JP6058621B2 - 低エミッションタービンガス再循環回路を変化させる方法並びに関連のシステム及び装置 - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、低エミッション動力発生又は発電に関する。特に、本発明の実施形態は、低エミッションタービンガス再循環回路を変化させる方法及び装置に関する。

〔関連出願の説明〕
本願は、２０１１年３月２２日に出願された米国特許仮出願第６１／４６６，３８１号（発明の名称：METHODS OF VARYING LOW EMISSION TURBINE GAS RECYCLE CIRCUITS AND SYSTEMS AND APPARATUS RELATED THERETO ）及び２０１１年９月３０日に出願された米国特許仮出願第６１／５４２，０３５号（発明の名称：METHODS OF VARYING LOW EMISSION TURBINE GAS RECYCLE CIRCUITS AND SYSTEMS AND APPARATUS RELATED THERETO）の優先権主張出願であり、これら米国特許仮出願の両方を参照により引用し、これらの記載内容全体を本明細書の一部とする。

本願は、２０１１年９月３０日に出願された米国特許仮出願第６１／５４２，０３６号（発明の名称：SYSTEMS AND METHODS FOR CARBON DIOXIDE CAPTURE IN LOW EMISSION TURBINE SYSTEMS）、２０１１年９月３０日に出願された米国特許仮出願第６１／５４２，０３７号（発明の名称：SYSTEMS AND METHODS FOR CARBON DIOXIDE CAPTURE IN LOW EMISSION TURBINE SYSTEMS）、２０１１年９月３０日に出願された米国特許仮出願第６１／５４２，０３９号（発明の名称：SYSTEMS AND METHODS FOR CARBON DIOXIDE CAPTURE IN LOW EMISSION COMBINED TURBINE SYSTEMS）、２０１１年９月３０日に出願された米国特許仮出願第６１／５４２，０４１号（発明の名称：LOW EMISSION POWER GENERATION SYSTEMS AND METHODS INCORPORATING CARBON DIOXIDE SEPARATION）、２０１１年３月２２日に出願された米国特許仮出願第６１／４６６，３８４号（発明の名称：LOW EMISSION TURBINE SYSTEMS HAVING A MAIN AIR COMPRESSOR OXIDANT CONTROL APPARATUS AND METHODS RELATED THERETO）、２０１１年９月３０日に出願された米国特許仮出願第６１／５４２，０３０号（発明の名称：LOW EMISSION TURBINE SYSTEMS IMCORPORATING INLET COMPRESSOR OXIDANT CONTROL APPARATUS AND METHODS RELATED THERETO）、２０１１年３月２２日に出願された米国特許仮出願第６１／４６６，３８５号（発明の名称：METHODS FOR CONTROLLING STOICHIOMETRIC COMBUSTION ON A FIXED GEOMETRY GAS TURBINE SYSTEM AND APPARATUS AND SYSTEMS RELATED THERETO ）、２０１１年９月３０日に出願された米国特許仮出願第６１／５４２，０３１号（発明の名称：SYSTEMS AND METHODS FOR CONTROLLING STOICHIOMETRIC COMBUSTION IN LOW EMISSION TURBINE SYSTEMS）に関し、これら米国特許仮出願の全てを参照により引用し、これらの記載内容全体を本明細書の一部とする。

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

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

ＣＯ₂エミッションを減少させる幾つかの対策は、溶剤、例えばアミンを用いた燃料脱炭又は燃焼後捕捉を含む。しかしながら、これら解決策の両方は、費用が高く付く上に発電効率が悪く、その結果、発電量は低く、燃料需要が高く、しかも国内電力需要を満たす上での電気のコストが高い。特に、酸素、ＳＯ_X及びＮＯ_X化合物の存在により、アミン溶剤吸収の利用は、極めて問題となっている。別の対策は、複合サイクルにおけるオキシ燃料ガスタービンの使用である（例えば、この場合、ガスタービンブレイトンサイクルからの排（廃）熱は、ランキンサイクルにおいて蒸気を生じさせると共に追加の動力を生じさせるよう捕捉される）。しかしながら、このようなサイクルで動作可能な商業的に入手できるガスタービンは存在せず、高純度酸素を生じさせるのに必要な動力は、プロセスの全体的効率を著しく低下させる。

さらに、地球規模の天候の変化及び二酸化炭素エミッションの影響に関する懸念が増大している状態で、発電所からの二酸化炭素エミッションを最小限に抑えることに重点が置かれている。ガスタービン複合サイクル発電プラントは、効率が良く、しかも原子力発電又は石炭発電技術と比較すると低コストである。ガスタービン複合サイクルプラントの排出物から二酸化炭素を捕捉することは、次の理由、即ち、（ａ）排気筒中のＣＯ₂の濃度が低いこと、（ｂ）処理される必要のあるガスの量が多いこと、（ｃ）排出物流の圧力が低く且つ排出物流中に存在する酸素の量が多いことにより費用が極めて高くつく。これら要因の全ての結果として、複合サイクル発電プラントからのＣＯ₂捕捉のコストは高い。

したがって、低エミッションで高効率の動力発生及びＣＯ₂捕捉又は製造プロセスに関する相当な必要性が依然として存在する。

本明細書で説明する複合サイクル発電プラントでは、典型的な天然ガス複合サイクル（ＮＧＣＣ）プラントにおいて逃がされる低エミッションガスタービンからの排ガスは、これとは異なり、冷却されてガスタービン主圧縮機入口に再循環される。再循環排ガスは、過剰圧縮新鮮空気ではなく再循環排ガスが燃焼の生成物を膨張機内の材料限度まで冷却するために用いられる。燃焼は、化学量論的であっても良く又は非化学量論的であっても良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、化学量論的燃焼を排ガス再循環と組み合わせることによって、再循環ガス中のＣＯ₂の濃度を増大させる一方で過剰Ｏ₂の存在を最小限に抑え、これらの両方により、ＣＯ₂回収が容易になる。

本明細書において説明する１つ又は２つ以上の実施形態では、このような低エミッションガスタービンシステムの排ガス再循環回路を変化させる方法及びこれに関連した装置が提供される。このような方法、装置及びシステムは、（ａ）大型且つ資本集約型の機器部分である直接接触型冷却器の使用の代替手段及び（ｂ）再循環ガス流中の酸性水滴の凝縮により生じる主圧縮機の最初の数個の区分内のブレードの侵食又は腐食を減少させる方法及び装置を考慮している。

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

本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション動力発生及びＣＯ₂回収率の向上のための一体型システムを示す図である。 本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション動力発生及びＣＯ₂回収率の向上のための一体型システムを示す図であり、ブロワが排熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）低圧ボイラの下流側に位置している状態を示す図である。 ブロワ入口の湿り空気冷却方式を利用した本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション動力発生及びＣＯ₂回収率の向上のための一体型システムを示す図である。 ＨＲＳＧ内に冷却水コイルを利用した本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション動力発生及びＣＯ₂回収率の向上のための一体型システムを示す図である。 直接接触型冷却器（ＤＣＣ）を不要にすると共に再循環圧縮機の入口を飽和させる本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション動力発生及びＣＯ₂回収率の向上のための一体型システムを示す図である。 ＤＣＣを不要にすると共に再循環圧縮機の入口を過熱する本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション動力発生及びＣＯ₂回収率の向上のための一体型システムを示す図である。 冷却された再循環ガスのグリコール脱水方式を備えた本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション動力発生及びＣＯ₂回収率の向上のための一体型システムを示す図である。 トリエチレングリコール（ＴＥＧ）再生システム内における圧力と外部熱源温度との関係を表すグラフ図である。 ＴＥＧ再生システム内におけるエジェクタ蒸気負荷と外部熱源温度との関係を表すグラフ図である。 冷却ユニットに組み込まれたグリコール再生方式による冷却再循環ガスのグリコール脱水方式を備えた本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション動力発生及びＣＯ₂回収率の向上のための一体型システムを示す図である。 冷却ユニット内に組み込まれたグリコール再生方式及びデスーパーヒータ（過熱低減器）による冷却再循環ガスのグリコール冷却方式を備えた本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション動力発生及びＣＯ₂回収率の向上のための一体型システムを示す図である。 再循環ガス冷却機器を横切って設けられた供給物／流出物交差型交換器を備えた本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション動力発生及びＣＯ₂回収率の向上のための一体型システムを示す図である。

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

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

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

本明細書で用いられる「化学量論的燃焼」という用語は、燃料及び酸化剤を含む所与の量の反応体及び反応体の全体積が生成物を形成するために用いられる場合に反応体を燃焼させることによって生じる所与の量の生成物を含む燃焼反応を意味している。本明細書で用いられる「実質的に化学量論的燃焼」という表現は、約０．９：１〜約１．１：１、より好ましくは約０．９５：１〜約１．０５：１の等量比を有する燃焼反応を意味している。

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

本明細書において開示されるシステム及びプロセスの実施形態は、超低エミッション発電を行うと共に石油・原油の回収増進（ＥＯＲ）又は隔離用途のためのＣＯ₂を生じさせるために利用可能である。本明細書において開示する実施形態によれば、空気と燃料の混合物を燃焼させると同時に再循環排ガスの流れと混合するのが良い。一般に燃焼生成物、例えばＣＯ₂を含む再循環排ガスの流れは、燃焼温度及び次の膨張機に入る煙道ガスの温度を制御し又は違ったやり方で加減する希釈剤として使用可能である。

燃焼は、化学量論的であっても良く、非化学量論的であっても良い。ほぼ化学量論的条件での燃焼（又は、「僅かにリッチ（濃厚）」の燃焼）は、過剰酸素除去のコストをなくす上で有利であると言える。煙道ガスを冷却すると共に凝縮を行うことにより流れから水を除去することによって、比較的高いＣＯ₂含有量の流れを生じさせることができる。再循環排ガスの一部分を閉鎖ブレイトンサイクルにおいて温度加減のために利用することができるが、残りのパージ流をＥＯＲ用途に用いることができると共に大気中に放出されるＳＯ_X、ＮＯ_X又はＣＯ₂がほとんどなく又は全くない状態で電力を発生させることができる。例えば、パージ流をＣＯ₂分離器内で処理するのが良く、ＣＯ₂分離器は、窒素富化ガスを放出するようになっており、このような窒素富化ガスを次にガス膨張機内で膨張させると、追加の機械的動力を生じさせることができる。本明細書において開示するシステムの利用の結果として、動力の発生及び経済的に一層効率的なレベルでの追加のＣＯ₂の製造又は捕捉が得られる。

１つ又は２つ以上の実施形態では、本発明は、ガスタービンシステム及び排ガス再循環システムを備えている一体型のシステムに関する。ガスタービンシステムは、圧縮再循環流の存在下において１種類又は２種類以上の酸化剤及び１種類又は２種類以上の燃料を燃焼させるよう構成された燃焼チャンバを有するガスタービンシステムを備えている。燃焼チャンバは、第１の放出物流を膨張機に差し向けてガス状排出物流を生じさせると共に主圧縮機を少なくとも部分的に駆動し、主圧縮機は、ガス状排出物流を圧縮し、それにより圧縮された再循環流を生じさせる。排ガス再循環システムは、ガス状排出物流を受け入れてこれを冷却するよう構成された少なくとも１つの冷却ユニットと、冷却された再循環ガスを主圧縮機に差し向ける前にガス状排出物流の圧力を受け入れてこれを増大させるよう構成された少なくとも１つのブロワを備えている。

或る特定の実施形態では、少なくとも１つの冷却ユニットは、ガス状排出物流を少なくとも１つのブロワへの導入前に受け入れてこれを冷却するよう構成された排熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）であるのが良い。同じ又は他の実施形態では、排ガス再循環システムは、少なくとも１つのブロワからのガス状排出物流を受け入れて該ガス状排出物流を一段と冷却して冷却状態の再循環ガスを生じさせるよう構成された第２の冷却ユニットを更に備えているのが良い。第２の冷却ユニットは、直接接触型冷却器（ＤＣＣ）区分を備えているのが良い。変形例として、第２の冷却ユニットは、ＨＲＳＧから成るのが良い。

幾つかの実施形態では、排ガス再循環システムは、少なくとも１つのブロワからのガス状排出物流を受け入れ、ガス状排出物流を第２の冷却ユニットへの導入前に一段と冷却するよう構成された第３の冷却ユニットを更に備えているのが良い。このような実施形態では、第１の冷却ユニット及び第３の冷却ユニットは、ＨＲＳＧを備えているのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、第１の冷却ユニットは、高圧ボイラ区分、中圧ボイラ区分及び低圧ボイラ区分を有するＨＲＳＧを備えているのが良く、第３の冷却ユニットは、低圧ボイラ区分及びエコノマイザ区分を有するＨＲＳＧを備えているのが良い。

幾つかの実施形態では、排ガス再循環システム中に用いられる１つ又は２つ以上のＨＲＳＧは、冷却水コイルを更に有するのが良い。このような実施形態では、このシステムは、ＨＲＳＧの冷却水コイルからのガス状排出物流を受け入れてブロワへの導入前にガス状排出物流から水滴を除去するよう構成された分離器を更に備えているのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、分離器は、ベーンパック、メッシュパッド又は他の曇り止め装置である。

本発明の１つ又は２つ以上の実施形態では、排ガス再循環システムは、ガス状排出物流の湿り空気冷却方式を採用するのが良い。幾つかの実施形態では、ガス状排出物流を第１の冷却ユニットの下流側であるがブロワへの導入前に飽和させ又はほぼ飽和させるために水がガス状排出物流に加えられ、排ガス再循環システムは、飽和した又はほぼ飽和したガス状排出物流を受け入れてブロワへの導入前に飽和した又はほぼ飽和したガス状排出物流から水滴を除去するよう構成された分離器を更に備えているのが良い。このような実施形態では、第２の冷却ユニットは、更に、ガス状排出物流から水を除去し、除去した水の少なくとも一部を再循環させるよう構成されるのが良い。第２の冷却ユニットにより、ガス状排出物流から除去された水は、２つ又は３つ以上の部分に分割されるのが良く、このような水の第１の部分が再循環されて分離器の上流側でガス状排出物流に加えられ、水の第２の部分が第２の冷却ユニットに再循環される。

１つ又は２つ以上の実施形態では、排ガス再循環システムは、第２の冷却ユニットを横切って設けられていて、少なくとも約２０°Ｆ（−６．７℃）、少なくとも約２５°Ｆ（−３．９℃）、少なくとも約３０°Ｆ（−１．１℃）、少なくとも約３５°Ｆ（１．７℃）、少なくとも約４０°Ｆ（４．４℃）、少なくとも約４５°Ｆ（７．２℃）又は少なくとも約５０°Ｆ（１０℃）の露点マージンが達成されるよう冷却された再循環ガスの温度を調節するよう構成された供給物／流出物交差型熱交換器を更に備えているのが良い。

１つ又は２つ以上の実施形態では、第２の冷却ユニットは、ＤＣＣ区分からの冷却再循環ガスを受け入れ、冷却再循環ガスを圧縮機への導入前に少なくとも部分的に脱水するよう構成されたグリコール吸収区分、例えばトリエチレングリコール（ＴＥＧ）吸収区分を更に備えているのが良く、排ガス再循環システムは、第２の冷却ユニットのグリコール吸収区分からリッチグリコールを受け入れ、グリコール再生塔又はコラム内のリッチグリコールを熱的に再生して再生したリーングリコールを形成し、再生リーングリコールをグリコール吸収区分に戻すよう構成されたグリコール再生システムを更に備えているのが良い。幾つかの実施形態では、グリコール再生システムは、真空条件下で作動される。グリコール再生システムは、第２の冷却ユニットとは別体であっても良く、これに組み込まれていても良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、第２の冷却ユニットは、グリコール再生塔を含み、グリコール再生塔は、ガス状排出物流をＤＣＣ区分への導入前にブロワから受け入れるよう構成されている。同じ又は他の実施形態では、第２の冷却ユニットは、グリコール再生塔と上流側再循環ガス冷却機器との間に位置決めされたデスーパーヒーティング区分を更に備えているのが良い。任意適当なグリコールを本明細書において説明するグリコール吸収システムに使用することができる。例えば、１つ又は２つ以上の実施形態では、グリコールは、トリエチレングリコール（ＴＥＧ）である。さらに、本発明の１つ又は２つ以上の実施形態では、グリコール脱水に代えて冷却再循環ガスを脱水する任意適当な方法、例えば分子ふるい又はメタノール脱水を採用することができる。

１つ又は２つ以上の実施形態では、本発明は、動力を発生させる方法に関する。このような方法は、圧縮再循環排ガスの存在下で少なくとも１種類の酸化剤及び少なくとも１種類の燃料を燃焼チャンバ内で燃焼させ、それにより放出物流を発生させるステップと、排出物流を膨張機内で膨張させて主圧縮機を少なくとも部分的に駆動し、ガス状排出物流を生じさせるステップと、ガス状排出物流を排ガス再循環システムに差し向けるステップとを備えている。主圧縮機は、ガス状排出物流を圧縮し、それにより圧縮された再循環流を生じさせる。このような方法では、排ガス再循環システムは、少なくとも１つの冷却ユニット及び少なくとも１つのブロワを含み、ガス状排出物流を少なくとも１つの冷却ユニット内で冷却し、ガス状排出物流の圧力を少なくとも１つのブロワ内で増大させ、それにより主圧縮機に差し向けられる冷却状態の再循環ガスを生じさせるようになっている。

本発明の１つ又は２つ以上の方法では、少なくとも１つの冷却ユニットは、直接接触型冷却器（ＤＣＣ）、排熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）（「排熱回収ボイラ」、「排熱回収熱交換器」と呼ばれる場合もある）又はガス状排出物流を少なくとも１つのブロワに導入する前にガス状排出物流を冷却する他の適当な冷却装置である。同じ又は他の方法では、排ガス再循環システムは、少なくとも１つのブロワからのガス状排出物流を受け入れてガス状排出物流を一段と冷却し、それにより冷却状態の再循環ガスを生じさせる第２の冷却ユニットを更に備えている。第２の冷却ユニットは、ＤＣＣ、ＨＲＳＧ又は他の適当な冷却装置を備えているのが良い。

幾つかの方法では、排ガス再循環システムは、少なくとも１つのブロワからのガス状排出物流を受け入れ、ガス状排出物流を第２の冷却ユニットへの導入前に一段と冷却するよう構成された第３の冷却ユニットを更に備えているのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、第１の冷却ユニット及び第３の冷却ユニットは、ＨＲＳＧを備えている。同じ又は他の実施形態では、第１の冷却ユニットは、高圧ボイラ区分、中圧ボイラ区分及び低圧ボイラ区分を有するＨＲＳＧを備えているのが良く、第３の冷却ユニットは、低圧ボイラ区分及びエコノマイザ区分を有するＨＲＳＧを備えているのが良い。

幾つかの方法では、排ガス再循環システムで採用されるＨＲＳＧのうちの１つ又は２つ以上は、冷却水コイルを更に備えているのが良い。このような方法では、分離器がＨＲＳＧの冷却水コイルからの受け入れ、ガス状排出物流をブロワ又は主圧縮機に導入する前にガス状排出物流から水滴を除去するのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、分離器は、ベーンパック、メッシュパッド又は他の曇り止め装置である。

本発明の１つ又は２つ以上の方法では、排ガス再循環システムは、ガス状排出物流の湿り空気冷却方式を採用する。これら方法のうちの幾つかでは、ガス状排出物流をブロワに導入する前にガス状排出物流を水で飽和させ又はほぼ飽和させ、排ガス再循環システムは、飽和した又はほぼ飽和したガス状排出物流を受け入れて飽和した又はほぼ飽和したガス状排出物流をガス状排出物流をブロワに導入する前に飽和した又はほぼ飽和したガス状排出物流から水滴を除去するよう構成された分離器を更に含み、第２の冷却ユニットは、ガス状排出物流から水を除去し、第２の冷却ユニットにより除去された水の少なくとも一部を再循環させる。１つ又は２つ以上の方法では、第２の冷却ユニットによりガス状排出物流から除去された水は、２つ又は２つ以上の部分に分割され、水の第１の部分は、再循環されて分離器の上流側でガス状排出物流に加えられ、水の第２の部分は、第２の冷却ユニットに再循環される。

本発明の１つ又は２つ以上の実施形態では、第２の冷却ユニットを横切って設けられた供給物／流出物交差型交換器内の冷却再循環ガスの温度を変えることによって少なくとも約２０°Ｆ（−６．７℃）、少なくとも約２５°Ｆ（−３．９℃）、少なくとも約３０°Ｆ（−１．１℃）、少なくとも約３５°Ｆ（１．７℃）、少なくとも約４０°Ｆ（４．４℃）、少なくとも約４５°Ｆ（７．２℃）又は少なくとも約５０°Ｆ（１０℃）の露点マージンを冷却再循環ガス中に達成する。

本発明の１つ又は２つ以上の方法では、第２の冷却ユニットは、ＤＣＣ区分からの冷却再循環ガスを受け入れ、冷却再循環ガスを圧縮機への導入前に少なくとも部分的に脱水するよう構成されたグリコール吸収区分を更に含み、排ガス再循環システムは、第２の冷却ユニットのグリコール吸収区分からリッチグリコールを受け入れ、グリコール再生塔又はコラム内のリッチグリコールを熱的に再生して再生したリーングリコールを形成し、再生リーングリコールをグリコール吸収区分に戻すよう構成されたグリコール再生システムを更に備えている。幾つかの方法では、グリコール再生システムは、真空条件下で作動される。グリコール再生システムは、第２の冷却ユニットと別体であっても良く、この中に組み込まれても良い。１つ又は２つ以上の方法では、第２の冷却ユニットは、グリコール再生塔を含み、グリコール再生塔は、ガス状排出物流を上流側再循環ガス冷却機器に導入する前にブロワから受け入れる。同じ又は他の方法では、第２の冷却ユニットは、グリコール再生塔からのガス状排出物流を受け入れ、ガス状排出物流を上流側再循環ガス冷却機器に導入する前に、ガス状排出物流を、ガス状排出物流からグリコールを少なくとも部分的に凝縮させるのに十分な温度まで冷却するデスーパーヒーティング区分を更に備えているのが良い。

次に図を参照すると、図１は、改良型燃焼後ＣＯ₂捕捉プロセスを提供するよう構成された動力発生システム１００を示している。少なくとも１つの実施形態では、動力発生システム１００は、閉鎖ブレイトンサイクルとして特徴付けできるガスタービンシステム１０２を備えているのが良い。一実施形態では、ガスタービンシステム１０２は、共通シャフト１０８又は他の機械的、電気的若しくは他の動力カップリングを介して膨張機１０６に結合された第１又は主圧縮機１０４を有するのが良く、それにより膨張機によって生じた機械的エネルギーの一部分が圧縮機１０４を駆動することができる。シャフト１０８は、任意の機械的、電気的又は他の動力結合手段であって良く、それにより、膨張機１０６により生じた機械的エネルギーの一部分が主圧縮機１０４を駆動することができる。膨張機１０６は、他の使用のためにも、例えば第２又は入口圧縮機１１８に動力供給するために動力を発生させることができる。ガスタービンシステム１０２は、標準型ガスタービンであって良く、この場合、主圧縮機１０４及び膨張機１０６は、それぞれ、標準型ガスタービンの圧縮機側端部及び膨張機側端部を形成する。しかしながら、他の実施形態では、主圧縮機１０４及び膨張機１０６は、システム１０２内における個別化されたコンポーネントであっても良い。

ガスタービンシステム１０２は、圧縮酸化剤１１４と混合された燃料流１１２を燃焼させるよう構成された燃焼チャンバ１１０を更に備えているのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、燃料流１１２は、任意適当な炭化水素ガス又は液体、例えば天然ガス、メタン、エタン、ナフサ、ブタン、プロパン、合成ガス、ディーゼル、ケロシン、航空燃料、石炭由来燃料、生物燃料（バイオ燃料）、酸素化炭化水素原料油又はこれらの組み合わせを含むのが良い。圧縮酸化剤１１４は、燃焼チャンバ１１０に流体結合されると共に供給酸化剤１２０を圧縮するようになった第２又は入口圧縮機１１８から導かれるのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、供給酸化剤１２０は、酸素を含有した任意適当なガス（気体）、例えば空気、酸素に富んだ空気又はこれらの組み合わせを含むことができる。

以下に詳細に説明するように、燃焼チャンバ１１０は、主としてＣＯ₂及び窒素成分を有する煙道ガスを含む圧縮再循環流１４４も又受け入れるのが良い。圧縮再循環流１４４を主圧縮機１０４から導くのが良く、このような圧縮再循環流は、圧縮酸化剤１１４及び燃料流１１２の燃焼を容易にするのに役立ち、更に作業流体中のＣＯ₂濃度を増大させるようになっている。膨張機１０６の入口に差し向けられる放出物流１１６を圧縮再循環流１４４の存在下において燃料流１１２及び圧縮酸化剤１１４の燃焼生成物として生じさせることができる。少なくとも１つの実施形態では、燃料流１１２は、主として天然ガスであるのが良く、それにより蒸発した水、ＣＯ₂、窒素、窒素酸化物（ＮＯ_X）及び硫黄酸化物（ＳＯ_X）の体積部分を含む放出物１１６が生じる。幾つかの実施形態では、未燃焼燃料１１２又は他の化合物の僅かな部分も又、燃焼平衡上の制限に起因して放出物１１６中に存在する場合がある。放出物流１１６が膨張機１０６中で膨張すると、それにより主圧縮機１０４又は他の設備を駆動するための機械的動力が生じると共に更に増大したＣＯ₂含有量を有するガス状排出物流１２２が生じる。

動力発生システム１００は、排ガス再循環（ＥＧＲ）システム１２４を更に備えているのが良い。図示のＥＧＲシステム１２４は、種々の装置を備えているが、図示の構成例は、例示であるに過ぎず、本明細書に記載した目的を達成するために排ガス１２２を再循環させて主圧縮機に戻す任意のシステムを使用することができる。１つ又は２つ以上の実施形態では、ＥＧＲシステム１２４は、排熱回収蒸気発生器（排熱回収ボイラ又は排熱回収熱交換器と呼ばれる）（ＨＲＳＧ）１２６又はこれに類似した装置を備えているのが良い。ガス状排出物流１２２をＨＲＳＧ１２６に送るのが良く、その目的は、蒸気１３０の流れ及び冷却排ガス１３２を生じさせることにある。オプションとして、蒸気１３０を蒸気ガスタービン（図示せず）に送って追加の電力を発生させるのが良い。このような構成では、ＨＲＳＧ１２６と蒸気ガスタービンの組み合わせは、閉鎖ランキンサイクルとして特徴付け可能である。ＨＲＳＧ１２６及び蒸気ガスタービンは、ガスタービンシステム１０２と組み合わさった状態で、複合サイクル発電プラント、例えば天然ガス複合サイクル（ＮＧＣＣ）プラントの一部をなすことができる。

図１は、幾つかの実施形態において組み込むことができるＥＧＲシステム１２４中の追加の装置を示している。冷却された排ガス１３２を少なくとも１つの冷却ユニット１３４に送るのが良く、このような少なくとも１つの冷却ユニット１３４は、冷却排ガス１３２の温度を減少させて冷却された再循環ガス流１４０を生じさせるよう構成されている。１つ又は２つ以上の実施形態では、冷却ユニット１３４は、本明細書においては、直接接触型冷却器（ＤＣＣ）であると考えられるが、任意適当な冷却装置、例えば直接接触型冷却器、トリム冷却器、機械的冷凍ユニット又はこれらの組み合わせであっても良い。冷却ユニット１３４は又、水ドロップアウト流（図示せず）を介して凝縮水の一部分を除去するよう構成されているのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、冷却排ガス流１３２を冷却ユニット１３４に流体結合されたブロワ又はブースト圧縮機１４２に差し向けられるのが良い。このような実施形態では、圧縮排ガス流１３６は、ブロワ１４２を出て冷却ユニット１３４に差し向けられる。

ブロワ１４２は、冷却排ガス流１３２の温度を増大させるよう構成されているのが良く、その後、冷却排ガス流１３２は、主圧縮機１０４中に導入される。１つ又は２つ以上の実施形態では、ブロワ１４２は、冷却排ガス流１３２の全体的密度を増大させ、それにより体積流量が同一の場合に増大した質量流量を主圧縮機１０４に差し向ける。主圧縮機１０４は、代表的には体積流量が制限されているので、より多くの質量流量を主圧縮機１０４中に差し向けると、その結果として、主圧縮機１０４からの吐出し圧力が高くなる場合があり、それにより膨張機１０６前後の圧力比が高くなる。膨張機１０６前後で生じる高い圧力比により、入口温度を高くすることができ、従って膨張機１０６の電力及び効率が増大する。これは、ＣＯ₂リッチ（濃厚）放出物１１６が一般に高い比熱容量を維持するので有利であることが言える。したがって、冷却ユニット１３４及びブロワ１４２は、組み込まれた場合、各々ガスタービンシステム１０２の作動を最適化し又は向上させるよう構成できる。注目されるべきこととして、ブロワ１４２は、図１のＥＧＲシステム１２４並びに他の図面及び本明細書において説明する例では、特定の配置場所に示されているが、ブロワは、再循環ループ中の任意の場所に配置できる。

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

本明細書において説明しているＥＧＲシステム１２４は、動力発生システム１００の作業流体中にＣＯ₂の高い濃度を達成するよう具体化可能であり、それにより次の隔離、圧力維持又はＥＯＲ用途のための効果的なＣＯ₂分離が可能である。例えば、本明細書において開示する実施形態は、煙道ガス排出物流中のＣＯ₂の濃度を約１０体積％以上に効果的に増大させることができる。これを達成するため、燃焼チャンバ１１０は、燃料流１１２と圧縮酸化剤１１４の流入混合物を化学量論的に燃焼させるようになっているのが良い。膨張機１０６の入口温度及びコンポーネント冷却要件に適合するよう化学量論的燃焼の温度を加減するために圧縮再循環流１４４から導いた排ガスの一部分を希釈剤として燃焼チャンバ１１０中に注入するのが良い。かくして、本発明の実施形態は、本質的に、作業流体から過剰酸素をなくすことができ、それと同時にそのＣＯ₂組成を増量させることができる。したがって、ガス状排出物流１２２は、約３．０体積％以下の酸素、約１．０体積％以下の酸素、約０．１体積％以下の酸素又はそれどころか約０．００１体積％以下の酸素を含むことが可能である。幾つかの具体化例では、燃焼チャンバ１１０又は特に燃焼チャンバの入口流は、ガス状排出物流１２２の酸素含有量を一段と減少させるよう化学量論的燃焼に優先して制御できる。

図示していない幾つかの実施形態では、高圧流も又、燃焼プロセスでは、再循環排ガスに代えて又はこれに加えて冷却剤として使用できる。このような実施形態では、蒸気の追加により、ＥＧＲシステムの電力及びサイズに関する要件が緩和される（又は、ＥＧＲシステム全体が不要になる）が、水再循環ループの追加が必要になる場合がある。

更に、図示されていない別の実施形態では、燃焼チャンバへの圧縮酸化剤供給物は、アルゴンを含むのが良い。例えば、酸化剤は、約０．１〜約５．０体積％のアルゴン、約１．０〜約４．５体積％のアルゴン、約２．０〜約４．０体積％のアルゴン、約２．５〜約３．５体積％のアルゴン又は約３．０体積％のアルゴンを含むのが良い。このような実施形態では、燃焼チャンバの動作原理は、化学量論的であっても良く、非化学量論的であっても良い。当業者であれば理解されるように、アルゴンを圧縮酸化剤供給物中に混入するには、主圧縮機と燃焼チャンバとの間に過剰ＣＯ₂を再循環流から除去し、アルゴンを燃焼に適当な温度で燃焼チャンバに戻すよう構成された交差型熱交換器又はこれに類似した装置を主圧縮機と燃焼チャンバとの間に追加することが必要な場合がある。

理解できるように、本明細書において開示する実施形態のうちの任意のものの種々のコンポーネントで達成され又は生じる特定の温度及び圧力は、とりわけ用いられる酸化剤の純度及び膨張機、圧縮機、冷却器等の特定の種類及び／又はモデルに応じて変わる場合がある。したがって、理解されるように、本明細書において説明する特定のデータは、例示目的に過ぎず、その唯一の解釈として解されるべきではない。例えば、本明細書において説明する例示の一実施形態では、ＨＲＳＧ１２６は、排ガス流１３２をほぼ２００°Ｆ（９３℃）まで冷却する。排ガス流１３２は、下流側の圧力降下に打ち勝つためにブロワ１４２によって圧力がブーストされ、その結果温度の上昇が生じ、冷却された圧縮排ガス流１３６が約２２９°Ｆ（１０９．４℃）でブロワ１４２を出る。排ガスは、冷却ユニット１３４内で更に冷却され、そして冷却された再循環ガス流１４０は、約１００°Ｆ（３７．８℃）で冷却ユニット１３４を出る。

次に図２を参照すると、システム２００として具体化されると共に説明する図１の動力発生システム１００の変形実施形態が示されている。したがって、図２は、図１を参照すると最も良く理解できる。図１のシステム１００と同様、図２のシステム２００は、排ガス再循環（ＥＧＲ）システム１２４に結合され又は違ったやり方でこれによって支持されたガスタービンシステム１０２を有している。しかしながら、図２のＥＧＲシステム１２４は、ブロワ１４２と関連した圧縮熱を回収するためにブロワ１４２の下流側に位置する第２のＨＲＳＧ２０２を備えているのが良い。図２のＥＧＲシステムにより例示される１つ又は２つ以上の実施形態では、第１のＨＲＳＧ１２６は、高圧（ＨＰ）、中圧（ＩＰ）及び低圧（ＬＰ）ボイラ区分を備えているトリプル圧力ＨＲＳＧであり、第２のＨＲＳＧ２０２は、ＬＰボイラ及びエコノマイザ区分を備えている。システム２００の例示の作動方法では、排ガス流１３２は、約２７９°Ｆ（１３７．２℃）の温度でＨＲＳＧ１２６のＬＰボイラ区分を出てブロワ１４２内で圧縮される。冷却された圧縮排ガス流１３６は、約３１０°Ｆ（１５４．４℃）の温度でブロワ１４２を出て第２のＨＲＳＧ２０２に入る。次に、再循環ガス流１３８は、約２００°Ｆの温度で第２のＨＲＳＧ２０２を出る。このように、ブロワ圧縮熱は、ＨＲＳＧ２０２によって回収され、冷却ユニット１３４の冷却デューティが減少する。

図３は、システム３００として具体化された図１の低エミッション動力発生システム１００の別の実施形態を示している。したがって、図３は、図１を参照すると最も良く理解できる。図１に記載されているシステム１００と同様、システム３００は、ＥＧＲシステム１２４により支持され又は違ったやり方でこれに結合されたガスタービンシステム１０２を有している。しかしながら、図３のＥＧＲシステム１２４は、ブロワ１４２の電力消費量を減少させると共に冷却ユニット１３４の冷却デューティを軽減するために湿り空気冷却方式を採用している。図３のＥＧＲシステムにより例示された１つ又は２つ以上の実施形態では、水が流れ３０２を介して注入されて排ガス流１３２を飽和させ又はほぼ飽和させて冷却し、その結果飽和排ガス流３０４が生じる。飽和排ガス流３０４は、オプションとして分離器３０６に差し向けられるのが良く、それによりこの飽和排ガス流に同伴されている場合のある水滴が除去される。分離器３０６は、水滴を除去するのに適した任意の装置であって良く、例えば、ベーンパック、メッシュパッド又は他の曇り防止装置である。飽和排ガス流３０４の圧力をブロワ１４２内で増大させる。冷却状態の圧縮排ガス流１３６は、ブロワ１４２を出て冷却ユニット１３４に差し向けられる。冷却ユニット内において、冷却状態の圧縮排ガス流１３６を更に冷却すると、このような排ガス流から水が凝縮し、この水は、水流３０８内に回収される。本発明の１つ又は２つ以上の実施形態では、水流３０８は、熱交換器３１０又は他の冷却装置内で冷却されるのが良く、その結果冷却状態の水流３１２が生じる。次に、冷却状態の水流３１２は、再循環水流３１４を介して再循環されるのが良く、それによりブロワ１４２の上流側で排ガス流１３２中に注入されるべき水流３０２と合流して冷却ユニット１３４内の排ガスの追加の冷却又はこれら両方が生じる。水流３０２は、システム３のシステムの作動中、例えば始動の際又は補給水がシステム内で必要になった場合にある幾つかの箇所で採用できるが、当業者には明らかなように、排ガス流１３２中への注入に必要な水の量全体を冷却水流３１２の再循環により供給することができる時期（例えば、定常作動中）が存在する場合がある。

システム３００の例示の作動方法では、排ガス流１３２は、ほぼ２００°Ｆの温度でＨＲＳＧ１２６を出る。水流３０２を介する水の注入により、排ガスが冷却され、その結果約１２９°Ｆ（５３．９℃）の温度の飽和排ガス流３０４が生じる。ブロワ１４２内でいったん圧縮されると、冷却状態の圧縮排ガス流１３６は、約１５４°Ｆ（６７．８℃）の温度でブロワ１４２を出て冷却ユニット１３４内で冷却され、その結果、温度が約１００°Ｆ（３７．８℃）の冷却状態の再循環ガス流が生じる。このように、ブロワによりシステムに追加される熱は少なく、冷却ユニット１３４の冷却デューティが軽減される。

図４は、システム４００として具体化された図１の低エミッション動力発生システム１００の別の実施形態を示している。図４は、図１及び図３を参照すると最も良く理解できる。図１に記載されているシステム１００と同様、システム４００は、ＥＧＲシステム１２４によって支持され又は違ったやり方でこれに結合されたガスタービンシステム１０２を備えている。しかしながら、図４のＥＧＲシステム１２４は、冷却ユニット１３４の冷却デューティを軽減するためにＨＲＳＧ内に冷却水コイルを採用している。図３のＥＧＲシステムにより例示される１つ又は２つ以上の実施形態では、排ガス流１２２の追加の冷却を可能にするためにＨＲＳＧ１２６内に冷却水コイル４０２が採用されている。冷却水コイルは、新鮮な冷却水若しくは冷却用の清水又は海水を採用するようになっているのが良い。新鮮な冷却水を使用するため、幾つかの実施形態では、最大の冷却を達成するために清水を海水に対して冷却するプレートアンドフレーム（plate and frame）交換器を備えた閉鎖清水系が設計例（図示せず）内に設けられるのが良い。海水コイルがＨＲＳＧ内に用いられる場合、ＨＲＳＧ管は、潜在的に酸性の水凝縮物と海水の両方を取り扱うのに十分な金属学的特性のものであるべきである。冷却された排ガス流１３２は、ＨＲＳＧ１２６を出てオプションとして分離器３０６に差し向けられるのが良く、それによりこのような排ガス流中に同伴されている場合のある水滴が除去される。分離器３０６は、水滴の除去に適した任意の装置であって良く、例えば、ベーンパック、メッシュパッド又は他の曇り止め装置である。同伴水滴が分離器３０６によっていったん除去されると、冷却状態の排ガス流１３２がブロワ１４２に差し向けられ、ブロワの下流側に位置するＥＧＲシステムは、図１を参照して上述したものである。

システム４００の例示の作動方法では、冷却状態の排ガス流１３２は、約１１８°Ｆ（４７．８℃）の温度でＨＲＳＧ１２６の冷却水コイル４０２を出て、圧縮状態の排ガス流１３６は、約１４０°Ｆ（６０℃）の温度でブロワ１４２を出る。排ガスは、冷却ユニット１３４内で冷却され、冷却された再循環ガス流１４０は、約１００°Ｆ（３７．８℃）で冷却ユニット１３４を出る。図４のシステム４００中の圧縮排ガス流１３６が図１〜図３の上述のシステムの場合よりも低い温度で冷却ユニット１３４に入るので、冷却ユニットのデューティは、これらシステムに対して軽減される。

図５は、システム５００として具体化された図１の低エミッション動力発生システム１００の別の実施形態を示している。図５は、図１及び図４を参照すると最も良く理解できる。図１に記載されているシステム１００と同様、システム５００は、ＥＧＲシステム１２４によって支持され又は違ったやり方でこれに結合されたガスタービンシステム１０２を備えている。図５のＥＧＲシステム１２４は、図４を参照して詳細に説明したＨＲＳＧ１２６内の冷却水コイル４０２及びブロワ１４２の上流側に設けられた分離器３０６を採用している。しかしながら、図５は、ブロワ１４２の下流側に設けられた追加のＨＲＳＧ５０２を更に採用しており、これは、図１〜図４を参照して上述した直接接触型冷却器（ＤＣＣ）冷却ユニットに取って代わっている。ＨＲＳＧ５０２は、第１のＨＲＳＧ１２６内に納められている冷却水コイル４０２とほぼ同じ冷却水区分を有している。圧縮排ガス流１３６から凝縮水滴を除去するために分離器区分５０４も又、追加のＨＲＳＧ５０２内に設けられている。分離器区分５０４は、水滴の除去に適した任意の装置であって良く、例えば、ベーンパック、メッシュパッド又は他の曇り防止装置である。追加のＨＲＳＧ５０２内の分離器区分５０４により水滴がいったん除去されると、冷却状態の再循環ガス流１４０は、ＨＲＳＧ５０２を出て直接主圧縮機１０４に再循環される。

システム５００の例示の作動方法では、冷却状態の排ガス流１３２が約１１３°Ｆ（４５℃）の温度で第１のＨＲＳＧ１２６の冷却水コイル４０２を出て、圧縮状態の排ガス流１３６が約１４３°Ｆ（６１．７℃）の温度でブロワ１４２を出る。排ガスは、第２のＨＲＳＧ５０２内で一段と冷却され、冷却状態の再循環ガス流１４０は、約１１３°Ｆ（４５℃）で第２のＨＲＳＧ５０２の分離器区分５０４を出る。図５の１つ又は２つ以上の実施形態では、主圧縮機１０４に入っている冷却再循環ガス流１４０は、水で飽和される。

図１〜図５に示された実施形態のうちの１つ又は２つ以上では、冷却再循環ガス流１４０は、水で飽和されるのが良い。したがって、酸性水滴が冷却再循環ガス流中に生じて主圧縮機１０４のブレードの侵食又は腐食を生じさせる場合がある。図６は、システム６００として具体化された図１の低エミッション動力発生システム１００の別の実施形態を示しており、システム６００は、主圧縮機１０４に流入する再循環ガス流を過熱することによって酸性水滴の生成を減少させ又はなくすよう構成されている。図６は、図１、図４及び図５を参照すると最も良く理解できる。図１に記載されているシステム１００と同様、システム６００は、ＥＧＲシステム１２４によって支持され又は違ったやり方でこれに結合されたガスタービンシステム１０２を備えている。図４に記載されたシステム４００と同様、図６のＥＧＲシステム１２４も又、ＨＲＳＧ１２６内に設けられた冷却水コイル４０２及びブロワ１４２の上流側に設けられた分離器３０６を採用している。しかしながら、図６のシステムは、ブロワ１４２の下流側且つ主圧縮機１０４の上流側に冷却ユニット又は他の冷却装置の使用を不要にし、その代わりに、圧縮状態の排ガス流１３６をブロワ１４２から主圧縮機１０４に直接差し向ける。

システム６００の例示の作動方法では、冷却状態の排ガス流１３２が約１１３°Ｆ（４５℃）の温度で第１のＨＲＳＧ１２６の冷却水コイル４０２を出る。排ガス流１３２は、ブロワ１４２の圧縮熱によって過熱され、圧縮状態の排ガス流１３６が約１４４°Ｆ（６２．２℃）の温度でブロワ１４２を出る。このように、図６の構成により、約２５°Ｆ（−３．９℃）の過熱が達成される。本明細書で用いられる「過熱」という用語は、気体の温度がその気体の露点温度よりも高い度合いを意味している。したがって、２５°Ｆの過熱は、気体の温度がその露点温度よりも２５°Ｆ高いことを意味している。圧縮排ガス流１３６は、それ以上の冷却なしに直接主圧縮機１０４に送られる。ガス流の追加の加熱が望ましい場合、このような追加の加熱は、種々の方法によって、例えばブロワ排出物をＨＲＳＧ（図示せず）内の冷却水コイルの上流側の煙道ガスとの交差交換によって得られるのが良い。このような交差型交換器の形態は、通常、炉又は焼却器に設置されて冷却水コイルの所要領域を減少させるが、大型交差型交換器の追加の出費を増す空気予熱器に類似している。

図６のシステム６００の構成は、酸性水滴の生成を減少させ又はなくし、再循環ガス流を過熱することによって主圧縮機のブレードの侵食又は腐食を阻止するようになっている。図７〜図９は、グリコール、例えばトリエチレングリコール（ＴＥＧ）を用いて再循環ガス流を脱水することによって再循環ガス流中の酸性水滴の生成を減少させ又はなくすようにもなっている本発明の変形実施形態を示している。このようなグリコール脱水形態が費用効果の良いようにするために、廃熱を用いてグリコールを再生させる。廃熱は、システム内の種々の源、例えば１つ又は２つ以上の排熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）の後部又は圧縮中間冷却から捕捉可能である。

図７Ａは、例えば図１に示されている低エミッション動力発生システムのＥＧＲシステム１２４の一部分の実施形態を示しており、これはシステム７００として具体化されており、システム７００は、冷却ユニット内のグリコール接触器区分を用いて主圧縮機に流入する再循環ガス流を脱水し、別個のグリコール真空再生システム内のグリコールを再生させることによって酸性水滴の生成を減少させ又はなくすよう構成されている。図７Ａは、図１を参照すると最も良く理解できる。システム７００では、冷却状態の排ガス流１３２がＨＲＳＧ１２６から流れ、そしてブロワ１４２に差し向けられ、ここで、蒸気が圧縮される。圧縮状態の排ガス流１３６がブロワ１４２を出て冷却ユニット１３４に差し向けられ、この冷却ユニットは、１つ又は２つ以上の実施形態では、冷却媒体として水を利用している直接接触型冷却器（ＤＣＣ）区分を有する。１つ又は２つ以上の実施形態では、冷却ユニット１３４は、本明細書においては、直接接触型冷却器（ＤＣＣ）であると考えられるが、任意適当な冷却装置であっても良く、例えば直接接触型冷却器、トリム冷却器、機械的冷凍ユニット又はこれらの組み合わせである。冷却ユニット１３４内では、圧縮排ガス流１３６を水に接触させて流れを冷却させる。水滴流７０２は、ガス流との接触後に冷却ユニットを出る。１つ又は２つ以上の実施形態では、水ドロップアウト流７０２の一部分は、システム７００からパージされるのが良く、他方、水ドロップアウト流の残りの部分は、熱交換器７２０を用いて冷却されて冷却ユニット１３４に再循環されるのが良く、それにより圧縮排ガス流１３６の一層の冷却が可能である。１つ又は２つ以上の実施形態では、熱交換器７２０は、所要の冷却をもたらすために海水を利用する。同じ又は他の実施形態では、熱交換器７２０の下流側に設けられた冷水（チルドウォーター）冷却器（図示せず）によって追加の冷却を提供するのが良い。その目的は、グリコール脱水を採用した場合に冷却ユニット１３４内で生じる脱水と関連した温度上昇を抑制することにある。このように、冷水冷却器の使用は、プロセスの脱水部分に供給されるガスの温度を低下させることによって再循環排ガス温度を同様に減少させ、ブロワ及び主圧縮機の電力消費量を減少させるので望ましい場合がある。当業者の認識するところによれば、冷水冷却器の使用は、図７Ａに示された形態だけでなく、図８及び図９に示された形態を含むグリコール脱水を採用した任意の形態及び任意他の脱水システムにおいて望ましい場合がある。

冷却ユニット１３４は、グリコール吸収区分７１０を更に備えている。１つ又は２つ以上の実施形態では、グリコール吸収区分は、吸収塔又はコラム、例えばトレイ塔又は充填塔である。圧縮排ガス流を水でいったん冷却すると、ガスは、冷却ユニット１３４のグリコール吸収区分７１０に入り、ここで、排ガス中の水蒸気がグリコールに吸収される。その結果生じる冷却状態の再循環ガス流１４０は、グリコールによって少なくとも部分的に脱水されており、このような冷却再循環ガス流１４０は、冷却ユニット１３４を出て主圧縮機１０４に差し向けられる。グリコールが排ガスからの水をいったん吸着すると、グリコールは、リッチ（濃厚）グリコール流７１２を経てグリコール吸収区分７１０から取り出されて真空再生システム７５０に差し向けられる。

真空再生システム７５０内では、リッチグリコール流７１２が交差型交換器７２２内で加熱されてグリコール再生塔７３０に送られ、ここで、グリコールが熱的に再生される。再生器オーバーヘッド流７３６がグリコール再生塔７３０の頂部を出、他方、再生されたグリコール流７３２がこのような塔の底部を出て再沸器７３４に差し向けられる。再沸器７３４からのグリコール蒸気流７３３がグリコール再生塔に戻され、リーン（希薄）グリコール流７１４が交差型交換器７２２及びオプションとしての１つ又は２つ以上の熱交換器７２０中に差し向けられ、その後、グリコール吸収区分７１０に戻される。再生器オーバーヘッド流７３６は、水蒸気及び幾分かの残留排ガスを含んでおり、このような再生器オーバーヘッド流は、予備凝縮冷却ユニット７６０内で冷却されて第１の分離器７４０に差し向けられ、ここで、オーバーヘッド流中の相当量の水が除去され、このような水は、水パージ流７４２を経てシステムを出る。排ガスは、流れ７４４を経て第１の分離器７４０を出て蒸気エジェクタ７７０に差し向けられる。蒸気エジェクタ７７０内において、高圧状態の蒸気が排ガス流７４４を引き込む真空を生じさせる。蒸気エジェクタ７７０は、低圧蒸気、中圧蒸気又は高圧蒸気を利用することができ、このような蒸気エジェクタは、単一段エジェクタであっても良く、多段エジェクタであっても良い。変形例として、図７Ａには示されていない１つ又は２つ以上の実施形態では、真空再生システム７５０内に所望の真空レベルを生じさせるために蒸気エジェクタに代えて真空ポンプを用いても良い。

エジェクタ出口流７６２は、排ガス及び水蒸気を含み、このようなエジェクタ出口流は、エジェクタ７７０を出てアフタークーラ冷却ユニット７６０内で冷却され、その後第２の分離器７４０内で分離され、それにより原動力となる蒸気がエジェクタから除去されると共に任意他の残留水がエジェクタ出口流から除去される。冷却ユニット７６０は、真空再生システム７５０の温度要件及び他のパラメータに応じて空気冷却器又は水冷却器であるのが良い。本発明の１つ又は２つ以上の実施形態では、予備凝縮器冷却ユニット及びアフタークーラ冷却ユニット前後の圧力降下は、約２ｐｓｉ以下、約１．５ｐｓｉ以下、約１ｐｓｉ以下又は約０．５ｐｓｉ以下である。分離器７４０は、排ガスから水を除去するよう設計された任意形式の分離ユニットであって良く、例えば、凝縮器、重力分離装置、還流ドラム等である。第２の分離器７４０内のエジェクタ出口ガスから除去された水は、水パージ流７４２を経てシステムから除去され、他方、結果として生じる乾燥状態の排ガスは、分離器を出て流れ７４８によりブロワ１４２の上流側の箇所に再循環される。１つ又は２つ以上の実施形態では、水パージ流７４２は各々、０．５ｐｐｍｖ（体積を基準とした１００万当たりの部）未満、０．２５ｐｐｍｖ未満又は０．１ｐｐｍｖ未満のグリコール濃度を有する。

再生グリコール流７３２を再沸する温度要件は、作動大気圧状態では、３００°Ｆ（１４８．９℃）を超える。したがって、１つ又は２つ以上の実施形態では、再生システム７５０及び特にグリコール再生塔７３０を真空条件下で作動させることが望ましい。このように、低レベル廃熱を用いて蒸気ではなくグリコールを再生させることができる。グリコール再生塔７３０内の圧力を減少させると、水を蒸発させてグリコールから除くのに必要な再沸器温度も又減少し、その間、熱デューティは、比較的一定のままである。したがって、真空圧力は、利用可能な外部熱源の温度（塔設計の限度内）、真空発生装置のパラメータ及び利用可能なオーバーヘッド冷却温度に基づいて選択可能である。

図７Ｂは、熱交換器進入温度が１８°Ｆ（−７．８℃）であることを仮定して、ＴＥＧ再生塔の圧力と外部再熱器熱源の温度との対応関係を示している。図７Ｃは、この場合も又熱交換器進入温度が１８°Ｆであることを仮定して、外部熱源温度とＴＥＧ再生塔真空圧力との間の関係及びこれが２つの互いに異なる予備凝縮器オーバーヘッド冷却温度についてエジェクタの蒸気負荷にどのように関連しているかを示している。図７Ｃに示されている「予想最適値」は、必要な真空に達するのに必要な外部熱源温度とエジェクタ蒸気負荷との間のバランスを示している。曲線に沿って更に左側に進むことにより、低い熱源温度を用いることができるが、同一のオーバーヘッド冷却温度ではより大きなエジェクタ蒸気負荷が必要になる。

図８は、システム８００として具体化された前述の低エミッション動力発生システム１００の別の実施形態を示している。図８は、図１及び図７を参照すると最も良く理解できる。システム８００は、図７Ａに記載されているシステム７００と同様、再循環排ガス流中の酸性水滴の生成を減少させ又はなくすためにグリコール脱水方式を備えている。しかしながら、別個の真空再生システムに代えて、図８のシステム８００は、冷却ユニット１３４内に設けられていて、グリコールを再生させるよう圧縮排ガス流１３６の過熱を用いるグリコール再生区分７３０を備えている。このように、システム８００の外部加熱デューティが減少する。ただし、熱交換器７２０を介して幾分かの追加の加熱が依然として必要な場合がある。

グリコールを再生させるために冷却ユニットへの過熱入口ガスを用いることによりシステム８００の外部加熱デューティが減少するが、これにより、潜在的に受け入れることができないほどのグリコール損失も又生じる。再生区分７３０内の蒸発グリコールは、冷却ユニット１３４の冷却区分中に直接運び込まれ、ここで、このような蒸発グリコールを凝縮させて水ドロップアウト流７０２中に除去することができる。補充グリコールの供給と関連した結果として生じるコストにより、図８に示されている形態がある状況では望ましくないものになる場合がある。これら潜在的なグリコール損失に取り組む一手法が図９に示されており、図９は、システム９００として具体化された図１の低エミッション動力発生システム１００の別の実施形態を示している。図９は、図１、図７及び図８を参照すると最も良く理解できる。システム９００は、図８に記載されたシステム８００と同様、再循環排ガス流中における酸性水滴の生成を減少させ又はなくすためにグリコール脱水方式を備えると共に冷却ユニット１３４内にグリコール再生区分７３０を備えている。しかしながら、更に、図９のシステム９００は、グリコール再生区分７３０と冷却ユニット１３４内の冷却区分との間にデスーパーヒーティング（過熱低減）区分９１０を備えている。デスーパーヒーティング区分９１０は、排ガスを水飽和温度又はほぼ水飽和温度に冷却し、グリコールの大部分を凝縮させ、このようなグリコールは、凝縮グリコール流９１２を経てデスーパーヒーティング区分９１０から除去されてリーングリコール流７１４に加えられる。このような形態では、デスーパーヒーティング区分９１０は、多量の水がグリコールと一緒に凝縮することがないよう制御されるべきである。本発明の１つ又は２つ以上の実施形態では、図９に示されているシステム９００のブロワ１４２から主圧縮機１０４の入口までの全圧力降下は、約２．０ｐｓｉ以下、約１．５ｐｓｉ以下又は約１．０ｐｓｉ以下である。

当業者であれば理解されるべきこととして、グリコール脱水方式は例示であり、これを図７Ａ、図８及び図９を参照して説明したが、本発明では任意適当な脱水方法を採用することができ、これは、本発明の範囲に含まれると考えられる。例えば、モルシーブ（mole sieve）又はメタノールを採用した脱水方法を本明細書において説明したグリコール脱水方式に代えて使用することができる。

再循環排ガス流中における酸性水滴の生成を減少させ又はなくすのに有効な場合のある別の形態が図１０に示されており、図１０は、システム１０００として具体化された図１の低エミッション動力発生システム１００の別の実施形態を示している。図１０は、図１を参照すると最も良く理解できる。図７〜図９の形態とは異なり、図１０のシステム１０００は、排ガスの脱水方式を採用しておらず、これとは異なり、冷却された再循環ガス流１４０の温度について所望の露点マージンを達成するために冷却ユニット１３４を横切って供給物／流出物交換器５０を備えている。１つ又は２つ以上の実施形態では、冷却再循環ガス流の所望の露点マージンは、このガスの露点よりも約５０°Ｆ（１０℃）高く、約４５°Ｆ（７．２℃）高く、約４０°Ｆ（４．４℃）高く、約３５°Ｆ（１．７℃）高く、約３０°Ｆ（−１．１℃）高く、約２５°Ｆ（−３．９℃）高く、約２０°Ｆ（−６．７℃）高く或いは約１５°Ｆ（−９．４℃）高いのが良い。図１０に示された構成の結果として、グリコール脱水方式を使用する実施形態と比較して、排ガス温度が高いのでブロワ１４２及び主圧縮機１０４の電力消費量が増大する場合がある。しかしながら、システム１０００の利点は、この形態により所要の機器の量が少なくなり、その結果、システムの資本費が少なくなり且つシステムの複雑さが少なくなる。

実施例１
低エミッションタービンの排ガス再循環回路を変化させるための研究を行った。図１〜図６に対応した幾つかの形態をシミュレートし、結果が表１に記録されている。シミュレーション及び対応の結果は、酸化剤として空気を用いるフレーム９ＦＢ燃焼タービン発電機（ＣＴＧ）を利用した単一トレーンケースに基づいている。主空気圧縮機（ＭＡＣ）は、単軸機械であることを前提としている。

以下の仮定を実施例１の状況の全てに関して用いた。ＭＡＣのポリトロピック効率をこれが９１％であると仮定し（圧縮機なし曲線がシミュレーションにおいて用いられた）、排ガスブロワのポリトロピック効率をこれが８８．６％であると仮定した。燃焼器出口温度及び膨張機入口温度をこれがそれぞれ３２００°Ｆ（１７６０℃）及び２６００°Ｆ（１４２６．７℃）であると仮定した。最小ＤＣＣ出口温度をこれが１００°Ｆ（３７．８℃）であると仮定した。煙道ガスバッテリ制限圧力をこれが１９００ｐｓｉｇであると仮定した。

再循環圧縮機圧力比及び再循環圧縮機出口体積に基づく相関関係を用いてＣＴＧ性能を予測した。予測性能を保証することは、ＣＴＧの既知の能力の範囲内であり、以下のＣＴＧ限度、即ち、最大膨張機動力＝５８８．５ＭＷ、最大シャフト結合トルク（蒸発器動力−圧縮機動力）＝３２０ＭＷ、最大膨張機出口マッハ数＝０．８、最大圧縮機入口マッハ数＝０．６、最小圧縮機出口流量＝停動を阻止するための毎分当たりの１２６，５００実立方フィート（ａｃｆｍ）（３，５８２ｍ³）（冷却剤を除去した後の圧縮機出口流量）を維持した。

シミュレーション結果が以下の表１に記載されている。
表１

表１に示されているように、比較のために基本ケースとして第１の形態を用いて以下の結果を観察した。図２の形態は、蒸気タービン発電機（ＳＴＧ）の電力生産量を約２ＭＷ増大させている。しかしながら、この利益は、高い吸い込み温度と関連したＥＧＲブロワの高い電力消費量によって相殺されていると言える。熱消費量、電力エクスポート及び不活性ガス生成物は、図１と本質的に同一である。図３の形態は、ＥＧＲブロワ電力消費量を約１ＭＷ減少させている。図４の形態では、ＥＧＲブロワの吸い込み温度及びかくしてブロワ電力消費量は、ＨＲＳＧ内の冷却水に対して煙道ガスを冷却することによって減少している。ＤＣＣ水循環量も又、冷却デューティを軽減すると低い。正味の効果は、システム熱消費量に関して１％未満の減少である。ＨＲＳＧの後部への冷却水コイルの付加により、凝縮する酸性水を取り扱うために高い金属学的性質の材料を採用するのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、ＨＲＳＧは、凝縮液のドレーンを有するのが良い。

図５及び図６の構成では、ＥＧＲブロワの吸い込み温度及びかくして相対ブロワ電力消費量は、煙道ガスをＨＲＳＧ内で海水に対して冷却することによって減少する。排ガスを冷却するために水をポンプ輸送することと関連した電力も又、図１と比較して減少している。正味の効果は、システム熱消費率の０．５％未満の減少である。図６の場合、主圧縮機に入る過熱ガスの使用により、ＤＣＣに関して潜在的なコスト節約が得られる。

表１に示されている全体的結果の示すところによれば、図１〜図６に示されているオプションは、システム熱消費率に対する影響が僅かである。しかしながら、ＤＣＣをなくすことを考慮したオプションは、実質的な資本費節約をもたらすことができる。特に、ＤＣＣをなくす一方で主圧縮機への過熱ガスを依然として提供するオプションであれば、どのようなオプションであっても実質的な資本費を節約することができる。コスト節約の可能性がブロワ圧縮により提供される過熱（約２５°Ｆ）が許容可能である場合に高められる。もしそうでなければ、大型の低圧ガス熱交換器の追加を利用すると、ガス露点から４０°Ｆのマージンを達成することができる。

実施例２
低エミッションタービンの排ガス再循環回路を変化させる第２の研究を行った。図７〜図１０に対応した幾つかの構成をシミュレートし、結果が表３に図１の構成を備えた基本ケースとの比較結果と共に記録されている。シミュレーション結果及び対応の結果は、酸化剤として空気を用いるフレーム９ＦＢ燃焼タービン発電機（ＣＴＧ）を利用した単一トレーンケースに基づいている。主空気圧縮機（ＭＡＣ）は、単軸機械であることを前提としている。

表２に記載された以下の追加の仮定が図２のシミュレーションの全てに用いられた。
表２

上述の仮定に加えて、真空再生の場合においては、蒸気エジェクタ前に冷却及び分離を行うことによって凝縮可能なガスを除去し、この蒸気エジェクタが段間凝縮器なしの単段エジェクタであるということも又前提条件とした。蒸気エジェクタのレートは、デフレート（DeFrate），ホール（Hoerl），ケミカル・エンジニアリング・プログレス（Chem. Eng. Prog.），第５５巻，シンポジアム・シリーズ２１（Symp. Ser. 21），１９５１年，ｐ．４６によって公表された設計曲線に基づいていた。

ケース特有の変数を修正した後、煙道ガス流量、空気流量、稀釈剤流量及びＤＣＣ出口温度／圧力を調節してそれぞれ１．１２２×１０⁶ａｃｆｍ及び３．８６５×１０⁶ａｃｆｍのＥＧＲ圧縮機及び膨張機体積限度を達成した。これに続き、蒸気流量を調節して一貫したＨＲＳＧ温度方式及び約２００°ＦのＨＲＳＧからの煙道ガス出口温度を達成した。

再生区分へのリッチＴＥＧの入口温度を調節し、ついには、特定のＴＥＧレートに所望の露点を達成するようにすることによってデスーパーヒータのあるなしを問わず一体型再生脱水の場合を解決した。デスーパーヒータを備えた場合では、水の流れの冷却を用いてデスーパーヒータ出口温度を制御してこれが露点よりも５°Ｆ高い温度になるようにした。再循環排ガス組成物が変化するにつれてＥＧＲ圧縮機に戻る脱水ガスを積算するために多くの繰り返しが必要である。

開始再沸器温度を選択し、次に真空圧力を調節して特定のＴＥＧレートに所望の露点を達成することによって真空再生脱水ケース（即ち、別個の再生塔を備えているケース）を解決した。変形例として、開始真空圧力を選択し、次に再沸器温度を調節して所望の露点温度を達成した。真空圧力をいったん求めると、この真空圧力を達成するのに必要な蒸気の量を計算しなければならない。最適単段エジェクタの設計曲線を用いて、蒸気同伴比を求めて所望の圧縮度を達成する。この蒸気流れをＨＲＳＧからのデビット及びオーバーヘッド流へのクレジットとしてシミュレーションに組み込まれる。再循環排ガス組成が変化するにつれてＥＧＲブースタへの非凝縮再生オーバーヘッドの戻りとＥＧＲ圧縮機への脱水ガスの戻りの両方を積算するために多くの繰り返しが必要である。

シミュレーション結果が表３に記載されている。
表３

オーバーヘッド冷却温度及び蒸気エジェクタが適切に選択されている限り、全体的シミュレーションは、再生塔の特定の真空圧力によっては一般に不変である。したがって、表３に見受けられる電力サイクルデータは、再生オーバーヘッド冷却及び外部熱源温度とは無関係に当てはまる。真空圧力、外部熱源温度及びオーバーヘッド冷却温度の選択は、別々に実行される。

表３に示されているように、システム熱消費率は、評価された構成の全てにおいてＴＥＧ脱水方式の使用によっては大きな影響を受けない。冷却ユニットオーバーヘッドを冷却するために用いられる冷水を使用した図７Ａのケースを除き、評価される脱水形態の全ての熱消費率は、脱水方式なしで基本的ケース（図１）から約１．４％未満のばらつきがある。最も大きなばらつきは、高いＴＥＧレートの場合に見受けられる。

脱水及び関連のＴＥＧ流量の全体的効果が表４にまとめられている。

ＴＥＧ脱水方式を採用したケースでは、脱水吸収器前後のガス温度上昇は、主圧縮機の入口温度を増大させ、その結果、追加の電力消費量及び高い毎分の入口実立方フィート（ａｃｆｍ）が得られる。主圧縮機入口ａｃｆｍ限度に適合するためには、高い入口温度が必要である。これにより、この圧力を提供する排ガスブロワの電力消費量が増大する。

温かい排ガスを再循環させるのに電力消費量を増大させるが、これは、圧縮前の排ガスからの水の除去並びに燃焼器内で着火する燃料ガスを少なくすることによって相殺される。水除去が循環中の流体の密度を増大させ、それにより燃焼タービン発電機（ＣＴＧ）の電力及び熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）デューティが増大する。密度の増大は又、主圧縮機への入口ａｃｆｍを減少させ、これは、ガスを高い入口温度で又は温度上昇だけでは不十分である場合に低い入口圧力で提供することによってバランスが取られなければならない。再循環排ガスが温かいので、燃焼器内の温度に達するのに必要な燃料ガスは少ない。燃料ガスが少ないことにより、燃焼用空気圧縮機と燃料ガス圧縮機の両方の圧縮電力が小さくなるが、燃料ガス生産量が約１％低下する。この電力使用の減少並びに燃料ガス量の減少は、排ガスを再循環させる際の高い電力消費量を補償する。これらの作用効果をまとめて考慮すると、結果的に、ＴＥＧ脱水ではシステム消費率の実質的な変化を生じさせない。

ＴＥＧ脱水形態では、ＴＥＧが排ガス流から水を除去することによって露点抑制が達成される。更に、吸収器前後の圧力上昇も又生じ、これは、出口のところの露点を抑制するのを助ける。高いＴＥＧ流れのケースでは、熱の大部分は、ＴＥＧそれ自体により吸収され、その結果吸収器前後のガス温度上昇が小さくなる。このことは、温度上昇によって提供される露点抑制が小さいこと及びかくして追加の水がＴＥＧによって吸収されなければならないことを意味している。したがって、システム熱消費量は、水除去のメリットが大きくなると向上し、他方、主圧縮機入口温度が高い場合に必要な追加の電力が軽減される。電力発生変化率が最小限であるが、一般に、ＣＴＧ電力生産量と蒸気タービン発生器（ＳＴＧ）電力発生量の両方の僅かな増大が生じる。ＣＴＧ電力発生量の増大は、高い入口密度及びかくして膨張機を通るより多い質量流量の結果である。密度増大は、１つには、水含有量が少ないことによって説明されるが、再循環圧縮機からの高い圧力も影響している。

低いＴＥＧレートでのＳＴＧ電力発生量の増大は、ＨＲＳＧとパージガス廃熱ボイラの両方における高い蒸気発生量に起因している。ＨＲＳＧデューティは、ＨＲＳＧへの煙道ガスの高い温度及び高い質量流量に起因して増大する。全部合わせたパージガス廃熱ボイラデューティは、高いパージガス温度に起因して増大し、これは、低い流量に打ち勝つ。これらデューティの増大は、燃焼用空気ボイラ並びに真空再生ケースで用いられるエジェクタ蒸気のデューティの減少を相殺する。しかしながら、ＴＥＧレートが増大すると、エジェクタ蒸気使用量が増大し、他方煙道ガス及びパージガス温度が減少する。したがって、ＳＴＧ電力は、高いＴＥＧレートで減少し始める。ＴＥＧを２ガロン（１ガロンは、３．７９Ｌ）ＴＥＧ／ポンドＨ₂Ｏでポンプ輸送する際に必要な追加の電力は、約０．７ＭＷであり、５ガロンＴＥＧ／ポンドＨ₂Ｏでは、追加の電力は、約１．７ＭＷである。しかしながら、この電力消費量は、熱消費量に相当な影響を及ぼすわけではない。

特定の露点と関連したコストの差を評価するため、図７Ａ及び図８の構成例に関して２ガロンＴＥＧ／ポンドＨ₂ＯのＴＥＧレートにおいて３０°Ｆ及び４０°Ｆの露点マージンを評価した。露点マージンを減少させると、再循環中のＴＥＧから除去されなければならない水が少なくなり、それにより再沸器デューティ及びオーバーヘッド流量が減少する。真空再生塔の結果として生じる再沸器デューティは、１３％（３８ＭＭＢｔｕ／ｈｒ）だけ減少し、必要な外部加熱温度は、１９°Ｆだけ減少する。塔オーバーヘッド冷却デューティは、１９．８％（３９ＭＭＢｔｕ／ｈｒ）だけ減少し、リーンＴＥＧ冷却デューティは、１０．８％（２６ＭＭＢｔｕ／ｈｒ）だけ減少する。また、エジェクタ蒸気負荷が僅かに（３．３％）減少する。更に、吸収器内に除去される水が少ないと、吸収器内のガス温度上昇も又小さい。吸収器オーバーヘッド中のガス温度が低い場合、蒸発するＴＥＧが少なく、このようなＴＥＧは、ＤＣＣ上に運ばれる。したがって、ＴＥＧ損失は、３１％だけ減少する。

高いＴＥＧレート（ｇｐｍ／ポンドＨ₂Ｏ）は、脱水吸収器からのオーバーヘッド温度を減少させると共に吸収器オーバーヘッドからのＴＥＧの回復不可能な損失を減少させるが、外部廃熱及び冷却要件を増大させる。高いＴＥＧレートは又、除去されている水が多い場合、エジェクタ蒸気デューティ及び廃熱パージ量を増大させる。更に、別個の再生塔なしのケースでは、ＴＥＧは、ＤＣＣ一体化再生区分内で蒸発する。したがって、ＴＥＧレートを最小限に抑えることが好ましい場合がある。

ＴＥＧ脱水方式を採用する場合、ＴＥＧは、再循環中のガス中に見受けられる未反応酸素の存在下で劣化する場合があり、それにより有機酸生成が生じ、それによりＴＥＧのｐＨが返照する。その結果、このｐＨに減少の結果として生じる炭素鋼コンポーネントの腐食の促進の恐れがある。例えば、ＤＣＣオーバーヘッドからの同伴ＴＥＧを主圧縮機中に導入するのが良い。酸素劣化なしでＴＥＧ液滴のｐＨは、代表的には、約６．１である。ＴＥＧの酸素劣化が生じた場合、ＴＥＧ液滴のｐＨが減少するであろう。したがって、本発明の１つ又は２つ以上の実施形態では、抑制又は緩衝ＴＥＧ（例えば、ザ・ダウ・ケミカル・カンパニー（The Dow Chemical Co.）から市販されているNorkool Desitherm）を用いるのが良い。その目的は、この仕組みの結果としての腐食の恐れを減少させ又はなくすことにある。

本発明は、種々の改造及び変形形態で実施できるが、上述の例示の実施形態は、例示として示されているに過ぎない。本明細書において説明した実施形態の特徴又は形態はどれも任意他の実施形態と又は多数の他の実施形態（実行可能な程度まで）組み合わせ可能であり、このような全ての組み合わせは、本発明の範囲に含まれるものである。更に、本発明は、本明細書に開示した特定の実施形態に限定されるものではないことが理解されるべきである。確かに、本発明は、特許請求の範囲に記載された真の精神及び範囲に属する全ての変形例、改造例及び均等例を含む。

Claims (23)

1. 一体型のシステムであって、
   圧縮再循環流の存在下において１種類又は２種類以上の酸化剤及び１種類又は２種類以上の燃料を燃焼させるよう構成された燃焼チャンバを有し、前記燃焼チャンバは第１の放出物流を膨張機に差し向けてガス状排出物流を生じさせると共に主圧縮機を少なくとも部分的に駆動するガスタービンシステムを備え、
   前記１種類又は２種類以上の酸化剤及び前記１種類又は２種類以上の燃料は、実質的に化学量論的に燃焼され、
   前記一体形のシステムは、排ガス再循環システムを備え、
   前記主圧縮機は、前記ガス状排出物流を圧縮し、それにより圧縮された再循環流を生じさせ、
   前記排ガス再循環システムは、前記ガス状排出物流を受け入れてこれを冷却するよう構成された第１の冷却ユニットと、前記ガス状排出物流の圧力を受け入れてこれを増大させるよう構成された少なくとも１つのブロワと、前記ガス状排出物流を温度調整し、前記ガス状排出物流の露点を低下させ、冷却された再循環ガス状排出物流を前記主圧縮機に出力するように構成された第２の冷却ユニットと、前記第２の冷却ユニットを横切って設けられ、前記冷却された再循環ガスの温度を調節して前記冷却された再循環ガス状排出物流の所定露点マージンを達成するように構成された供給物／流出物交差型熱交換器と、を備え、
   前記第２の冷却ユニットは、冷却再循環ガスが少なくとも約８．２℃（１５°Ｆ）の露点マージンを有するように構成されている、
   ことを特徴とする一体型のシステム。
2. 前記第１の冷却ユニットは、第１の排熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）である、
   請求項１記載の一体型のシステム。
3. 前記第２の冷却ユニットは、前記少なくとも１つのブロワからの前記ガス状排出物流を受け入れるように構成されている、
   請求項１記載の一体型のシステム。
4. 前記第１の排熱回収蒸気発生器が、更に、冷却水コイルを備えている、
   請求項２記載の一体型のシステム。
5. 前記第２の冷却ユニットが、第２の排熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）を備えている、
   請求項３に記載の一体型のシステム。
6. 前記第２の排熱回収蒸気発生器が、冷却水コイルを備えている、
   請求項５記載の一体型のシステム。
7. 前記ガス状排出物流から水滴を除去するよう構成された分離器を更に備えている、
   請求項１に記載の一体型のシステム。
8. 前記分離器が、少なくとも１つのベーンパック、メッシュパッド、または他の曇り止め装置を備えている、
   請求項７記載の一体型のシステム。
9. 前記排ガス再循環システムは、前記少なくとも１つのブロアからの前記ガス状排出物流を受け入れ前記第２の冷却ユニットへの導入前に前記ガス状排出物流をさらに冷却するよう構成された第３の冷却ユニットを更に備えている、
   請求項７に記載の一体型のシステム。
10. 前記第２の冷却ユニットは、直接接触型冷却器（ＤＣＣ）区間を備えている、
    請求項３記載の一体型のシステム。
11. 前記排ガス再循環システムは、冷却された再循環ガス状排出物流を脱水するように構成されたグリコール脱水システムを備えている、
    請求項１記載の一体型のシステム。
12. 前記燃焼チャンバは、圧縮再循環流及び高圧流冷却剤流の存在下において１種類又は２種類以上の酸化剤及び１種類又は２種類以上の燃料を燃焼させるよう構成されている、
    請求項１記載の一体型のシステム。
13. 動力を発生させる方法であって、
    圧縮再循環排ガスの存在下で少なくとも１種類の酸化剤及び少なくとも１種類の燃料を実質的に化学量論的に燃焼チャンバ内で燃焼させ、それにより第１の放出物流を発生させるステップと、
    前記排出物流を膨張機内で膨張させて主圧縮機を少なくとも部分的に駆動し、ガス状排出物流を生じさせるステップと、
    前記ガス状排出物流を排ガス再循環システムに差し向けるステップと、を備え、前記主圧縮機は、前記ガス状排出物流を圧縮し、それにより圧縮された再循環流を生じさせ、
    前記排ガス再循環システムは、
    前記方法は、前記ガス状排出物流を前記第１の冷却ユニット内で冷却するステップと、
    前記ガス状排出物流の圧力を前記少なくとも１つのブロワ内で増大させるステップと、
    前記ガス状排出物流を前記第２の冷却ユニット内で更に冷却するステップと、
    前記第２の冷却ユニットにより前記ガス状排出物流の露点を低下させるステップと、
    前記主圧縮機に差し向けられる冷却状態の再循環ガス状排出物流を生じさせるステップと、を備え、
    前記第２の冷却ユニットを横切って設けられた供給物／流出物交差型熱交換器内での冷却された再循環ガス状排出物流の温度を調節することによって、少なくとも約８．２℃（１５°Ｆ）の露点マージンが冷却された再循環ガス内で達成される、
    ことを特徴とする方法。
14. 前記第１の冷却ユニットは、第１の排熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）である、
    請求項１３記載の方法。
15. 前記第２の冷却ユニットは、前記少なくとも１つのブロワからの前記ガス状排出物流を受け入れる、
    請求項１３記載の方法。
16. 前記第１の排熱回収蒸気発生器は、冷却水コイルを備えている、
    請求項１４に記載の方法。
17. 前記第２の冷却ユニットは、第２の排熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）を備えている、
    請求項１３に記載の方法。
18. 前記第２の排熱回収蒸気発生器は、冷却水コイルを備えている、
    請求項１７に記載の方法。
19. 前記排ガス再循環システムは、前記ガス状排出物流から水滴を除去するよう構成された分離器を更に備える、
    請求項１３に記載の方法。
20. 前記分離器が少なくとも１つのベーンパック、メッシュパッドまたは他の曇り止め装置を備えている、
    請求項１９に記載の方法。
21. 前記第２の冷却ユニットは、直接接触型冷却器（ＤＣＣ）区間を備えている、
    請求項１５に記載の方法。
22. 前記排ガス再循環システムは、冷却された再循環ガス状排出物流を脱水するグリコール脱水システムを備えている、
    請求項１３記載の方法。
23. 前記少なくとも１種類の酸化剤及び前記少なくとも１種類の燃料を前記圧縮再循環排ガス及び高圧流の存在下で前記燃焼チャンバ内で燃焼させる、
    請求項１３記載の方法。

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