brown Boveri Ag 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
WO2000048709A1 (en) * 1999-02-19 2000-08-24 Norsk Hydro Asa A method for removing and recovering co2 from exhaust gas
WO2002103176A1 (fr) * 2001-06-14 2002-12-27 Institut Francais Du Petrole Generateur de puissance a faibles rejets de co2 et procede associe

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4430312A (en) 1982-06-23 1984-02-07 Eickmeyer Allen Garland Removal of CO2 from gas mixtures
US4899544A (en) * 1987-08-13 1990-02-13 Boyd Randall T Cogeneration/CO2 production process and plant
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
US5137550A (en) 1991-04-26 1992-08-11 Air Products And Chemicals, Inc. Cascade acid gas removal process
JPH074211A (ja) * 1993-06-15 1995-01-10 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd ガスタービン複合発電設備
EP0859136A1 (en) 1997-02-17 1998-08-19 N.V. Kema Gas turbine with energy recovering
US6256976B1 (en) 1997-06-27 2001-07-10 Hitachi, Ltd. Exhaust gas recirculation type combined plant
JP3794168B2 (ja) * 1997-06-27 2006-07-05 株式会社日立製作所 排気再循環型コンバインドプラント
JPH11264325A (ja) * 1998-03-18 1999-09-28 Toshiba Corp 二酸化炭素回収型発電プラント
DK0953748T3 (da) * 1998-04-28 2004-06-07 Alstom Switzerland Ltd Kraftværksanlæg med en CO2-proces
JPH11324710A (ja) 1998-05-20 1999-11-26 Hitachi Ltd ガスタービン発電プラント
US6622470B2 (en) * 2000-05-12 2003-09-23 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH09509608A (ja) * 1994-02-15 1997-09-30 クヴェルナー エーエスエー 熱機関から生じる排気ガスから大気中への二酸化炭素（ｃｏ▲下２▼）排出物を除去及び防止する方法
JP2000064854A (ja) * 1998-02-25 2000-02-29 Asea Brown Boveri Ag 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
WO2000048709A1 (en) * 1999-02-19 2000-08-24 Norsk Hydro Asa A method for removing and recovering co2 from exhaust gas
WO2002103176A1 (fr) * 2001-06-14 2002-12-27 Institut Francais Du Petrole Generateur de puissance a faibles rejets de co2 et procede associe

Also Published As

Publication number Publication date
EP1484102A2 (de) 2004-12-08
DE10325111A1 (de) 2005-01-05
JP2004360694A (ja) 2004-12-24
US20050028529A1 (en) 2005-02-10
EP1484102B1 (de) 2018-03-28
EP1484102A3 (de) 2011-12-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4727949B2 (ja) 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
JP5913305B2 (ja) 低エミッション発電システム及び方法
US7827778B2 (en) Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions
JP5759543B2 (ja) 排ガス再循環方式及び直接接触型冷却器による化学量論的燃焼
CN102472120B (zh) 热电联产设备和热电联产方法
US6684643B2 (en) Process for the operation of a gas turbine plant
US7559977B2 (en) Purification works for thermal power plant
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
US8833080B2 (en) Arrangement with a steam turbine and a condenser
TW201215820A (en) Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
JPH04228832A (ja) ガスタービン及びその作動方法
EP1827656A1 (en) Method for removing and recovering co2 from an exhaust gas
WO2008091158A1 (en) Method and plant for enhancing co2 capture from a gas power plant or thermal power plant
JPH10110628A (ja) ガスタービン排気処理装置
JP5117431B2 (ja) 二酸化炭素回収型ガスタービンプラント
JP7025310B2 (ja) ガスタービン複合発電システム、ガスタービン複合発電方法
WO2013024337A1 (en) Power plant heat integration
US20160010511A1 (en) Power generation system and method to operate
JP4315625B2 (ja) ガスタービン設備
JP2001115854A (ja) ガス化発電プラント
JPH0814062A (ja) 複合発電プラント
JP4467758B2 (ja) 炭酸ガス回収型ガスタービン発電プラント及びその運転方法
JP2000136730A (ja) ガスタービン発電装置
TW201339406A (zh) 發電廠之熱整合
JPH06221505A (ja) 排ガスの熱回収及び浄化システム

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20070423

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20091023

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20100125

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20100128

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20100223

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20100226

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20100323

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20100326

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20100420

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20100917

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20101217

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20101222

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20101228

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20110117

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20110120

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20110217

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20110222

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20110310

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20110330

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20110414

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140422

Year of fee payment: 3

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

S533 Written request for registration of change of name

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

S111 Request for change of ownership or part of ownership

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313113

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees