JP5913304B2 - 低エミッショントリプルサイクル発電システム及び方法 - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、コンバインドサイクル発電システムにおける低エミッション発電に関する。特に、本発明の実施形態は、ＣＯ₂製造及び捕捉を向上させるために燃料を燃焼させる方法及び装置に関する。

〔関連出願の説明〕
本願は、２０１０年７月２日に出願された米国特許仮出願第６１／３６１，１７０号（発明の名称：Low Emission Triple-Cycle Power Generation Systems and Methods）の権益主張出願であり、この米国特許仮出願を参照により引用し、その記載内容全体を本明細書の一部とする。

本願は、２０１０年７月２日に出願された米国特許出願第６１／３６１，１６９号（発明の名称：Systems and Methods for Controlling Combustion of a Fuel）、２０１０年７月２日に出願された米国特許出願第６１／３６１，１７３号（発明の名称：Low Emission Triple-Cycle Power Generation Systems and Methods）、２０１０年７月２日に出願された米国特許出願第６１／３６１，１７６号（発明の名称：Stoichiometric Combustion With Exhaust Gas Recirculation and Direct Contact Cooler）、２０１０年７月２日に出願された米国特許出願第６１／３６１，１７８号（発明の名称：Stoichiometric Combustion of Enriched Air With Exhaust Gas Recirculation）及び２０１０年７月２日に出願された米国特許出願第６１／３６１，１８０号（発明の名称：Low Emission Power Generation Systems and Methods）に関する発明内容を含む。

本項は、本発明の例示の実施形態と関連している場合のある当該技術分野の種々の観点を紹介するものである。この説明は、本発明の特定の観点の良好な理解を容易にする技術内容の枠組みの提供を助けるものと考えられる。従って、本項は、このような見方で読まれるべきであり、必ずしも本項の記載内容が先行技術である旨の承認（admissions）として読まれるべきではないことは理解されるべきである。

多くの産油国は、電力需要における強い国内成長を経験しており、石油・原油の貯留層からの石油・原油の回収を向上させるために石油・原油の回収増進法（ＥＯＲ）に関心がある。通常利用される２種類のＥＯＲ技術としては、貯留層圧力維持のための窒素（Ｎ₂）注入及びＥＯＲ用の混和性フラッディングのための二酸化炭素（ＣＯ₂）注入が挙げられる。また、温室効果ガス（ＧＨＧ）エミッションに関する世界的な懸念が存在する。多くの国におけるキャップ・アンド・トレード（cap-and-trade）政策の実施と組み合わさったこの懸念により、ＣＯ₂エミッションの減少が、これらの国及び他の国並びに炭化水素を産出システムを稼働させている会社にとって優先事項となっている。

ＣＯ₂エミッションを減少させる幾つかの対策は、溶剤、例えばアミンを用いた燃料脱炭又は燃焼後捕捉を含む。しかしながら、これら解決策の両方は、費用が高く付く上に発電効率が悪く、その結果、発電量は低く、燃料需要が高く、しかも国内電力需要を満たすのに電気のコストが高い。特に、酸素、ＳＯ_X及びＮＯ_X化合物の存在により、アミン溶剤吸収の使用は、極めて問題となっている。別の対策は、コンバインドサイクルにおけるオキシ燃料ガスタービンの使用である（例えば、この場合、ガスタービンブレイトンサイクルからの排（廃）熱は、ランキンサイクルにおいて蒸気を生じさせると共に追加の動力を生じさせるよう捕捉される）。しかしながら、かかるサイクルで動作可能な商業的に入手できるガスタービンは存在せず、高純度酸素を生じさせるのに必要な動力は、プロセスの全体的効率を著しく低下させる。幾つかの研究がこれらプロセスを比較し、各対策の利点のうちの幾つかを示している。これについては、例えば、URL: http://www.energy.sintef.no/publ/xergi/98/3/3art-8-engelsk.htm (1998)に見受けられるボーランド（BOLLAND），オラブ（OLAV）及びアンドラム（UNDRUM），アンリエット（HENRIETTE），「リムーバル・オブ・ＣＯ₂・フロム・ガス・タービン・パワー・プランツ：エバリュエーション・オブ・プリ・アンド・ポストコンバッション・メソッズ（Removal of CO₂ from Gas Turbine Power Plants: Evaluation of pre- and post-combustion methods）」，エスアイエヌティーイーエフ・グループ（SINTEF Group）を参照されたい。

ＣＯ₂エミッションを減少させる他の対策としては、例えば天然ガスコンバインドサイクル（ＮＧＣＣ）における化学量論的排ガス再循環が挙げられる。従来型ＮＧＣＣシステムでは、燃料の適度な化学量論的燃焼を可能にするのに空気取り入れ量の約４０％しか必要とせず、これに対し、空気取り入れ量の残りの６０％は、温度を加減すると共に排ガスを冷却して次の膨張機中への導入に適するようにするのに役立つが、不都合なことに、排ガス中に副生物として過剰酸素を発生させもし、これは除去するのが困難である。典型的なＮＧＣＣは、低圧排ガスを生じさせ、これには、隔離又はＥＯＲのためにＣＯ₂を取り出すのに得た電力のうちの何分の一かが必要であり、それによりＮＧＣＣの熱効率が低下する。さらに、ＣＯ₂取り出しのための機器は、大型であり且つ費用が高く付き、周囲圧力ガスをＥＯＲ又は隔離に必要な圧力にするのに幾つかの圧縮段が必要である。かかる問題は、他の化石燃料、例えば石炭の燃焼と関連した低圧排ガスからの燃焼後炭素捕捉に特有である。

ボーランド（BOLLAND），オラブ（OLAV）及びアンドラム（UNDRUM），アンリエット（HENRIETTE），「リムーバル・オブ・ＣＯ2・フロム・ガス・タービン・パワー・プランツ：エバリュエーション・オブ・プリ・アンド・ポストコンバッション・メソッズ（Removal of CO2 from Gas Turbine Power Plants: Evaluation of pre- and post-combustion methods）」，エスアイエヌティーイーエフ・グループ（SINTEF Group）（URL: http://www.energy.sintef.no/publ/xergi/98/3/3art-8-engelsk.htm (1998)）

当該技術分野における要望についての上述の説明は、網羅的ではなく、代表的であるに過ぎない。１つ又は２つ以上のかかる要望又は当該技術分野における他の幾つかの関連の欠点に取り組む技術は、コンバインドサイクル発電システムにおける発電に利益をもたらす。

本発明は、燃料を燃焼させ、動力を生じさせ、生じた炭化水素を処理すると共に／或いは不活性ガスを発生させるシステム及び方法を提供する。かかるシステムは、種々の環境で具体化でき、システムの生成物は、種々の用途に利用できる。例えば、これらシステム及び方法は、二酸化炭素流及び窒素流を生じさせるよう構成されているのが良く、これら流の各々は、炭化水素産出作業において種々の考えられる使用を有することができる。同様に、入口燃料は、種々の源から得られる。例えば、燃料は、任意の従来型燃料流であって良く又は産出した炭化水素流、例えばメタン及び重い炭化水素を含む炭化水素流であっても良い。

本発明の範囲に含まれる例示の一システムは、ガスタービンシステムと排ガス再循環システムの両方を含む。ガスタービンシステムは、冷却された再循環ガス流を受け入れてこれを圧縮して圧縮された再循環流にするよう構成された第１の圧縮機を有するのが良い。ガスタービンシステムは、供給酸化体を受け入れてこれを圧縮して圧縮された酸化体の状態にするよう構成された第２の圧縮機を更に有するのが良い。さらに、ガスタービンシステムは、圧縮再循環流及び圧縮酸化体を受け入れて燃料流を化学量論的に燃焼させるよう構成された燃焼チャンバを有するのが良く、圧縮再循環流は、燃焼温度を加減する希釈剤としての役目を果たす。ガスタービンシステムは、第１の圧縮機に結合されていて、燃焼チャンバから放出物を受け入れてガス状排出物流を発生させると共に第１の圧縮機を少なくとも部分的に駆動するよう構成された膨張機を更に有するのが良い。ガスタービンは、更に、他のシステムに使用できる補助動力を生じさせるよう構成されているのが良い。例示のシステムは、排熱回収蒸気発生器及びブースト圧縮機を有する排ガス再循環システムを更に含む。排熱回収蒸気発生器は、ガス状排出物流を膨張機から受け取って蒸気及び冷却された排出物流を発生させるよう構成されているのが良い。冷却排出物流をガスタービンシステムに再循環させるのが良く、かかる冷却排出物流は、冷却された再循環ガス流となる。冷却再循環ガス流は、ガスタービンシステムへの経路中にブースト圧縮機を通過するのがよく、ブースト圧縮機は、冷却再循環ガス流を第１の圧縮機中への注入前に受け入れてその圧力を増大させるよう構成されている。

本発明の上述の利点及び他の利点は、実施形態の非限定的な例に関する以下の詳細な説明及び図面を参照すると、明らかになろう。

本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション発電及びＣＯ₂回収の増進のための一体型システムを示す図である。 本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション発電及びＣＯ₂回収の増進のための別の一体型システムを示す図である。 本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション発電及びＣＯ₂回収の増進のための別の一体型システムを示す図である。

以下の詳細な説明の項において、本発明の特定の実施形態を好ましい実施形態と関連して説明する。しかしながら、以下の説明が本発明の特定の実施形態又は特定の使用に特有である範囲まで、これは、例示目的にのみ行われ、例示の実施形態についての説明を提供するに過ぎない。したがって、本発明は、以下に説明する特定の実施形態には限定されず、それどころか、本発明は、特許請求の範囲に記載された本発明の範囲に含まれるあらゆる変形例、改造例及び均等例を含む。

本明細書において用いられる種々の用語について以下に定義する。特許請求の範囲の記載に用いられている用語が以下において定義されていない場合、関連分野における当業者が少なくとも１つの印刷された刊行物又は発行された特許に反映されているようにその用語には最も広い定義が与えられるべきである。

本明細書で用いられている「天然ガス」という用語は、原油田（随伴ガス）又は地下ガス貯留地層（非随伴ガス）から得られた他成分ガスを意味している。天然ガスの組成及び圧力は、千差万別であると言える。典型的な天然ガス流は、主要成分としてメタン（ＣＨ₄）を含み、即ち、天然ガス流の５０ｍｏｌ％以上がメタンである。天然ガス流は、エタン（Ｃ₂Ｈ₆）、これよりも分子の高い炭化水素（例えば、Ｃ₃〜Ｃ₂₀炭化水素）、１種類又は２種類以上の酸性ガス（例えば、硫化水素、二酸化炭素）又はこれらの任意の組み合わせを更に含む場合がある。天然ガスは、微量の汚染要因物、例えば水、窒素、硫化鉄、蝋、原油又はこれらの任意の組み合わせを更に含む場合がある。

本明細書で用いられる「化学量論的燃焼」という用語は、燃料及び酸化剤を含む所与の量の反応体及び反応体の全体積が生成物を形成するために用いられる場合、反応体を燃焼させることによって生じる所与の量の生成物を有する燃焼反応を意味している。本明細書で用いられる「実質的に化学量論的燃焼」という表現は、燃焼用燃料と化学量論的比に必要な酸素の約±１０％又はより好ましくは化学量論的比に必要な酸素の約±５％の範囲の酸素のモル比を有する燃焼反応を意味している。例えば、メタンに関する燃料と酸素の化学量論比は、１：２（ＣＨ₄＋２Ｏ₂＞ＣＯ₂＋２Ｈ₂Ｏ）である。プロパンの燃料と酸素の化学量論比は、１：５であろう。実質的に化学量論的燃焼を測定する別のやり方は、供給される酸素と化学量論的燃焼に必要な酸素の比としてであり、例えば、約０．９：１から約１．１：１であり、より好ましくは約０．９５：１から約１．０５：１である。

本明細書で用いられる「流」（又は、「流れ」）は、所与の量の流体を意味している。ただし、流という用語の使用は、移動中に所与の量の流体（例えば、速度又は質量流量を有する）を意味している。しかしながら、「流」という用語は速度、質量流量又は流を包囲する特定形式の導管を必要とするわけではない。

本明細書において開示されるシステム及びプロセスの実施形態は、超低エミッション発電を行うと共に石油・原油の回収増進（ＥＯＲ）又は隔離用途のためのＣＯ₂を生じさせるために利用されるのが良い。本明細書に開示される実施形態によれば、空気と燃料の混合物を化学量論的に又は実質的に化学量論的に燃焼させて再循環排ガスの流れと混合させるのが良い。幾つかの具体化例では、燃焼器を、化学量論的燃焼の各側で幾分かのばらつきがある状態で化学量論的燃焼を得るよう動作させるのが良い。追加的に又は代替的に、燃焼器及びガスタービンシステムは、亜化学量論的燃焼に優先して、過剰酸素を供給するのではなく酸素の系を奪う側で誤りを起こし又は逸脱を起こすようになっている場合がある。一般に燃焼生成物、例えばＣＯ₂を含む再循環排ガスの流れは、化学量論的燃焼及び次の膨張機に入る排ガスの温度を制御し又は違ったやり方で加減する希釈剤として使用可能である。

化学量論的条件又は実質的に化学量論的条件（例えば、「僅かにリッチ」の燃焼）における商用ガスタービンでの燃焼は、過剰酸素除去のコストをなくす上で有利であると言える。さらに、僅かにリーンの燃焼により、排出物流中の酸素含有量を一段と減少させることができる。排出物を冷却し、冷却された排出物流から水を凝縮して除去することによって、比較的高い含有量のＣＯ₂排出物流を生じさせることができる。再循環排ガスの一部分を閉鎖ブレイトンサイクルにおいて温度加減のために利用することができるが、残りのパージ流をＥＯＲ用途に用いることができると共に／或いは硫黄酸化物（ＳＯ_X）、窒素酸化物（ＮＯ_X）及び／又は大気中に放出されるＣＯ₂がほとんどなく又は全くない状態で電力を発生させることができる。

次に図を参照すると、図１は、１つ又は２つ以上の実施形態に従ってコンバインドサイクル構成を用いて発電及びＣＯ₂回収を行う例示の一体型システム１００の略図である。少なくとも１つの実施形態では、発電システム１００は、動力を生じさせる閉鎖ブレイトンサイクルとして特徴付けられるガスタービンシステム１０２を有するのが良い。ガスタービンシステム１０２は、シャフト１０８を介して膨張機１０６に結合された第１の又は主圧縮機１０４を有するのが良い。シャフト１０８は、任意の機械的、電気的又は他の動力結合手段であって良く、それにより、膨張機１０６により生じた機械的エネルギーの一部分が主圧縮機１０４を駆動することができる。少なくとも１つの実施形態では、ガスタービンシステム１０２は、標準型ガスタービンであって良く、この場合、主圧縮機１０４及び膨張機１０６は、それぞれ、圧縮機側端部及び膨張機側端部を形成する。しかしながら、他の実施形態では、主圧縮機１０４及び膨張機１０６は、システム１０２内における個別化されたコンポーネントであっても良い。

ガスタービンシステム１０２は、ライン１１４内の圧縮酸化体と混合されたライン１１２内の燃料を燃焼させるよう構成された燃焼チャンバ１１０を更に有するのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、ライン１１２内の燃料は、任意適当な炭化水素ガス又は液体、例えば天然ガス、メタン、エタン、ナフサ、ブタン、プロパン、合成ガス、ディーゼル、ケロシン、航空燃料、石炭由来燃料、生物燃料、酸素化炭化水素供給原料又はこれらの組み合わせを含むのが良い。ライン１１４内の圧縮酸化体は、燃焼チャンバ１１０に流体結合されていて、供給酸化体１２０を圧縮するようになった第２の又は入口圧縮機１１８から導かれるのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、供給酸化体１２０は、酸素を含有した任意適当なガス（気体）、例えば空気、酸素に富んだ空気、酸素が乏しい空気、純粋酸素又はこれらの組み合わせを含むことができる。

以下に詳細に説明するように、燃焼チャンバ１１０は、主としてＣＯ₂及び窒素成分を有する排ガスを含む圧縮再循環流１４４も又受け入れるのが良い。圧縮再循環流１４４を主圧縮機１０４から導くのが良く、かかる圧縮再循環流は、ライン１１４内の圧縮酸化体及びライン１１２内の燃料の化学量論的又は実質的に化学量論的燃焼を容易にするのに役立ち、更に排ガス中のＣＯ₂濃度を増大させるようになっている。膨張機１０６の入口に差し向けられる放出物流１１６を圧縮再循環流１４４の存在下においてライン１１２内の燃料及びライン１１４内の圧縮酸化体の燃焼生成物として生じさせることができる。少なくとも１つの実施形態では、ライン１１２中の燃料は、主として天然ガスであるのが良く、それにより蒸発した水、ＣＯ₂、窒素、窒素酸化物（ＮＯ_X）及び硫黄酸化物（ＳＯ_X）の体積部分を含む放出物１１６が生じる。幾つかの実施形態では、未燃焼燃料又は他の化合物の僅かな部分も又、燃焼平衡上の問題に起因して放出物１１６中に存在する場合がある。放出物１１６が膨張機１０６中で膨張すると、それにより主圧縮機１０４、発電機又は他の設備を駆動するための機械的動力が生じると共に更にライン１４４内の圧縮再循環排ガスの流れ込みに起因して生じる増大したＣＯ₂含有量を有するガス状排出物がライン１２２内に生じる。膨張機１０６により生じた機械的動力は、追加的に又は代替的に他の目的のために、例えば電気を地域送電設備網に送るため或いは施設内の他のシステムを駆動し又は操業を行うために使用できる。

発電システム１００は、排ガス再循環（ＥＧＲ）システム１２４を更に有するのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、ＥＧＲシステム１２４は、蒸気ガスタービン１２８に流体結合された排熱回収蒸気発生器（排熱回収ボイラ又は排熱回収熱交換器とも言う）（ＨＲＳＧ）１２６又はこれに類似した装置を有するのが良い。少なくとも１つの実施形態では、ＨＲＳＧ１２６と蒸気ガスタービン１２８の組み合わせは、閉鎖ランキンサイクルとして特徴付けることができる。ＨＲＳＧ１２６及び蒸気ガスタービン１２８は、ガスタービンシステム１０２と組み合わさった状態で、コンバインドサイクル発電プラント、例えば天然ガスコンバインドサイクル（ＮＧＣＣ）プラントの一部をなすことができる。ライン１２２内のガス状排出物をＨＲＳＧ１２６に送るのが良く、その目的は、ライン１３０内に蒸気の流れを発生させると共にライン１３２内に冷却排ガスを生じさせることにある。一実施形態では、ライン１３０内の蒸気を蒸気ガスタービン１２８に送って追加の電力を発生させるのが良い。

ライン１３２内の冷却排ガスを少なくとも１つの冷却ユニット１３４に送るのがよく、かかる冷却ユニットは、ライン１３２内の冷却排ガスの温度を減少させて冷却再循環ガス流１４０を発生させるよう構成されている。１つ又は２つ以上の実施形態では、冷却ユニット１３４は、直接接触型冷却器、トリム冷却器、機械的冷凍ユニット又はこれらの組み合わせであるのが良い。冷却ユニット１３４は又、水ドロップアウト流１３８を介して凝縮水の一部分を除去するよう構成されているのが良く、水ドロップアウト流は、少なくとも１つの実施形態では、ライン１４１を介してＨＲＳＧ１２６に送られるのが良く、それによりライン１３０内に追加の蒸気の発生のための水源が得られる。１つ又は２つ以上の実施形態では、冷却再循環ガス流１４０は、冷却ユニット１３４に流体結合されたブースト圧縮機１４２に差し向けられるのが良い。ライン１３２内の冷却排ガスを冷却ユニット１３４で冷却することにより、ブースト圧縮機１４２内の冷却再循環ガス流１４０を圧縮するのに必要な動力を減少させることができる。

ブースタ圧縮機１４２は、冷却再循環ガス流１４０を主圧縮機１０４内に導入する前に冷却再循環ガス流１４０の圧力を増大させるよう構成されているのが良い。従来型ファン又はブロワシステムとは対照的に、ブースト圧縮機１４２は、冷却再循環ガス流１４０の全体的密度を増大させ、それにより体積流量が同一の状態で増大した質量流量を主圧縮機１０４に差し向ける。主圧縮機１０４は代表的には体積流量が制限されているので、より多くの質量流量を主圧縮機１０４中に差し向けると、その結果として、主圧縮機１０４から高い吐き出し圧力が得られ、それにより、かかる高い吐き出し圧力は、膨張機１０６前後の高い圧力比に変わる。膨張機１０６前後に生じた高い圧力比により、入口温度を高くすることができ、従って、膨張機１０６の出力及び効率を増大させることができる。これは、ライン１１６内のＣＯ₂に富んだ排ガスが一般に高い比熱容量を維持するので有利であることが分かる。

主圧縮機１０４は、ブースト圧縮機１４２から受け取った冷却再循環ガス流１４０を圧縮して名目的に燃焼チャンバ１１０の圧力よりも高い圧力に圧縮するよう構成されているのが良く、それにより圧縮された再循環流１４４が生じる。少なくとも１つの実施形態では、パージ流１４６を圧縮再循環流１４４から取り出し、次にＣＯ₂分離器１４８内で処理し、それによりライン１５０を介して高い圧力状態にあるＣＯ₂を捕捉するのが良い。ライン１５０内の分離されたＣＯ₂を販売のために利用することができ、二酸化炭素を必要とする別のプロセスに用いることができ且つ／或いは圧縮して石油・原油の回収増進（ＥＯＲ）、隔離又は別の目的のための陸上リザーバ中に注入することができる。

本質的にＣＯ₂が減少し、主として窒素から成る残留流１５１をＣＯ₂分離器１４８から導くのが良い。幾つかの具体化例では、窒素に富む残留流１５１を逃がしても良く且つ／或いは１つ又は２つ以上の操作に直接に使用しても良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、圧力状態にあるのが良い残留流１５１をＣＯ₂分離器１４８に流体結合されているガス膨張機１５２、例えば動力発生窒素膨張機で膨張させるのが良い。図１〜図３に示されているように、ガス膨張機１５２は、オプションとして、共通シャフト１５４又は他の機械的、電気的若しくは他の動力結合手段を介して入口圧縮機１１８に結合されても良く、それにより、ガス膨張機１５２により生じた動力の一部分が入口圧縮機１１８を駆動することができる。ガス膨張機１５２内での膨張後、主として窒素から成るライン１５６内の排ガスを大気中に逃がし又は当該技術分野において知られている他の下流側の用途に具体化するのが良い。例えば、膨張後の窒素流を蒸発式冷却プロセスに用いることができ、かかる蒸発式冷却プロセスは、一般に同日出願の米国特許出願（発明の名称：Stoichiometric Combustion with Exhaust Gas Recirculation and Direct Contact Cooler）に説明されているように排ガスの温度を一段と減少させるよう構成されており、この米国特許出願を参照により引用し、本発明の開示内容と矛盾しない程度までその記載内容を本明細書の一部とする。少なくとも１つの実施形態では、ガス膨張機１５２、入口圧縮機１１８及びＣＯ₂分離器の組み合わせは、開放ブレイトンサイクル又はシステム１００の第３の動力発生コンポーネントとして特徴付けることができる。

しかしながら、他の実施形態では、ガス膨張機１５２は、化学量論的圧縮機１１８に直接結合されない状態で、動力を他の用途に提供するよう利用できる。例えば、膨張機１５２により生じる動力と圧縮機１１８の要件との間に相当な不一致が存在する場合がある。かかる場合、膨張機１５２は、必要とする動力が少ない小型圧縮機（図示せず）を駆動するようになっているのが良い。さらに別の実施形態では、ガス膨張機１５２に代えて下流側圧縮機（図示せず）を用いても良く、この下流側圧縮機は、残留流１５１を圧縮して圧力維持用途のためのリザーバ内に注入されるのに適した圧縮排ガスを発生させるよう構成されている。

特にブースト圧縮機１４２が追加された本明細書において説明するＥＧＲシステム１２４は、発電システム１００の排ガス中にＣＯ₂の高い濃度を達成するよう具体化されるのが良く、それにより次の隔離、圧力維持又はＥＯＲ用途のための効果的なＣＯ₂分離が可能である。例えば、本明細書において開示する実施形態は、排ガス流中のＣＯ₂の濃度を約１０体積％以上に効果的に増大させることができる。これを達成するため、燃焼チャンバ１１０は、ライン１１２内の燃料とライン１１４内の圧縮酸化体の流入混合物を化学量論的に燃焼させるようになっているのが良い。膨張機１０６の入口温度及びコンポーネント冷却要件に適合するよう化学量論的燃焼の温度を加減するために圧縮再循環流１４４から導いた排ガスの一部分を希釈剤として燃焼チャンバ１１０中に同時に注入するのが良い。かくして、本発明の実施形態は、本質的に、排ガスから過剰酸素をなくすことができ、それと同時にそのＣＯ₂濃度を増大させることができる。したがって、ライン１２２内のガス状排出物は、約３．０体積％以下の酸素、約１．０体積％以下の酸素、約０．１体積％以下の酸素又はそれどころか約０．００１体積％以下の酸素を有することができる。

次に、システム１００の例示の作動の詳細について説明する。理解できるように、本明細書において開示する実施形態においての任意のものの種々のコンポーネントで達成され又は生じる特定の温度及び圧力は、多くの要因のうちでとりわけ、用いられる酸化体の純度及び膨張機、圧縮機、冷却器等の特定の製造メーカ及び／又はモデルに応じて変わる場合がある。したがって、本明細書において説明する特定のデータは、例示に過ぎず、本発明の唯一の解釈として認識されるべきでないことは理解されよう。一実施形態では、入口圧縮機１１８は、約２８０ｐｓｉａ〜約３００ｐｓｉａの圧力でライン１１４内に圧縮酸化体を提供するよう構成されるのが良い。しかしながら、本明細書においてこれ又想定されるように、最高約７５０ｐｓｉａ以上の圧力を生じさせると共に消費することができる航空機転用形ガスタービン技術も又本発明に含まれる。

主圧縮機１０４は、再循環排ガスを圧縮して名目上、燃焼チャンバ１１０の圧力よりも高い圧力又は燃焼チャンバ１１０の圧力の状態の圧縮再循環流１４４にし、この再循環排ガスの一部分を燃焼チャンバ１１０内における希釈剤として用いるよう構成されているのが良い。燃焼チャンバ１１０内で必要な希釈剤の量は、膨張機１０６の化学量論的燃焼又はモデルに用いられる酸化体の純度に依存する場合があるので、リング状に配置された熱電対及び／又は酸素センサ（図示せず）を一般に燃焼チャンバ又はガスタービンシステムと関連させて直接測定又は推定及び／又は計算によって１つ又は２つ以上の流れの温度又はかかる流れ中の酸素濃度を測定するのが良い。例えば、熱電対及び／又は酸素センサは、燃焼チャンバ１１０の出口、膨張機１０６の入口及び／又は膨張機１０６の出口に設けられるのが良い。作用を説明すると、熱電対及びセンサは、燃焼生成物を所要の膨張機入口温度まで冷却する希釈剤としての排ガスの量を調節すると共に測定し、さらに燃焼チャンバ中に注入される酸化体の量を調節するようになっているのが良い。かくして、熱電対により検出された熱要件及び酸素センサにより検出された酸素レベルに応答して、需要にマッチするよう圧縮再循環ガス１４４及び／又はライン１１４内の圧縮酸化体の体積質量流量を操作し又は制御することができる。

少なくとも１つの実施形態では、約１２〜１３ｐｓｉａの圧力降下が化学量論的燃焼中、燃焼チャンバ１１０の前後に生じる場合がある。ライン１１２内の燃料及びライン１１４内の圧縮酸化体の燃焼により、約２０００°Ｆ（１０９３℃）〜約３０００°Ｆ（１６４９℃）の温度及び２５０ｐｓｉａ〜約３００ｐｓｉａの圧力を生じさせることができる。圧縮再循環流１４４から導き出されたＣＯ₂に富む排ガスの質量流量の増大及び比熱容量の増大に鑑みて、膨張機１０６前後に高い圧力比を達成することができ、それにより入口温度を高くすると共に膨張機１０６の出力を増大させることができる。

膨張機１０６から出るライン１２２内のガス状排出物は、周囲圧力又は周囲圧力に近い圧力を有することができる。少なくとも１つの実施形態では、ライン１２２内のガス状排出物は、約１５．２ｐｓｉａの圧力を有するのが良い。ライン１２２内のガス状排出物の温度は、約１１８０°Ｆ（６３８℃）から約１２５０°Ｆ（６７７℃）までの範囲にあり、その後このガス状排出物は、ＨＲＳＧ１２６を通過し、それによりライン１３０内に蒸気が生じると共にライン１３２内に冷却された排ガスが生じる。ライン１３２内の冷却排ガスは、約１９０°Ｆ（８８℃）から約２００°Ｆ（９３℃）までの範囲の温度を有することができる。１つ又は２つ以上の実施形態では、冷却ユニット１３４は、ライン１３２内の冷却排ガスの温度を減少させることができ、それにより主として特定の場所及び特定の季節の間の湿球温度に応じて、約３２°Ｆ（０℃）〜１２０°Ｆ（４９℃）の温度を有する冷却再循環ガス流１４０が生じる。冷却ユニット１３４によって提供される冷却度に応じて、冷却ユニットは、冷却再循環ガス流の質量流量を増大させるようになっているのが良い

１つ又は２つ以上の実施形態によれば、ブースト圧縮機１４２は、冷却再循環ガス流１４０の圧力を約１７．１ｐｓｉａから約２１ｐｓｉａまでの範囲の圧力に高めるよう構成されているのが良い。その結果、主圧縮機１０４は、密度が増大すると共に質量流量が増大した再循環排ガスを受け取ってこれを圧縮し、それにより圧力比を同一に又はほぼ同じに維持しながら実質的に高い吐き出し圧力を生じさせることができる。少なくとも１つの実施形態では、主圧縮機１０４から吐き出された圧縮再循環流１４４の温度は、８００°Ｆ（４２７℃）であり、その圧力は、約２８０ｐｓｉａであるのが良い。

以下の表は、本明細書において説明したブースト圧縮機１４２の追加の利点を有する又は有していないコンバインドサイクルガスタービンに基づく試験結果及び性能評価を提供している。
表１

表１から明らかなはずであるように、ブースト圧縮機１４２を含む実施形態により、圧縮比の増大に起因して膨張機１０６の動力（即ち、「ガスタービン膨張機動力」）の増大が得られる。主圧縮機１０４の動力需要が増大する場合があるが、その増大分は、膨張機１０６の動力出力の増大によって埋め合わされる以上のものがあり、その結果、約１％ｌｈｖ（低位発熱量）の全体的熱力学的性能効率の向上が得られる。

さらに、排ガス再循環システム中へのブースト圧縮機１４２の追加によって、窒素膨張機１５２が組み込まれている場合、かかる窒素膨張機の動力出力を増大させることができる。さらに、ブースト圧縮機１４２は、パージ流１４６ライン内のＣＯ₂パージ圧力を増大させることができる。パージ流１４６のパージ圧力の増大により、高いＣＯ₂分圧に起因してＣＯ₂分離器１４８の溶剤処理性能を向上させることができる。かかる性能向上としては、溶剤抽出プロセスに関して機器サイズの減少の形での資本的支出全体の減少が挙げられるが、これには限定されない。

次に図２を参照すると、システム２００として具体化されると共に説明する図１の発電システム１００の変形実施形態が示されている。したがって、図２は、図１を参照すると最も良く理解できる。図１のシステム１００と同様、図２のシステム２００は、排ガス再循環（ＥＧＲ）システム１２４に結合され又は違ったやり方でこれによって支持されたガスタービンシステム１０２を有している。しかしながら、図２のＥＧＲシステム１２４は、ブースタ圧縮機１４２がＨＲＳＧ１２６の次に配置され又は違ったやり方でこれに流体結合された実施形態から成るのが良い。したがって、ライン１３２内の冷却された排ガスをブースタ圧縮機１４２で圧縮し、その後、冷却ユニット１３４でその温度を減少させることができる。かくして、冷却ユニット１３４は、ブースト圧縮機１４２によって生じた圧縮熱を除去するようになった後置冷却器（アフタークーラ）としての役目を果たすことができる。先に開示した実施形態の場合と同様、水ドロップアウト流１３８は、ライン１３０内に追加の蒸気を生じさせるようＨＲＳＧ１２６に送られても良く、或いは送られなくても良い。

次に、冷却再循環ガス流１４０を主圧縮機１０４に差し向けるのが良く、かかる冷却再循環ガス流は、上述したようにここで更に圧縮され、それにより圧縮された再循環流１４４が生じる。理解できるように、ブースト圧縮機１４２での圧縮後にライン１３２内の冷却排ガスを冷却ユニット１３４で冷却することにより、冷却再循環ガス流１４０を次の主圧縮機１０４内の所定の圧力まで圧縮するのに必要な動力の大きさを減少させることができる。

図３は、システム３００として具体化された図１の低エミッション発電システム１００の別の実施形態を示している。したがって、図３は、図１及び図２を参照すると最も良く理解できる。図１及び図２にそれぞれ記載されているシステム１００，２００と同様、システム３００は、ＥＧＲシステム１２４により支持され又は違ったやり方でこれに結合されたガスタービンシステム１０２を有している。しかしながら、図３のＥＧＲシステム１２４は、第１の冷却ユニット１３４及び第２の冷却ユニット１３６を有するのが良く、これら冷却ユニット相互間には、ブースト圧縮機１４２が流体結合されている。左記の実施形態の場合と同様、各冷却ユニット１３４，１３６は、当該技術分野で知られている直接接触型冷却器、トリム冷却器等であるのが良い。

１つ又は２つ以上の実施形態では、ＨＲＳＧ１２６から放出されたライン１３２内の冷却排ガスを第１の冷却ユニット１３４に送って凝縮水ドロップアウト流１３８及び冷却再循環ガス流１４０を生じさせるのが良い。冷却再循環ガス流１４０をブースト圧縮機１４２に差し向けるのが良く、その目的は、冷却再循環ガス流１４０の圧力を上昇させることにあり、次に、この冷却再循環ガス流を第２の冷却ユニット１３６に差し向けることにある。第２の冷却ユニット１３６は、ブースト圧縮機１４２により生じた圧縮熱を除去し、更に水ドロップアウト流１４３を介して追加の凝縮水を除去するようになった後置冷却器としての役目を果たすことができる。１つ又は２つ以上の実施形態では、各水ドロップアウト流１３８，１４３は、ライン１３０内に追加の流れを生じさせるようＨＲＳＧ１２６に送られても良く、或いは送られなくても良い。

次に、冷却再循環ガス流１４０を主圧縮機１０４中に導入して名目上、燃焼チャンバ１１０の圧力よりも高い圧力状態にあり又はこの燃焼チャンバ圧力の状態にある圧縮再循環流１４４を生じさせるのが良い。理解できるように、ライン１３２内の冷却排ガスを第１の冷却ユニット１３４で冷却することにより、冷却再循環ガス流１４０をブースト圧縮機１４２で圧縮するのに必要な動力の大きさを減少させることができる。さらに、排出物を第２の冷却ユニット１３６で一段と冷却することにより、冷却再循環ガス流１４０を次の主圧縮機１０４内の所定の圧力まで圧縮するのに必要な動力の大きさを減少させることができる。

本発明の技術には種々の改造及び変形形態が可能であるが、上述の例示の実施形態は、例示として示されているに過ぎない。再度確認的に理解されるべきこととして、本発明は、本明細書において開示された特定の実施形態に限定されるわけではない。もっとはっきりと言えば、本発明は、特許請求の範囲に記載された本発明の精神及び範囲に含まれる全ての改造例、均等例及び変形例を含む。

Claims (19)

1. 一体型システムであって、
   ガスタービンシステムを有し、前記ガスタービンシステムは、
   冷却された再循環ガス流を受け入れてこれを圧縮して圧縮された再循環流にするよう構成された第１の圧縮機を有し、
   供給酸化体を受け入れてこれを圧縮して圧縮された酸化体の状態にするよう構成された第２の圧縮機を有し、
   前記圧縮再循環流及び前記圧縮酸化体を受け入れて燃料流を実質的に化学量論的に燃焼させるよう構成された燃焼チャンバを有し、前記圧縮再循環流は、燃焼温度を加減する希釈剤としての役目を果たし、
   前記第１の圧縮機に結合されていて、前記燃焼チャンバから放出物を受け入れてガス状排出物流を発生させると共に前記第１の圧縮機を少なくとも部分的に駆動するよう構成された膨張機を有し、
   排ガス再循環システムを有し、前記排ガス再循環システムは、
   前記ガス状排出物流を前記膨張機から受け取って蒸気及び冷却された排出物流を発生させるよう構成された排熱回収蒸気発生器と、
   希釈されていない状態の前記冷却排出物流を受け入れてその圧力を増大させて前記第１の圧縮機中への注入のための冷却された再循環ガス流をもたらすよう構成されたブースト圧縮機と、を有する、
   ことを特徴とするシステム。
2. 前記排ガス再循環システムは、前記蒸気を受入れて発電を行うよう構成された蒸気ガスタービンを更に有する、
   請求項１記載のシステム。
3. 前記供給酸化体は、空気、酸素リッチ空気及びこれらの任意の組み合わせである、
   請求項１記載のシステム。
4. 前記燃料流は、天然ガス、メタン、ナフサ、ブタン、プロパン、合成ガス、ディーゼル、ケロシン、航空燃料、石炭由来燃料、生物燃料、酸素化炭化水素供給原料又はこれらの任意の組み合わせから成る群から選択される、
   請求項１記載のシステム。
5. 前記排ガス再循環システムは、前記冷却排出物流及び前記冷却再循環ガス流のうちの少なくとも一方を受け取って水ドロップアウト流及び前記冷却再循環ガス流を発生させるよう構成された少なくとも１つの冷却ユニットを更に有する、
   請求項１記載のシステム。
6. 前記水ドロップアウト流は、追加の蒸気を発生させるよう前記排熱回収蒸気発生器に流体結合されている、
   請求項５記載のシステム。
7. 前記ガス状排出物流は、大気圧よりも高い圧力状態で前記排熱回収ユニットに提供される、請求項１記載のシステム。
8. 前記膨張機から出た前記ガス状排出物流の温度は、約１２５０°Ｆ（６７６．７℃）である、
   請求項１記載のシステム。
9. 前記ブースト圧縮機は、前記冷却再循環ガス流の圧力を約１７．１ｐｓｉａ〜約２１ｐｓｉａの圧力まで増大させる、
   請求項１記載のシステム。
10. 前記圧縮再循環流から取り出したパージ流を更に有する、
    請求項１記載のシステム。
11. 前記パージ流は、ＣＯ₂分離器で処理されて二酸化炭素流及び実質的に窒素ガスから成る残留流を発生させる、
    請求項１０記載のシステム。
12. 前記パージ流の少なくとも一部分は、二酸化炭素隔離、二酸化炭素販売、炭素捕捉、ガス抜き又はこれらの組み合わせのための場所に送られる、
    請求項１０記載のシステム。
13. 動力を発生させる方法であって、
    冷却された再循環ガス流を第１の圧縮機で圧縮して圧縮された再循環流を発生させるステップを有し、
    供給酸化体を第２の圧縮機で圧縮して圧縮された酸化体を発生させるステップを有し、
    燃料流及び前記圧縮酸化体を前記圧縮再循環流の存在下において燃焼チャンバ内で実質的に化学量論的に燃焼させ、それにより放出物を発生させるステップを有し、前記圧縮再循環流は、前記放出物の温度を加減するようになっており、
    前記放出物を膨張機で膨張させてガス状排出物流及び動力の少なくとも１つの単位を発生させるステップを有し、
    排熱回収蒸気発生器で前記ガス状排出物流から熱を回収して蒸気及び冷却された排出物流を生じさせるステップを有し、
    希釈されていない状態の前記冷却排出物流の圧力をブースト圧縮機で増大させて前記第１の圧縮機中に注入される冷却された再循環ガス流を生じさせるステップを有する、
    ことを特徴とする方法。
14. 前記蒸気ガスタービンにより前記蒸気から動力を発生させるステップを更に有する、
    請求項１３記載の方法。
15. 冷却ユニットで前記冷却排出物流及び前記冷却再循環ガス流のうちの少なくとも一方を冷却してこれから凝縮水の少なくとも一部分を除去するステップを更に有する、
    請求項１３記載の方法。
16. 前記凝縮水の前記一部分を前記冷却ユニットから前記排熱回収蒸気発生器に送って追加の蒸気を発生させるステップを更に有する、
    請求項１５記載の方法。
17. 前記圧縮再循環流の一部分をパージ流の状態で除去するステップと、
    前記パージ流をＣＯ₂分離器で処理するステップと、
    二酸化炭素流及び実質的に窒素ガスから成る残留流を前記ＣＯ₂分離器から放出するステップと、を更に有する、
    請求項１３記載の方法。
18. 一体型システムであって、
    ガスタービンシステムを有し、前記ガスタービンシステムは、
    冷却された再循環ガス流を受け入れてこれを圧縮して圧縮された再循環流にするよう構成された第１の圧縮機と、
    供給酸化体を受け入れてこれを圧縮して圧縮された酸化体の状態にするよう構成された第２の圧縮機と、
    前記圧縮再循環流及び前記圧縮酸化体を受け入れて燃料流を実質的に化学量論的に燃焼させるよう構成された燃焼チャンバと、
    前記第１の圧縮機に結合されていて、前記燃焼チャンバからの放出物を受け取ってガス状排出物流を少なくとも約１２５０°Ｆ（６７６．７℃）の温度状態で発生させると共に動力の少なくとも一単位を発生させるよう構成された膨張機とを有し、
    排ガス再循環システムを有し、前記排ガス再循環システムは、
    前記膨張機から前記ガス状排出物流を受け取って蒸気及び冷却された排出物流を発生させるよう構成された排熱回収蒸気発生器と、
    希釈されていない状態の前記冷却排出物流を受け取ってその温度を約１７．１ｐｓｉａ〜約２１ｐｓｉａの圧力まで増大させるよう構成されたブースト圧縮機と、
    前記ブースト圧縮機から前記低温排出物流を受け取って前記第１の圧縮機中に注入される水ドロップアウト流及び前記低温再循環ガス流を発生させるよう構成された第１の冷却ユニットと、を有する、
    ことを特徴とするシステム。
19. 前記圧縮再循環流から取り出されてＣＯ₂分離器で処理されて二酸化炭素流及び実質的に窒素ガスから成る残留流を発生させるパージ流を更に有する、
    請求項１８記載のシステム。

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