JP6029618B2 - 燃焼器システムおよびその使用方法 - Google Patents

燃焼器システムおよびその使用方法 Download PDF

Info

Publication number
JP6029618B2
JP6029618B2 JP2014121092A JP2014121092A JP6029618B2 JP 6029618 B2 JP6029618 B2 JP 6029618B2 JP 2014121092 A JP2014121092 A JP 2014121092A JP 2014121092 A JP2014121092 A JP 2014121092A JP 6029618 B2 JP6029618 B2 JP 6029618B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
oxygen
combustion
carbon dioxide
combustor
stream
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
JP2014121092A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2014178114A (ja
Inventor
フランクリン エフ. ミットリッカー
フランクリン エフ. ミットリッカー
デニス エム. オディア
デニス エム. オディア
ハリー ダブリュー. デックマン
ハリー ダブリュー. デックマン
チャド シー. ラスマッセン
チャド シー. ラスマッセン
デイビッド アール. ノーブル
デイビッド アール. ノーブル
ジェリー エム. サイツマン
ジェリー エム. サイツマン
ティモシー シー. リュウェン
ティモシー シー. リュウェン
スラブ ケー. ダヌカ
スラブ ケー. ダヌカ
リチャード ハンティントン
リチャード ハンティントン
Original Assignee
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
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
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 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, 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 filed Critical 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
Publication of JP2014178114A publication Critical patent/JP2014178114A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP6029618B2 publication Critical patent/JP6029618B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23CMETHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C9/00Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23CMETHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C9/00Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber
    • F23C9/006Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber the recirculation taking place in the combustion chamber
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23LSUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L7/00Supplying non-combustible liquids or gases, other than air, to the fire, e.g. oxygen, steam
    • F23L7/007Supplying oxygen or oxygen-enriched air
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23NREGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N5/00Systems for controlling combustion
    • F23N5/003Systems for controlling combustion using detectors sensitive to combustion gas properties
    • F23N5/006Systems for controlling combustion using detectors sensitive to combustion gas properties the detector being sensitive to oxygen
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23RGENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/02Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the air-flow or gas-flow configuration
    • F23R3/04Air inlet arrangements
    • F23R3/06Arrangement of apertures along the flame tube
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23CMETHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C2202/00Fluegas recirculation
    • F23C2202/10Premixing fluegas with fuel and combustion air
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23CMETHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C2202/00Fluegas recirculation
    • F23C2202/50Control of recirculation rate
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23LSUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07001Injecting synthetic air, i.e. a combustion supporting mixture made of pure oxygen and an inert gas, e.g. nitrogen or recycled fumes
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/32Direct CO2 mitigation
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/34Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)

Description

関連出願の相互参照
本明細書は、2009年6月5日に出願された米国仮特許出願第61/184,584号の利益を主張し、参照により本明細書に組み込まれる。
本開示の実施形態は、一般に燃料を燃焼させるシステムおよび方法に関する。より詳細には、本開示の実施形態は、酸素燃料型燃焼反応のシステムおよび方法に関する。
本項は、当技術分野の様々な態様を紹介することを意図し、これは開示された本発明の例示的実施形態に関連し得る。本論は、開示した本発明の具体的な態様のより良い理解を促進するための枠組みを提供するのに役立つと考えられる。したがって、本項は、これを踏まえて読まれるべきであり、必ずしも先行技術の承認として読まれるべきでなないことを理解されたい。
二酸化炭素(CO2)排出を低下させる一部の手法は、燃料の脱炭化または燃料後回収を含む。しかし、これらの解決策は、費用がかかり、発電効率を低減させ、その結果、電力生産が減少し、燃料需要が増加し、国内電力需要を満たす電力料金が増加する。別の手法は、複合サイクルにおける酸素燃料ガスタービンである。しかし、こうしたサイクルで作動可能な市販のガスタービンはない。
酸素−燃料の概念は、純酸素(O2)を含む炭化水素の燃焼に基づいて二酸化炭素と水(H2O)を生成するものである。しかし、こうした燃焼処理は、燃焼器の寿命を縮め、煤および他の不要な燃焼生成物を生成する著しい高温を生じる。したがって、何らかの冷却ガスが望ましい。
空気の代わりにタービンを通る質量流量ガスとしての蒸気または二酸化炭素を使用する様々なサイクルが提案され検討されてきた。これらの酸素燃料型における燃焼処理の物理特性をよりよく理解するために、一部の基礎室内実験が取り組まれてきた。蒸気を使用する酸素燃料型で一部の実験は発展したが、二酸化炭素を作動流体として使用する酸素燃料ガスタービンの設計および実施は商業的応用には至っていない。二酸化炭素型ガスタービン用の燃焼器の設計は、決して室内規模の実験を超える発展はしなかった。
二酸化炭素と酸素を混合する設計ならびに実施、および実際のガスタービン燃焼器内での燃焼に関する取組みには、以前に対応されたことがない。蒸気と異なり、二酸化炭素は、燃焼処理に抑制効果を有し、それによって抑制効果から生じるより低い火炎速度を取り扱う独自の設計が必要とされる。二酸化炭素はまた、窒素または蒸気より多いエネルギーを放射し、それによって放射熱伝達を経由して反応物質を予熱する可能性がもたらされる。また、酸素/燃料比が火炎温度と無関係に制御可能なので、さらなる自由度が酸素/燃料燃焼器内に存在し、これは主に酸素/二酸化炭素比に依存する。
酸素/燃料燃焼システムのさらなる自由度によって、酸素の流量は、不活性希釈剤(蒸気または二酸化炭素)に無関係に制御可能である。これは、酸化剤蒸気中の各酸素分子に対する固定比約3.76の不活性窒素分子が存在する、典型的な空気ガスタービンの場合ではない。酸素/燃料燃焼器の別の課題は、酸素が貴重な生活必需品であり、空気分離処理などの多くの高額のエネルギー集約型処理、特殊膜分離器、または水の電気分解などの何らかの処理から獲得されなければならないことである。典型的な空気ガスタービンは、一部が燃焼反応のために使用され、第2の部分が燃焼生成物および燃焼ライナの冷却に使用されるように、気流を分割するように設計された空気流路を有する。これによって10%を超える酸素を含有する排気流がもたらされる。
同一出願人によるPCT特許公開第WO2010/044958番は、その全体が参照して本明細書に組み込まれ、化学量論的燃焼を維持するための流量制御装置およびセンサのシステムを使用して燃焼生成物を制御する方法ならびにシステムを開示している。しかし、該開示は、燃焼器内の構成の詳細を提供していない。
したがって、酸素/燃料型燃焼反応における実質的な化学量論的燃焼の改良されたシステムおよび方法が必要とされている。
酸素/燃料型燃焼反応のシステムおよび方法が提供される。少なくとも1つの具体的な実施形態では、燃焼器システムは、第1の端部、第2の端部、外殻、内殻、および外殻と内殻との間に形成されて第1の端部から第2の端部に延在する環状空間を有する燃焼器、二酸化炭素を燃焼器に導入するように構成された二酸化炭素流入口、酸素を燃焼器に導入するように構成された酸素流入口、酸素および二酸化炭素を含む第1の混合物を生成するために、二酸化炭素流入口を通って導入されるあらゆる二酸化炭素の第1の部分を酸素流入口を通って導入されるあらゆる酸素の少なくとも一部と混合するように構成された第1の混合ゾーン、燃料を燃焼器に導入するように構成された燃料流入口、酸素、二酸化炭素、および燃料を含む第2の混合物を生成するために、第1の混合物と燃料を混合するように構成された第2の混合ゾーン、ならびに燃焼生成物を生成するために第2の混合物を燃焼するように構成された燃焼ゾーンを含むことが可能である。二酸化炭素流入口を通って導入されるあらゆる二酸化炭素の第2の部分は、内殻を通って配置された1つまたは複数の開口を通って流れ、燃焼生成物と混合して冷却することが可能である。
少なくとも1つの他の具体的な実施形態では、燃焼器システムは、第1の端部、第2の端部、外殻、内殻、バーナ面を備える燃焼バーナ、および燃焼ゾーンを有する燃焼器、二酸化炭素流入口、酸素流入口、および燃料流入口、ならびに酸素および二酸化炭素を含む第1の混合物を生成するために、二酸化炭素流入口を通って導入されるあらゆる二酸化炭素の第1の部分と酸素流入口を通って導入されるあらゆる酸素の少なくとも一部を混合するように構成された混合ゾーンを含むことが可能である。第1の混合物は、燃焼ゾーン内の火炎の安定性を増加させるために、高温ゾーンを燃焼ゾーン内に生成するように構成されたバーナ面を横切る酸素/二酸化炭素の空間的に変化する比を含むことが可能である。
少なくとも1つの具体的な実施形態では、燃焼システムの燃料を燃焼させる方法は、第1の混合物を生成するために酸素と二酸化炭素を燃焼器の第1の混合ゾーンで混合することを含むことが可能である。第1の混合物と燃料は、第2の混合物を生成するために燃焼器の第2の混合ゾーンで混合されることが可能である。第2の混合物中の燃料の少なくとも一部は、燃焼生成物を生成するために燃焼されることが可能である。
少なくとも1つの他の具体的な実施形態では、燃焼システム内の燃料を燃焼させる方法は、燃焼器内の火炎の安定性を増加するために燃焼器のバーナ面を横切る酸素/二酸化炭素の空間的比を変化させることを含むことが可能である。
本発明の前述の利点および他の利点は、非限定的な例示的実施形態の以下の詳述および図面を検討することで明白になり得る。
本発明によれば、酸素/燃料型燃焼反応における実質的な化学量論的燃焼の改良されたシステムおよび方法が提供される。
火炎温度に対する当量比(φ)についての作動領域を示すグラフである。 二酸化炭素/酸素(CO2/O2)中のメタン(CH4)の燃焼、窒素/酸素(N2/O2)中のメタンの燃焼、および当量比(φ)1の場合における空気中のメタンの燃焼に対する基準システムに対する実験的火炎消火の条件を示すグラフである。 記載された1つまたは複数の実施形態による、例示的燃焼システムの概略を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、例示的燃焼システムの概略を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、例示的燃焼システムの概略を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、例示的燃焼システムの概略を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、例示的燃焼システムの概略を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、例示的燃焼システムの概略を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図3A〜3Fに示されたシステムと組み合わせて使用できる3つの例示的燃焼器を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図3A〜3Fに示されたシステムと組み合わせて使用できる3つの例示的燃焼器を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図3A〜3Fに示されたシステムと組み合わせて使用できる3つの例示的燃焼器を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示された燃焼器の例示的燃焼器の構成を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示された燃焼器の例示的燃焼器の構成を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示された燃焼器の例示的な代替的実施形態を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示された燃焼器の例示的な代替的実施形態を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示された燃焼器のさらなる代替的実施形態を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示された燃焼器のさらなる代替的実施形態を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示された燃焼器のさらなる代替的実施形態を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示された燃焼器のさらなる代替的実施形態を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示された燃焼器の1つまたは複数の要素を利用するように構成された例示的管束型燃焼器を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示された燃焼器の1つまたは複数の要素を利用するように構成された例示的管束型燃焼器を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示された燃焼器の1つまたは複数の要素を利用するように構成された例示的渦停留型燃焼器を示す図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜9に示された1つまたは複数の燃焼器を作動する方法の例示的流れ図である。 記載された1つまたは複数の実施形態による、図4A〜9に示された1つまたは複数の燃焼器を作動する方法の例示的流れ図である。
以下の詳述の項において、本発明の一部の具体的な実施形態は、好ましい、代替的、および例示的実施形態に関連して記載されている。しかし、以下の記載が特定の実施形態または本発明の特定の使用を特定するものである限りにおいて、これは例示的目的のみのためであり、特定の実施形態の説明を単に提供するためのものである。したがって、本発明は、以下に説明される具体的な実施形態に限定されないが、むしろ本発明は、添付の請求項の範囲の真の精神および範囲に含まれるすべての代替形態、修正形態、ならびに等価形態を含む。
定義
本明細書に使用される様々な用語が、以下に定義されている。特許請求項の範囲に使用された用語が以下に定義されていない限り、少なくとも1つの刊行物または発行された特許の記載どおりに、当業者がその用語にこれまでに与えている最も広義の定義を、その用語に適用しなければならない。
本明細書で使用される場合、「a」または「an」の物体は、1つまたは複数の物体を指す。したがって、用語「a」(または「an」)、「1つまたは複数」および「少なくとも1つの」は、特段の限定が記されない限り、本明細書において交換可能に使用されることが可能である。
本明細書で使用される場合、用語「バーナ」は、少なくとも保炎装置および燃料注入装置を備える1つの機械設備を指す。
本明細書で使用される場合、用語「燃焼ゾーン」は、火炎が配置され、燃焼から放出される熱の大部分、すなわち50%以上が発生している空間または空間領域を指す。未燃焼反応物が火炎に入る燃焼ゾーンの上流部分は、燃焼燃料と酸素が混合できる混合ゾーンと重複可能で、しばしば重複する。
本明細書で使用される場合、用語「燃焼器」は、バーナ、燃焼ゾーン、外殻、内殻または「燃焼ライナ」、混合ゾーン(複数可)、および関連する機器を含む燃焼器システムの部分を指し、通常は開口端とともに示される。したがって、燃焼器は、システム、たとえばガスタービン・システムに一体化された場合に、遷移部および他の機能部と組み合わせられることが可能である。
本明細書で使用される場合、用語「内殻」および「燃焼ライナ」は、交換可能に使用され、燃焼器の外殻と共に環状を形成し、大量の二酸化炭素流を混合ゾーンおよび燃焼ゾーンから分離させるシリンダ(通常円形の断面形状を有し、通常金属で作られているが、必ずしもそうとは限らない)を指す。燃焼ライナは、二酸化炭素が環状から燃焼ゾーンに流れてライナ表面から熱を除去し、燃焼生成物を冷却することが可能な、それを通って配置される1つまたは複数の孔を有することが可能である。
本明細書で使用される場合、用語「二次的内殻」および「二次的燃焼ライナ」は、交換可能に使用され、燃焼器の外殻と燃焼器の内殻との間に燃焼器の長さの一部に対して配置されるシリンダ(通常円形の断面形状を有し、通常金属で作られているが、必ずしもそうとは限らない)を指す。たとえば、二次的内殻は、外殻と内殻との間に配置されることが可能であり、燃焼器の第1の端部と第2の端部の中間位置から燃焼器の第2の端部に向かって延びることが可能である。二次的内殻は、燃焼器の第1の端部と第2の端部の中間位置で内殻に連結され、かつ/または内殻の周囲に連結されることが可能である。
本明細書で使用される場合、用語「comprising(備える)」、「comprises」および「comprise」は、用語の前に列挙された主題から用語の後に列挙された1つまたは複数の要素に移行するために使用される非制限の移行用語であり、移行用語の後に列挙された1つまたは複数の要素は、必ずしも主題を形成する唯一の要素である必要はない。
本明細書で使用される場合、用語「containing(含む)」、「contains」および「contain」は、「comprising」、「comprises」および「comprise」と同様の非制限の意味を有する。本明細書で使用される場合、用語「having(有する)」、「has」および「have」は、「comprising」、「comprises」および「comprise」と同様の非制限の意味を有する。本明細書で使用される場合、用語「including(含む)」、「includes」および「include」は、「comprising」、「comprises」および「comprise」と同様の非制限の意味を有する。
本明細書で使用される場合、用語「混合ゾーン」は、少なくとも2つの分離した気体流が混合可能な、燃焼器の空間または空間領域を指す。具体的には、混合ゾーンは、少なくとも2つの流の初期混合(たとえば、第2の流は初めに第1の流に導入されることが可能である)および該2つの流がともに混合し続ける任意の拡張された空間を含むことが可能である。多くの場合、混合距離が増加されると、第1の流と第2の流とのより完全な混合をもたらすことが可能になる。具体的に開示された実施形態では、酸素が二酸化炭素と混合されて「酸化流」または「合成空気流」と呼ばれることがある酸素/二酸化炭素混合物を生成する、空間領域を含む「第1の混合ゾーン」が存在することが可能である。酸素/二酸化炭素混合物が燃焼燃料注入装置と火炎との間に配置された燃焼燃料流と混合され始める、別の空間領域を指す「第2の混合ゾーン」が存在することも可能である。第1の混合ゾーンおよび第2の混合ゾーンを有する構成の燃焼器では、第1の混合ゾーンは、第2の混合ゾーンでまたは第2の混合ゾーン内で終了することになる場合もある。
本明細書で使用される場合、用語「混合装置」は、乱気後流または再循環ゾーンを気体流内に生成することにより、気体流の成分の混合を容易にするために2つの独自の成分を有する気体流の流路内に配置された機械設備を指す。混合装置の一部の例は、限定されないが、鈍頭物体、金網、楔、またはあらゆるその組合せを含むことが可能である。
本明細書で使用される場合、用語「当量比」は、酸素および燃料の両方を含む気体流内の酸素の燃料に対する化学量論比で割った酸素の燃料に対する比を指す。
本明細書で使用される場合、用語「火炎の安定性」は、安定した作動点と火炎が消される作動点との間のマージンを有する燃焼ゾーン内の火炎を指す。一例では、火炎の安定性の向上は、このマージンを増加させるためのあらゆる手段を含むことが可能である。火炎の安定性の向上を実現させる一部の例示的手段は、限定されないが、火炎温度の上昇させること、ガス速度を火炎の上流で減少させること、または両方を含むことが可能である。
本明細書で使用される場合、用語「アンカーフレーム」は、火炎の安定性を向上させる目的で利用することが可能な燃焼ゾーン内の予混合または非予混合(たとえば、拡散)火炎を指す。一部の作動シナリオでは、アンカーフレームは過濃な当量比(たとえば、約2〜約3の範囲)を有することが可能である。アンカーフレームは、空気吸入するガスタービンの希薄な予混合燃焼器内の拡散口火と同様の効果を酸化(合成空気)吸入燃焼器内に有することが可能である。
本明細書で使用される場合、用語「天然ガス」は、原油井(付随ガス)からまたは地下ガス層(非付随ガス)から獲得された多成分ガスを指す。天然ガスの組成物および圧力は、著しく変化する可能性がある。通常の天然ガス流は、主要成分としてメタン(CH4)を含む、すなわち、天然ガス流の50モル%以上がメタンである。天然ガス流はまた、エタン(C26)、より高い分子量の炭化水素(たとえば、C3〜C20炭化水素)、1つまたは複数の酸性ガス(たとえば、硫化水素)、またはあらゆるその組合せを含むことが可能である。天然ガスはまた、水、窒素、硫化鉄、蝋、原油、またはあらゆるその組合せなどの、少量の不純物も含む可能性がある。
本明細書で使用される場合、用語「天然ガス供給流」は、本開示の他の場所に記載されているように、少なくとも一部の前処理を施した後の天然ガス流を指す。
本明細書で使用される場合、用語「化学量論的燃焼」は、燃料および酸化剤を含む反応物の容積、ならびに反応物の全容積を使用して生成物を形成する状況において反応物を燃焼することによって形成された生成物の容積を有する燃焼反応を指す。基準酸素/燃料の場合、その中でメタンが唯一の燃料源である化学量論的反応(たとえば、燃焼)は、以下の比率を有する、2O2+CH4=2H2O+CO2。本明細書で使用される場合、用語「実質的に化学量論的燃焼」は、酸素に対する燃料の燃焼は、約0.9対1から約1.1対1の範囲、またはより好ましくは約0.95対1から約1.05対1の範囲のモル比を有する燃焼反応を指す。
本明細書で使用される場合、用語「流」は、流体の容積を指すが、用語流の使用は、通常流体の移動容積(たとえば、速度または質量流量を有する)を意味する。しかし、用語「流」は、速度、質量流量、または流を包囲するための特殊な型の導管を必要としない。
詳細な説明
酸素/燃料燃焼用に設計した燃焼処理および燃焼器システムが提供される。酸素/燃料燃焼は、主として二酸化炭素を含む作動流体を有するガスタービン内で生じることが可能である。1つまたは複数の実施形態では、高温の酸素/燃料燃焼に関連する1つまたは複数の問題が、少なくとも部分的に訂正されることが可能である。たとえば、煤生成を引き起こす多環芳香族炭化水素(PAH)の生成、および/または一酸化炭素(CO)などの問題のある燃焼生成物の生成を、少なくとも部分的に削減することが可能である。燃焼システムの一実施形態は、「酸化」または「合成空気」流を形成するために酸素と二酸化炭素を少なくとも部分的に混合する、接触させる、あるいは組み合わせるための第1の混合ゾーン、燃焼流を形成するために酸化流と燃焼燃料流を少なくとも部分的に混合する、接触させる、あるいは組み合わせるための第2のゾーンを有する燃焼器を含むことが可能である。燃焼流は、燃焼ゾーンで少なくとも部分的に焼く、または燃焼して、燃焼生成物流を生成することが可能である。第2の混合ゾーンは、燃焼ゾーンおよび/または第1の混合ゾーンと少なくとも部分的に重複することが可能である。
燃焼器は、たとえば二酸化炭素流を圧縮するための流入圧縮機および発電するための膨張機を有するガスタービンに使用されることが可能である。ガスタービンは、単一シャフトで作動する統合型タービン、複数シャフト・タービン、または外部燃焼器を伴う非統合的なタービンであり得、個々のシステムの温度、容積、および他の変数に応じて、独立した圧縮機および出力タービンの高温ガス膨張機を使用することが可能である。代替的実施形態では、燃焼器は加熱炉などの独立型装置であり得る。
1つまたは複数の実施形態では、燃焼システムは、二酸化炭素流および酸素供給流を送り込まれるまたは供給されることが可能であり、それらは、酸素および二酸化炭素を含む酸化流または合成空気流を燃焼器内に供給するよう、少なくとも部分的に混合されているか、あるいは組み合わされている。燃焼システムはさらに、燃焼燃料流および燃焼ゾーンを含むことが可能であり、燃焼ゾーンは、燃焼燃料流と酸化流を少なくとも部分的に混合し、接触させ、あるいは組み合わせ、かつ少なくとも部分的に実質的に化学量論的反応によって燃焼するように構成されて、実質的に水(水蒸気)および二酸化炭素を含む燃焼生成物流を生成することが可能である。1つまたは複数の実施形態では、高圧燃焼(たとえば、約10気圧を超える)処理を使用できる。燃焼生成物流の温度は、酸化流を形成するときに酸素と混合した炭素量を調節することによって制御可能である。したがって、一部の実施形態では、システムは、燃焼生成物流の温度を計測するための温度センサを含むことが可能である。酸化流を生成するために酸素と混合された二酸化炭素の量を増加して、燃焼生成物流の温度を下げることが可能である。同様に、酸化流を生成するために酸素と混合された二酸化炭素の量を減らして、燃焼生成物流の温度を上げることが可能である。
高火炎温度は、高火炎温度が火炎の安定性を向上させることができる利点があり得る。しかし、高火炎温度はまた、燃焼ライナおよびタービン流入口ノズルを組み立てるために使用される材料に問題があり得る。したがって、燃焼生成物流は、タービン流入口ノズルに入る前に、二酸化炭素によって冷却される可能性がある。高火炎温度はまた、二酸化炭素などの望ましい燃焼生成物の解離をもたらす可能性があり、生成物中に一酸化炭素などの不純物のより高い割合を引き起こす可能性がある。図1は、火炎温度に対する当量比(φ)の作動領域を示すグラフを示す。図1は、望ましい火炎の安定性および燃焼生成物の組成物を生成する作動領域が非常に小さいという、二酸化炭素/酸素燃料燃焼処理の1つの課題を示す。火炎温度が低過ぎる場合は、火炎が消え、発電が停止される。しかし、より高い火炎温度はまた、燃焼生成物流内の一酸化炭素および/または酸素の濃度を増加させる可能性がある。これらの組成物が高過ぎる場合は、さらなる反応が恐らくは触媒を含み、燃焼生成物流の組成物を変化させるか、あるいは修正するために使用される可能性がある。二酸化炭素作動流体または希釈剤を有する酸素/燃料燃焼のさらなる課題は、火炎が同様の条件で空気中の火炎より安定性が少ないことである。熱効果のみをもたらす窒素とは対照的に、二酸化炭素は、炭化水素(複数可)の燃焼によって生成される火炎における化学的過程に熱効果と反応抑制(動力学)効果の両方をもたらす。
図2は、二酸化炭素/酸素(CO2/O2)中のメタン(CH4)の燃焼、窒素/酸素(N2/O2)中のメタンの燃焼に対する実験的火炎消化条件、および当量比(φ)1の空気中のメタンの燃焼のための基準システムを示すグラフを示す。燃焼条件は、大気圧および260℃(500°F)の温度である。火炎温度は横座標で示され、ガス速度は縦座標で示され、データ点は、消火するためのマージンがゼロで火炎が消える点を示す。線は、メタン/空気火炎が消火する場所を表し、菱形は二酸化炭素と酸素の混合物中のメタン火炎の消火を示す。酸素/燃料火炎は、同じガス速度に対して空気炎より300℃高温で常に消火する。開示された燃焼システムのある種の実施形態では、十分な火炎の安定性が可能になり、燃焼生成物中の不要な不純物濃度を制限するガス混合物を生成することが可能である。
作動流体または希釈剤として二酸化炭素を使用する燃焼の別の特性は、二酸化炭素が赤外線放射の強力な吸収体/排出体であることである。燃焼ゾーンの視野に入る位置にある第1の混合ゾーンおよび第2の混合ゾーンを有する燃焼器では、火炎からの赤外線放射によって反応物を予熱することができるという利点を得ることができる。これは、空気が酸化剤として使用される燃焼器の場合に比べて、より大きな影響をもたらす。
燃焼システムの別の態様は、酸素流がそのより低い分子量および液体としてそれを汲み上げる可能性により、高圧で獲得する費用を抑えられる。結果として、酸素流を利用する燃焼システムおよび方法は、二酸化炭素の圧力降下を酸素流圧力降下を犠牲にして最小化するように設計されることが可能である。たとえば、酸素の比較的高圧の注入を使用して、二酸化炭素流が複数の翼を備える機械設備の旋回翼を使用して旋回される場合に存在するはずの圧力降下を低減するために、二酸化炭素流に旋回を提供することが可能である。別の例では、ガス排出装置を使用して、酸素と二酸化炭素流を混合して酸化または合成空気流を火炎の上流に生成することができる。高圧酸素流は、通常の排出装置内の駆動ガスとして使用されることが可能であり、その中で駆動ガスは開口部を加速して通過して静圧の低い高速流を生成する。加速された酸素の静圧は、排出装置の吸込み側に連結された二酸化炭素の流圧より低い。この圧力差によって、二酸化炭素流が酸素流の中に追い込まれて酸化流または合成空気流を生成することが可能である。この圧力差はまた、酸素流と二酸化炭素流(それに応じてサイズ化した開口)の一部のみを混合するための比較的単純な方法を提供する。排出装置の1つの利益ができることは、過剰圧力が利用可能な場合、排出装置は混合することによる圧力損失を二酸化炭素流から酸素流に移すことができることである。
1つまたは複数の実施形態では、二酸化炭素流と酸素を混合して、燃焼器内に酸化流または合成空気流を生成することが可能である。酸素と混合した二酸化炭素の量は、燃焼生成物の温度を制御する方法を提供することが可能である。酸素と混合した二酸化炭素の量はまた、火炎の安定性のマージンおよび燃焼生成物の組成物または組成に影響を及ぼすことが可能である。燃焼器は、燃焼ライナを収納または含むことが可能である。燃焼ライナは、燃焼ゾーンを含み、二酸化炭素流の一次流動を燃焼器から燃焼器の第1の端部に方向付けることに役立つ。燃焼ライナの設計は、消火ポートを含んでさらなる二酸化炭素を燃焼器内のバーンアウトゾーンに提供して、タービン流入口温度を制御および/または燃焼の高温が燃焼ライナに直接影響を与えることを防止することが可能である。
1つまたは複数の実施形態では、燃焼器システムは、燃焼器に導入される炭化水素量を計測する制御システムを含むことが可能である。制御システムは、燃焼器に導入される酸素量を計算し、決定し、あるいは推定し制御し、変更し、あるいは調整して、望ましい酸素比を炭化水素または燃焼燃料に提供することが可能である。制御システムはまた、燃焼生成物を監視または分析するように構成された器具からの反応を使用でき、望ましい燃焼が達成されることを確実にする、および/または酸素の適正量が酸化流に導入されることを確実にする酸素供給流量制御装置を更新することが可能である。触媒を含むことが可能な、任意選択の燃焼後のステップは、燃焼器に導入される炭化水素混合物に依存して使用されることが可能である。この燃焼後のステップは、燃焼生成物中の不純物濃度、たとえば酸素および/または一酸化炭素を、たとえば原油増進回収(EOR)設備内の重大な腐食問題を回避するために求められているレベルに低減できる。
1つまたは複数の実施形態では、反応物の燃焼は、特に燃焼器のバーナ面を横切る二酸化炭素に対する酸素の比を変化させることが可能である。たとえば、第1の混合ゾーンへの二酸化炭素の流入を制限する、妨げる、あるいは低減する合成空気混合装置は、燃焼器の断面を横断する二酸化炭素に対する酸素の比の変化を生成または発生させることが可能である。別の例では、酸素流は、少なくとも2つの流に分裂または分割することが可能であり、2つの流の少なくとも1つを使用して燃焼器の一部で酸素濃度を増加させてより高温の火炎局部を生成することが可能である。より高温の火炎は、火炎の安定性を向上させることが可能である。
1つまたは複数の実施形態では、米国仮特許出願第61/072,292号に論じられ記載されている極低排出発電システムおよび工程などの燃焼システムの酸素燃料/熱電供給型を使用することが可能である。酸素および燃料を燃焼器内で直接二酸化炭素流に注入することは、純酸素を含有する燃料の燃焼に関連する危険性および制限を低減させることが可能である。燃焼システムはまた、酸素と二酸化炭素を燃焼器の外部で混合し、酸素と二酸化炭素の混合物が完全な二酸化炭素流から発生された場合は、無駄になるはずの酸素量を低減させる、燃焼システムに比べてシステムの複雑性を減らすことが可能である。
次に図を参照すると、図3A〜3Fは、1つまたは複数の実施形態による燃焼システム100、140、150、160、170、および180のそれぞれの概略図を示す。特に、図3Aは、1つまたは複数の燃焼器(たとえば、「燃焼器缶」)110、膨張器111、およびセンサ(2つが114、126で示されている)を含むことが可能な、例示的燃焼システム100の概略図を示す。燃焼システム100はまた、少なくとも線102aを経由する第1の部分および線102bを経由する第2の部分に分裂または分割できる線102を経由する二酸化炭素(CO2)流、ならびに二酸化炭素流の第1の部分102aと組み合わせ可能な線104を経由する酸素供給流を含み、線106を経由する酸素/二酸化炭素混合物または「酸化流」もしくは「合成空気流」を生成することが可能である。燃焼システム100はまた、線108を経由する燃焼燃料流も含むことが可能である。線108内の燃焼燃料流は、メタン(CH4)またはメタンの混合物、1つもしくは複数のC2〜C20炭化水素、水素(H2)、窒素などの不活性ガス、二酸化炭素、および/またはアルゴン、あるいはあらゆるその組合せを含むことが可能である。
線104内の酸素供給流は、最低約90モル%、約93モル%、約95モル%、約97モル%、約98モル%、約99モル%、約99.5モル%、または約99.9モル%以上の酸素濃度を有することが可能である。線104内の酸素供給流は、窒素、アルゴン、ヘリウム、またはその組合せなどの1つまたは複数のさらなる成分を含むことが可能である。少なくとも1つの具体的な実施形態では、線104内の酸素供給流は、約90モル%から約99モル%の酸素および約1モル%から約10モル%のアルゴンを含むことが可能である。線102内の二酸化炭素流は、最低約70モル%、約80モル%、約90モル%、約95モル%、約97モル%、約99モル%、約99.5モル%、または約99.9モル%以上の二酸化炭素濃度を有することが可能である。別の例では、線102内の二酸化炭素流は、無水ベースで最低約70モル%、約80モル%、約90モル%、約95モル%、約97モル%、約99モル%、約99.5モル%、または約99.9モル%以上の二酸化炭素濃度を有することが可能である。線102内の二酸化炭素流は、窒素、アルゴン、ヘリウム、水(液体および/もしくは気体)、炭化水素、一酸化炭素、またはその組合せなどの1つまたは複数の追加成分を含むことが可能である。少なくとも1つの具体的な実施形態では、線102内の二酸化炭素流は、約85モル%から約95モル%の二酸化炭素濃度、約0.5モル%から約5モル%の炭化水素、約0.5モル%から約5モル%の一酸化炭素、約0.5モル%から約10モル%の水(液体および/もしくは気体)、またはあらゆるその組合せを有することが可能である。
燃焼器110は、線106を経由する酸化流の少なくとも一部および線108を経由する燃焼燃料流の少なくとも一部を受領するように構成されることが可能である。線106を経由する酸化流と線108を経由する燃焼燃料流は、燃焼器110内で混合される、組み合せられる、あるいは相互に接触して、反応混合物または燃焼流を発生することが可能である。反応混合物は、燃焼器110内で少なくとも部分的に燃焼して、線112を経由する燃焼生成物流を発生することが可能である。線112を経由する燃焼生成物流の少なくとも一部は、膨張器111に導入されて線113を経由する膨張された燃焼生成物流を発生することが可能である。膨張器111は、負荷制御装置111’に作動可能に連結または連通されることが可能である。線113内の膨張された燃焼生成物流は、線127を経由する第1の燃焼生成物流および線128を経由する第2の燃焼生成物流を形成するために分裂されることが可能である。線127を経由する第1の燃焼生成物流は、線102内の二酸化炭素流の少なくとも一部を提供することが可能である。線128を経由する第2の燃焼生成物流は、原油増進回収(EOR)処理または操作、隔離、大気への放出、またはあらゆる他の目的に使用されることが可能である。
第1のセンサ(「温度センサ」)114は、線112内の燃焼生成物流および/または線113内の膨張された燃焼生成物流の温度を決定、検出、あるいは推定することが可能である。第2のセンサ(「酸素分析装置」)126は、線112内の燃焼生成物流および/または線113内の膨張された燃焼生成物流の酸素濃度を決定、検出、あるいは見積ることが可能である。酸素分析装置126はまた、線113内の膨張された燃焼生成物流中の他の成分の濃度を決定、検出、あるいは見積るように構成されることが可能である。酸素分析装置126を経由して検出可能なさらなるまたは他の成分は、限定されないが、一酸化炭素、酸化窒素、燃焼燃料、またはあらゆるその組合せを含むことが可能である。温度センサ114からの温度データを使用して二酸化炭素流102、酸素流104、および/または燃焼燃料流108の流量を制御することが可能であり、それによって燃焼生成物流112の温度および/または燃焼生成物流112の成分を調節することができる。酸素分析装置126からの酸素データを使用して線104を経由する酸素供給流、線102を経由する二酸化炭素流、および/または線108を経由する燃焼燃料流の流量を、実質的に化学量論的燃焼が達成されるまで制御することが可能である。
さらに図3Aを参照すると、システム100はまた、中央制御装置115を含むことが可能である。中央制御装置115は、たとえば無線リンク、第1の流れ制御装置116a、第2の流れ制御装置118、第3の流れ制御装置120、および/または第4の流れ制御装置116bに作動可能に連結あるいは連通することが可能である。第1の流れ制御装置116aは、線102a内の二酸化炭素流の第1の部分の量を制御あるいは調節することが可能である。第2の流れ制御装置118は、線104内の酸素供給流の量を制御あるいは調節することが可能である。第3の流れ制御装置120は、線108内の燃焼燃料流の量を制御あるいは調節することが可能である。第4の流れ制御装置116bは、線102b内の二酸化炭素流の第2の部分の量を制御あるいは調節することが可能である。
中央制御装置115はまた、温度センサ114および/または酸素センサ126に連結あるいは連通して、線113内の燃焼生成物流の温度および/または線113内の膨張された燃焼生成物流中の酸素の量を決定あるいは見積ることが可能である。線113内の膨張された燃焼生成物流の決定された、または見積られた温度および/または酸素濃度を使用して、線104内の酸素供給流の流量、線102a内の二酸化炭素流の第1の部分の流量、線108内の燃焼燃料流の流量、および/または線102b内の二酸化炭素流の第2の部分の流量の少なくとも一部を制御、調節、あるいは調整することが可能である。たとえば、中央制御装置115は、線108内の燃焼燃料流および/または線104内の酸素供給流の流量を制御して、燃焼システム100内の負荷条件を変更すると、その間の望ましいモル比を維持できる。
線102内の二酸化炭素流は、任意の好都合な源から提供されることが可能である。たとえば、線102内の二酸化炭素流の少なくとも一部は、流127を経由する膨張された燃焼生成物流113の少なくとも一部を迂回または分裂させることから獲得されることが可能である。別の例では、燃焼システム100は、外部パイプライン網、高二酸化炭素ガス井、ガス処理場などの二酸化炭素の別の源付近に配置されることが可能である。1つまたは複数の実施形態では、線127を経由する燃焼生成物は少なくとも部分的に処理されることが可能である。たとえば、線127内の燃焼生成物は、濾過システム、たとえば薄膜、分子篩、吸収、吸着、または他のシステム、で少なくとも部分的に処理されることが可能であり、それによって、未反応の酸素、一酸化炭素、および/または炭化水素などの、潜在的に危険な、または望ましくない成分の少なくとも一部を除去することが可能である。具体的には、酸素分析装置126が、燃焼生成物流112および/または膨張された燃焼生成物流113が望ましくない高レベルの酸素を有すると決定または見積る場合は、作動流体または希釈として線112および/または113内の燃焼生成物流を使用することを回避することが可能である。換言すると、酸素分析装置126が線112および/または113内の燃焼生成物流中に望ましくない量の酸素または他の不純物を検出したとすると、線102内の流は別の源から獲得されることが可能である。
同様に、高レベルの炭化水素(すなわち燃焼燃料)も燃焼器110に依存して許容されないことがあり得、102b内の希釈流として使用する前に少なくとも部分的に除去および/または分離される必要があり得る。1つまたは複数の実施形態では、線112を経由する燃焼生成物が実質的に化学量論的燃焼から生成されることが好ましく、かつ意図される可能性がある。したがって、線112を経由する燃焼生成物は、約3.0容積割合(vol%)未満の酸素、または約1.0vol%未満の酸素、または約0.1vol%未満の酸素、またはさらに約0.001vol%未満の酸素、および約3.0vol%未満の炭化水素、または約1.0vol%未満の炭化水素、または約0.1vol%未満の炭化水素、またはさらに約0.001vol%未満の炭化水素を有するべきである。
線128を経由する第2の燃焼生成物流は、販売用に使用され、二酸化炭素を必要とする別の処理に使用され、かつ/または原油増進回収(EOR)、隔離、もしくは別の目的のために圧縮されかつ地上リザーバに注入されることが可能である。線127内の第1の燃焼生成物流と同様に、線128内の第2の燃焼生成物流は、酸化窒素(NOX)、酸素、一酸化炭素、および/もしくは同様のものなどの可能性のある不純物または反応物を除去するために使用する前に、一部の調整あるいは処理を施す必要があり得る。さらに、線104内の酸素供給流は実質的に窒素を含まず、線112内の燃焼生成物流は実質的に化学量論的燃焼を経由して発生することが好ましい可能性がある。したがって、線128内の第2の燃焼生成物流は、約3.0vol%未満の酸素、または約1.0vol%未満の酸素、または約0.1vol%未満の酸素、またはさらに約0.001vol%未満の酸素、および約3.0vol%未満のNOX、または約1.0vol%未満のNOX、または約0.1vol%未満のNOX、またはさらに約0.001vol%未満のNOXを有することが可能である。
線104内の酸素供給流は、空気分離装置(ASU)または高純度酸素を提供する他の工程もしくはシステムによって提供されることが可能である。分離された窒素は、米国仮特許出願第61/072,292号に論じられ記載されている窒素注入井などの、べつの関連する工程に使用されることが可能である。1つまたは複数の実施形態では、線104内の酸素供給流は、約90vol%から約99.9vol%の酸素を含むことが可能である。別の例では、線104内の酸素供給流は、約90vol%から約99.9vol%の酸素を含むとともに、残余の少なくとも一部にアルゴン、窒素、二酸化炭素、またはそのあらゆる組合せを含むことが可能である。別の例では、線104内の酸素供給流は、約4vol%から約5vol%のアルゴンおよび約0.2vol%未満の二酸化炭素を含む約95vol%から約96vol%の酸素を含むことが可能である。
中央制御装置115は、流量および成分などのデータ入力を受信し、流量を制御する信号をたとえば弁、ポンプ、圧縮機、および/または流量を制御あるいは調整するために使用可能なあらゆる他の装置を介して、送信するように構成された制御システムのあらゆるタイプであり得る、あるいはあらゆるタイプを含むことが可能である。一実施形態では、中央制御装置115は、キーボード、および/またはマウスなどのユーザ入力装置、モニタおよび/またはスピーカなどの出力装置を有するプログラム可能なコンピュータを含むことが可能であり、能動メモリ(RAM)を使用して作動可能であり、ハードディスクドライブ、光学ドライブ、ネットワークドライブ、およびLAN、WAN、Wi−Fi、または他の外付けネットワークを介するデータベースに作動可能に接続することが可能である。
任意の1つまたは複数の流れ制御装置116a、116b、118、および120は、中央制御装置115から信号を受信し処理するように構成された、プログラム可能な自動制御装置を含むことが可能である。任意の1つまたは複数の流れ制御装置116a、116b、118、および120は、1つまたは複数の流れ弁もしくは翼、通気孔、または実質的な気体流の流量を増加および/もしくは低減させる他の手段に作動可能に連結する、あるいは連通することが可能である。さらに、少なくとも一実施形態では、任意の1つまたは複数の流れ制御装置116a、116b、118、および120は、1つまたは複数の流れおよび/または成分センサに作動可能に連結する、あるいは連通することが可能であり、それによって流れ制御装置116a、116b、118、および/または120を介して制御されるそれぞれの流の流量の変化を検証するなどの、さらなるデータ入力を提供し得る。火炎の安定性および有効な制御を維持するために、高速制御装置を任意のまたはすべての制御装置116a、116b、118、および120に対して利用することが有益であり得る。
流れ制御装置116bは上記に論じ説明したように能動センサであり得るが、線102bを経由する二酸化炭素流(たとえば、希釈流)の第2の部分の流量は、一例示的実施形態では主に受動的に制御される可能性がある。たとえば、燃焼器110は、燃焼器110内で希釈物を提供し温度を制御するように構成された特定の型および孔寸法を備えた1つまたは複数の急冷ポート(たとえば、希釈孔)を有する燃焼ライナを含むことが可能である。したがって、線102bを経由する二酸化炭素または希釈流の流量は、燃焼器110内の急冷ポートの機械設備設計に主に依存する可能性がある。さらに、流れ制御装置116bは、停止する場合、流102bの不純物、または何らかの理由で、線102b内の二酸化炭素流の第2の部分の流れを遮断するのに有益である可能性がある。中央制御装置115は、システム100が下流機械を保護するための制御が不能になった場合は、少なくとも1つの安全装置および/または停止論理回路および/または警報を含むように構成されることが可能である。
温度センサ114は、単一のセンサを含むことが可能であり、またはさらに冗長用の補助センサを含むことが可能であり、または線112内の燃焼生成物流、かつ/または線113内の膨張された燃焼生成物流の内部および周囲にセンサの配列を含むことが可能である。あらゆる型の適切な温度センサを使用できるが、選択される温度センサは、熱に対して高い耐性を有するべきであり、約1,093℃(2,000°F)以上、約1,205℃(2,200°F)を超える、またはさらに約1,900℃(3,450°F)以上の温度で有効に作動することが可能であるべきである。一例では、温度センサ(複数可)114は、データを流れ制御装置116a、116b、118、および/または120に直接送信することが可能であるか、またはデータを中央制御装置115に送信することが可能であり、それによって流れ制御装置116a、116b、118、および/または120の応答を制御することが可能である。別の例では、温度センサ(複数可)114は、データを燃焼燃料流流れ制御装置120に直接送信することが可能である。追加的におよび/または代替的に、温度センサ(複数可)114は、燃焼器110内部の排気口付近から、または排出後の燃焼器110下流付近から、燃焼生成物流112に沿った複数の位置で、またはそのいくつかの組合せでデータを取り出すことが可能である。温度は、ある種の作動パラメータ内に限定されるべきであり、作動パラメータは使用する機器、燃焼燃料流および他の利用可能な入力流の型、線112内の燃焼生成物流に対する使用の可能性、ならびに他の要因に大きく依存することになる。
概して、温度は、NOXの生成を回避するために約1,925℃(3,500°F)未満であるべきであり、その理由はほとんどの市販の燃焼器110はそのような温度を超えて作動は不可能であるためだが、燃焼器110の材料がより高温で作動でき、システム100内に窒素がない場合はこの制限はより高く設定されることが可能である。温度は、膨張器111の流入口で約1,370℃(2,500°F)未満であることが好ましい。このような高温はまた、望ましくない多環芳香族炭化水素(PAH)の形成をもたらす可能性があり、それによって煤の生成を引き起こす可能性がある。しかし、温度は、火炎のバーンアウトを回避するために十分に高くなければならず、また原油増進回収(EOR)を使用する前または燃焼システム100内の希釈として使用する前に限られた調整のみを必要とする燃焼生成物流112を生成するために、実質的にすべての酸素(O2)および炭化水素を有効に燃焼するように十分に高くなければならない(たとえば、化学量論的燃焼温度)。多くの場合、好ましい温度は、少なくとも約815℃(1,500°F)から約1,370℃(2,500°F)または少なくとも約870℃(1,600°F)から約1,040℃(1,900°F)であり得る。
酸素分析装置126は、単一センサであるかもしくは単一センサを含むことが可能であり、あるいはさらに冗長用の補助センサ、または線112内の燃焼生成物流および/または線113内の膨張された燃焼生成物流の中の多数の位置にセンサの配列を含むことが可能である。たとえば、複数のラムダおよび/または広帯域のジルコニア酸素センサを使用して、反応を中央制御装置115および/または酸素供給流量制御装置118の1つに提供できる。ラムダセンサが使用される場合、中央制御装置115は、燃焼生成物流112の酸素容量が化学量論的係数(当量比(φ))から1.0を下回るおよび/または1.0を超えるまで変化すると、酸素供給流104中の酸素に対する燃焼燃料流108内の燃料の比をディザリングするように構成されることが可能である。ディザリング処理は、内部燃焼エンジン用の自動車産業で使用されるものと同様であり得る。いずれにしても、線112内の燃焼生成物流の酸素容量は、約3.0vol%未満から約1.0vol%未満、約0.1vol%未満、約0.001vol%未満と低いことが好ましい。酸素量が高過ぎる場合は、線104を経由する酸素供給流の流量が低減されることが可能であり、かつ/または線108を経由する燃焼燃料の流量が増加されることが可能である。線104を経由する酸素供給流の流量を低減することにより、上に論じたように火炎温度を下げることができ、線108を経由する燃焼燃料流の流量の調整を必要とする。
図3Bは、例示的燃焼システム140の概略図を示し、この概略図は図3Aに示された燃焼システム100と同様であるが、線112内の燃焼生成物流および/または線113内の膨張された燃焼生成物流をさらに処理または調整するように構成された任意選択の特性をさらに含む。したがって、図3Bに示された燃焼システム140は、図3Aを参照して最もよく理解され得る。燃焼システム140は、図3Aに示された燃焼システム100に関して開示された特性を含み、燃焼後触媒装置146をさらに含む。燃焼後触媒装置146は、線112内の燃焼生成物流、線113内の膨張された燃焼生成物流、線127内の第1の燃焼生成物流、および/または線128内の第2の燃焼生成物流内の酸素および/または一酸化炭素容量を低減させるように構成されることが可能である。線148を経由する少なくとも部分的に処理または浄化された燃焼生成物流は、触媒装置146から再生されることが可能である。燃焼システム140はまた、燃焼燃料バイパス流142の流量を制御するための流れ制御装置144を含むことが可能な、線142を経由する燃焼燃料バイパス流も含むことが可能である。酸素分析装置126は、中央制御装置115を経由して流れ制御装置144に直接または間接に作動可能に連結されることが可能である。さらに流れ制御装置および酸素分析装置(図示せず)は、燃焼燃料バイパス流142が分裂され、かつ/または線128を経由する第2の燃焼生成物流が以下により詳細に論じ説明されるように環状である場合、ある種の特定の実施形態に使用されることが可能である。
触媒装置146は、単一の装置または並列、直列、または並列と直列が組合された複数の装置であり得る。好ましくは触媒装置146は、作動するための少量の電力のみを必要とする小型の装置であることが可能である。具体的には、触媒装置146は、排出要件を満たすように熱回収蒸気発生器(HRSG)で通常使用される一酸化炭素還元触媒および/または酸素還元触媒を含むことが可能である。こうしたシステムは概して、大量の酸素を除去するように設計されていないが、著しい量の酸素が燃焼生成物流112、113、127、および/または128内に残っている場合は、流(複数可)112、113、127、128は、たとえばさらに原油増進回収(EOR)用の圧縮および注入の処理または使用する前に触媒装置146を通って複数回再利用されることが可能である。したがって、一部の実施形態では、別の酸素分析装置(図示せず)を含み、さらに線148内の少なくとも部分的に処理または浄化された燃焼生成物流内の酸素濃度の計測あるいは推定に使用することにより、酸素濃度を十分に低く(たとえば約0.5vol%未満の酸素または約0.1vol%未満)して、圧縮機および注入機器の腐食を確実に回避すること、およびリザーバ内に残っている炭化水素と反応可能な酸素を注入することによるリザーバの酸化を確実に回避することが可能である。
線142を経由する燃焼燃料バイパス流(たとえば燃焼燃料流の第2の部分)は、膨張された燃焼生成物流113から線127経由の第1の燃焼生成物流が分割される場所より下流において、線113内の膨張された燃焼生成物流と混合され、接触され、あるいは組合せられることが可能である。線142を経由する燃焼燃料バイパス流は、さらなる炭化水素が触媒装置146に使用されて酸素除去効果を向上させるように、線128内の第2の燃焼生成物流に触媒装置146から上流で導入されることが可能である。1つまたは複数の実施形態では、燃焼燃料バイパス流142は分裂され、触媒装置146の前に線128内の第2の燃焼生成物流および線148内の少なくとも部分的に処理または浄化された燃焼生成物流に導入されることが可能である。線148を経由する少なくとも部分的に処理または浄化された燃焼生成物流が触媒装置146に環状に戻される実施形態では、燃焼燃料バイパス流142の一部を、線148内の少なくとも部分的に処理または浄化された燃焼生成物流に、触媒装置146に環状に戻される前に導入されることが有益である可能性がある。有益には、燃焼燃料バイパス流142が、線148内の少なくとも部分的に処理または浄化された燃焼生成物流中の酸素の容積割合を、圧縮されかつEOR処理に注入される前に低減されるように構成されて、注入および圧縮機器の腐食、ならびに注入リザーバに残っている炭化水素を酸化させることを実質的に回避することが可能である。
図3Cは、図3Bを参照して上記に論じ説明した特性を含んでも含まなくてもよい、例示的燃焼システム150の概略図を示す。したがって、図3Cは、図3Aおよび3Bを参照して最もよく理解され得る。燃焼システム150は、線112内の燃焼生成物流中の炭化水素および/または線113内の膨張された燃焼生成物流、流れ制御装置154によって制御された線108aを経由する第1の燃料ガス流、ならびに流れ制御装置156によって制御された線108bを経由する第2の燃料ガス流の量を計測、決定、検出、あるいは見積るように構成された炭化水素分析装置152を含むことが可能である。1つまたは複数の実施形態では、線108a内の第1の燃料ガス流は、線108b内の第2の燃料ガス流より高品質であることが可能である。したがって、線108a内の第1の燃料ガス流は「高品質燃料ガス流」と呼ぶことが可能であり、線108b内の第2の燃料ガス流は「低発熱量燃料ガス流」と呼ぶことが可能である。線108aを経由する高品質燃料ガス流、線108bを経由する低発熱量燃料ガス流、またはその組合せは、線108を経由する燃焼器110に導入されることが可能である。流れ制御装置156は、炭化水素分析装置152に直接連結されることが可能であり、かつ/または中央制御装置115を経由して連結されることが可能である。流れ制御装置154、156、および任意選択で120は、加重制御装置158に作動可能に連結されることが可能であり、加重制御装置158は中央制御装置115に直接連結されるか、または酸素供給流制御装置118を経由して連結されることが可能である。
線108a内の高品質燃料ガス流は、メタン(たとえば約99vol%)を実質的に含むことが可能であり、あるいは水素、より高い炭化水素(たとえばC2およびC3+)またはあらゆるその組合せなどの「スパイク」燃料ガスであり得、または「スパイク」燃料ガスを含むことが可能である。線108a内の高品質燃料ガス流の組成物は、燃焼システム150の必要性および/または様々な燃料の型の可用性に依存して変化させることが可能であるが、大量の不活性ガス(たとえば窒素、二酸化炭素など)または酸性ガス(たとえば二酸化硫黄、硫化水素など)を含まないことが好ましい。線108aを経由する高品質燃料ガス流は、あらゆる妥当な源から提供されることが可能であるが、著しく遠方から輸入されるより、むしろ近隣のガス生産場から入手可能なことが好ましい。具体的には、線108a内の高品質燃料ガス流が水素である場合は、近隣のガス生産場(図示せず)からのガス生産流に対して実行される自動熱改質(ATR)処理により提供され得る。
線108b内の低発熱量燃料ガス流は、約80vol%未満のメタン、約60vol%未満のメタン、約40vol%未満のメタン、またはさらに約20vol%未満のメタンを含むことが可能である。線108b内の低発熱量流はまた、たとえば、エタン、プロパン、および/またはブタンなどの少量のより重質な炭化水素も含むことが可能である。ほとんどの場合、低発熱量燃料ガス流108bの残余の大部分は、二酸化炭素などの不活性ガスである可能性があるが、場合によっては、少量の窒素、硫化水素、ヘリウム、アルゴン、および/または他の気体である。すべての非炭化水素および二酸化炭素以外のすべての不活性ガスは、混合および燃焼前に線108b内の低発熱量燃料ガス流から分離可能なことが好ましい。
少なくとも一実施形態では、2つの炭化水素含有流108aおよび108bの流れならびに組成物を使用して、燃焼器110を作動させるための酸素の必要条件を計算し、酸素供給流量制御装置118に対する設定点を提供することが可能である。この計算は、燃焼器110内の化学量論的燃焼に必要とされる酸素量を提供することが可能である。流量および流の組成物は、流108aおよび108bの源に依存して徐々に変化させることが可能である。たとえば、低発熱量燃料ガス流108bは、高メタン成分を早期生産時に十分に有する(たとえば80vol%を超える)EOR井から発生し得る。このような場合は、線108aを経由して低発熱量燃料ガス流を通る流れはほとんどないか全くないことがある。しかし、貫流が起きると、線108bを経由する低発熱量燃料ガス流は、非常に低いメタン濃度(たとえば約20vol%未満)を含み得る。この場合は、線108aを経由する高品質燃料ガス流からの流れを増加させて、炭化水素を線108内の燃焼燃料流に追加することが可能である。
図3Dは、1つまたは複数の実施形態による別の例示的燃焼システム160の概略図を示す。燃焼システム160は、図3Bおよび3Cを参照に上記に論じ説明した特性を含んでも含まなくてもよい。したがって、図3Dは、図3A〜3Cを参照して最もよく理解されることが可能である。燃焼システム160はさらに、線108cを経由する構造二酸化炭素流を含むことが可能である。流れ制御装置162は、それとともに線108c内の構造二酸化炭素流に作動可能に結合あるいは連通されることが可能である。線108cを経由する構造二酸化炭素流は、流108aおよび/または108bと組み合わせて、燃焼システム160の作動中に実質的に一貫した組成を有する燃焼燃料ガス流を線108経由で提供することが可能である。その手法は、燃焼システム150に類似し得るが、燃焼器110の物理的特徴は、特に線108内の燃焼燃料ガス流の組成物のために設計され、さらに可変組成物108bを有する燃料を燃焼し得る。線108cを経由する構造二酸化炭素流は、線112内の燃焼生成物流から分裂または別の源から生じることが可能である。
図3Eは、1つまたは複数の実施形態によるさらに別の例示的燃焼システム170の概略図を示す。燃焼システム170は、図3B〜3Dを参照に上記に論じ説明した特性を含んでも含まなくてもよい。したがって、図3Eは、図3A〜3Dを参照して最もよく理解されることが可能である。燃焼システム170は、実質的に炭化水素および二酸化炭素を含み、初期燃料/二酸化炭素比を有する線108を経由する燃焼燃料流、実質的に酸素および二酸化炭素を含み、線108を経由する燃焼燃料流および線106を経由する酸化流が組み合わせられて、最適当量比(φ)を満たすように構成された組み合わせられた燃料/酸素比、および最適燃焼温度を提供するように構成された組み合わせられた初期二酸化炭素/燃料比を有する線172を経由する燃焼器流入口流を形成する、線106を経由する酸化流、実質的に二酸化炭素102bを含む希釈流、ならびに燃焼器流入口流172を少なくとも部分的に燃焼するように構成されて、実質的に水および二酸化炭素を含む線174を経由する高温生成物流を生成し、線174を経由する高温生成物流が、希釈流102bと混合されて温度および最終二酸化炭素/燃料比を有する燃焼生成物流112を形成することが可能な燃焼器110を含むことが可能である。
1つまたは複数の実施形態では、燃焼燃料流108内の炭化水素はメタンを含むことが可能であり、燃料/酸素比は、燃料と酸素のモル比が約0.9:1から燃料と酸素のモル比が約1.1:1または燃料と酸素のモル比が約0.95:1から燃料と酸素のモル比が約1.05:1の範囲であることが可能である。別の実施形態では、線108内の燃焼燃料流中の炭化水素は、メタンを含むことが可能であり、二酸化炭素/燃料比は、二酸化炭素と燃料のモル比が約20:1から二酸化炭素と燃料のモル比が約25:1または二酸化炭素と燃料のモル比が約23:1から二酸化炭素と燃料のモル比が約24:1の範囲であることが可能である。
少なくとも1つの具体的実施形態では、燃焼システム170はさらに、線108aを経由する高品質燃料ガス流、線108bを経由する低発熱量燃料ガス流、および線108を経由する燃焼燃料流を形成し、線108内の燃焼燃料流の不変初期燃料/二酸化炭素比を維持するために、線108a内の高品質燃料ガス流および線108b内の低発熱量燃料ガス流と組み合わせるように構成された構造二酸化炭素を含むことが可能である。さらなる実施形態は、線104を経由する酸素供給流、および線106を経由する酸化流を形成するために線104内の酸素供給流と組み合わせるように構成された流れと組成物を含む線102aを経由する二酸化炭素混合流を含むことが可能である。
さらに別の実施形態では、燃焼システム170は、線113内の膨張された燃焼生成物流(および任意選択で線112内の燃焼生成物流)の温度を計測するように構成された少なくとも1つの温度センサ114を含むことが可能である。線113内の膨張された燃焼生成物流の温度を使用して、線102aを経由する二酸化炭素混合流、線108cを経由する構造二酸化炭素流、および線102bを経由する希釈流の少なくとも1つの流量を計算して燃焼温度を調節することが可能である。燃焼システム170はまた、線112内の燃焼生成物流および/または線113内の膨張された燃焼生成物流の酸素の量を計測するように構成された少なくとも1つの酸素分析装置126を含むことが可能である。線108内の燃焼生成物流中の酸素量を使用して線104を経由する酸素供給流の流量を最適化し、実質的に化学量論的燃焼を達成することが可能である。システム170はさらに、線112内の燃焼生成物流および/または線113内の膨張された燃焼生成物流の組成物中の炭化水素量を計測するように構成された少なくとも1つの炭化水素分析装置152を含むことが可能である。線112内の燃焼生成物流および/または線113内の膨張された燃焼生成物流の組成物中の炭化水素量を使用して実質的に化学量論的燃焼を達成するために線104内の酸素供給流の流量を最適化することが可能である。システム170はまた、負荷および負荷を計測するように構成された負荷制御装置111’を有する膨張器111を含むことが可能である。負荷制御装置111’を使用して負荷が変化する度に組み合わせた燃料/酸素の比を維持することが可能である。
図3Fは、1つまたは複数の実施形態によるさらに別の例示的燃焼システム180の概略図を示す。燃焼システム180は、図3A〜3Eを参照に上記に論じ説明した特性を含んでも含まなくてもよい。したがって、図3Fは、図3A〜3Eを参照して最もよく理解されることが可能である。燃焼システム180は、よりわかりやすくするためにセンサおよび制御装置なしに示されているが、燃焼システム180は図3A〜3Eに示されたようにセンサおよび制御装置を含むことが可能であることを理解されたい。燃焼システム180は、線103を経由する圧縮された二酸化炭素流を生成するために圧縮器109に導入されることが可能な、線102を経由する二酸化炭素流を含むことが可能である。線103を経由する圧縮された二酸化炭素流は、燃焼器110に導入されることが可能である。線104を経由する酸素供給流および線108を経由する燃焼燃料流は、図3C〜3Eを参照に上記に論じ説明したように、流の組合せでもよく、燃焼器110に導入されることも可能である。
図4A〜4Cは、1つまたは複数の実施形態による、図3A〜3Fに示されたシステムと組み合わせて使用されることが可能である3つの例示的燃焼器200、220、240をそれぞれに示す。任意の1つまたは複数の燃焼器200、220、および240は、図3A〜3Fを参照に上記に論じ説明した燃焼システム100、140、150、160、170、および180と組み合わせて使用されることが可能である。したがって、図4A〜4Cは、図3A〜3Fを参照して最もよく理解されることが可能である。
燃焼器200は、第1の端部201a、第2の端部201b、外殻202、燃焼器ライナ203、外殻202と燃焼器ライナ203との間に配置された環状空間204、第1の混合ゾーン206、第2の混合ゾーン208、燃焼ゾーン210、バーンアウトゾーン212、および燃焼ライナ203を通って配置された複数の開口213を有することが可能である。燃焼器システム200はまた、燃焼器110内の圧力振動を監視しかつ計測あるいは見積るように構成されたセンサ216を含むことも可能である。燃焼器システム200は、線102を経由する二酸化炭素流を受領するように構成されることが可能であり、線102は燃焼器110内で分裂され得る。たとえば、線102内の二酸化炭素流の第1の部分(点線102aで示されている)は、線104を経由して導入される酸素供給流と混合、接触、あるいは組み合わされて、酸化流を第1の混合ゾーン内に形成することが可能である。線102内の二酸化炭素流の第2の部分(点線102bで示されている)は、冷却流214として使用されることが可能である。冷却流214として使用される二酸化炭素は、燃焼ライナ203を通って配置された開口213を通ってバーンアウトゾーン212に入るように流れることが可能である。線108を経由する燃焼燃料流はまた、燃焼器110に導入され、燃焼生成物流112を形成するために少なくとも部分的に燃焼ゾーン210内で燃焼されることが可能な、混合された燃焼流を形成するために第2の混合ゾーン208内の酸化流と混合されることが可能である。少なくとも1つの実施形態では、燃焼システム200はさらに、高温火炎ゾーン211を含むことが可能である。
図4Bは、例示的二酸化炭素の輪郭222および中央に比較的高温の火炎ゾーン、すなわち高温火炎ゾーン211を生成するはずである燃焼ゾーン210の断面を越える酸素の輪郭224を有する例示的燃焼器220を示す。図4Bは、第2の混合ゾーン208の外周よりも多量の酸素流量224が第2の混合ゾーン208の中心付近に注入される一方で、二酸化炭素流量222が第2の混合ゾーン208の断面を越えて一定である場合の代表例である。その反対は図4Cにおいて真であり、図4Cは、酸素流量242が第2の混合ゾーン208の断面を越えて一定であって、さらに二酸化炭素流量244が第2の混合ゾーン208の外周よりも第2の混合ゾーン208の中心に向かって低減される燃焼器240を示す。どちらの場合も、燃焼ゾーン210に導入される酸素/二酸化炭素の合計モル比は同じであることに留意されたい。酸素/二酸化炭素のモル比は約0.2:1から約0.5:1の範囲であることが可能である。
図4Aを参照すると、高温火炎ゾーン211は、燃焼ゾーン210内の火炎の安定性を増加させるように構成されることが可能である。この手法は、線108を経由する燃料の量が個々のノズル面を横切って変化するが、当量比(φ)が約1付近、たとえば約0.95から約1.05で燃焼ゾーン210内の全体的な化学量論を維持することが可能であり得る。このような構成によって、火炎の安定性と燃焼ライナ材料制限の双方の要件の釣り合いをとるa)化学量論またはb)二酸化炭素/酸素比を局所的に変化させることが可能になる。たとえば、燃焼器200ごとに複数のノズルを含む燃焼器の設計または構成において、高温火炎ゾーン211を使用して、各ノズル面を単独に横切ってまたは第2の混合ゾーン208全体の面を横切って局所的化学量論を変化させることが可能である。高温火炎ゾーン211は燃焼ゾーン210のほぼ中心に示されているが、高温火炎ゾーン211は中心を外れることが可能であり、複数の高温火炎ゾーン211が存在可能であると企図されることに留意されたい。
1つまたは複数の実施形態では、燃焼器システム200は、酸化流(または合成空気流)と燃焼燃料流108、または燃焼燃料流108と酸素供給流104の濃混合物を含む安定した高温火炎ゾーン211を含むように構成されることが可能である。高温火炎ゾーン211は、火炎全体の安定性を支援することができる高温炉心火炎を提供し得る。高温火炎ゾーン211からの燃焼生成物および未燃燃料は、過剰酸素または合成空気が存在し得る場合、燃焼器110内のさらに下流でより完全に酸化され得る。燃焼器110の全体的な化学量論は、当量比(φ)が約1付近、たとえば約0.95から約1.05で維持されることが可能である。
1つまたは複数の実施形態では、燃焼器システム200は、複数の第2の混合ゾーン208、燃焼ゾーン210、および/または燃料/酸素注入装置を含むことが可能であり、それらの任意の1つまたは複数は独立して変調できる可能性がある。その配列は、直列または並列であり得、全体的な火炎の安定性が1つまたは複数の第2の混合ゾーン208をその他と無関係に変調することによって維持することが可能になり得る。ターンダウンはまた、1つまたは複数の第2の混合ゾーン208を止めることによって獲得され得るが、燃焼器200内の安定した火炎は持続される。
さらに他の実施形態では、燃焼器200は、二酸化炭素のより高い放射率および吸収特性を利用して設計した形状を有することが可能である。該形状は、流入反応物(酸素供給流104および燃焼燃料流108)と(燃焼ゾーン210内の)火炎との間の長い光路長を下流で取り込むことが可能である。火炎からの高温は、反応物に熱を放って熱して反応物を予熱し得る。追加としてまたは代替として、ノズルまたは燃焼壁は、二酸化炭素により優先的に吸収される波長で放射される材料から作成されることが可能である。この構成は、熱をその材料から二酸化炭素に伝達し、線102を経由して導入される二酸化炭素流の温度を上昇させ、それによって燃焼反応物の効率を向上させ得る。さらに別の恣意的な変形形態では、二酸化炭素によって放射される波長で優先的に吸収する材料で構成された火炎容器が含まれることが可能である。これによって材料を熱し、対流を通じて反応物を予熱させ得る。
燃焼器システム200の別の有益な結果は、自然空気に対して二酸化炭素/酸素(合成空気流または酸化流)の使用を含むことが可能であり、そのため自然空気に対して合成空気のより高濃度に起因する燃焼器の設計に役立つ。二酸化炭素の分子量は、窒素より大きく、そのため濃度が増加し、同じ質量流量の速度が低下する。バーナ面で減少した速度は(同じ出力密度を有するバーナに対して)火炎安定化に役立つ。この利点は、二酸化炭素/酸素(合成空気流または酸化流)内の火炎の減少した火炎速度を相殺するのに役立つ。開示された設計はまた、反応物を予熱することによって火炎全体の安定性に役立ち、かつ/または熱をガス流に有効に伝達することによって燃焼器を冷却するのに役立つことができる。
さらに別の実施形態では、燃焼器システム200は、線213を経由するガスを受領することが可能な1つまたは複数の注入装置を含むことが可能である。線213内のガスは、ガス注入装置を通って高温火炎ゾーン211に導入されることが可能である。ガスは、これに限定されないが、酸素、二酸化炭素、燃焼燃料、またはあらゆるその組合せを含むことが可能である。線213内のガスを高温火炎ゾーンに導入することは、燃焼ゾーン210内の火炎の安定性を増加するように構成された燃焼ゾーンの上流でアンカー火炎を提供することが可能である。
図5Aおよび5Bは、1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示した燃焼器の例示的燃焼器の構成300、320をそれぞれに示す。したがって、図5Aおよび5Bは、図4A〜4Cを参照して最もよく理解されることが可能である。燃焼器構成300は、注入装置302を経由して環状空間204に導入される線104aを経由する第1の酸素供給流を含む。線104aを経由して導入される酸素供給流は、二酸化炭素102、線108を経由して導入される燃焼燃料、および線104bを経由して導入される第2の酸素供給流とゾーン206内で混合されることが可能である。
1つまたは複数の実施形態では、混合装置304は、第1の混合ゾーン206内に配置されることが可能である。混合装置304は、旋回翼、混合翼、金網、または混合ガス流を混合するように構成された何らかの装置であることが可能である。注入装置302は、酸素の多くの高乱流噴流を生成するために燃焼器110の壁上または環状空間204内に配置されたリング上に配置された複数の注入装置孔であることが可能である。リング構成は、分割されたリングまたは連続したリングであるか、または分割されたリングまたは連続したリングを含むことが可能である。さらに、リングは、円形、楔形、または他の鈍頭物体の断面形状を有することが可能である。より小さい噴流は、概してより短い長さを越えてより良い混合をもたらすことが可能である。合成空気(二酸化炭素/酸素混合物)が第2の混合ゾーン208で燃料注入点に到達したときに、ほぼ完全な混合を有して、完全な燃焼および化学量論的反応を進展させることが望ましい可能性がある。
第2の混合ゾーン208は、燃焼燃料流108が導入される位置にあることが可能である。第2の混合装置308は、第2の混合ゾーン208内に配置されることが可能である。第2の混合装置308は、旋回翼、混合翼、金網、または火炎保持のための低速領域を生成するように構成された何らかの装置であることが可能である。燃焼燃料流108は、旋回流の中に注入されることが可能であり、火炎は燃焼ゾーン210内に保持または維持されることが可能である。燃焼器構成300内に示された燃料注入装置は簡略図であり、複数の孔または注入装置開口を含み得る。冷却流214は、線102を経由して環状領域204に導入される二酸化炭素を含むことが可能である。燃焼生成物流112は、膨張器111に導入されることが可能である(たとえば図3Aを参照のこと)。
図5Bは、二次的内殻または二次的燃焼ライナ324を含むことが可能な例示的代替の燃焼器構成320を示す。二次的内殻324は、第1の端部201aと第2の端部201bの中間位置から燃焼ライナ203を中心に配置されることが可能であり、第2の端部201bに向かって延在することが可能である。少なくとも一例では、二次的内殻324は、第1の端部201aと第2の端部201bの中間位置から第2の端部201bに延在することが可能である。燃焼器構成320はまた、環状空間204内に配置された1つまたは複数の混合器322を含むことが可能である。混合器322は、燃焼器構成300内より燃焼器構成320の第2の端部201bに近接して配置されることが可能である。線104を経由する酸素供給流は、希釈流214がバーンアウトゾーン212内の燃焼生成物と反応するはずであるので、希釈流214に入ることは不可能である。したがって、二次的ライナ324は、より長い混合ゾーン206を有益に許容し、希釈または冷却流214の中に酸素が導入されるのを回避する。
別の実施形態では、線104内の酸素供給流は、104aおよび104bの2つの位置で導入されることが可能である。線104aおよび104bを経由する酸素供給流を導入すると、酸化流内の酸素/二酸化炭素比の空間的変動が燃焼ゾーン210内の高温火炎ゾーン211を提供できるようになる。
図6Aおよび6Bは、1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示した燃焼器の例示的代替の実施形態を示す。したがって、図6Aおよび6Bは、図4A〜4Cを参照して最もよく理解されることが可能である。燃焼器システム400は、第1の混合ゾーン206を燃焼器400の第1の端部201a付近で含むことが可能である。第1の混合ゾーン206は、線102を経由する二酸化炭素流の流量、線104を経由する酸素供給流、および線108を経由する燃焼燃料流を燃焼器400の第1の端部201aから第2の端部201bに提供するように構成されることが可能である。1つまたは複数の混合器(2つは402aおよび402bで示されている)は、第1の混合ゾーン206内に配置されることが可能である。混合器402aおよび402bは、同じまたは同様の形状を有するか、あるいは混合器402bは混合器402aと異なる形状を有するようにして第2の混合ゾーン208の面を横切る酸素/二酸化炭素の比を変更することが可能である。
より具体的には、以下に示されるように混合の2つの段階、すなわち合成空気(酸化流)を作成するために酸素と二酸化炭素を混合する第1の混合ゾーンまたは第1の段階206、および燃焼流を生成するために合成空気と燃焼燃料流108を合成する第2の混合ゾーンまたは第2の段階208がある。線104を経由する酸素供給流は、二酸化炭素流102の中に注入され、その混合は、乱流を発生させるために、たとえば旋回翼、鈍頭物体注入装置、または金網を使用して容易にすることが可能である。酸素と二酸化炭素の混合は、第1の混合ゾーン206内で行われ、第1の混合ゾーン206の長さは、この混合を完成するためのサイズにされることが可能である。線108を経由する燃焼燃料流は、燃料注入装置を通って注入されることが可能であり、燃料注入装置は単一の管605として示されている。燃焼燃料流は、一連の注入装置孔に管605の先端で補給される。燃焼は、燃焼ゾーン210で行われ、その壁は線102を経由して導入される二酸化炭素を介して冷却されることが可能である。
1つまたは複数の実施形態では、燃焼器システム400は、第1の混合ゾーン206の中間の混合物が混合ゾーンの外側部分より高い酸素/二酸化炭素の比を有するように、混合器402aおよび/または402bの領域を横切る圧力損失を変化させることが可能である。このことは、燃焼ゾーン210の中心付近でより高い火炎温度を生成でき、かつ燃焼器400の壁付近でより低い温度を生成できる。このことは、酸素に対して二酸化炭素をその領域に流すことを抑制する合成空気混合器/旋回翼402b上のより高いメッシュ密度によって提案されている。
図6Bは、複数のノズル108a〜cおよび104a〜cが単一燃焼器420で使用される場合の別の実施形態を示す。これによって、個々のノズルが、燃焼器420内の負荷が変化する度に開始または停止されることが可能になる。またこれによって、酸素/二酸化炭素比が火炎安全性を向上させるために燃焼器211の中間付近がより高くなり、壁210a〜210b付近が低くなることが可能になるように、各ノズルが異なる旋回翼422a〜422cを第1の混合ゾーン206a〜206c内に有することも可能になる。
図7A〜7Dは、1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示した燃焼器のさらなる代替的実施形態を示す。したがって、図7A〜7Dは、図4A〜4Cを参照して最もよく理解されることが可能である。図7Aは、二酸化炭素流102の分裂を含む例示的燃焼器500を示し、第1の部分102bは冷却用に燃焼器500の壁に沿って経路指定されているが、第2の部分102aは中央ランスすなわち「旋回誘導器」502の周囲の環状を通って経路指定されている。中央ランス502は、酸素504のための側部注入装置を有する。酸素は、実質的に軸方向に流れる二酸化炭素流102aの中に接線方向に導入されることが可能である。この構成は、酸素と二酸化炭素の混合を高め、旋回する合成空気を発生することが可能である。複数の酸素注入位置が含まれることによって、酸素質量流量および合成空気流の旋回の両方の独立した変調が可能になる。旋回誘導器502はまた、鈍頭物体として旋回平行流内で作用することが可能であり、低減された速度をその伴流内に提供する。低減された速度のこれらのゾーンは、火炎の安定性に役立つ。線108を経由する燃焼燃料は、注入装置506を経由する内部二酸化炭素流の周囲の環状に導入されることが可能であり、燃料注入装置506の端部が旋回誘導器502の端部と面一になっている。
この構成の例示的変形形態は、図7Bに示された燃焼器510に示したように存在することが可能である。燃料環状512は、燃焼器510内の旋回誘導器502の端部を過ぎて下流に延びることが可能である。燃焼器510は、二酸化炭素と酸素流を混合するために滞留時間を増加させることが可能である。この構成はまた、燃料を軸方向下流よりむしろ半径方向内向きに導入するように修正されることが可能である。これによって、火炎を中心付近および旋回誘導器502の伴流内に有利に含んだままにする。またこれによって、二酸化炭素102bの環状の最外部による火炎の消火または未燃焼料の伝送を防止することが可能である。燃焼器500および510に対する構成において、二酸化炭素102bの環状の最外部は火炎が燃焼器500、510の壁に影響を及ぼすことを防止し、それによって燃焼器500、510の壁の損傷を防止することが可能である。
好都合なことに、旋回誘導器502の使用により、通常回旋翼と関連する燃焼器の圧力損失を低減させることが可能である。また、見通しのよい光路は、火炎と流入する二酸化炭素102a流との間に提供されて、二酸化炭素のより高い吸収を生かすことが可能になる。したがって、流入する合成空気は、標準の燃焼器を利用する空気中より高温に予熱され得る。しかし、燃焼器500の旋回誘導器の構成は、第1の混合ゾーン206内に実質的にすべての酸素供給流104を含むように構成されており、燃焼ゾーン210内の酸素/二酸化炭素の空間的比を変化させることは容易にはできないことがある。
図7Cおよび7Dは、それぞれ別の例示的旋回誘導器530の側面図および平面図を示す。1つまたは複数の実施形態では、旋回誘導器530は、酸素および二酸化炭素を含む旋回する第1の混合物522(酸化または合成空気流)を生成するために、二酸化炭素流102aが酸素流104の中に接線方向に注入される構成を有することが可能である。注入(α)および(β)の角度は、混合長を有する空力閉塞の特徴を釣り合わせるように変化させることが可能である。注入(α)の角度は、旋回誘導器530を通って配置された長手中心軸に対して最低約1°、約5°、約10°、約20°、または約30°から最高約50°、約60°、約70°、約80°、または約90°の範囲が可能である。注入(β)の角度は、旋回誘導器530を通って配置された長手中心軸に対して最低約1°、約5°、約10°、約20°、または約30°から最高約50°、約60°、約70°、約80°、または約90°の範囲が可能である。1つまたは複数の実施形態では、酸素流104および二酸化炭素流102aから旋回誘導器530への導入は、逆向きもあり得る。換言すると、酸素流104は、旋回する第1の混合物522(酸化または合成空気流)を生成するために二酸化炭素流102aの中に接線方向に注入され得る。
図8Aおよび8Bは、1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cに示した燃焼器の一部の要素を利用するように構成された例示的管束型燃焼器600を示す。したがって、図8A〜8Bは、図4A〜4Cを参照して最もよく理解され得る。この管束型燃焼器600の1つの具体的な設計構造は、バーナ組立体602である。燃焼バーナ602は、中心バーナ本体603内に配置された、束ねられた構成内の複数の管604、606を含む中心バーナ本体603を含むことが可能である。複数の束ねられた管は、一連の代替の燃焼燃料注入管604および酸素注入管606であり得る。図8Bは、束ねられた構成内の複数の管604、606の1つの構成を示す、バーナ組立体602の断面図を示す。1つまたは複数の開口608は、中心バーナ本体603の側部を通って配置されることが可能であり、それによって一部の二酸化炭素が二酸化炭素流102aから燃焼バーナ602に入ることが可能になる。二酸化炭素は、束ねられた燃焼燃料と酸素注入管604および606それぞれとの間ならびに周囲に流れ、燃焼バーナ602から軸方向に出ることが可能である。燃料および酸素注入管604、606それぞれの数、サイズ、ならびに構成と共にバーナ組立体602のサイズは、燃焼器600の特定の要件に依存して変化されることが可能である。
注入管604、606の著しい近接は、相互に線108を経由して導入された燃焼燃料と線104を経由して導入された酸素の効果的な混合を提供することが可能である。注入管604、606の著しい近接はまた、相互に燃焼バーナ602の面を横切る少量の混合物の確実で、予想可能な変形形態を提供することが可能である。燃焼器600は、燃焼燃料108および酸素104が、注入管604、606それぞれを通る流量が独立して変調可能になるように設計されることが可能である。燃焼燃料108および酸素104の独立した変調は、燃焼バーナ602の面を横切り少量の混合物を越える高度の制御を提供することが可能である。
燃焼燃料および酸素注入管604、606それぞれの束はまた、燃焼器600に導入された燃焼燃料108および酸素104の燃焼を改善することが可能である。燃焼燃料および酸素注入管604、606それぞれの束はまた、平行流の二酸化炭素流102aに対する燃焼燃料108および酸素104の損失を減少させることが可能である。注入管604、606間を流れる二酸化炭素102aは、希釈または冷却流として作用し、温度要件の管理に役立つことが可能であり、かつ/または二酸化炭素102aの流れは、高温パイロットゾーンを束の中間に生成するように設計され得る。燃焼器ライナ203内の冷却孔と同様に(上記に論じ説明した)、燃焼バーナ602の側部上の側部開口608は、燃焼バーナ602を通る二酸化炭素の流量を調整してサイズを変更することが可能である。
図9は、1つまたは複数の実施形態による、図4A〜4Cそれぞれに示した燃焼器200、220、240の1つまたは複数の要素を利用するように構成された例示的渦停留型燃焼器700を示す。したがって、図9は、図4A〜4Cを参照して最もよく理解されることが可能である。燃焼器700は、燃焼ライナ203内に配置された1つまたは複数の空洞(2つは702、704で示されている)を含むことが可能である。空洞702、704は、燃焼ライナ203と燃焼器700の外殻202との間に配置された環状204の中に延在することが可能である。
線102を経由する二酸化炭素は、燃焼器700の壁に沿って経路指定され、混合ゾーン206内に方向付けることが可能である。開口または孔213は、燃焼器700に合わせてサイズ化されることが可能であり、二酸化炭素流102の一部が線214を経由して示された燃焼ゾーン210の下流で燃焼器に入り、バーンアウトゾーン212内の燃焼生成物を希釈し、燃焼ライナ203を冷却することが可能になる。開口または孔213に入らない二酸化炭素は、環状204を通って1つまたは複数の空洞702、704の背後に沿って流れ、それによって空洞を冷却することが可能である。図示されていないが、1つまたは複数の空洞702、704はまた、冷却フィン、または特定の燃焼器に必要とされる場合は空洞702、704のより効果的な冷却のために、その表面領域を増加させることが可能な他の変形形態を含むことが可能である。
酸素供給流104aは、空洞702および704の上流で燃焼ライナ203内の二酸化炭素流102に注入されることが可能である。酸素供給流104aは、二酸化炭素流102と第1の混合ゾーン206内で混合されて酸化または合成空気流を形成することが可能である。図9は、一連の2つの空洞702および704を例示目的のみで示すことに留意されたい。燃焼器700は、単一の空洞、2つの空洞702および704、または3つ以上の空洞を本開示の範囲から逸脱せずに含むことが可能である。各空洞702および704は、1つまたは複数の注入位置を燃焼燃料流108、二次的酸素供給流104b、または燃焼燃料流と二次的酸素供給流の混合のいずれに対しても含むことが可能である。注入位置はまた、燃焼器700の要件を満たすために空洞を変化させることが可能である。この構成では、各空洞は独立して作動し、燃焼燃料供給流108および二次的酸素供給流104bの流量は、各空洞702および704内で独立して変調されることが可能である。これによって、はるかに広い作動エンベロープが可能になる。火炎は、空洞702、704内、または空洞702、704内の低減された速度および再循環ゾーン(複数可)によって支援された空洞702、704の入口のみのいずれかで安定して存在する。渦停留型燃焼器700はまた、二酸化炭素流102、ひいては合成空気の効果的な予熱が可能になるために長い光路長905を含むことが可能である。従来のガスタービン燃焼器に優る渦停留型燃焼器700の利点は、圧力損失が大幅に低減されることである。二酸化炭素流102への最小限の閉塞が存在し、それによって二酸化炭素の圧力損失が低減される。
図10Aおよび10Bは、1つまたは複数の実施形態による、図4A〜9に示した燃焼器の1つまたは複数を作動する方法の例示的流れ図を示す。したがって、図10Aおよび10Bは、図4A〜9を参照して最もよく理解されることが可能である。方法800は、酸素および二酸化炭素を含む第1の混合物、すなわち「酸化流」または「合成空気」を形成するために、酸素供給流と第1の混合ゾーン内の少なくとも一部の二酸化炭素流を混合する804を含むことが可能である。方法800はまた、混合した燃焼流を形成するために、第1の混合物と第2の混合ゾーン内の燃焼燃料流を混合する806を含むことが可能である。混合した燃焼流は、燃焼生成物流を形成するために、少なくとも部分的に燃焼した808であることが可能である。図10Bに示したように、方法820は、燃焼器内の火炎の安定性を増加させるために、燃焼器のバーナ面を横切る酸素/二酸化炭素の空間的比を変化させる824を含むことが可能である。
図4A〜4Cを再度参照すると、燃焼器110のバーンアウトゾーン213は、燃焼器110の燃焼ライナ203を冷却し消火するように構成された燃焼ライナ203を通って配置された一連の孔を有する少なくとも1つの受動的希釈ゾーン218、燃焼生成物流112と混合するために、二酸化炭素流102bの第2の部分の少なくとも一部を燃焼器110に能動的に送達してように構成された少なくとも1つの消火ポートを有する能動的希釈ゾーン(図示せず)、バーンアウトゾーン212を通る温度パターンを能動的に制御する一連の段階的な消火ポート(図示せず)、およびあらゆるその組合せを含むことが可能である。1つまたは複数の実施形態では、バーンアウトゾーン212はまた、圧力変換器などのセンサ216を含み、火炎の消火の表示であり得る燃焼器110内の圧力振動を監視し、計測しかつ/または見積ることが可能である。酸素分析装置(図示せず)はまた、別の入力を酸素反応ループに提供するために、燃焼器110内に含まれることが可能である。
発熱量に関して、酸化流106は発熱量を有さない可能性があり、燃焼燃料流108は比較的高い値(たとえば、約500イギリス熱単位標準立方フィート(BTU/scf)から約950BTU/scf)を有する可能性がある。
作動中、燃焼ゾーン210は、約1,500℃から約2,200℃の温度を発生することが可能である。二酸化炭素流102bを追加して、燃焼生成物流112は、燃焼生成物流がバーンアウトゾーン212に入るとき、約1,000℃から最高約1,400℃までが予想される。追加の消火ガス102bは、燃焼器110の壁を高温火炎ゾーン211より冷却に保つために、一種の「ガスエンベロープ」を発生するバーンアウトゾーン212の外壁を経由して導入されることが可能である。一例示的実施形態では、冷却流102bは、煤発生を最小化するために、必要に応じて炭化水素を取り去ることが可能である。別の例示的実施形態では、約10気圧を超えるなどの大気圧より高温で燃焼が行われる。
例示
一部の例示的ガス流組成物は、ガス流の例示として単一ガス発生領域または異なるガス発生領域における生成の異なる段階で以下の表に提供されている。表1は、生成開始またはその付近の生産井に対する特定の流組成物および流量を提供する。
Figure 0006029618
表2は、CO2が貫流後の生産井に対する特定の流の組成物および流量を提供する。
Figure 0006029618
本発明の実施形態はさらに、任意の1つまたは複数の以下の項に関する。
1.第1の端部、第2の端部、外殻、内殻、および外殻と内殻との間に形成されて第1の端部から第2の端部に延在する環状空間を有する燃焼器と、二酸化炭素を燃焼器に導入するように構成された二酸化炭素流入口と、酸素を燃焼器に導入するように構成された酸素流入口と、酸素および二酸化炭素を含む第1の混合物を生成するために、二酸化炭素流入口を通って導入されるあらゆる二酸化炭素の第1の部分を酸素流入口を通って導入されたあらゆる酸素の少なくとも一部と混合するように構成された第1の混合ゾーンと、燃料を燃焼器に導入するように構成された燃料流入口と、酸素、二酸化炭素、および燃料を含む第2の混合物を生成するために、第1の混合物と燃料を混合するように構成された第2の混合ゾーンと、燃焼生成物を生成するために第2の混合物を燃焼するように構成された燃焼ゾーンであって、二酸化炭素流入口を通って導入されたあらゆる二酸化炭素の第2の部分は、内殻を通って配置された1つまたは複数の開口を通って流れ、燃焼生成物と混合して冷却する、燃焼ゾーンと、を備える燃焼器システム。
2.二酸化炭素流入口を通って導入された任意の二酸化炭素の第1の部分は、燃焼器の第2の端部から燃焼器の第1の端部に向かって燃焼器の環状空間を通って流れ、酸素流入口は、二酸化炭素流入口を通って導入された任意の二酸化炭素の第1の部分と、酸素流入口を通って導入された酸素の混合を促進させるように構成された燃焼器の第1の端部から離れて環状空間内に配置され、燃料は、燃焼器の第1の端部に導入される、項1によるシステム。
3.酸素流入口は、燃焼器の壁および環状空間内のリングの少なくとも1つを通って配置された複数の注入装置孔を備える、項2によるシステム。
4.内殻を通る酸素流入口を通って導入された酸素の導入を防止するように構成された二次的内殻であって、第1の混合ゾーンは、燃焼器の第1の端部から離れて配置され、酸素流入口を通って導入された酸素と二酸化炭素流入口を通って導入されたあらゆる二酸化炭素の第1の部分の混合を促進するように構成された、二次的内殻をさらに含む項2によるシステム。
5.酸素流入口は、燃焼器の第1の端部に配置され、燃料は、燃焼器の第1の端部に導入され、第1の混合物の流れは、燃焼器の第1の端部から燃焼器の第2の端部までである、項1によるシステム。
6.酸素流入口を通って導入された酸素の少なくとも一部を第2の混合ゾーンに導入、燃料を第2の混合ゾーンに導入、酸素流入口を通って導入された酸素の少なくとも一部を第1の混合ゾーンに導入、およびあらゆるその組合せからなる群から選択された機能を実行するように構成された複数のバーナをさらに含む、項5によるシステム。
7.複数のバーナの任意の1つまたは一部は、燃焼器の負荷を制御し、各バーナ内の異なる酸素/二酸化炭素の比を生成するために停止されるように構成された、項6によるシステム。
8.第1の混合物は、その中の火炎の安定性を増加させるために燃焼ゾーンの一部に高温ゾーンを生成するように構成された酸素/二酸化炭素の空間的に変化した比を含む、項2、4、および6のいずれか1項によるシステム。
9.第1の混合物内の酸素/二酸化炭素の比を空間的に変化させるように構成された少なくとも1つの二次的酸素流入口をさらに備える、項8によるシステム。
10.第1の混合物内の酸素/二酸化炭素の比を空間的に変化させるように構成された第1の混合ゾーン内に配置された可変形状の混合装置をさらに含む、項8によるシステム。
11.燃焼ゾーン内の火炎の安定性を増加させるためにアンカーフレームを燃焼ゾーンの上流で提供するように構成されたガス流入口をさらに備える、項2、4、および6のいずれか1項によるシステム。
12.第1の混合物の混合を高めるように構成された第1の混合ゾーン内に配置された混合装置と、燃焼ゾーン内の火炎の安定性を増加させるために低速領域を形成するように構成された第2の混合ゾーン内に配置された第2の混合装置と、をさらに備える項2、4、および6のいずれか1項によるシステム。
13.第1の混合ゾーンは、旋回する第1の混合物を生成するために、酸素を二酸化炭素の中に二酸化炭素流入口を通って導入された、任意の二酸化炭素の第1の部分の流路に接線方向の角度で導入するように構成された旋回誘導器を備える、項1によるシステム。
14.低速領域を生成して燃焼ゾーン内の火炎の安定性を高めるために、少なくとも一部の燃料を燃焼ゾーンに送達するように構成された、第2の混合ゾーンに配置された少なくとも1つの空洞であって、二酸化炭素流入口を通って導入された任意の二酸化炭素の第1の部分は、少なくとも1つの空洞の壁を冷却するために、燃焼器の第2の端部から燃焼器の第1の端部に向かって燃焼器の環状空間を通って流れ、第1の混合ゾーンは、燃焼器の第1の端部付近に配置される、少なくとも1つの空洞をさらに備える、項1によるシステム。
15.高温火炎ゾーンを形成して燃焼ゾーン内の火炎の安定性を増加させるために、少なくとも1つの空洞内の少なくとも1つの二次的酸素流入口をさらに備える、項14によるシステム。
16.酸素流入口、少なくとも1つの二次的酸素流入口、およびガス流入口のうちの2つ以上を流れる酸素の比を制御することによって、酸素濃度の空間的変化を能動的に制御するための制御装置をさらに備える、項9または11によるシステム。
17.第1の端部、第2の端部、外殻、内殻、バーナ面を備える燃焼バーナ、および燃焼ゾーンを有する燃焼器と、二酸化炭素流入口、酸素流入口、および燃料流入口と、酸素と二酸化炭素を含む第1の混合物を生成するために、二酸化炭素流入口を通って導入された任意の二酸化炭素の第1の部分と酸素流入口を通って導入された任意の酸素の少なくとも一部を混合させるように構成された混合ゾーンであって、第1の混合物は、燃焼ゾーン内の火炎の安定性を増加するために、燃焼ゾーン内の高温ゾーンを生成するように構成されたバーナ面を横切る酸素/二酸化炭素の空間的に変化した比を備える、混合ゾーンと、を備える燃焼バーナシステム。
18.高温ゾーンは、燃焼ゾーンの中心に実質的に配置される、項17によるシステム。
19.第1の混合物内の酸素/二酸化炭素の比を空間的に変化させるように構成された少なくとも1つの二次的酸素流入口をさらに含む、項18によるシステム。
20.酸素流入口および少なくとも1つの二次的酸素流入口を流れる酸素の比を制御することによって、酸素/二酸化炭素の比の空間的変化を能動的に制御する制御装置をさらに含む、項19によるシステム。
21.酸素/二酸化炭素の比を空間的に変化させるように構成された第1の混合ゾーン内の可変形状の混合装置をさらに含む、項18によるシステム。
22.外殻と内殻との間に形成され第1の端部から第2の端部に延在する環状空間であって、二酸化炭素流入口を通って導入された任意の二酸化炭素の第1の部分は、環状空間を通って燃焼器の第2の端部から燃焼器の第1の端部に向かって流れるように構成されており、酸素流入口は、第1の混合物を生成するために、酸素流入口を通って導入された酸素を二酸化炭素流入口を通って導入された任意の二酸化炭素の第1の部分に送達されるように構成されており、酸素流入口は、燃焼器の第1の端部から第1の混合物の混合を促進させるように構成された距離を置いて環状空間内に配置されている、環状空間をさらに含む、項20によるシステム。
23.酸素流入口は、燃焼器の壁および環状空間内のリングの少なくとも1つを通って配置された複数の注入装置孔を備える、項22によるシステム。
24.内殻を通る酸素の導入を防止するように構成された二次的内殻であって、酸素流入口は、燃焼器の第1の端部から距離をおいて配置され、第1の混合物の混合を促進させるように構成されている、二次的内殻をさらに含む項23によるシステム。
25.酸素流入口および燃料流入口は、燃焼器の第1の端部に配置され、第1の混合物の流れは、燃焼器の第1の端部から燃焼器の第2の端部までである、項20および21のいずれか1項によるシステム。
26.燃焼器バーナは、その中に配置された束ねられた構成内の複数の管を有する中心バーナ本体であって、複数の管の第1の部分は燃料を運ぶように構成され、複数の管の第2の部分は酸素を運ぶように構成されている、中心バーナ本体と、任意の二酸化炭素の第1の部分が複数の管間に配置された空間を通過可能になるように構成された中心バーナ本体の側部の少なくとも一部を通って配置された開口と、バーナ面を横切る酸素/二酸化炭素の比を空間的に変化させるために酸素を運ぶように構成された管の第2の部分を横切る酸素の少なくとも流量を変調するように構成された制御装置と、をさらに含む、項17によるシステム。
27.アンカーフレームを燃焼ゾーンの上流で提供するように構成されたガス注入装置であって、アンカーフレームは燃焼ゾーン内の火炎の安定性を増加させるように適合されている、ガス注入装置をさらに備える、項17、22、25、および26のいずれか1項によるシステム。
28.燃焼システム内の燃料を燃焼させる方法であって、第1の混合物を生成するために酸素と燃焼器の第1の混合ゾーン内の二酸化炭素を混合することと、第2の混合物を生成するために第1の混合物と燃焼器の第2の混合ゾーン内の燃料を混合することと、燃焼生成物を生成するために第2の混合物内の燃料の少なくとも一部を燃焼させることと、を含む方法。
29.請求項28の方法を請求項2、4、6、13、および14のいずれか1項に記載の燃焼器システムに適用することをさらに含む、項28による方法。
30.燃焼システム内の燃料を燃焼させる方法であって、燃焼器内の火炎の安定性を増加させるために、燃焼器のバーナ面を横切る酸素/二酸化炭素の空間的比を変化させることを含む、方法。
31.請求項30の方法を請求項17、22、25、および26のいずれか1項に記載の燃焼器システムに適用させることをさらに含む、項30による方法。
本発明は様々な修正形態および代替形態を受け得るが、上記で論じた例示的実施形態は例示の目的のみで示されている。しかし、本発明は本明細書で開示された特定の実施形態を限定するように意図されていないことを再度理解されたい。実際に、本発明は、添付の特許請求項の範囲の思想および範囲に該当するすべての代替形態、修正形態、および等価物を包括する。

Claims (3)

  1. 燃焼システム内の燃料を燃焼させる方法であって、
    燃焼器のバーナ面に酸素および二酸化炭素を導入するステップと、
    前記バーナ面を横切り導入される酸素/二酸化炭素の空間的比を変化させ、前記燃焼器内の火炎の安定性を増加させるステップと、を備え、
    前記燃焼器システムは、
    第1の端部と、第2の端部と、外殻と、内殻と、バーナ面を備える燃焼バーナと、燃焼ゾーンとを有する燃焼器と、
    二酸化炭素入口、酸素入口、および燃料入口と、
    前記燃焼器に配置された混合ゾーンであって、酸素と二酸化炭素を含む第1の混合物を前記混合ゾーン内で生成するために、前記二酸化炭素入口を通って導入された二酸化炭素の第1の部分と前記酸素入口を通って導入された酸素の少なくとも一部を混合させるように構成された混合ゾーンであって、前記第1の混合物は、前記燃焼ゾーン内の火炎の安定性を増加するために、燃焼ゾーン内の高温ゾーンを生成するように構成された前記バーナ面を横切る酸素/二酸化炭素の空間的に変化した比を備える、混合ゾーンと、を備えている、方法。
  2. 前記燃焼システムは、
    前記外殻と前記内殻との間に形成され前記第1の端部から前記第2の端部に延在する環状空間であって、前記二酸化炭素入口を通って導入された二酸化炭素の前記第1の部分が、前記環状空間を通って前記燃焼器の前記第2の端部から前記燃焼器の前記第1の端部に向かって流れるように構成され、前記酸素入口は、前記第1の混合物を生成するために、前記酸素入口を通って導入された前記酸素を前記二酸化炭素入口を通って導入された二酸化炭素の前記第1の部分に送達されるように構成され、前記酸素入口は、前記燃焼器の前記第1の端部から前記第1の混合物の混合を促進させるように構成された距離をおいて前記環状空間内に配置されている環状空間をさらに備えている、
    請求項に記載の方法。
  3. 前記燃焼器バーナは、その中に配置された束ねられた構成内の複数の管を有する中心バーナ本体であって、前記複数の管の第1の部分は前記燃料を運ぶように構成され、前記複数の管の第2の部分は前記酸素を運ぶように構成されている中心バーナ本体と、
    二酸化炭素の前記第1の部分が前記複数の管間に配置された空間を通過可能になるように構成された前記中心バーナ本体の側部の少なくとも一部を通って配置された開口と、
    前記バーナ面を横切る酸素/二酸化炭素の前記比を空間的に変化させるために前記酸素を運ぶように構成された前記管の前記第2の部分を横切る前記酸素の少なくとも流量を変調するように構成された制御装置と、をさらに備えている、
    請求項に記載のシステム。
JP2014121092A 2009-06-05 2014-06-12 燃焼器システムおよびその使用方法 Expired - Fee Related JP6029618B2 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US18458409P 2009-06-05 2009-06-05
US61/184,584 2009-06-05

Related Parent Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2012514150A Division JP5898069B2 (ja) 2009-06-05 2010-06-03 燃焼器システムおよびその使用方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2014178114A JP2014178114A (ja) 2014-09-25
JP6029618B2 true JP6029618B2 (ja) 2016-11-24

Family

ID=43298166

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2012514150A Expired - Fee Related JP5898069B2 (ja) 2009-06-05 2010-06-03 燃焼器システムおよびその使用方法
JP2014121092A Expired - Fee Related JP6029618B2 (ja) 2009-06-05 2014-06-12 燃焼器システムおよびその使用方法

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2012514150A Expired - Fee Related JP5898069B2 (ja) 2009-06-05 2010-06-03 燃焼器システムおよびその使用方法

Country Status (12)

Country Link
US (1) US9353940B2 (ja)
EP (1) EP2438281B1 (ja)
JP (2) JP5898069B2 (ja)
CN (1) CN102459850B (ja)
AU (1) AU2010256517B2 (ja)
BR (1) BRPI1012000A8 (ja)
CA (1) CA2764450C (ja)
EA (1) EA025821B1 (ja)
MX (1) MX336605B (ja)
MY (1) MY171001A (ja)
SG (2) SG176670A1 (ja)
WO (1) WO2010141777A1 (ja)

Families Citing this family (107)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8734545B2 (en) 2008-03-28 2014-05-27 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
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
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
KR101648054B1 (ko) * 2009-02-26 2016-08-12 팔머 랩스, 엘엘씨 고온 및 고압에서 연료를 연소하는 장치 및 방법, 이에 관련된 시스템 및 장비
US8986002B2 (en) 2009-02-26 2015-03-24 8 Rivers Capital, Llc Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
US9068743B2 (en) * 2009-02-26 2015-06-30 8 Rivers Capital, LLC & Palmer Labs, LLC Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
SG176670A1 (en) 2009-06-05 2012-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Combustor systems and methods for using same
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.
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
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
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.
MY160833A (en) 2010-07-02 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
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
WO2012018458A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for exhaust gas extraction
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
US9457313B2 (en) 2010-09-13 2016-10-04 Membrane Technology And Research, Inc. Membrane technology for use in a power generation process
US9074530B2 (en) * 2011-01-13 2015-07-07 General Electric Company Stoichiometric exhaust gas recirculation and related combustion control
JP5599743B2 (ja) * 2011-02-28 2014-10-01 一般財団法人電力中央研究所 Co2回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント
JP5599742B2 (ja) * 2011-02-28 2014-10-01 一般財団法人電力中央研究所 Co2回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method 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
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods 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
JP5438727B2 (ja) 2011-07-27 2014-03-12 株式会社日立製作所 燃焼器、バーナ及びガスタービン
US20130133337A1 (en) * 2011-11-30 2013-05-30 General Electric Company Hydrogen assisted oxy-fuel combustion
WO2013095829A2 (en) 2011-12-20 2013-06-27 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
BR112014019522B1 (pt) 2012-02-11 2020-04-07 8 Rivers Capital Llc processo para produção de energia, e sistema para oxidação parcial (pox) e sistema para produção de energia (pps) combinados
US20130269358A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
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
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
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
WO2014071120A2 (en) * 2012-11-02 2014-05-08 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
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US20140182298A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
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
WO2014071121A1 (en) * 2012-11-02 2014-05-08 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
WO2014071123A2 (en) * 2012-11-02 2014-05-08 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US20140182304A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for a turbine combustor
WO2014071136A2 (en) * 2012-11-02 2014-05-08 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
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
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
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
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
CA2902479C (en) 2013-03-08 2017-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
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
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
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
US9556753B2 (en) * 2013-09-30 2017-01-31 Exxonmobil Research And Engineering Company Power generation and CO2 capture with turbines in series
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
US10337414B2 (en) 2014-04-29 2019-07-02 Indian Institute Of Technology, Madras (Iitm) Devices and methods for early prediction of impending instabilities of a system
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
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
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
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
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
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
US10072846B2 (en) * 2015-07-06 2018-09-11 General Electric Company Trapped vortex cavity staging in a combustor
CN109072104B (zh) 2016-02-18 2021-02-26 八河流资产有限责任公司 用于包括甲烷化处理的发电系统和方法
DE102016105489A1 (de) * 2016-03-23 2017-09-28 Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR) Mikrogasturbinenanlage und Verfahren zum Betreiben einer Mikrogasturbinenanlage
CA3036311A1 (en) 2016-09-13 2018-03-22 8 Rivers Capital, Llc System and method for power production using partial oxidation
US9782718B1 (en) 2016-11-16 2017-10-10 Membrane Technology And Research, Inc. Integrated gas separation-turbine CO2 capture processes
EA201992080A1 (ru) * 2017-03-07 2020-03-12 8 Риверз Кэпитл, Ллк Система и способ осуществления работы камеры сгорания варьируемого топлива для газовой турбины
US10859264B2 (en) 2017-03-07 2020-12-08 8 Rivers Capital, Llc System and method for combustion of non-gaseous fuels and derivatives thereof
FR3065059B1 (fr) * 2017-04-11 2020-11-06 Office National Detudes Rech Aerospatiales Foyer de turbine a gaz a geometrie variable auto-adaptative
US20190002117A1 (en) * 2017-06-30 2019-01-03 General Electric Company Propulsion system for an aircraft
US20190017696A1 (en) * 2017-07-12 2019-01-17 Lawrence Bool Method for Enhancing Combustion Reactions in High Heat Transfer Environments
ES2960368T3 (es) 2017-08-28 2024-03-04 8 Rivers Capital Llc Optimización de calor de baja calidad de ciclos de energía recuperativa de CO2 supercrítico
EP3450850A1 (en) 2017-09-05 2019-03-06 Siemens Aktiengesellschaft A gas turbine combustor assembly with a trapped vortex cavity
US10808934B2 (en) * 2018-01-09 2020-10-20 General Electric Company Jet swirl air blast fuel injector for gas turbine engine
PT3794283T (pt) * 2018-05-15 2024-04-11 Air Prod & Chem Sistema e procedimento para melhoramento da estabilidade de combustão numa turbina a gás
JP7458370B2 (ja) * 2018-07-23 2024-03-29 8 リバーズ キャピタル,エルエルシー 無炎燃焼による発電のためのシステムおよび方法
CN114074926B (zh) * 2020-08-20 2023-08-22 中石化南京化工研究院有限公司 转化器以及含硫废弃物处理系统
JP2023001633A (ja) 2021-06-21 2023-01-06 東芝エネルギーシステムズ株式会社 ガスタービン燃焼器の運転方法
CN115654497B (zh) * 2022-11-01 2023-09-08 中国空气动力研究与发展中心设备设计与测试技术研究所 一种超高温稳定层流燃烧环境构建方法
US12111056B2 (en) * 2023-02-02 2024-10-08 Pratt & Whitney Canada Corp. Combustor with central fuel injection and downstream air mixing

Family Cites Families (232)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3705492A (en) 1971-01-11 1972-12-12 Gen Motors Corp Regenerative gas turbine system
JPS497617A (ja) * 1972-05-26 1974-01-23
US3841382A (en) 1973-03-16 1974-10-15 Maloney Crawford Tank Glycol regenerator using controller gas stripping under vacuum
GB1490145A (en) 1974-09-11 1977-10-26 Mtu Muenchen Gmbh Gas turbine engine
US4043395A (en) 1975-03-13 1977-08-23 Continental Oil Company Method for removing methane from coal
JPS51118126A (en) * 1975-04-10 1976-10-16 Kawasaki Heavy Ind Ltd Combustion apparatus with abgas cycling instrument
US4271664A (en) 1977-07-21 1981-06-09 Hydragon Corporation Turbine engine with exhaust gas recirculation
RO73353A2 (ro) 1977-08-12 1981-09-24 Institutul De Cercetari Si Proiectari Pentru Petrol Si Gaze,Ro Procedeu de desulfurare a fluidelor din zacamintele de hidrocarburi extrase prin sonde
US4160640A (en) 1977-08-30 1979-07-10 Maev Vladimir A Method of fuel burning in combustion chambers and annular combustion chamber for carrying same into effect
US4380429A (en) * 1979-11-02 1983-04-19 Hague International Recirculating burner
JPS56119423A (en) * 1980-02-25 1981-09-19 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Combustion method of combustor for gas turbine
US4344486A (en) 1981-02-27 1982-08-17 Standard Oil Company (Indiana) Method for enhanced oil recovery
US4414334A (en) 1981-08-07 1983-11-08 Phillips Petroleum Company Oxygen scavenging with enzymes
US4434613A (en) 1981-09-02 1984-03-06 General Electric Company Closed cycle gas turbine for gaseous production
GB2117053B (en) 1982-02-18 1985-06-05 Boc Group Plc Gas turbines and engines
US4498289A (en) 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
US4528811A (en) * 1983-06-03 1985-07-16 General Electric Co. Closed-cycle gas turbine chemical processor
DE3666625D1 (en) * 1985-02-21 1989-11-30 Tauranca Ltd Fluid fuel fired burner
NO163612C (no) 1986-01-23 1990-06-27 Norsk Energi Fremgangsmaate og anlegg for fremstilling av nitrogen for anvendelse under hoeyt trykk.
US4858428A (en) 1986-04-24 1989-08-22 Paul Marius A Advanced integrated propulsion system with total optimized cycle for gas turbines
US4753666A (en) 1986-07-24 1988-06-28 Chevron Research Company Distillative processing of CO2 and hydrocarbons for enhanced oil recovery
JP2644745B2 (ja) * 1987-03-06 1997-08-25 株式会社日立製作所 ガスタービン用燃焼器
US4762543A (en) 1987-03-19 1988-08-09 Amoco Corporation Carbon dioxide recovery
US4883122A (en) 1988-09-27 1989-11-28 Amoco Corporation Method of coalbed methane production
US4976100A (en) 1989-06-01 1990-12-11 Westinghouse Electric Corp. System and method for heat recovery in a combined cycle power plant
US5123248A (en) 1990-03-28 1992-06-23 General Electric Company Low emissions combustor
JP2954972B2 (ja) 1990-04-18 1999-09-27 三菱重工業株式会社 ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント
US5141049A (en) 1990-08-09 1992-08-25 The Badger Company, Inc. Treatment of heat exchangers to reduce corrosion and by-product reactions
US5085274A (en) 1991-02-11 1992-02-04 Amoco Corporation Recovery of methane from solid carbonaceous subterranean of formations
DE4110507C2 (de) 1991-03-30 1994-04-07 Mtu Muenchen Gmbh Brenner für Gasturbinentriebwerke mit mindestens einer für die Zufuhr von Verbrennungsluft lastabhängig regulierbaren Dralleinrichtung
JP2577177Y2 (ja) * 1991-05-31 1998-07-23 矢崎総業株式会社 低NOxガスバーナ
US5147111A (en) 1991-08-02 1992-09-15 Atlantic Richfield Company Cavity induced stimulation method of coal degasification wells
JPH05203146A (ja) * 1992-01-29 1993-08-10 Hitachi Ltd ガスタービン燃焼器及びガスタービン発電装置
US5332036A (en) 1992-05-15 1994-07-26 The Boc Group, Inc. Method of recovery of natural gases from underground coal formations
US5388395A (en) 1993-04-27 1995-02-14 Air Products And Chemicals, Inc. Use of nitrogen from an air separation unit as gas turbine air compressor feed refrigerant to improve power output
US5444971A (en) 1993-04-28 1995-08-29 Holenberger; Charles R. Method and apparatus for cooling the inlet air of gas turbine and internal combustion engine prime movers
US5794431A (en) 1993-07-14 1998-08-18 Hitachi, Ltd. Exhaust recirculation type combined plant
US5350293A (en) * 1993-07-20 1994-09-27 Institute Of Gas Technology Method for two-stage combustion utilizing forced internal recirculation
US5345756A (en) 1993-10-20 1994-09-13 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
US5394688A (en) 1993-10-27 1995-03-07 Westinghouse Electric Corporation Gas turbine combustor swirl vane arrangement
NO180520C (no) 1994-02-15 1997-05-07 Kvaerner Asa Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser
US5439054A (en) 1994-04-01 1995-08-08 Amoco Corporation Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation
JPH07318010A (ja) * 1994-05-23 1995-12-08 Miura Kenkyusho:Kk 気化燃焼バーナ
US5402847A (en) 1994-07-22 1995-04-04 Conoco Inc. Coal bed methane recovery
MY115440A (en) * 1994-07-22 2003-06-30 Shell Int Research A process for the manufacture of synthesis gas by partial oxidation of a gaseous hydrocarbon-containing fuel using a multi-orifice (co-annular)burner
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
US5562438A (en) * 1995-06-22 1996-10-08 Burnham Properties Corporation Flue gas recirculation burner providing low Nox emissions
US5724805A (en) 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
US5725054A (en) 1995-08-22 1998-03-10 Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process
US6201029B1 (en) 1996-02-13 2001-03-13 Marathon Oil Company Staged combustion of a low heating value fuel gas for driving a gas turbine
US6199367B1 (en) * 1996-04-26 2001-03-13 General Electric Company Air modulated carburetor with axially moveable fuel injector tip and swirler assembly responsive to fuel pressure
US5901547A (en) 1996-06-03 1999-05-11 Air Products And Chemicals, Inc. Operation method for integrated gasification combined cycle power generation system
US5950417A (en) * 1996-07-19 1999-09-14 Foster Wheeler Energy International Inc. Topping combustor for low oxygen vitiated air streams
JPH10259736A (ja) 1997-03-19 1998-09-29 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 低NOx燃焼器
NO308400B1 (no) 1997-06-06 2000-09-11 Norsk Hydro As Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess
US6256976B1 (en) 1997-06-27 2001-07-10 Hitachi, Ltd. Exhaust gas recirculation type combined plant
SE9702830D0 (sv) 1997-07-31 1997-07-31 Nonox Eng Ab Environment friendly high efficiency power generation method based on gaseous fuels and a combined cycle with a nitrogen free gas turbine and a conventional steam turbine
DE59811106D1 (de) 1998-02-25 2004-05-06 Alstom Technology Ltd Baden Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
US6082093A (en) 1998-05-27 2000-07-04 Solar Turbines Inc. Combustion air control system for a gas turbine engine
NO982504D0 (no) 1998-06-02 1998-06-02 Aker Eng As Fjerning av CO2 i r°kgass
US6244338B1 (en) 1998-06-23 2001-06-12 The University Of Wyoming Research Corp., System for improving coalbed gas production
US6089855A (en) 1998-07-10 2000-07-18 Thermo Power Corporation Low NOx multistage combustor
US6148602A (en) 1998-08-12 2000-11-21 Norther Research & Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor
JP2000074329A (ja) * 1998-08-27 2000-03-14 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 排ガス自己再循環方式の低NOxバーナ
US5968349A (en) 1998-11-16 1999-10-19 Bhp Minerals International Inc. Extraction of bitumen from bitumen froth and biotreatment of bitumen froth tailings generated from tar sands
NO990812L (no) 1999-02-19 2000-08-21 Norsk Hydro As Metode for Õ fjerne og gjenvinne CO2 fra eksosgass
GB9911867D0 (en) 1999-05-22 1999-07-21 Rolls Royce Plc A combustion chamber assembly and a method of operating a combustion chamber assembly
US6256994B1 (en) 1999-06-04 2001-07-10 Air Products And Chemicals, Inc. Operation of an air separation process with a combustion engine for the production of atmospheric gas products and electric power
US6345493B1 (en) 1999-06-04 2002-02-12 Air Products And Chemicals, Inc. Air separation process and system with gas turbine drivers
US6263659B1 (en) 1999-06-04 2001-07-24 Air Products And Chemicals, Inc. Air separation process integrated with gas turbine combustion engine driver
US7065953B1 (en) 1999-06-10 2006-06-27 Enhanced Turbine Output Holding Supercharging system for gas turbines
WO2001018371A1 (en) 1999-09-07 2001-03-15 Geza Vermes Ambient pressure gas turbine system
US20010004838A1 (en) 1999-10-29 2001-06-28 Wong Kenneth Kai Integrated heat exchanger system for producing carbon dioxide
US6298652B1 (en) 1999-12-13 2001-10-09 Exxon Mobil Chemical Patents Inc. Method for utilizing gas reserves with low methane concentrations and high inert gas concentrations for fueling gas turbines
US6405536B1 (en) 2000-03-27 2002-06-18 Wu-Chi Ho Gas turbine combustor burning LBTU fuel gas
US6508209B1 (en) 2000-04-03 2003-01-21 R. Kirk Collier, Jr. Reformed natural gas for powering an internal combustion engine
FR2808223B1 (fr) 2000-04-27 2002-11-22 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion
US6622470B2 (en) 2000-05-12 2003-09-23 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
US6374594B1 (en) 2000-07-12 2002-04-23 Power Systems Mfg., Llc Silo/can-annular low emissions combustor
US6282901B1 (en) 2000-07-19 2001-09-04 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integrated air separation process
US6412559B1 (en) 2000-11-24 2002-07-02 Alberta Research Council Inc. Process for recovering methane and/or sequestering fluids
CA2441272C (en) 2001-03-15 2008-09-23 Alexei Leonidovich Zapadinski Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants)
US6745573B2 (en) 2001-03-23 2004-06-08 American Air Liquide, Inc. Integrated air separation and power generation process
US6622645B2 (en) 2001-06-15 2003-09-23 Honeywell International Inc. Combustion optimization with inferential sensor
US6565361B2 (en) * 2001-06-25 2003-05-20 John Zink Company, Llc Methods and apparatus for burning fuel with low NOx formation
US20030221409A1 (en) 2002-05-29 2003-12-04 Mcgowan Thomas F. Pollution reduction fuel efficient combustion turbine
WO2003027461A1 (de) 2001-09-24 2003-04-03 Alstom Technology Ltd Gasturbinenanlage für ein arbeitsmedium in form eines kohlendioxid/wasser-gemisches
WO2003036064A1 (en) 2001-10-26 2003-05-01 Alstom Technology Ltd Gas turbine_adapted to operatoe with a high exhaust gas recirculation rate and a method for operation thereof
GB2397349B (en) 2001-11-09 2005-09-21 Kawasaki Heavy Ind Ltd Gas turbine system
US6790030B2 (en) 2001-11-20 2004-09-14 The Regents Of The University Of California Multi-stage combustion using nitrogen-enriched air
EP1521719A4 (en) 2001-12-03 2008-01-23 Clean Energy Systems Inc CARBON AND SYNGAS FUEL ENERGY GENERATION SYSTEMS WITHOUT ATMOSPHERIC EMISSIONS
US20030134241A1 (en) 2002-01-14 2003-07-17 Ovidiu Marin Process and apparatus of combustion for reduction of nitrogen oxide emissions
US6722436B2 (en) 2002-01-25 2004-04-20 Precision Drilling Technology Services Group Inc. Apparatus and method for operating an internal combustion engine to reduce free oxygen contained within engine exhaust gas
US7284362B2 (en) 2002-02-11 2007-10-23 L'Air Liquide, Société Anonyme à Directoire et Conseil de Surveillance pour l'Étude et l'Exploitation des Procedes Georges Claude Integrated air separation and oxygen fired power generation system
US6532745B1 (en) * 2002-04-10 2003-03-18 David L. Neary Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
JP3993023B2 (ja) * 2002-05-22 2007-10-17 東邦瓦斯株式会社 熱風循環装置
US6735949B1 (en) * 2002-06-11 2004-05-18 General Electric Company Gas turbine engine combustor can with trapped vortex cavity
US7491250B2 (en) 2002-06-25 2009-02-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Pressure swing reforming
US6702570B2 (en) 2002-06-28 2004-03-09 Praxair Technology Inc. Firing method for a heat consuming device utilizing oxy-fuel combustion
US6802178B2 (en) * 2002-09-12 2004-10-12 The Boeing Company Fluid injection and injection method
DK1576266T3 (en) 2002-11-15 2014-12-01 Clean Energy Systems Inc Low pollutant energy generation system with air separation using an ion transfer membrane
DE10257704A1 (de) 2002-12-11 2004-07-15 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Verbrennung eines Brennstoffs
NO20026021D0 (no) 2002-12-13 2002-12-13 Statoil Asa I & K Ir Pat Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning
MXPA05006314A (es) 2002-12-13 2006-02-08 Statoil Asa Un metodo para la recuperacion de petroleo proveniente de un yacimiento petrolifero.
BRPI0406806A (pt) 2003-01-17 2005-12-27 Catalytica Energy Sys Inc Sistema e método de controle dinâmico para multicombustor catalìtico para motor de turbina a gás
JP2006523294A (ja) * 2003-01-22 2006-10-12 ヴァスト・パワー・システムズ・インコーポレーテッド 反応装置
US9254729B2 (en) 2003-01-22 2016-02-09 Vast Power Portfolio, Llc Partial load combustion cycles
US6820428B2 (en) 2003-01-30 2004-11-23 Wylie Inventions Company, Inc. Supercritical combined cycle for generating electric power
EP1592867B1 (en) 2003-02-11 2016-11-23 Statoil ASA Efficient combined cycle power plant with co2 capture and a combustor arrangement with separate flows
US7053128B2 (en) 2003-02-28 2006-05-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming
US7217303B2 (en) 2003-02-28 2007-05-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Pressure swing reforming for fuel cell systems
US7914764B2 (en) 2003-02-28 2011-03-29 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrogen manufacture using pressure swing reforming
US20040170559A1 (en) 2003-02-28 2004-09-02 Frank Hershkowitz Hydrogen manufacture using pressure swing reforming
US7045553B2 (en) 2003-02-28 2006-05-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming
US7637093B2 (en) 2003-03-18 2009-12-29 Fluor Technologies Corporation Humid air turbine cycle with carbon dioxide recovery
US7401577B2 (en) 2003-03-19 2008-07-22 American Air Liquide, Inc. Real time optimization and control of oxygen enhanced boilers
US7074033B2 (en) 2003-03-22 2006-07-11 David Lloyd Neary Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7503948B2 (en) 2003-05-23 2009-03-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming
DE10325111A1 (de) 2003-06-02 2005-01-05 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassende Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
US7007487B2 (en) 2003-07-31 2006-03-07 Mes International, Inc. Recuperated gas turbine engine system and method employing catalytic combustion
NO321817B1 (no) 2003-11-06 2006-07-10 Sargas As Renseanlegg for varmekraftverk
US6939130B2 (en) * 2003-12-05 2005-09-06 Gas Technology Institute High-heat transfer low-NOx combustion system
US7183328B2 (en) 2003-12-17 2007-02-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Methanol manufacture using pressure swing reforming
US7124589B2 (en) 2003-12-22 2006-10-24 David Neary Power cogeneration system and apparatus means for improved high thermal efficiencies and ultra-low emissions
DE10360951A1 (de) 2003-12-23 2005-07-28 Alstom Technology Ltd Wärmekraftanlage mit sequentieller Verbrennung und reduziertem CO2-Ausstoß sowie Verfahren zum Betreiben einer derartigen Anlage
US20050144961A1 (en) 2003-12-24 2005-07-07 General Electric Company System and method for cogeneration of hydrogen and electricity
JP2005226847A (ja) 2004-02-10 2005-08-25 Ebara Corp 燃焼装置及び燃焼方法
US7468173B2 (en) 2004-02-25 2008-12-23 Sunstone Corporation Method for producing nitrogen to use in under balanced drilling, secondary recovery production operations and pipeline maintenance
US8951951B2 (en) 2004-03-02 2015-02-10 Troxler Electronic Laboratories, Inc. Solvent compositions for removing petroleum residue from a substrate and methods of use thereof
US7752848B2 (en) 2004-03-29 2010-07-13 General Electric Company System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
ITBO20040296A1 (it) 2004-05-11 2004-08-11 Itea Spa Combustori ad alta efficienza e impatto ambientale ridotto, e procedimenti per la produzione di energia elettrica da esso derivabili
EP1819964A2 (en) 2004-06-11 2007-08-22 Vast Power Systems, Inc. Low emissions combustion apparatus and method
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
US7264466B2 (en) * 2004-09-10 2007-09-04 North American Manufacturing Company Method and apparatus for radiant tube combustion
JP4626251B2 (ja) 2004-10-06 2011-02-02 株式会社日立製作所 燃焼器及び燃焼器の燃焼方法
US7762084B2 (en) 2004-11-12 2010-07-27 Rolls-Royce Canada, Ltd. System and method for controlling the working line position in a gas turbine engine compressor
US7357857B2 (en) 2004-11-29 2008-04-15 Baker Hughes Incorporated Process for extracting bitumen
EP1666823A1 (de) 2004-12-03 2006-06-07 Linde Aktiengesellschaft Vorrichtung zur Tieftemperaturzerlegung eines Gasgemisches, insbesondere von Luft
US20060183009A1 (en) 2005-02-11 2006-08-17 Berlowitz Paul J Fuel cell fuel processor with hydrogen buffering
CN1847766A (zh) 2005-02-11 2006-10-18 林德股份公司 通过与冷却液体直接热交换而冷却气体的方法和装置
US7875402B2 (en) 2005-02-23 2011-01-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Proton conducting solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming
US20060196812A1 (en) 2005-03-02 2006-09-07 Beetge Jan H Zone settling aid and method for producing dry diluted bitumen with reduced losses of asphaltenes
WO2006097703A1 (en) 2005-03-14 2006-09-21 Geoffrey Gerald Weedon A process for the production of hydrogen with co-production and capture of carbon dioxide
US7681394B2 (en) 2005-03-25 2010-03-23 The United States Of America, As Represented By The Administrator Of The U.S. Environmental Protection Agency Control methods for low emission internal combustion system
DE102005015151A1 (de) 2005-03-31 2006-10-26 Alstom Technology Ltd. Gasturbinenanlage
JP2008534862A (ja) 2005-04-05 2008-08-28 サーガス・エーエス 低co2火力発電プラント
US7752850B2 (en) 2005-07-01 2010-07-13 Siemens Energy, Inc. Controlled pilot oxidizer for a gas turbine combustor
US20070044479A1 (en) 2005-08-10 2007-03-01 Harry Brandt Hydrogen production from an oxyfuel combustor
CA2619097C (en) 2005-08-16 2015-01-20 Barry Hooper Plant and process for removing carbon dioxide from gas streams
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
EP1954915A4 (en) 2005-11-18 2015-08-12 Exxonmobile Upstream Res Company METHOD FOR DRILLING AND PRODUCING HYDROCARBONS FROM SUBSURFACE FORMATIONS
US20070144747A1 (en) 2005-12-02 2007-06-28 Hce, Llc Coal bed pretreatment for enhanced carbon dioxide sequestration
US7726114B2 (en) 2005-12-07 2010-06-01 General Electric Company Integrated combustor-heat exchanger and systems for power generation using the same
WO2007068682A1 (en) 2005-12-12 2007-06-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Enhanced oil recovery process and a process for the sequestration of carbon dioxide
US7634915B2 (en) 2005-12-13 2009-12-22 General Electric Company Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation
US7846401B2 (en) 2005-12-23 2010-12-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Controlled combustion for regenerative reactors
US8038773B2 (en) 2005-12-28 2011-10-18 Jupiter Oxygen Corporation Integrated capture of fossil fuel gas pollutants including CO2 with energy recovery
US7909898B2 (en) 2006-02-01 2011-03-22 Air Products And Chemicals, Inc. Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen and carbon dioxide
EP2040848A1 (en) 2006-03-07 2009-04-01 Marathon Oil Sands (U.S.A.) Inc. Processing asphaltene-containing tailings
US7650744B2 (en) 2006-03-24 2010-01-26 General Electric Company Systems and methods of reducing NOx emissions in gas turbine systems and internal combustion engines
JP4418442B2 (ja) 2006-03-30 2010-02-17 三菱重工業株式会社 ガスタービンの燃焼器及び燃焼制御方法
US7654320B2 (en) 2006-04-07 2010-02-02 Occidental Energy Ventures Corp. System and method for processing a mixture of hydrocarbon and CO2 gas produced from a hydrocarbon reservoir
US20070245736A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Eastman Chemical Company Process for superheated steam
US20070249738A1 (en) * 2006-04-25 2007-10-25 Haynes Joel M Premixed partial oxidation syngas generator
NO325049B1 (no) 2006-06-20 2008-01-21 Statoil Asa Fremgangsmate for a oke energi- og kostnadseffektivitet i et gasskraftverk eller kraftferk; et varmekraftverk for samme og et brennkammer for bruk i tilknytning til slike verk.
DE112007001504T5 (de) 2006-06-23 2009-05-07 BHP Billiton Innovation Pty. Ltd., Melbourne Stromerzeugung
US7691788B2 (en) 2006-06-26 2010-04-06 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods of using same in producing heavy oil and bitumen
US20080006561A1 (en) 2006-07-05 2008-01-10 Moran Lyle E Dearomatized asphalt
JP2008095541A (ja) 2006-10-06 2008-04-24 Toufuji Denki Kk ターボチャージャ
US7942008B2 (en) 2006-10-09 2011-05-17 General Electric Company Method and system for reducing power plant emissions
US7566394B2 (en) 2006-10-20 2009-07-28 Saudi Arabian Oil Company Enhanced solvent deasphalting process for heavy hydrocarbon feedstocks utilizing solid adsorbent
US7721543B2 (en) 2006-10-23 2010-05-25 Southwest Research Institute System and method for cooling a combustion gas charge
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
US7739864B2 (en) 2006-11-07 2010-06-22 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US7895822B2 (en) 2006-11-07 2011-03-01 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US20080118310A1 (en) 2006-11-20 2008-05-22 Graham Robert G All-ceramic heat exchangers, systems in which they are used and processes for the use of such systems
US7921633B2 (en) 2006-11-21 2011-04-12 Siemens Energy, Inc. System and method employing direct gasification for power generation
US20080127632A1 (en) 2006-11-30 2008-06-05 General Electric Company Carbon dioxide capture systems and methods
US7815873B2 (en) 2006-12-15 2010-10-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Controlled combustion for regenerative reactors with mixer/flow distributor
US7802434B2 (en) 2006-12-18 2010-09-28 General Electric Company Systems and processes for reducing NOx emissions
EP1944268A1 (en) 2006-12-18 2008-07-16 BP Alternative Energy Holdings Limited Process
US20080155984A1 (en) 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture
US7819951B2 (en) 2007-01-23 2010-10-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
AU2008208882B2 (en) 2007-01-25 2011-04-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for reducing carbon dioxide emission in a power plant
JP4879321B2 (ja) * 2007-04-27 2012-02-22 株式会社日立製作所 天然ガス液化プラント及びその運転方法
CA2614669C (en) 2007-05-03 2008-12-30 Imperial Oil Resources Limited An improved process for recovering solvent from asphaltene containing tailings resulting from a separation process
US8038746B2 (en) 2007-05-04 2011-10-18 Clark Steve L Reduced-emission gasification and oxidation of hydrocarbon materials for liquid fuel production
US8616294B2 (en) 2007-05-20 2013-12-31 Pioneer Energy, Inc. Systems and methods for generating in-situ carbon dioxide driver gas for use in enhanced oil recovery
FR2916363A1 (fr) 2007-05-23 2008-11-28 Air Liquide Procede de purification d'un gaz par cpsa a deux paliers de regeneration et unite de purification permettant la mise en oeuvre de ce procede
CA2686830C (en) 2007-05-25 2015-09-08 Exxonmobil Upstream Research Company A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant
US7874140B2 (en) 2007-06-08 2011-01-25 Foster Wheeler North America Corp. Method of and power plant for generating power by oxyfuel combustion
US8850789B2 (en) 2007-06-13 2014-10-07 General Electric Company Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation
JP5366941B2 (ja) 2007-06-19 2013-12-11 アルストム テクノロジー リミテッド 排ガス再循環型ガスタービン設備
CA2638588A1 (en) 2007-08-09 2009-02-09 Tapco International Corporation Exterior trim pieces with weather stripping and colored protective layer
EP2188040A1 (en) 2007-08-30 2010-05-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
US9404418B2 (en) 2007-09-28 2016-08-02 General Electric Company Low emission turbine system and method
US8167960B2 (en) 2007-10-22 2012-05-01 Osum Oil Sands Corp. Method of removing carbon dioxide emissions from in-situ recovery of bitumen and heavy oil
CN101169261B (zh) * 2007-11-25 2011-09-07 梁福鹏 一种单个电器化的智能厨房
US8220268B2 (en) 2007-11-28 2012-07-17 Caterpillar Inc. Turbine engine having fuel-cooled air intercooling
EP2067941A3 (de) 2007-12-06 2013-06-26 Alstom Technology Ltd Kombikraftwerk mit Abgasrückführung und CO2-Abscheidung sowie Verfahren zum Betrieb eines solchen Kombikraftwerks
US8133298B2 (en) 2007-12-06 2012-03-13 Air Products And Chemicals, Inc. Blast furnace iron production with integrated power generation
US20090193809A1 (en) 2008-02-04 2009-08-06 Mark Stewart Schroder Method and system to facilitate combined cycle working fluid modification and combustion thereof
US8176982B2 (en) 2008-02-06 2012-05-15 Osum Oil Sands Corp. Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservoir
US8051638B2 (en) 2008-02-19 2011-11-08 General Electric Company Systems and methods for exhaust gas recirculation (EGR) for turbine engines
US7926292B2 (en) 2008-03-19 2011-04-19 Gas Technology Institute Partial oxidation gas turbine cooling
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
EP2107305A1 (en) 2008-04-01 2009-10-07 Siemens Aktiengesellschaft Gas turbine system and method
US8397482B2 (en) 2008-05-15 2013-03-19 General Electric Company Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx
US20090301054A1 (en) 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
US20100018218A1 (en) 2008-07-25 2010-01-28 Riley Horace E Power plant with emissions recovery
US8316784B2 (en) 2008-09-26 2012-11-27 Air Products And Chemicals, Inc. Oxy/fuel combustion system with minimized flue gas recirculation
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
EP2192347B1 (en) 2008-11-26 2014-01-01 Siemens Aktiengesellschaft Tubular swirling chamber
CA2646171A1 (en) 2008-12-10 2010-06-10 Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minist Of Natural Resources Canada High pressure direct contact oxy-fired steam generator
US20100180565A1 (en) 2009-01-16 2010-07-22 General Electric Company Methods for increasing carbon dioxide content in gas turbine exhaust and systems for achieving the same
US20100326084A1 (en) 2009-03-04 2010-12-30 Anderson Roger E Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel
SG176670A1 (en) 2009-06-05 2012-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Combustor systems and methods for using same
US8196395B2 (en) 2009-06-29 2012-06-12 Lightsail Energy, Inc. Compressed air energy storage system utilizing two-phase flow to facilitate heat exchange
US8348551B2 (en) 2009-07-29 2013-01-08 Terratherm, Inc. Method and system for treating contaminated materials
PL2473706T3 (pl) 2009-09-01 2019-12-31 Exxonmobil Upstream Research Company Wytwarzanie energii o niskiej emisji i układy i sposoby wydobycia węglowodorów
US10001272B2 (en) 2009-09-03 2018-06-19 General Electric Technology Gmbh Apparatus and method for close coupling of heat recovery steam generators with gas turbines
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
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
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
MY160833A (en) 2010-07-02 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
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
WO2012018458A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for exhaust gas extraction
US8220247B2 (en) 2010-09-13 2012-07-17 Membrane Technology And Research, Inc. Power generation process with partial recycle of carbon dioxide

Also Published As

Publication number Publication date
EP2438281B1 (en) 2016-11-02
AU2010256517B2 (en) 2016-03-10
EA025821B1 (ru) 2017-02-28
JP2012529006A (ja) 2012-11-15
JP5898069B2 (ja) 2016-04-06
MX2011013025A (es) 2012-05-22
SG10201402156TA (en) 2014-10-30
WO2010141777A1 (en) 2010-12-09
MX336605B (es) 2016-01-25
BRPI1012000A8 (pt) 2018-02-06
CN102459850A (zh) 2012-05-16
JP2014178114A (ja) 2014-09-25
CN102459850B (zh) 2015-05-20
US20120131925A1 (en) 2012-05-31
AU2010256517A1 (en) 2011-12-22
MY171001A (en) 2019-09-23
EA201171395A1 (ru) 2012-06-29
SG176670A1 (en) 2012-01-30
US9353940B2 (en) 2016-05-31
EP2438281A4 (en) 2015-04-29
CA2764450C (en) 2018-02-13
EP2438281A1 (en) 2012-04-11
CA2764450A1 (en) 2010-12-09
BRPI1012000A2 (pt) 2016-08-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6029618B2 (ja) 燃焼器システムおよびその使用方法
JP5580320B2 (ja) 燃焼生成物を制御するための方法およびシステム
JP5889754B2 (ja) ガスタービン燃焼器
EP2952815B1 (en) Gas turbine combustor
US8365534B2 (en) Gas turbine combustor having a fuel nozzle for flame anchoring
EP2107227B1 (en) Control method for a gas turbine plant
KR102429643B1 (ko) 가스 터빈의 연소 안정성 개선 시스템 및 방법
JP2015513060A (ja) 燃焼器ノズルおよび燃焼器に燃料を供給する方法
US11808457B2 (en) Hydrogen injection for enhanced combustion stability in gas turbine systems
US20090056334A1 (en) System and method for fuel and air mixing in a gas turbine
Elkady et al. Exhaust gas recirculation performance in dry low emissions combustors
CA3207755A1 (en) Hydrogen injection for enhanced combustion stability in gas turbine systems
JP2007155320A (ja) 対向流燃焼器
US12085282B2 (en) Hydrogen injection for enhanced combustion stability in gas turbine systems

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20140612

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20150519

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20150603

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20150825

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20160307

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20160628

A911 Transfer to examiner for re-examination before appeal (zenchi)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911

Effective date: 20160830

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20161003

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20161018

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 6029618

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees