KR20080041580A - 발전용 가스 터빈을 사용하는 발전 장치 및 이산화탄소배출을 줄이기 위한 방법 - Google Patents

발전용 가스 터빈을 사용하는 발전 장치 및 이산화탄소배출을 줄이기 위한 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR20080041580A
KR20080041580A KR1020070112512A KR20070112512A KR20080041580A KR 20080041580 A KR20080041580 A KR 20080041580A KR 1020070112512 A KR1020070112512 A KR 1020070112512A KR 20070112512 A KR20070112512 A KR 20070112512A KR 20080041580 A KR20080041580 A KR 20080041580A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
carbon dioxide
gas
flue gas
pressure compressor
gas turbine
Prior art date
Application number
KR1020070112512A
Other languages
English (en)
Other versions
KR101378195B1 (ko
Inventor
마티아스 핀켄라스
마이클 바틀렛
아르네 린젬
존 야콥센
Original Assignee
제너럴 일렉트릭 캄파니
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 제너럴 일렉트릭 캄파니 filed Critical 제너럴 일렉트릭 캄파니
Publication of KR20080041580A publication Critical patent/KR20080041580A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101378195B1 publication Critical patent/KR101378195B1/ko

Links

Images

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02GHOT GAS OR COMBUSTION-PRODUCT POSITIVE-DISPLACEMENT ENGINE PLANTS; USE OF WASTE HEAT OF COMBUSTION ENGINES; NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F02G3/00Combustion-product positive-displacement engine plants
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02CGAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/34Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02CGAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/04Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
    • F02C1/08Semi-closed cycles
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02CGAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/02Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using exhaust-gas pressure in a pressure exchanger to compress combustion-air
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02CGAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/30Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02CGAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/08Heating air supply before combustion, e.g. by exhaust gases
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2257/00Components to be removed
    • B01D2257/50Carbon oxides
    • B01D2257/504Carbon dioxide
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2258/00Sources of waste gases
    • B01D2258/01Engine exhaust gases
    • 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
    • Y02CCAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • 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
    • Y02TCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/12Improving ICE efficiencies

Landscapes

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

Abstract

발전 장치(10, 100) 및 이산화탄소 배출을 줄이기 위한 방법은 일반적으로 가스 터빈(12, 112)의 압축 경로 중에 재순환된 이산화탄소 풍부 배연의 일 부분을 추출하는 단계와, 분리 유닛(36, 136)에서 이산화탄소를 제거하는 단계를 포함한다. 이산화탄소 풍부 배연의 나머지 부분(즉, 상기 분리 유닛에 공급되지 않았던 재순환된 배연의 부분)은 추가 압축기 팽창기(48, 157)로부터의 신선한 공기와 혼합되어, 압축기 경로로 복귀된다. 결과적으로, 배연 재순환은 작동 유체 내에서의 이산화탄소 농도를 증가시켜, 이산화탄소 분압에 있어서의 추가적 증가를 야기한다. 이산화탄소의 농도 및 분압이 증가됨에 따라, 보다 낮은 에너지 제재가 이산화탄소를 제거하기 위해 인정된다. 또한, 감소된 체적은 작동 중에 이산화탄소 분리 유닛(36, 136)에 공급된다. 결과적으로, 분리 공정에 요구되는 에너지뿐만 아니라, 분리 설비(36, 136)의 크기가 감소될 수 있다.

Description

발전용 가스 터빈을 사용하는 발전 장치 및 이산화탄소 배출을 줄이기 위한 방법{POWER PLANTS THAT UTILIZE GAS TURBINES FOR POWER GENERATION AND PROCESSES FOR LOWERING CO2 EMISSIONS}
본 개시내용은 일반적으로 발전(發電)을 위해 화석 연료를 사용하는 발전 장치 내의 CO2 배출을 줄이기 위한 방법에 관한 것이다.
화석 연료를 사용하는 발전 장치로부터의 이산화탄소 (CO2) 배출은 교토 의정서와 같은 국내 및 국제적인 규제 및 유럽 연합의 배출권 거래제에 의해 점진적으로 규제화되고 있다. 이산화탄소를 배출하는 비용이 증가하면서, 이산화탄소 배출 감소는 경제적인 발전을 위해 중요한 요소가 되었다. 오늘날의 이산화탄소 제거 기술은 발전 장치의 대기 배연류의 이산화탄소 정화에 집중되며, 결과적으로 매우 크고, 고가이며, 에너지 집약적인 이산화탄소 제거 유닛을 필요로하게 된다.
가스 터빈 장치는 브레이튼 사이클 상에서 작동되며, 일반적으로 연소 챔버의 상류측 입구 공기를 가압하기 위해 압축기를 사용한다. 그 후, 연료가 도입되고, 터빈부를 통해 유입 및 확산하는 고온, 고압의 가스를 생성하도록 점화된다. 터빈부는 발전기 및 압축기 양자에 동력을 공급한다. 또한, 연소 터빈은 원유로부터 천연 가스에 이르기까지 광범위한 액체 및 가스 형태의 연료를 연소시킬 수 있다.
이러한 발전소로부터 발생되는 이산화탄소 배출량을 줄이기 위해 최근 들어 적용되는 3가지의 일반적으로 알려진 방법이 있다. 제 1 방법은 배기 가스로부터의 공기와의 연소 후에 이산화탄소를 포집하는 것으로서, 연소 동안 생성된 이산화탄소는 흡수 처리, 흡착 처리, 막(membrane), 다이어프램(diaphragm), 극저온 처리 또는 이들의 결합에 의해 배기 가스로부터 제거된다. 일반적으로 후-연소 포집(post-combustion capture)으로 불리는 이러한 방법은 통상적으로 발전소의 대기 배기 가스로부터의 이산화탄소 배출을 줄이는데 중점을 두고 있다. 제 2 방법은 연료의 탄소 성분을 줄이는 단계를 포함한다. 이 방법에 있어서, 연료는 연소에 앞서 먼저 H2 및 CO2로 변환된다. 따라서, 가스 터빈 내로의 진입에 앞서 연료의 탄소 성분을 포집하는 것이 가능하게 되고, 이에 따라 이산화탄소의 형성이 방지된다. 제 3 방법은 순산소 처리(oxy-fuel)를 포함한다. 이 방법에서, 순수 산소는 공기와 달리 산화제로서 사용되어, 결과적으로 이산화탄소 및 수증기로 이루어진 배연(flue gas)을 형성한다.
후연소 이산화탄소 포집 처리의 주된 단점은 배연 내의 낮은 이산화탄소 농도로 인해 이산화탄소 분압이 매우 낮아서(통상, 천연 가스 착화 발전 장치에 대해 체적비 3-4%), 이산화탄소를 제거하기 위해 고가의 대형 장비가 요구된다는 점이다. 비록, 굴뚝에서의 이산화탄소 농도 및 이로 인한 분압이, 가스 터빈의 압축기로의 배연의 부분적인 재순환에 의해 점진적으로 증대될 수는 있지만(이러한 관점에 대해서는, 예를 들어 미국 특허 제 5,832,712 호 참조), 여전히 매우 낮은 상태(약 체적비 6-10%)를 유지한다. 후-연소 포집의 형태를 암시하는 저 이산화탄소 분압 및 큰 가스 체적은 매우 크고 고가인 장비를 포함하여 이산화탄소 제거와 관련된 매우 높은 에너지 비용을 야기한다. 이러한 요소 모두는 발전 비용을 현저하게 증가시킨다.
따라서, 발전 장치로부터의 이산화탄소를 효과적으로 제거하기 위한 개선된 방법에 대한 요구가 대두된다.
본원에 개시된 내용은 발전을 위해 화석 연료를 사용하는 발전 장치에 있어서 이산화탄소 배출을 줄이기 위한 가스 터빈 및 방법을 적용하는 발전 장치에 관한 것이다. 가스 터빈을 포함하는 발전 장치에서 에너지를 발생시키는 방법은, 가스 터빈으로부터 배연을 생성하는 단계로서, 상기 가스 터빈이, 저압 압축기 및 고압 압축기를 포함하는 적어도 2단을 갖는 압축 섹션과, 상기 압축 섹션에 유동적으 로 결합되는 연소 섹션과, 상기 연소 섹션에 유동적으로 결합되는 팽창기를 포함하는, 상기 배연 생성 단계와; 상기 배연을 저압 압축기로 재순환시키는 단계와; 재순환된 배연의 일 부분을 이산화탄소 분리기로 전환시키고 나머지 부분을 고압 압축기로 전환시키는 단계와; 이산화탄소 희박 가스를 생성하기 위해 이산화탄소 분리기의 전환된 부분으로부터 이산화탄소를 분리하는 단계와; 재순환된 배연의 나머지 부분을 고압 압축기로 공급하는 단계를 포함한다.
이산화탄소 배출을 줄이기 위해 구성된 발전 장치는 적어도 2단을 갖는 압축 섹션으로서, 상기 적어도 2단의 압축 단계는 고압 압축기에 유동적으로 결합되는 저압 압축기를 포함하는, 상기 압축 섹션과; 압축 가스를 수용하기에 적합한 제 1 입구, 연료를 수용하기에 적합한 제 2 입구 및 고온의 배연을 배출하기에 적합한 출구를 구비하는 연소기; 및 고온의 배연을 수용하기에 적합한 입구 및 저압 압축기에 유동적으로 결합되는 출구를 갖는 주 팽창기 섹션과; 저압 압축기로부터 배연의 일 부분을 수용하기 위해 저압 압축기에 유동적으로 결합되는 이산화탄소 분배기로서, 추가의 팽창기에 공급되는 이산화탄소 희박 가스를 제공하며, 배연의 나머지 부분은 고압 압축기에 유동적으로 결합되는 저압 압축기를 통해 상기 고압 압축기에 직접 제공되는, 상기 분배기를 포함하는 가스 터빈을 포함한다.
다른 실시예에서, 이산화탄소 배출을 저감하도록 구성된 발전 장치는 적어도 2단을 갖는 압축 섹션으로서, 상기 적어도 2단의 압축 단계는 고압 압축기에 유동적으로 결합되는 저압 압축기를 포함하는, 상기 압축 섹션과; 고압 압축기로부터 압축 가스를 수용하기 위한 제 1 입구, 연료를 수용하기 위한 제 2 입구 및 고온의 배연을 배출하기 위한 출구를 구비하는 연소기와; 배출된 고온의 배연을 수용하기 위한 입구 및 저압 압축기에 유동적으로 결합되는 출구를 구비한 주 팽창기 섹션과; 이산화탄소 분리기로서, 배연의 일 부분을 처리하기 위해, 그리고 상기 분리기로부터 하류부측에 있는 가습기에 공급되어 가습화되고 회복된 배연을 생성하는 이산화탄소 희박 가스를 제공하기 위해 저압 압축기에 유동적으로 결합되며, 상기 가습화된 배연이 고압 압축기와 유체 연통하는 출구를 갖는 제 2 팽창기/압축기 유닛을 구동하고, 배연의 나머지 부분은 고압 압축기에 유동적으로 결합되는 저압 압축기를 통해 고압 압축기에 직접 제공되는, 상기 이산화탄소 분리기를 포함하는 가스 터빈을 포함한다.
또 다른 실시예에서, 발전 장치에 에너지를 발생하기 위한 방법은, 배연을 발생시키는 가스 터빈, 압축 섹션에 유동적으로 결합되는 연소 섹션 및 연소 섹션에 유동적으로 결합되는 팽창기를 포함하고, 상기 배연을 저압 압축기로 재순환시키는 단계와; 압축기의 하류에 있는 재순환된 배연의 일 부분을 이산화탄소 분리기로 전환하고 나머지 부분을 연소기로 전환하는 단계와; 이산화탄소 분리기 내의 배연의 전환된 부분으로부터 이산화탄소를 분리하여 이산화탄소 희박 가스를 생성하는 단계와; 재순환된 배연의 나머지 부분을 연소기로 공급하는 단계를 포함한다. 이러한 시스템은 적어도 2단의 압축 단계를 포함하는 가스 터빈과 함께 사용될 수 있으며, 본 실시예는 또한 단일 압축기 유닛과 함께 가스 터빈에 적용되어 압축기의 하류측에서 유체 추출 및 재-분사가 허용될 수 있다.
본 개시내용은 이러한 개시내용의 다양한 특징 및 이에 포함되는 예에 대한 이하의 상세한 설명을 참조하여 보다 용이하게 이해될 수 있다.
이제, 유사한 요소에 유사한 도면부호가 부여된 도면을 참조한다.
본 개시 내용은 발전용 가스 터빈을 사용하는 발전 장치에서 높은 압력 및 농도에서 이산화탄소의 분리에 의해 이산화탄소 배출을 줄이기 위한 방법을 제공한다. 이하 보다 상세하게 설명되는 바와 같이, 높은 가스 압력은 가스 터빈의 압축 경로 도중에 재순환된 이산화탄소 풍부 배연을 추출하여 얻어진다. 결과적으로, 배연 재순환은 작동 유체 내의 이산화탄소 농도를 증가시키며, 이는 이산화탄소 분압에 있어서의 추가적인 증가를 야기한다. 이산화탄소의 농도 및 분압이 증가됨에 따라, 보다 낮은 정도의 에너지 제재가 이산화탄소를 제거하도록 인정된다. 또한, 소정 압력에서 이산화탄소 분리에 의해, 처리될 체적 유동은 대기압 처리와 비교해서 현저하게 감소된다. 결과적으로, 분리 장비의 크기는 분리를 위해 요구되는 에너지와 더불어 감소될 수 있다. 또한, 이산화탄소 분압에 있어서의 현저한 증가는 이하 설명되는 바와 같이, 대안적인 이산화탄소 포집 방법, 예를 들어 흡착 및 막분리의 선택을 허용한다.
상기 방법에 있어서, 중간 냉각을 위해 가스 터빈으로부터 추출된 유체의 부분(예를 들어, 10 내지 70%)만이 이산화탄소 분리기로 통과되며, 나머지 부분은 고압 압축기 및 연소기로 복귀된다. 따라서, 가스 터빈 작동 유체 내의 이산화탄소의 분압은 증가하는 반면, 이산화탄소 분리기 내의 처리될 가스의 체적은 감소한다. 사이클 구성은 모든 사이클 배연이 이산화탄소 분리기를 통해 시스템으로부터 배출되고, 이는 최대 이산화탄소 포집(바람직하게는 80% 이상)을 제공하도록 이루어진다. 연소를 위한 신선한 공기는 별도의 압축기 유닛에서 가압되고, 압축기의 입구에서 가스 터빈 사이클로 진입한다. 이로써, 상기 분리기로 도입되기 전에, 재순환된 이산화탄소 풍부 배연의 희석이 방지된다. 신선한 공기를 가압하는데 요구되는 일을 최소화하기 위해, 이산화탄소 분리기로부터의 가압된 이산화탄소 희박 가스는 바람직하지만 필수적인 것은 아닌 것으로 공기 압축기에 기계적으로 연결되는 별도의 분리기를 통해 전달될 수 있다. 다양한 열회수 전략이 팽창기 내에서 발생되는 일을 최대화하기 위해 유리하게 사용될 수 있다. 예를 들어, 압축기를 떠나는 신선한 공기 흐름과 팽창기로 진입하는 세정된 배연 흐름 사이의 열 교환기가 사용될 수 있다. 유익한 대안적 구성에 있어서, 열회수를 위한 열 교환은 분리기에 공급되는 이산화탄소 풍부 배연과 분리기를 떠나는 이산화탄소 희박 배연 사이에서 발생할 수도 있다.
상기 방법의 변형에 있어서, 높은 가스 압력은 압축기 유닛의 하류측에서 재순환된 이산화탄소 풍부 배연을 추출함으로써 얻어진다. 결과적으로, 배연 재순환은 작동 유체 내의 이산화탄소 농도를 증가시키고, 이산화탄소 분압에 있어서의 추가적인 증가를 야기한다. 이산화탄소의 농도 및 분압이 증가함에 따라, 보다 낮은 수준의 에너지 제재가 이산화탄소를 제거하기 위해 인정된다. 또한, 소정의 압력에서의 이산화탄소 분리로 인해, 처리될 체적 유동은 대기압 처리와 비교하여 현저하게 감소된다. 결과적으로, 분리 설비의 크기는 분리에 필요로 되는 에너지와 더불어 감소될 수 있다.
이제 도 1을 참조하면, 가스 터빈(12)을 구비한 예시적인 발전 장치(10)가 도시된다. 가스 터빈(12)은 일반적으로 적어도 2단의 압축 단계[예를 들어, 고압 압축기(16)에 유동적으로 결합되는 저압 압축기(14)]를 임의적으로 포함하는 압축 섹션(13)과, 연소 챔버(18)와, 발전용 발전기(26) 및 압축기(14, 16)를 구동하기 위해 요구되는 에너지를 공급하기 위한 적어도 하나의 팽창기 섹션(21)[예를 들어, 연소 연기(fume)를 수용하기 위한 고압 팽창기(22) 및 고압 팽창기(22)로부터 하류측에 있는 저압 팽창기(24)]을 포함한다. 시동시, 압축 섹션(13)은 압축 유체, 예를 들어 공기 또는 산소 풍부 공기를 연소기(18)에 제공하며, 그 후 연료(20)와 혼합되어 수분과 이산화탄소를 포함하는 연기를 생성하기 위해 연소된다. 팽창기 배기 내의 에너지는 열회수 기초 사이클, 예를 들어 증기 랜킨 사이클에 사용되어, 효율, 예를 들어 열회수 및 증기 발전기(28)를 증가시키며, 이러한 열은 증기 형태로 회수된다. 가스 터빈 출구 유동은 전체 또는 일 부분이 재순환될 수 있다. 후자는 일시적인 작동(시동, 부하 변경, 정지)을 위해 사용될 수 있다. 이러한 경우에, 가스 터빈 배연을 떠나는 연기의 일 부분 또는 전체는 흘러 나가고 요구되는 일시적 작동을 위해 사용된다. 전술된 배연[도면부호(32)로 표시됨]은 먼저 냉각되어 응축기(30)에서 제거되는 액상 물을 형성한 후에 저압 압축기(14)로 재순환된다. 이러한 장치는 입자 및 가스 오염물질을 포집하기에 유리하도록 구성될 수 있다. 이하 보다 상세하게 설명되는 바와 같이, 배연 재순환(32)의 일 부분(34)(예를 들어, 10-70%)은 분리기(36)에서 가압 전달되며, 나머지 부분(38)은 고압 압축기(16) 및 연소기(18) 상에서 추가로 재생되어 작동 유체 내의 이산화탄소 농도를 추가로 증가시킨다.
작동 동안, 재순환된 배연(32)은 제 1 압축기(14)에서 약 2 내지 20 바아까지 압축된다. 이산화탄소 분배기(36)로 보내지는 압축 가스의 부분은 추가 열 교환기 또는 트림 냉각기(trim cooler)에 의해 임의적으로 냉각될 수 있다. 복귀 재순환되는 나머지 부분[흐름(38)]은 추가 압축기(48)를 통해 사이클로 진입하는 신선한 공기와 혼합된다. 이러한 혼합물은 중간 냉각기(51)에서 임의적으로 냉각된다. 중간 냉각의 기본적인 원리는 가스를 부분적으로 압축하여, 최종 압축이 실행되기 전에 요구되는 압력까지 상기 가스를 냉각하는[즉, 압축기(16)에서] 단계를 포함한다. 이러한 방식에 있어서, 중간 냉각기(51)는 압축 일을 줄이고, 이에 따라 주기적 공정의 출력이 증가된다. 이산화탄소 분리는 최종 압축에 앞서 실행된다. 임의적으로, 트림 냉각기(42)는 이산화탄소 분리를 위해 요구될 수 있는 온도 레벨까지 상기 가스를 냉각한다. 유리하게는, 중간 냉각된 개조형 기존 스크롤(scroll)이 사용되어 본 공정을 실행하기 위해 요구되는 가스 터빈 변형을 감소시킬 수 있다.
이산화탄소 분리기(36)를 떠나는 세정된 가스(44)는 팽창기(46)에서 팽창된다. 신선한 공기는 추가의 압축기(48)에 의해 공급되고, 재순환된 저압 배연부(38)와 혼합된다. 혼합된 가스는 중간 냉각(51)되며, 고압 압축기(16)에 공급된다. 팽창기 및 공기 압축기는 추가의 모터(M)를 구비한 압축기-팽창기 유닛에 결합될 수도 있다. 폐열을 회수하고, 압축기(16)를 구동하기 위한 동력을 줄이기 위해, 열 교환기(50)에서의 열 교환이 팽창기(46)로 진입하는 세정된 가스 흐름과 공 기 흐름 사이에서 발생할 수 있다. 대안적인 구성에 있어서, 열 회수(50)를 위한 열 교환이 저압 압축기(14)를 떠나는 이산화탄소 풍부 배연과 분리기(44)를 떠나는 이산화탄소 희박 배연 사이에서 발생할 수 있다.
전술된 바와 같이, 배연 재생 부분(34)은 전체 이산화탄소 분리 속도에 영향을 미치도록 사용될 수 있다. 유사한 이유로, 저압 압축기(14)로의 신선한 기류는 조절될 수 있다. 팽창기 유닛(46)의 상류측의 발화는 모터가 압축기(48)를 구동하는 것을 회피하도록 사용될 수 있다. 유닛을 구동하기 위해, 증기 터빈 또는 가스 터빈(12)을 구비한 통상의 샤프트가 사용될 수도 있다. 또한, 중각 냉각된 공기 압축기는 압축 일을 줄일 수 있다는 이유로, 사용될 수 있다. 압축기 중 하나의 하류측, 연소기, 이산화탄소 분리기(36)의 하류측 또는 팽창기 전체에 걸친 가스 가습화(예를 들어, 증기 또는 물분사를 통해, 또는 비-단열 포화 장치에서)는 출력 및 사이클 효율을 증대시킬 수 있을 뿐만 아니라, 추가 모터에 대한 필요성도 잠재적으로 회피할 수 있게 된다.
이러한 공정에서, 배연 이산화탄소 농도는 전통적인 후연소 이산화탄소 포집 공정에 비해 분리기에서 증가된다. 유사하게, 재생된 배연의 일 부분만이 분리기(36)로 유동하기 때문에, 그리고 현저하게는 배연이 소정의 압력에 있기 때문에, 분리기(36)로의 체적 유동은 대기적 이산화탄소 포집 적용예에 비해 현저하게 줄어든다. 예를 들어, 50% 배연 재생은 이산화탄소 농도를 효과적으로 2배 증대시킬 것이고, 압축은 2 내지 20배로 이산화탄소 분압을 증대시킬 것이다. 결과적으로, 이산화탄소 분배기의 에너지 요구사항 및 크기에 대한 요구사항은 줄어든다. 더 나아가, 고압 압축기(16)에 대한 감소된 입구 온도는 증대된 질량 유량을 허용하여 결과적으로 보다 높은 특정 동력을 야기한다. 일반적으로, 이산화탄소 분압에 있어서의 현저한 증가는 대안적인 이산화탄소 포집 방법, 예를 들어 이하 설명되는 바와 같은 흡착 및 막분리와 같은 방법의 선택을 허용한다.
도 2는 발전 장치(100)에 대한 대안적인 실시예를 도시한다. 이러한 실시예에서, 이산화탄소 희박 가스는 내부 열 회수 사이클에 사용된다. 이산화탄소 희박 가스는 주 가스 터빈 출구 흐름에 대해 만회된다. 임의적으로, 이산화탄소 희박 가스는 가스를 포화시키기 위해 사이클로부터의 저온열을 사용하여, 이전에 가습화된다. 또한, 이는 사이클 내에 추가적인 내부 열 흡수원을 발생시킨다. 내부 열 회수 및/또는 가습화를 이용하는 잠재적인 효과는 전력 독립적 공기 압축기 및 증가된 출력이다. 임의적으로, 증기 기초 사이클은 크기에 있어서 감소될 수 있으며, 발전 장치로부터 제거될 수 있다. 제안된 발명은 압축기 전체에 있어서의 가스 추출에 의해 연결되는 2개 이상의 가스 터빈을 구비하는 구성을 포함한다. 막에 의한 이산화탄소 분리를 위해, 진공 펌프 또는 유사한 것이 막 침투측 상에서 사용되어 구동력을 증가시킬 수 있다.
발전 장치(100)는 적어도 2단의 압축 단계[예를 들어, 고압 압축기(116)에 유동적으로 결합되는 저압 압축기(114)]를 포함하는 압축기 섹션(113), 연소기 챔버(118), 및 요구되는 바와 같이 압축기(114, 116)와 발전기(126)를 구동하기 위해 요구되는 에너지를 제공하기 위한 적어도 하나의 팽창기 섹션(121)[예를 들어, 연소 연기를 수용하기 위한 고압 팽창기(122) 및 고압 팽창기(122)로부터 하류측의 저압 팽창기(124)]를 구비하는 가스 터빈(112)을 포함한다. 시동시에, 압축 섹션(113)은 압축 유체, 예를 들어 공기 또는 산소 풍부 공기를 연소기(118)에 공급하고, 그후에 연료(120)와 혼합되어 특히 물과 이산화탄소를 함유하는 배연을 생성하기 위해 연소된다. 배연은 복열 장치(150) 및 절약장치(152)에 공급되며, 여기서 열이 회수된다. 복열 장치(150)는 터빈 배기 흐름에서 폐열을 포집하여, 팽창기(148)로 진입하기 전에 이산화탄소 희박 배기를 예열하는 반면, 절약장치는 낮은 등급의 열을 포집하여 이산화탄소 희박 가스의 임의적인 가습화를 구동한다. 이전과 같이, 팽창기 섹션(121)으로부터의 배연은 완전히 또는 부분적으로 재순환된다. 부분적으로 재순환될 때, 가스 터빈 배연을 떠나는 배연의 부분은 빠져 나오고, 먼저 냉각되어 응축기(30)에서 제거되어 액상 물을 형성한 후에 일시적인 작동(시동, 부하 변경, 정지)을 위해 사용된다. 이러한 장치는 유리하게는 입자 및 가스 오염물질을 포집하도록 구성될 수 있다. 그 후에, 처리된 배연[도면부호(132)로 표시됨]은 저압 압축기(114)로 복귀 순환된다. 이하 보다 상세하게 설명되는 바와 같이, 배연 재순환의 일 부분(134)은 증가된 이산화탄소 분압으로 이산화탄소 분배기(136)로 보내지며(예를 들어, 10 내지 70%), 나머지 부분(138)은 고압 압축기(116) 및 연소기(118) 상에서 추가로 재생된다.
작동 동안, 재순환된 배연(132)은 제 1 압축기(114)에서 약 2 내지 20 바아로 압축된다. 이산화탄소 분배기(136)로 보내지는 압축 가스의 부분은 임의적으로 추가의 열 교환기 또는 트림 냉각기(142)에 의해 냉각될 수 있다. 복귀 재순환되는[흐름(138)] 나머지 부분은 추가적인 압축기 섹션(157)[2개 이상의 압축기(158, 156) 및 중간 냉각기(162)로 구성되는 임의적으로 중간 냉각된 추가 압축기 유닛임]을 통해 사이클로 진입되는 신선한 공기와 혼합된다. 재순환된 배연 및 신선한 공기의 혼합은 중간 냉각기(164)에서 임의적으로 냉각되며, 고압 압축기(116) 및 연소기(118)로 복귀 재생된다. 분리기(136)를 빠져 나오는 세정된 이산화탄소 희박 가스(144)는 가습화 타워(154)에서 임의적으로 가습화되어, 가습화 가스(155)를 제공하고 팽창기(148)에서 팽창된다. 팽창기(148)에 가습화된 이산화탄소 희박 가스(155)를 직접 도입함으로써, 팽창기(148)에 결합되는 압축기 섹션(157)의 작동을 위한 모터는 필요없게 되거나 최소화된다. 또한, 팽창기(148)는 필요하다면, 발전기(160)를 구동하기 위해 사용될 수 있다. 예를 들어, 도면부호(164, 152, 162)로부터의 저온 폐열이 이산화탄소 희박 가스의 가습화를 구동하기 위해 사용될 수 있다는 것이 명백하다. 이러한 낮은 등급의 에너지는 고온 가압 물의 형태로 가습화 타워로 전달되며, 이는 역류 형태로 이산화탄소 희박 가스를 가습화하며, 물 자체는 냉각된다. 이러한 방식에 있어서, 이러한 낮은 등급의 에너지의 사용은 내부 열 흡수원(즉, 타워로부터 배출되는 냉각수)을 생성함으로써 발전 장치(100)의 효율을 증대시킨다.
압축기 섹션은 임의적으로 고압 압축기(156)에 결합되는 저압 압축기(158)를 포함한다. 신선한 공기(또는 산소 풍부 공기)는 저압 압축기(158)에 공급되고, 고압 압축기(156) 내에서 추가로 가압된다. 임의적으로, 가스는 압축기 사이에 배치되는 중간 냉각기에서 냉각될 수 있다. 그 후에, 가스는 재순환된 저압 배연부(138)와 혼합되고, 고압 압축기(116)로 진입하기에 앞서 중간 냉각기(164)로 공 급된다. 임의적인 중간 냉각기에서 발생되는 고온수의 엔탈피는 통과하는 가스 또는 팽창기(48, 148)에 앞선 이산화탄소 희박 가스를 포화시키기 위해 사용될 수 있다.
유리하게는, 전술한 내부 열회수 공정에서 설명된 이산화탄소 희박 가스를 사용함으로써, 출력은 증대되고 압축기는 전력 독립적이다. 임의적으로, 종래의 증기 기반 사이클은 제거될 수 있으며, 또는 순 출력을 제공하는 결합 유닛(157, 148)을 구비하는 크기로 감소될 수 있다.
전술된 방법은 케이트사이클(GateCycle)로 설계되어 왔다. 이러한 시뮬레이션은 연소기로 복귀 재생하는 배연의 주요한 효과를 확인한다. 고압 압축기(116)로의 복귀 배연의 50%를 재생하는 경우에, 이산화탄소 분리기(136)에서 이산화탄소의 분리를 위한 구동력은 2배로 증가되고, 체적 유동은 절반이 되며, 따라서 관련된 자본 및 에너지 요구를 줄이게 된다. 체적 유동의 추가적인 감소 및 이산화탄소 분리기 유닛의 이산화탄소 분압의 증가 및 이에 따른 비용 및 에너지 요구의 감소는 소정의 압력에서 작동하는 이산화탄소 분리 유닛으로 인한 것이다. 또한, 사이클 구성은 통상의 작동에 있어서, 모든 사이클 배연이 이산화탄소 분리기를 통해 시스템을 빠져나가도록 이루어진다. 이는 최대 이산화탄소 포집(바람직하게는 80% 이상)을 보장한다. 또한, 연소를 위한 신선한 공기는 주 가스 터빈 유닛과 별도로 가압되고, 고압 압축기로의 입구에서 가스 터빈 사이클로 진입한다. 이는 분리기로의 도입 이전에 재순환된 이산화탄소 풍부 배기 가스의 희석을 방지한다. 신선한 공기를 가압하기 위해 요구되는 일을 최소화하기 위해, 제거 유닛으로부터 가압 된 이산화탄소 희박 가스는 공기 압축기에 기계적으로 연결된 별도의 팽창기를 통해 보내진다. 다양한 열 회수 전략이 팽창기에서 발생되는 일을 최대화하기 위해 사용될 수 있다. 예를 들어, 압축기를 떠나는 신선한 공기 흐름과 팽창기로 진입하는 세정된 배연 흐름 사이의 열 교환이있다.
전술된 모든 개념에 있어서, 분리 공정은 예를 들어, 아민 기반 용매(amine-based solvent) 등을 사용하는 화학적 흡수 공정을 포함할 수 있다. 종래 방식에 있어서, 작동 매체는 흡수 타워 내의 용매와 접촉을 이룰 수 있으며, 이산화탄소는 가스로부터 액상으로 변형되고, 이산화탄소 희박 가스가 나타난다. 대안적으로, 다이아프램(막)이 접촉 요소로서 작용할 수 있다. 이는 2개의 유동이 분리되어 유지되고, 가스 유동으로의 용매의 이동이 방지되어 터보기계가 보호된다는 이점을 갖는다. 추가로, 전체 크기, 중량 및 비용은 줄어들 수 있다. 흡수체 또는 다이아프램 유닛 및 이산화탄소 함유물로부터 유출되는 용매는 분리 컬럼에서 재발생되고, 재사용을 위해 재순환된다. 이산화탄소 분리 공정을 위한 다른 예로는 물리적 흡수, 화학적 및 물리적 흡수의 결합, 고체 상의 흡착 및 그들의 결합이 있다.
만약, 공기[40, 140 또는 진입(48, 158)]가 산소를 풍부하게 포함하고 있다면, 연소 공정을 위해 도입되는 공기의 체적은 감소되고, 이산화탄소의 증강은 개선된다는 점을 이해해야 한다. 따라서, 훨씬 낮은 가스의 유동이 분리기를 통해 지나게 된다.
예를 들어, 순산소 개념에 대해 본원에 개시된 고압 분리기 공정의 현저한 이점은 기존의 터보기계가 단지 약간의 변형만으로 사용될 수 있다는 점을 포함한 다. 이는 작동 매체의 특성이 기존의 가스 터빈의 것과 매우 유사하기 때문에 가능한 것이다.
16/116 또는 48/148 전의 가습화는 물분사, 증기 분사 또는 가습화 타워의 사용 중 어느 하나에 의해 실현될 수 있다. 이러한 3가지 방법 모두는 수증기의 추가에 의해 작동 매체로부터의 이산화탄소의 손실을 보상한다. 따라서, 각각의 팽창기를 통한 체적 유동이 증대되고, 보다 큰 동력이 발생하게 된다. 또한, 기존의 터보기계를 사용할 때, 팽창기의 입구에서의 소정의 설계 조건이 재설정될 수 있고, 공정의 성능이 개선될 수 있다.
도 3은 가스 터빈(202)을 포함하는 발전 장치(200)에 대한 대안적인 실시예를 도시한다. 가스 터빈(202)은 일반적으로 압축기(204), 연소 챔버(206), 및 압축기(204)와 발전기(210)를 구동시켜 발전하기에 필요한 에너지를 공급하기 위한 적어도 하나의 팽창기 섹션(208)을 포함한다. 일 실시예에서, 압축기(204)로부터의 압축 유동(212)은 2부분으로 분리되고, 그 중 제 1 부분(214)은 연소 챔버(206)로 안내되고, 제 2 부분(216)은 제 2 연소기(218)로 안내된다. 제 2 연소기(218)에서, 압축 유동(212)의 제 2 부분(216)은 추가 연료(220), 예를 들어 천연 가스로 연소된다. 이는 제 2 부분(216)의 산소 성분을 감소시키고, 이산화탄소의 농도를 최대화하기 위해 실행된다.
이산화탄소 풍부 흐름(222)은 제 2 연소기(218)에서 생성되며, 이산화탄소 포집 시스템(224)으로 안내되며, 여기서 이산화탄소(226)는 이산화탄소 풍부 흐름(222)으로부터 분리되고 이산화탄소 희박 흐름(228)이 추가적인 발전을 위해 제 2 터빈 시스템(230)으로 안내된다. 임의적으로, 상기 시스템은 복수의 열 교환 인터페이스를 포함할 수 있는데, 예를 들어 이산화탄소 풍부 흐름(222) 및 이산화탄소 희박 흐름(228)이 그 사이에서의 열 교환을 용이하게 하기 위해 열 교환기(232)를 통해 안내될 수 있다. 또한, 열 교환기(234)는 제 2 연소기(218) 내에 직접 통합되어 연소 가스와 이산화탄소 희박 흐름(228) 사이에서의 추가적인 열 교환을 제공하고, 또한 제 2 연소기 물질에 대한 냉각을 제공한다.
제 2 터빈 시스템(230)은 제 2 터빈(234) 및 제 2 압축기(236)를 포함한다. 이산화탄소 희박 흐름(228)은 제 2 터빈(234)으로 안내되고, 모터-발전기(238)를 통해 추가 동력을 발생시키도록 확장된다. 배기 가스(240)는 제 2 터빈(234)을 통한 확장후에 발생되며, 통상적으로 열회수 유닛(242)을 통해 유동한 후에 주변으로 배출되어 소정의 잔류열을 회수할 수 있다. 배기 가스(240)가 이산화탄소 포집 시스템(224)에서 이산화탄소의 상당한 부분을 제거하기 때문에, 배기(240)는 실질적으로 이산화탄소가 존재하지 않으며 환경적으로 안전한 형태로 대기로 방출될 수 있다.
공기(244)는 제 2 압축기(236)를 통해 안내되며, 압축기(236)는 통상적으로 터빈(234)에 의해 동력을 전달받아, 압축 공기 흐름(246)을 발생시킨다. 압축 공기 흐름(246)은 주 연료(248) 및 압축 유동(212)의 제 1 부분(214)과의 연소를 위해 연소 챔버(206)로 안내되며, 고온의 배연(250)을 생성한다. 고온의 배연(250)은 팽창기 섹션(208)에서 팽창되어 발전기(210) 및 팽창된 배기(252)를 통해 발전한다. 팽창된 배기(252)는 열회수 흐름 발전기(254)로 안내되어 증기(256) 및 냉 각된 팽창 배기 가스(258)를 생성한다. 흐름(256)은 팽창 및 추가 발전을 위해 흐름 터빈(260)으로 안내된다. 냉각된 팽창 배기 가스(258)는 압축기(204)로 안내된다. 팽창된 배기 가스(258)는 통상적으로 적절한 온도로 냉각되어 수분 제거를 가능하게 하고, 이 후 배기 가스가 압축되는 압축기(204)로 안내된다.
본 발명의 일 실시예에서, 연소 챔버(206)는 주 연소 영역(262) 및 부 연소 영역(264)을 포함한다. 일 실시예에서, 압축 공기(246) 및 주 연료(248)는 주 연소 영역(262)으로 안내되어 연소되고, 압축 유동(212)의 제 1 부분(214)은 부 연소 영역(264)으로 안내된다.
일 실시예에서, 촉매 연소 장치(도시되지 않음)는 이산화탄소 포집 시스템(224)으로 진입되기 전에, 이산화탄소 풍부 흐름(222)으로부터 산소를 제거하도록 사용될 수 있다. 일 부분 분리 방법은 산소의 감소된 분압으로부터 이익을 얻게 되는데, 예를 들어 이산화탄소 포집을 위해 사용되는 많은 용매는 산소의 분압에 대체로 비례하는 속도로 열등화된다. 따라서, 산소의 제거는 전체 시스템 효율에 있어서 이익을 제공할 것이다. 비록, 이러한 구성이 본 실시예에서 예시되지만, 이는 본 발명의 모든 실시예에 동등하게 적용될 수 있다.
본 상세한 설명은 최선의 형태를 포함하여 본 발명을 설명하기 위한 예들을 사용하며, 또한 당업자는 본 발명을 실시 및 사용할 수 있게 된다. 본 발명의 특허 가능한 범위는 특허청구범위에 의해 형성되고, 당업자가 도출해 낼 수 있는 다른 예들을 포함할 수도 있다. 이러한 여러 다른 예들은 만일 이러한 예들이 특허청구범위에 기재된 문맥적 설명과 상이하지 않은 구조적 요소를 갖거나, 또는 특허 청구범위의 문맥적 설명과 거의 차이가 없는 동등한 구조적 요소를 포함한다면, 특허청구범위의 범위 내에 존재하게 될 것이다.
도 1은 2단 압축 및 추출된 압축 가스의 부분 유동으로부터의 이산화탄소 분리 및 압축 중도에 재순환된 배연 및 공기로 구성되는 압축 가스의 재도입을 구비한 일 실시예에 따른 발전 장치의 개요도,
도 2는 2단 압축 및 이산화탄소 희박 가스 재생품을 사용하는 내부 열회수를 갖는 이산화탄소 분리를 구비한 다른 실시예에 따른 발전 장치의 개요도,
도 3은 압축기의 하류측에서 추출되는 재순환된 배기의 부분 유동으로부터의 이산화탄소 분리를 구비한 또 다른 실시예에 따른 발전 장치의 개요도.
도면의 주요 부분에 대한 부호의 설명
12: 가스 터빈 13: 압축 섹션
14: 저압 압축기 16: 고압 압축기
21: 팽창기 섹션 22: 고압 팽창기
36: 분리기 42: 트림 냉각기
44: 세정 가스 46: 팽창기
48: 추가 압축기 50: 열 교환기

Claims (10)

  1. 가스 터빈(12, 112)을 포함하는 발전 장치(10, 100)에서 에너지를 발생시키는 방법에 있어서,
    가스 터빈(12, 112)으로부터 배연(flue gas)을 발생시키는 단계로서, 상기 가스 터빈은 저압 압축기(14, 114) 및 고압 압축기(16, 116)를 포함하는 적어도 2단을 갖는 압축 섹션(13, 113)과, 상기 압축 섹션(14, 114)에 유체 결합되는 연소 섹션(18, 118)과, 상기 연소 섹션(18, 118)에 유체 결합되는 팽창기 섹션(21, 121)을 포함하는, 상기 배연 발생 단계와,
    상기 배연을 상기 저압 압축기(14, 114)로 재순환시키는 단계와,
    상기 압축 재순환 배연의 일 부분을 이산화탄소 분리기(36, 136)로 전환시키고, 나머지 부분을 고압 압축기(16, 116)로 전환시키는 단계와,
    상기 이산화탄소 분리기(36, 136) 내의 상기 전환된 부분으로부터 이산화탄소를 분리하여 이산화탄소 희박 가스를 발생시키는 단계와,
    상기 재순환된 배연 가스의 나머지 부분을 상기 고압 압축기(16, 116)로 공급하는 단계를 포함하는
    가스 터빈을 포함하는 발전 장치에서 에너지를 발생시키는 방법.
  2. 제 1 항에 있어서,
    상기 고압 압축기(16, 116)로 전환시키기 전에, 상기 재순환된 배연의 나머 지 부분과 신선한 공기를 혼합시키는 단계를 더 포함하는
    가스 터빈을 포함하는 발전 장치에서 에너지를 발생시키는 방법.
  3. 제 1 항 또는 제 2 항에 있어서,
    상기 재순환된 가스의 나머지 부분이 상기 고압 압축기(16, 116)로 진입하기 전에 중간 냉각기(51, 164)를 통해 유동하는
    가스 터빈을 포함하는 발전 장치에서 에너지를 발생시키는 방법.
  4. 제 1 항 내지 제 3 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 이산화탄소 분리기(36, 136)로 전환된 상기 배연의 부분은 상기 재순환된 배연의 약 10 내지 약 70%인
    가스 터빈을 포함하는 발전 장치에서 에너지를 발생시키는 방법.
  5. 제 1 항 내지 제 4 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 이산화탄소 분리기(36, 136) 내의 상기 전환된 부분으로부터 이산화탄소를 분리하는 단계는 이산화탄소의 50% 이상을 제거하는
    가스 터빈을 포함하는 발전 장치에서 에너지를 발생시키는 방법.
  6. 제 1 항 내지 제 5 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 가스 터빈(12, 112)으로부터의 배연 전체는 상기 이산화탄소 분리 기(36, 136)를 통해 상기 발전 장치(10, 100)로부터 배출되는
    가스 터빈을 포함하는 발전 장치에서 에너지를 발생시키는 방법.
  7. 이산화탄소 배출을 저감하도록 구성된 발전 장치(10, 100)에 있어서,
    고압 압축기(16, 116)와 유동적으로 연결되는 저압 압축기(14, 114)를 포함하는 적어도 2단을 갖는 압축 섹션(13, 113)과; 압축 가스를 수용하는 제 1 입구, 연료(20, 120)를 수용하는 제 2 입구 및 고온의 배연을 배출하는 출구를 갖는 연소기(18, 118)와; 상기 배연을 수용하는 입구 및 상기 저압 압축기(14, 114)와 유동적으로 연결되는 출구를 갖는 주 팽창기 섹션(21, 121)을 포함하는 가스 터빈(12, 112)과,
    상기 저압 압축기(14, 114)로부터 상기 배연의 일 부분을 수용하기 위해 상기 저압 압축기(14, 114)에 유동적으로 연결되고, 그 후에 추가 팽창기(48, 157)에 공급되는 이산화탄소 희박 가스를 제공하며, 상기 배연의 나머지 부분은 상기 고압 압축기(16, 116)와 유동적으로 연결되는 상기 저압 압축기(14, 114)를 통해 상기 고압 압축기(16, 116)에 직접 제공되는 이산화탄소 분리기(36, 136)를 포함하는
    이산화탄소 배출을 저감하도록 구성된 발전 장치.
  8. 제 7 항에 있어서,
    상기 저압 압축기(14, 114)로부터 상기 배연의 일 부분을 처리하기 위해 상기 이산화탄소 분리기(36, 136)와 상기 저압 압축기(14, 114) 사이에 열 교환 기(42, 142)를 더 포함하는
    이산화탄소 배출을 저감하도록 구성된 발전 장치.
  9. 제 7 항 또는 제 8 항에 있어서,
    상기 고압 압축기(16, 116)로의 도입 전에, 상기 재순환된 배연(32, 132)을 유동적으로 수용하고 냉각시키기 위한 중간 냉각기(51, 164)를 더 포함하는
    이산화탄소 배출을 저감하도록 구성된 발전 장치.
  10. 제 7 항 내지 제 9 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 가스 터빈(12, 112)을 적어도 하나의 추가 가스 터빈과 연결시키는 단계를 더 포함하는
    이산화탄소 배출을 저감하도록 구성된 발전 장치.
KR1020070112512A 2006-11-07 2007-11-06 가스 터빈을 포함하는 발전 장치에서 에너지를 발생시키는 방법 KR101378195B1 (ko)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/557,243 US7827778B2 (en) 2006-11-07 2006-11-07 Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions
US11/557,243 2006-11-07

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20080041580A true KR20080041580A (ko) 2008-05-13
KR101378195B1 KR101378195B1 (ko) 2014-03-26

Family

ID=39265193

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020070112512A KR101378195B1 (ko) 2006-11-07 2007-11-06 가스 터빈을 포함하는 발전 장치에서 에너지를 발생시키는 방법

Country Status (5)

Country Link
US (1) US7827778B2 (ko)
JP (1) JP5128243B2 (ko)
KR (1) KR101378195B1 (ko)
CN (1) CN101235752B (ko)
DE (1) DE102007053192B4 (ko)

Families Citing this family (148)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20140130670A1 (en) 2012-11-14 2014-05-15 Peter Eisenberger System and method for removing carbon dioxide from an atmosphere and global thermostat using the same
US20080289495A1 (en) 2007-05-21 2008-11-27 Peter Eisenberger System and Method for Removing Carbon Dioxide From an Atmosphere and Global Thermostat Using the Same
JP5419869B2 (ja) * 2007-06-22 2014-02-19 コモンウェルス サイエンティフィック アンドインダストリアル リサーチ オーガナイゼーション ガスストリームからアンモニア溶液へco2を移動するための改善された方法
CN104098070B (zh) 2008-03-28 2016-04-13 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
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
US20090301054A1 (en) * 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
CN102170957B (zh) * 2008-08-22 2015-07-22 联邦科学及工业研究组织 Co2耗尽的烟气的处理
DE102008041874A1 (de) * 2008-09-08 2010-03-11 Robert Bosch Gmbh Vorrichtung und Verfahren zum Betreiben einer Brennkraftmaschine, Computerprogramm, Computerprogrammprodukt
EA026915B1 (ru) 2008-10-14 2017-05-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способы и системы для регулирования продуктов горения
CH699804A1 (de) 2008-10-29 2010-04-30 Alstom Technology Ltd Gasturbinenanlage mit Abgasrückführung sowie Verfahren zum Betrieb einer solchen Anlage.
US20100170218A1 (en) * 2009-01-05 2010-07-08 General Electric Company Method for expanding compressor discharge bleed air
PL2411736T3 (pl) 2009-02-26 2019-11-29 8 Rivers Capital Llc Aparat i sposób spalania paliwa pod wysokim ciśnieniem i w wysokiej temperaturze oraz powiązana instalacja i urządzenie
US10018115B2 (en) 2009-02-26 2018-07-10 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
US8596075B2 (en) 2009-02-26 2013-12-03 Palmer Labs, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
EA025821B1 (ru) 2009-06-05 2017-02-28 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Топочная система и способы ее применения
EP2290202A1 (en) * 2009-07-13 2011-03-02 Siemens Aktiengesellschaft Cogeneration plant and cogeneration method
US20120174622A1 (en) * 2009-07-13 2012-07-12 Alstom Technology Ltd System for gas processing
CH701803A1 (de) 2009-09-03 2011-03-15 Alstom Technology Ltd Gasturbogruppe und Verfahren zum Betrieb einer solchen Gasturbogruppe.
US20110094230A1 (en) * 2009-10-27 2011-04-28 Matthias Finkenrath System and method for carbon dioxide capture in an air compression and expansion system
US8341964B2 (en) * 2009-10-27 2013-01-01 General Electric Company System and method of using a compressed air storage system with a gas turbine
US8689564B2 (en) * 2009-11-02 2014-04-08 Siemens Aktiengesellschaft Fossil-fueled power station comprising a carbon dioxide separation device and method for operating a fossil-fueled power station
MY158169A (en) 2009-11-12 2016-09-15 Exxonmobil Upstream Res Co Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CA2786010C (en) * 2010-01-25 2016-07-12 PFBC Environmental Energy Technology, Inc. Carbon dioxide capture interface and power generation facility
PL2563495T3 (pl) 2010-04-30 2020-05-18 Peter Eisenberger Metoda wychwytywania ditlenku węgla
US20110265445A1 (en) 2010-04-30 2011-11-03 General Electric Company Method for Reducing CO2 Emissions in a Combustion Stream and Industrial Plants Utilizing the Same
US9028592B2 (en) 2010-04-30 2015-05-12 Peter Eisenberger System and method for carbon dioxide capture and sequestration from relatively high concentration CO2 mixtures
CN103026031B (zh) * 2010-07-02 2017-02-15 埃克森美孚上游研究公司 低排放三循环动力产生系统和方法
WO2012003077A1 (en) * 2010-07-02 2012-01-05 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
CA2801492C (en) 2010-07-02 2017-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler
AU2011271636B2 (en) * 2010-07-02 2016-03-17 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
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
JP5906555B2 (ja) * 2010-07-02 2016-04-20 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 排ガス再循環方式によるリッチエアの化学量論的燃焼
WO2012018458A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for exhaust gas extraction
CN105736150B (zh) 2010-08-06 2018-03-06 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
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
US8869889B2 (en) 2010-09-21 2014-10-28 Palmer Labs, Llc Method of using carbon dioxide in recovery of formation deposits
US20120067054A1 (en) 2010-09-21 2012-03-22 Palmer Labs, Llc High efficiency power production methods, assemblies, and systems
JP5637808B2 (ja) * 2010-10-21 2014-12-10 株式会社東芝 二酸化炭素回収方法及び二酸化炭素回収型汽力発電システム
US8726628B2 (en) * 2010-10-22 2014-05-20 General Electric Company Combined cycle power plant including a carbon dioxide collection system
US20120102964A1 (en) * 2010-10-29 2012-05-03 General Electric Company Turbomachine including a carbon dioxide (co2) concentration control system and method
TWI563166B (en) * 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
US20140007590A1 (en) * 2011-03-22 2014-01-09 Richard A. Huntington Systems and Methods For Carbon Dioxide Capture In Low Emission Turbine Systems
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
TWI563164B (en) * 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated systems incorporating inlet compressor oxidant control apparatus and related methods of 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
TW201303143A (zh) * 2011-03-22 2013-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 低排放渦輪機系統中用於攫取二氧化碳及產生動力的系統與方法
KR101275685B1 (ko) * 2011-04-22 2013-06-14 한국에너지기술연구원 분리막을 이용한 연소배가스 처리시스템
US8671659B2 (en) * 2011-04-29 2014-03-18 General Electric Company Systems and methods for power generation using oxy-fuel combustion
EP2535101A1 (en) * 2011-06-13 2012-12-19 Alstom Technology Ltd Flue gas recirculation with CO2 enrichment membrane
WO2013003955A1 (en) * 2011-07-02 2013-01-10 Inventys Thermal Technologies Inc. System and method for integrated adsorptive gas separation of combustion gases
US8205455B2 (en) * 2011-08-25 2012-06-26 General Electric Company Power plant and method of operation
US20130084794A1 (en) * 2011-09-29 2013-04-04 Vitali Victor Lissianski Systems and methods for providing utilities and carbon dioxide
US20130095999A1 (en) 2011-10-13 2013-04-18 Georgia Tech Research Corporation Methods of making the supported polyamines and structures including supported polyamines
EA033615B1 (ru) 2011-11-02 2019-11-11 8 Rivers Capital Llc Комбинированный цикл регазификации топлива и производства энергии
EP2594746A1 (de) * 2011-11-17 2013-05-22 Siemens Aktiengesellschaft Gasturbinenkraftwerk mit einer Gasturbinenanlage und Verfahren zum Betreiben eines Gasturbinenkraftwerks
CN104428490B (zh) 2011-12-20 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 提高的煤层甲烷生产
CN107090317B (zh) 2012-02-11 2019-10-25 八河流资产有限责任公司 具有封闭的循环骤冷的部分氧化反应
US20130269355A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling an extraction pressure and temperature of a stoichiometric egr system
US20130269356A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a stoichiometric egr system on a regenerative reheat system
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US20130269360A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a powerplant during low-load operations
US20130269357A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a secondary flow system
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
EP2890885B1 (en) * 2012-08-30 2020-10-07 Enhanced Energy Group LLC Cycle turbine engine power system
US11059024B2 (en) 2012-10-25 2021-07-13 Georgia Tech Research Corporation Supported poly(allyl)amine and derivatives for CO2 capture from flue gas or ultra-dilute gas streams such as ambient air or admixtures thereof
EP2916933A1 (en) * 2012-10-31 2015-09-16 Membrane Technology and Research, Inc Sweep-based membrane gas separation integrated with gas-fired power production and co2 recovery
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
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
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US20140182305A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for a turbine combustor
US10215412B2 (en) 2012-11-02 2019-02-26 General Electric Company System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US9631815B2 (en) * 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9803865B2 (en) * 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10161312B2 (en) 2012-11-02 2018-12-25 General Electric Company System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10208677B2 (en) * 2012-12-31 2019-02-19 General Electric Company Gas turbine load control system
US9581081B2 (en) 2013-01-13 2017-02-28 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
WO2014133406A1 (en) 2013-02-28 2014-09-04 General Electric Company System and method for a turbine combustor
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
JP6143895B2 (ja) 2013-03-08 2017-06-07 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 発電及びメタンハイドレートからのメタン回収
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
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
JP6250332B2 (ja) 2013-08-27 2017-12-20 8 リバーズ キャピタル,エルエルシー ガスタービン設備
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
EA201691356A1 (ru) 2013-12-31 2016-11-30 Питер Айзенбергер Вращающаяся система для перемещения слоя со множеством монолитных слоев для удаления coиз атмосферы
US9504957B2 (en) 2014-01-06 2016-11-29 University Of Kentucky Research Foundation Flue gas desulfurization apparatus
US9957284B2 (en) 2014-01-10 2018-05-01 University Of Kentucky Research Foundation Method of increasing mass transfer rate of acid gas scrubbing solvents
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
TWI657195B (zh) 2014-07-08 2019-04-21 美商八河資本有限公司 加熱再循環氣體流的方法、生成功率的方法及功率產出系統
KR102445857B1 (ko) 2014-09-09 2022-09-22 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 동력 생산 시스템 및 방법으로부터 저압의 액체 이산화탄소의 생산
US11231224B2 (en) 2014-09-09 2022-01-25 8 Rivers Capital, Llc Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
MA40950A (fr) 2014-11-12 2017-09-19 8 Rivers Capital Llc Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie
US11686258B2 (en) 2014-11-12 2023-06-27 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
US10961920B2 (en) 2018-10-02 2021-03-30 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
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
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
US20160237904A1 (en) * 2015-02-13 2016-08-18 General Electric Company Systems and methods for controlling an inlet air temperature of an intercooled gas turbine engine
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
US20160273396A1 (en) * 2015-03-19 2016-09-22 General Electric Company Power generation system having compressor creating excess air flow and heat exchanger therefor
MY188544A (en) 2015-06-15 2021-12-21 8 Rivers Capital Llc System and method for startup of a power production plant
US10280760B2 (en) 2015-09-30 2019-05-07 General Electric Company Turbine engine assembly and method of assembling the same
US9863281B2 (en) 2015-12-08 2018-01-09 Esko Olavi Polvi Carbon dioxide capture interface for power generation facilities
BR112018016800A2 (pt) 2016-02-18 2018-12-26 8 Rivers Capital Llc sistema e método para produção de energia que inclui metanização
EA038390B1 (ru) 2016-02-26 2021-08-20 8 Риверз Кэпитл, Ллк Система и способ управления энергетической установкой
BR112019004762A2 (pt) 2016-09-13 2019-05-28 8 Rivers Capital Llc sistema e método para a produção de energia mediante o uso de oxidação parcial
WO2018208165A1 (en) * 2017-05-08 2018-11-15 Equinor Energy As Exhaust gas power and water recovery
KR102669709B1 (ko) 2017-08-28 2024-05-27 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 회수식 초임계 co2 동력 사이클들의 저등급의 열 최적화
DE102017120369A1 (de) * 2017-09-05 2019-03-07 Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR) Mikrogasturbinenanordnung und Verfahren zum Betreiben einer Mikrogasturbinenanordnung
US10830123B2 (en) * 2017-12-27 2020-11-10 Transportation Ip Holdings, Llc Systems and method for a waste heat-driven turbocharger system
US10914232B2 (en) 2018-03-02 2021-02-09 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production using a carbon dioxide working fluid
AU2018412443B2 (en) 2018-03-09 2024-02-08 Knut BØRSETH Carbon capture system comprising a gas turbine
CN110080843B (zh) * 2019-05-28 2023-11-10 西安热工研究院有限公司 一种超临界二氧化碳布雷顿循环工质净化系统及方法
CN110375330B (zh) * 2019-06-06 2020-10-13 清华大学 一种分级供氧燃烧室及燃气轮机分级供氧燃烧方法
US11193421B2 (en) 2019-06-07 2021-12-07 Saudi Arabian Oil Company Cold recycle process for gas turbine inlet air cooling
BR112022007588A2 (pt) 2019-10-22 2022-07-05 8 Rivers Capital Llc Esquemas de controle para o gerenciamento térmico de sistemas e métodos de produção de energia
GB201917011D0 (en) * 2019-11-22 2020-01-08 Rolls Royce Plc Power generation system with carbon capture
US20230417187A1 (en) * 2020-11-17 2023-12-28 University Of Florida Research Foundation Gas turbine inlet cooling for constant power output
NO347043B1 (en) * 2021-01-12 2023-04-24 Karbon Ccs Ltd Vessel with a Carbon dioxide Capture System
US11906248B2 (en) * 2021-07-13 2024-02-20 Pts Power Inc. Exhaust gas path heat energy utilization system and method
US20240009616A1 (en) * 2022-07-11 2024-01-11 Karbon CCS Ltd. Carbon capture system comprising a gas turbine with two burners

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4592204A (en) * 1978-10-26 1986-06-03 Rice Ivan G Compression intercooled high cycle pressure ratio gas generator for combined cycles
JPH0697571B2 (ja) * 1987-12-07 1994-11-30 信越化学工業株式会社 有機高誘電体
JPH04279729A (ja) * 1991-03-07 1992-10-05 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Co2回収ガスタービンプラント
US5490035A (en) * 1993-05-28 1996-02-06 The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration Cyanoresin, cyanoresin/cellulose triacetate blends for thin film, dielectric capacitors
NO180520C (no) * 1994-02-15 1997-05-07 Kvaerner Asa Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser
EP0946953A1 (en) * 1996-12-18 1999-10-06 Medtronic, Inc. High energy density capacitors and compounds for use in their preparation
US6256976B1 (en) * 1997-06-27 2001-07-10 Hitachi, Ltd. Exhaust gas recirculation type combined plant
NO990812L (no) * 1999-02-19 2000-08-21 Norsk Hydro As Metode for Õ fjerne og gjenvinne CO2 fra eksosgass
FR2825935B1 (fr) * 2001-06-14 2003-08-22 Inst Francais Du Petrole Generateur de puissance a faibles rejets de co2 et procede associe
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
US20040011057A1 (en) * 2002-07-16 2004-01-22 Siemens Westinghouse Power Corporation Ultra-low emission power plant
WO2004072443A1 (en) 2003-02-11 2004-08-26 Statoil Asa Efficient combined cycle power plant with co2 capture and a combustor arrangement with separate flows
CA2519145C (en) * 2003-03-18 2009-11-03 Fluor Corporation Humid air turbine cycle with carbon dioxide recovery
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
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
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

Also Published As

Publication number Publication date
DE102007053192A1 (de) 2008-05-08
JP5128243B2 (ja) 2013-01-23
KR101378195B1 (ko) 2014-03-26
US7827778B2 (en) 2010-11-09
DE102007053192B4 (de) 2019-03-14
US20080104958A1 (en) 2008-05-08
CN101235752B (zh) 2014-07-23
CN101235752A (zh) 2008-08-06
JP2008121668A (ja) 2008-05-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101378195B1 (ko) 가스 터빈을 포함하는 발전 장치에서 에너지를 발생시키는 방법
JP5043602B2 (ja) 二酸化炭素の単離を伴う発電用システム及び方法
US20080010967A1 (en) Method for Generating Energy in an Energy Generating Installation Having a Gas Turbine, and Energy Generating Installation Useful for Carrying Out the Method
JP4727949B2 (ja) ガスタービンを有するエネルギ発生設備にてエネルギを発生させる方法並びに該方法を実施するエネルギ発生設備
AU2012231387B2 (en) Methods of varying low emission turbine gas recycle circuits and systems and apparatus related thereto
EP1827656B1 (en) Method for removing and recovering co2 from an exhaust gas
JP4995822B2 (ja) ガスタービンによる二酸化炭素排出のないエネルギー生成
JP5100294B2 (ja) 発電プラントエミッションを低減するためのシステム
JP6147725B2 (ja) 低エミッションタービンシステムにおける二酸化炭素捕捉及び動力発生のためのシステム及び方法
US7895822B2 (en) Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
TWI564475B (zh) 低排放之三循環動力產生系統和方法
US6282901B1 (en) Integrated air separation process
US20090193809A1 (en) Method and system to facilitate combined cycle working fluid modification and combustion thereof
JP2004530097A (ja) Co2放出の少い発電機及び関連方法
JP2013533426A (ja) 炭素捕捉を有するジェットエンジン
US20120023892A1 (en) Systems and methods for co2 capture
WO2008091158A1 (en) Method and plant for enhancing co2 capture from a gas power plant or thermal power plant
JP2010112377A (ja) ガスタービンシステム内の腐食を低減するためのシステム及び方法
KR101586105B1 (ko) 이산화탄소를 제거하는 화력 발전소
US20140020388A1 (en) System for improved carbon dioxide capture and method thereof
WO2014207035A1 (en) Method and plant for capturing co2
Jonshagen et al. Optimal Combined cycle for CO2 capture with EGR
JP2011058403A (ja) 動力発生設備
VOLENO Post-combustion CO2 capture from a natural gas combined cycle with CO2 membranes

Legal Events

Date Code Title Description
N231 Notification of change of applicant
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant
FPAY Annual fee payment

Payment date: 20170314

Year of fee payment: 4

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20180307

Year of fee payment: 5