MX2012014458A - Combustion estequiometrica de aire enriquecido con recirculacion de gas de escape. - Google Patents
Combustion estequiometrica de aire enriquecido con recirculacion de gas de escape.Info
- Publication number
- MX2012014458A MX2012014458A MX2012014458A MX2012014458A MX2012014458A MX 2012014458 A MX2012014458 A MX 2012014458A MX 2012014458 A MX2012014458 A MX 2012014458A MX 2012014458 A MX2012014458 A MX 2012014458A MX 2012014458 A MX2012014458 A MX 2012014458A
- Authority
- MX
- Mexico
- Prior art keywords
- exhaust gas
- weight
- compressor
- compressed
- recycled exhaust
- Prior art date
Links
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
- F02M26/00—Engine-pertinent apparatus for adding exhaust gases to combustion-air, main fuel or fuel-air mixture, e.g. by exhaust gas recirculation [EGR] systems
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02B—INTERNAL-COMBUSTION PISTON ENGINES; COMBUSTION ENGINES IN GENERAL
- F02B47/00—Methods of operating engines involving adding non-fuel substances or anti-knock agents to combustion air, fuel, or fuel-air mixtures of engines
- F02B47/04—Methods of operating engines involving adding non-fuel substances or anti-knock agents to combustion air, fuel, or fuel-air mixtures of engines the substances being other than water or steam only
- F02B47/08—Methods of operating engines involving adding non-fuel substances or anti-knock agents to combustion air, fuel, or fuel-air mixtures of engines the substances being other than water or steam only the substances including exhaust gas
- F02B47/10—Circulation of exhaust gas in closed or semi-closed circuits, e.g. with simultaneous addition of oxygen
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
- F02C1/007—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid combination of cycles
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use
- F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/12—Heat utilisation in combustion or incineration of waste
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
- Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
- Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
- Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
- Y02T10/12—Improving ICE efficiencies
Abstract
Se proporcionan métodos y sistemas para la generación de potencia de baja emisión en procesos de recuperación de hidrocarburos. Un sistema incluye un sistema de turbina de gas configurado para quemar estequiométricamente un oxidante comprimido derivado del aire enriquecido y un combustible en la presencia de un gas de escape reciclado comprimido y para expandir la descarga en un expansor para generar una corriente de escape reciclada e impulsar un compresor principal. Un compresor de refuerzo recibe e incrementa la presión de la corriente de escape reciclada y antes de ser comprimida en un compresor configurado para generar el gas de escape reciclado comprimido. Para promover la combustión estequiométrica del combustible e incrementar el contenido de CO2 en el gas de escape reciclado, el aire enriquecido puede tener una concentración incrementada de oxígeno.
Description
COMBUSTIÓN ESTEQUIOMETRICA DE AIRE ENRIQUECIDO CON
ECIRCULACION DE GAS DE ESCAPE CAMPO
Las modalidades de la descripción se relacionan a la generación de potencia de baja emisión en sistemas de potencia de ciclo combinado. Más particularmente, las modalidades de la descripción se relacionan a métodos y aparatos para quemar un combustible para fabricación y captura de dióxido de carbono (C02) aumentadas.
ANTECEDENTES
Esta sección se propone para introducir varios aspectos de la técnica, que pueden ser asociados con modalidades ejemplares de la presente descripción. Esta discusión se cree que ayuda a proporcionar una estructura para facilitar un mejor entendimiento de los aspectos particulares de la presente descripción. Por consiguiente, se debe entender que esta sección debe ser leída en este punto de vista, y no necesariamente como admisiones de la técnica previa.
Con el problema creciente sobre el cambio climático global y el impacto de las emisiones de C02, se ha puesto énfasis sobre la captura de C02 de las plantas de potencia o energía. Este problema combinado con la implementación de políticas de límites máximos y comercio en muchos países hacen la reducción de emisiones de C02 una prioridad para estos y otros países, asi como las compañías que operan sistemas de producción de hidrocarburos en las mismas.
Las plantas de potencia de ciclo combinado de turbina de gas son más bien eficientes y se pueden hacer funcionar en costo relativamente bajo cuando se comparan con otras tecnologías, tal como carbón mineral y nuclear. La captura de CO2 del escape de las plantas de ciclo combinado de turbina de gas, sin embargo, puede ser difícil por varias razones. Por ejemplo, hay típicamente una baja concentración de C02 en el escape comparado con el volumen grande de gas que debe ser tratado. También, frecuentemente se requiere enfriamiento adicional antes de introducir el escape a un sistema de captura de C02 y el escape puede llegar a ser saturado con agua después del enfriamiento, para de esta manera incrementar el servicio de la caldera en el sistema de captura de C02. Otros factores comunes pueden incluir la baja presión y grandes cantidades de oxígeno frecuentemente contenidas en el escape. Todos estos factores dan por resultado un alto costo de la captura de C02 procedente de las plantas de potencia de ciclo combinado de turbina de gas .
Por lo menos un procedimiento para disminuir las emisiones de C02 en sistemas de ciclo combinado incluye la combustión estequiométrica y recirculación de gas de escape. En un sistema de recirculación de gas de escape convencional, tal como un ciclo combinado de gas natural (NGCC) , un componente reciclado del gas de escape se mezcla con aire ambiental y se introduce en la sección del compresor de una turbina de gas. Las concentraciones C02 típicas en el escape de un NGCC son de alrededor de 3% - 4%, pero pueden incrementarse arriba de 4% con la recirculación del escape. En la operación o funcionamiento, los sistemas NGCC convencionales requieren solo aproximadamente 40% del volumen de toma de aire para proporcionar una combustión estequiométrica adecuada del combustible, mientras que el 60% restante del volumen de aire sirve como diluyente para moderar la temperatura y enfriar el escape a una temperatura adecuada para la introducción en el expansor subsecuente. La recirculación de una porción del gas de escape incrementa la concentración de C02 en el escape, que subsecuentemente se puede utilizar como diluyente ¦ en el sistema de combustión.
Sin embargo, debido al peso molecular, el calor específico, los efectos del número de ach, etc. del C02, sin modificaciones significantes a ya sea el compresor o las secciones del expansor, las turbinas de gas estándares están limitadas en cuanto a la concentración de C02 que se puede tolerar en la sección de compresión de la turbina de gas del escape. Por ejemplo, el límite en el contenido de C02 en el escape recirculado a la sección de compresión de una turbina de gas estándar es aproximadamente 20% en peso de CO2.
Por otra parte, el sistema NGCC produce escape de baja presión que requiere una fracción de la potencia producida por la vía de la expansión del escape con el fin extraer el C02 para la secuestración o recuperación de petróleo aumentada (EOR), para de esta manera reducir la eficiencia térmica del NGCC. Además, el equipo para la extracción de C02 es grande y costoso, y se requieren varias etapas de compresión para tomar el gas a presión ambiental para la presión requerida para la EOR o secuestración. Tales limitaciones son típicas de la captura de carbono de la postcombustión del escape de baja presión asociado con la combustión de otros combustibles fósiles, tal como carbón mineral .
La discusión anterior de la necesidad en la técnica se propone para ser representativa antes que exhaustiva. Una tecnología que se dirige a una o más de tales necesidades, o alguna otra desventaja relacionada en el campo, beneficiarían la generación de potencia en los sistemas de potencia de ciclo combinado.
BREVE DESCRIPCIÓN
La presente descripción se dirige a sistemas integrados y métodos para mejorar los sistemas de generación de potencia. En algunas implementaciones, la presente descripción proporciona un sistema de turbina de gas, que comprende un primer compresor, un segundo compresor, una cámara de combustión, y un expansor. El primer compresor se puede configurar para recibir y comprimir un gas de escape reciclado en un gas de escape reciclado comprimido. El segundo compresor se puede configurar para recibir y comprimir el aire enriquecido para generar un oxidante comprimido. La cámara de combustión se puede configurar para recibir el gas de escape reciclado comprimido y el oxidante comprimido y para quemar estequiométricamente una corriente de combustible. El gas de escape reciclado comprimido sirve como diluyente para moderar las temperaturas de combustión. El expansor se puede configurar para recibir una descarga desde la cámara de combustión para generar gas de escape reciclado. El expansor además se puede acoplar al primer compresor para impulsar, por lo menos parcialmente, el primer compresor .
Adicionalmente o alternativamente, la presente descripción proporciona métodos para generar potencia. Los métodos ejemplares incluyen: a) comprimir un gas de escape reciclado en un compresor principal para generar un gas de escape reciclado comprimido; b) comprimir el aire enriquecido en un compresor de entrada para generar un oxidante comprimido; c) quemar estequiométricamente el oxidante comprimido y un combustible en una cámara de combustión y en la presencia del gas de escape reciclado comprimido, para de esta manera generar una corriente de descarga, en donde el gas de escape reciclado comprimido actúa como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la corriente de descarga, y d) expandir la corriente de descarga en un expansor para impulsar por lo menos parcialmente, el compresor principal y generar el gas de escape reciclado y por lo menos parcialmente impulsar el compresor principal .
Todavía adicionalmente o alternativamente, la presente descripción proporciona sistemas de generación de potencia integrados. Los sistemas de generación de potencia integrados ejemplares incluyen tanto un sistema de turbina de gas como un sistema de recirculación de gas de escape. El sistema de turbina de gas puede comprender un primer compresor, un segundo compresor, una cámara de combustión y un expansor. El primer compresor se puede configurar para recibir y comprimir un gas de escape reciclado en un gas de escape reciclado comprimido. El segundo compresor se puede configurar para recibir y comprimir el aire enriquecido para generar un oxidante comprimido, el aire enriquecido que tiene una concentración de oxígeno entre aproximadamente 30% en peso y aproximadamente 50% en peso. La cámara de combustión se puede configurar para recibir el gas de escape reciclado comprimido y el oxidante comprimido y para quemar estequiométricamente una corriente de combustible, en donde el gas de escape reciclado comprimido sirve como un diluyente para moderar las temperaturas de combustión. El expansor se puede configurar para recibir una descarga desde la cámara de combustión para generar la corriente de escape reciclada. El expansor además se puede acoplar al primer compresor y adaptar para impulsar, por lo menos parcialmente, el primer compresor. El ..sistema de recirculación de gas de escape puede incluir un generador de vapor de recuperación de calor, una o más unidades de enfriamiento y un compresor de refuerzo. El generador de vapor de recuperación de calor se puede acoplar comunicablemente a una turbina de gas de vapor. El generador de vapor de recuperación de calor se puede configurar para recibir el gas de escape del expansor para crear vapor, que genera potencia o energía eléctrica en el generador de vapor. La una o más unidades de enfriamiento se pueden configurar para enfriar el gas de escape reciclado recibido del generador de vapor de recuperación de calor y para remover el agua condensada del gas de escape reciclado. El compresor de refuerzo se puede configurar para incrementar la presión del gas de escape reciclado antes dé la inyección en el primer compresor para proporcionar el gas de escape reciclado comprimido.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
Lo anterior y otras ventajas de la presente descripción puede llegar a ser evidentes en la revisión de la siguiente descripción detallada y los dibujos de ejemplos no limitantes de modalidades, en los cuales:
La FIG. 1 representa una vista esquemática de un sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y recuperación de C02 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades descritas.
La FIG. 2 representa otra vista esquemática de un sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y recuperación de C02 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades descritas.
La FIG. 3 representa otra vista esquemática de un sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y recuperación de C02 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades descritas.
DESCRIPCIÓN DETALLADA
En la siguiente sección de descripción detallada, las modalidades especificas de la presente descripción se describen en conexión con modalidades preferidas. Sin embargo, al grado que la siguiente descripción es especifica a una modalidad particular o un uso particular de la presente descripción, esto se propone para propósitos ejemplares únicamente y simplemente proporciona una descripción de las modalidades ejemplares. Por consiguiente, la descripción no está limitada a las modalidades especificas descritas enseguida, sino más bien, esta incluye todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que caen dentro del espíritu verdadero y alcance de las reivindicaciones adjuntas .
Varios términos como se utilizan en la presente se definen enseguida. Al grado que un término utilizado en una reivindicación no se define enseguida, se le debe dar la definición más amplia que las personas en la técnica pertinente han dado a ese término tal como es reflejado en por lo menos una publicación impresa o patente expedida.
Como se utiliza en la presente, el término "gas natural" se refiere a un gas multi-componente obtenido a partir de un pozo de petróleo crudo (gas asociado) o de una formación portadora de gas subterránea (gas no asociado) . La composición y presión del gas natural pueden variar significativamente. Una corriente de gas natural típica contiene metano (CH4) como un componente mayor, es decir, mayor que 50% en mol de la corriente de gas natural es metano. La corriente de gas natural también puede contener etano (02?ß) , hidrocarburos de más alto peso molecular (por ejemplo, hidrocarburos C3-C20) , uno o más gases ácidos (por ejemplo, sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono) o cualquier combinación de los mismos. El gas natural también puede contener cantidades menores de contaminantes tales como agua, nitrógeno, sulfuro de hierro, cera, petróleo crudo, o cualquier combinación de los mismos.
Como se utiliza en la presente, el término "combustión estequiométrica" se refiere a una reacción de combustión que tiene un volumen de reactivos que comprenden un combustible y un oxidante y un volumen de productos formados al quemar los reactivos donde el volumen completo de los reactivos se utiliza para formar los productos. Como se utiliza en la presente, el término "combustión sustancialmente estequiométrica" se refiere a una reacción de combustión que tiene una relación molar de combustible ,de combustión a oxigeno que varia de aproximadamente más o menos 10% del oxigeno requerido para una relación estequiométrica o más de preferencia de aproximadamente más o menos 5% del oxigeno requerido para la relación estequiométrica. Por ejemplo, la relación estequiométrica de combustible a oxigeno para metano es 1:2 (CH4 + 202> C02 + 2H20) . El propano tendrá una relación estequiométrica de combustible a oxigeno de 1:5. Otra manera para medir la combustión sustancialmente estequiométrica es como una relación de oxigeno suministrado al oxigeno requerido para la combustión estequiométrica, tal como de aproximadamente 0.9:1 a aproximadamente 1.1:1, o más de preferencia de aproximadamente 0.95:1 a aproximadamente 1.05:1.
Como se utiliza en la presente, el término "corriente" se refiere a un volumen de fluidos, aunque el uso del término corriente típicamente significa un volumen móvil de fluidos (por ejemplo, que tiene una velocidad o gasto de flujo de masa) . El término "corriente", sin embargo, no requiere una velocidad, gasto de flujo de masa, o un tipo particular de conducto para encerrar la corriente.
Las modalidades de los sistemas y procesos actualmente divulgados se pueden utilizar para producir potencia o energía eléctrica de ultra baja emisión y C02 para la recuperación de petróleo aumentada (EOR) y/o aplicaciones de secuestración. En una o más modalidades, una mezcla de aire enriquecido y combustible se puede quemar estequiométricamente o de manera sustancial estequiométricamente y simultáneamente mezclar con una corriente de gas de escape reciclado. La corriente de gas de escape reciclado, que incluye generalmente productos de combustión tal como C02/ se puede utilizar como un diluyente para controlar, ajustar o de otra manera moderar la temperatura de la combustión y el escape que entra al expansor subsecuente. Como un resultado de utilizar aire enriquecido, el gas de escape reciclado puede tener un contenido de C02 incrementado, para permitir de esta manera que el expansor funcione en relaciones de expansión aún más altas para las mismas temperaturas de entrada y descarga, para de esta manera producir potencia significantemente incrementada .
La combustión en turbinas de gas comerciales en condiciones estequiométricas o condiciones sustancialmente estequiométricas (por ejemplo, combustión "ligeramente rica") se puede probar ventajosa con el fin de eliminar el costo de la remoción de oxigeno en exceso. Al enfriar el escape y alo condensar el agua fuera de la corriente de escape enfriada, se puede producir un contenido relativamente alto de C02 de la corriente de escape. Mientras que una porción del gas de escape reciclado se puede utilizar para la moderación de temperatura en el ciclo Brayton cerrado, una corriente de purga restante se puede utilizar para aplicaciones de EOR y/o potencia eléctrica se puede producir con poco o nada de óxidos de azufre (S0X) , óxidos de nitrógeno (N0X) y/o C02 que son emitidos a la atmósfera. El resultado de este proceso es la producción de potencia en tres ciclos separados y la fabricación de C02 adicional.
Con referencia ahora a las figuras, la FIG. 1 representa una vista esquemática de un sistema integrado ilustrativo 100 para generación de potencia y recuperación de C02 utilizando un arreglo de ciclo combinado, de acuerdo con una o más modalidades. En por lo menos una modalidad, el sistema de generación de potencia 100 puede incluir un sistema de turbina de gas 102 caracterizado como un ciclo .· Brayton cerrado productor de potencia. El sistema de turbina de gas 102 puede tener un primer compresor o principal 104 acoplado a un expansor 106 por la vía de un árbol o eje 108.
El árbol 108 puede ser cualquier acoplamiento mecánico, eléctrico u otro acoplamiento de potencia, para de esta manera permitir que una porción de la energía mecánica generada por el expansor 106 impulse el compresor principal 104. En por lo menos una modalidad, el sistema de turbina de gas 102 puede ser una turbina de gas estándar, donde el compresor principal 104 y el expansor 106 forman los extremos de compresor y de expansor, respectivamente. En otras modalidades, sin embargo, el compresor principal 104 y el expansor 106 pueden ser componentes individualizados en el sistema 102.
El sistema de turbina de gas 102 también puede incluir una cámara de combustión 110 configurada para quemar un combustible introducido por la vía de la línea 112 y mezclado con un oxidante introducido por la vía de la línea 114. En una o más modalidades, el combustible en la línea 112 puede incluir cualquier gas o líquido hidrocarburo adecuado, tal como gas natural, metano, etano, nafta, butano, propano, singas, diesel, queroseno, combustible de aviación, combustible derivado del carbón vegetal, bio-combustible, material de alimentación de hidrocarburo oxigenado, o cualquiera de las combinaciones de los mismos. El oxidante por la vía de la línea 114 se puede derivar de un segundo compresor o de entrada 118 fluidamente acoplado a la cámara de combustión 110 y adaptado para comprimir un oxidante de alimentación introducido por la via de la linea 120. En una o más modalidades, el oxidante de alimentación en la linea 120 puede incluir aire atmosférico, aire enriquecido, o combinaciones de los mismos. Cuando el oxidante en la linea 114 incluye una mezcla de aire atmosférico y aire enriquecido, el aire enriquecido se puede comprimir mediante el compresor de entrada 118 ya sea antes o después de que es mezclado con el aire atmosférico. El aire enriquecido puede tener una concentración de oxigeno global de aproximadamente 30% en peso, aproximadamente 35% en peso, aproximadamente 40% en peso, aproximadamente 45% en peso, o aproximadamente 50% en peso.
El aire enriquecido se puede derivar de varias fuentes, incluyendo la implementación de varias tecnologías corriente arriba del compresor de entrada 118 para producir el aire enriquecido. Por ejemplo, el aire enriquecido se puede derivar de tales tecnologías de separación como la separación con membrana, adsorción oscilante de presión, adsorción oscilante de temperatura, corrientes de planta-por-producto de nitrógeno y/o combinaciones de los mismos. El aire enriquecido también se puede derivar de una unidad de separación de aire (ASU) , tal como una ASU criogénica, para producir nitrógeno para el mantenimiento de la presión u otros propósitos. La corriente de rechazo de la ASU puede ser rica en oxígeno, teniendo un contenido de oxígeno global de aproximadamente 50% en peso a aproximadamente 70% en peso. Esta corriente de rechazo se puede utilizar como por lo menos una porción del aire enriquecido y subsecuentemente diluir, si es necesario, con aire atmosférico no procesado para obtener la concentración de oxigeno deseada para la aplicación .
Como será descrito en más detalle enseguida, la cámara de combustión 110 también puede recibir un gas de escape reciclado comprimido en la linea 144, que incluye una. recirculación de gas de escape que tiene principalmente componentes de C02 y de nitrógeno. El gas de escape reciclado comprimido en la línea 144 se puede derivar del compresor principal 104 y adaptar para ayudar a facilitar una combustión estequiométrica o sustancialmente estequiométrica del oxidante comprimido en la línea 114 y el combustible en la línea 112 al moderar la temperatura de los productos de combustión. Como se puede apreciar, la recirculación del gas de escape puede servir para incrementar la concentración de CO2 en el gas de escape.
Un gas de escape en la línea 116 dirigido a la ' entrada de expansor 106 se puede generar como un producto de la combustión del combustible en la línea 112 y el oxidante comprimido en la línea 114, en la presencia del gas de escape reciclado comprimido en la línea 144. En por lo menos una . modalidad, el combustible en la línea 112 puede ser principalmente gas natural, para de esta manera generar un gas de descarga o de escape por la vía de la línea 116 que puede incluir porciones volumétricas de agua vaporizada, C02, nitrógeno, óxidos de nitrógeno (NOx) y óxidos de azufre (SOx) . En algunas modalidades, una porción pequeña de combustible no quemado en la línea 112 u otros compuestos también se pueden presentar en el gas de escape en la línea 116 debido a las limitaciones de equilibrio de la combustión. A medida que el gas de escape en la línea 116 se expande a través del expansor 106 este genera potencia mecánica para impulsar el compresor principal 104, un generador eléctrico, u otras instalaciones, y también produce un escape gaseoso en la línea 122 que tiene contenido de CO2 aumentado que resulta de la afluencia del gas de escape reciclado comprimido en la línea 144. En algunas implementaciones, el expansor 106 se puede adaptar para producir potencia mecánica adicional que se puede utilizar para otros propósitos.
El sistema de generación de potencia 100 también •puede incluir un sistema de recirculación de gas de escape (EGR) 124. En una o más modalidades, el sistema EGR 124 puede incluir un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) 126, o dispositivo similar, fluidamente acoplado a una turbina de gas de vapor 128. En por lo menos una modalidad, la combinación del HRSG 126 y la turbina de gas de vapor 128 se puede caracterizar como un ciclo Rankine cerrado productor de potencia. En combinación con el sistema de turbina de gas 102, el HRSG 126 y la turbina de gas de vapor 128 pueden formar parte de una planta de generación de potencia de ciclo combinado, tal como una planta de ciclo combinado de gas natural (NGCC) . El escape gaseoso en la linea 122 se puede introducir a HRSG 126 con el fin de generar vapor por la vía de la linea 130 y un gas de escape enfriado en la linea 132. En una modalidad, el vapor en la linea 130 se puede enviar a la turbina de gas de vapor 128 para generar potencia o energía eléctrica adicional.
El gas de escape enfriado en la línea 132 se puede enviar a una primera unidad de enfriamiento 134 adaptada para enfriar el gas de escape enfriado en la línea 132 y generar una corriente gas reciclada enfriada 140. La primera unidad de enfriamiento 134 puede incluir, por ejemplo, uno o más enfriadores de contacto, enfriadores a la medida, unidad de enfriamiento evaporativa o cualquier combinación de los : mismos. La primera unidad de enfriamiento 134 también se puede adaptar para remover una porción de cualquier agua condensada del gas de escape enfriado en la línea 132 por la vía de una corriente de pérdida de agua 138. En por lo menos una modalidad, la corriente de pérdida de agua 138 se puede dirigir al HRSG 126 por la vía de la línea 141 para proporcionar una fuente de agua para la generación de vapor adicional en la línea 130 en el mismo. En otras modalidades, el agua recuperada por la vía de la corriente de pérdida de agua 138 se puede utilizar para otras aplicaciones corrientes abajo, tal como procesos de intercambio de calor suplementarios.
En una o más modalidades, la corriente de gas reciclada enfriada 140 se puede dirigir a un compresor de refuerzo 142. El enfriamiento del gas de escape enfriado en la linea 132 en la primera unidad de enfriamiento 134 puede reducir la potencia requerida para comprimir la corriente de gas reciclada enfriada 140 en el compresor de refuerzo 142. Como es opuesto a un sistema de ventilador o de soplador convencional, el compresor de refuerzo 142 se puede configurar para comprimir e incrementar la densidad global de la corriente de gas reciclada enfriada 140, para de esta manera dirigir un gas reciclado presurizado en la linea 145 corriente abajo, donde el gas reciclado presurizado en la linea 145 tiene un gasto de flujo de masa incrementado para el mismo flujo volumétrico. Esto se puede probar ventajoso puesto que el compresor principal 104 puede ser limitado en flujo de volumen, y la dirección de más flujo de masa a' través del compresor principal 104 puede dar por resultado presiones de descarga más altas, traduciendo de esta manera en relaciones de presión más altas a través del expansor 106. Las relaciones de presión más altas generadas a través del expansor 106 pueden permitir temperaturas de entrada más altas y, por tanto, un incremento en la potencia y eficiencia en el expansor 106. Como se puede apreciar, esto se puede probar ventajoso puesto que el gas de escape rico en C02 en la linea 116 generalmente mantiene una capacidad calorífica específica más alta.
Puesto que la presión de succión del compresor principal 104 es una función de su temperatura de succión, una temperatura de succión más fría demandará menos potencia para hacer funcionar el compresor principal 104 para el mismo flujo de masa. Consecuentemente, el gas reciclado presurizado en la 145 se puede dirigir opcionalmente a una segunda unidad de enfriamiento 136. La segunda unidad de enfriamiento 136 puede incluir, por ejemplo, uno o más enfriadores de contacto directo, enfriadores arreglados, unidades de enfriamiento evaporativas o cualquier combinación de los mismos. En por lo menos una modalidad, la segunda unidad de enfriamiento 136 puede servir como un enfriador posterior adaptado para remover por lo menos una porción del calor de la compresión generada por el compresor de refuerzo 142 en el gas reciclado presurizado en la línea 145. La segunda unidad de enfriamiento 136 también puede extraer el agua condensada adicional por la vía de una corriente de pérdida de agua 143. En una o más modalidades, las corrientes de pérdida de agua 138, 143 pueden converger en la 'corriente 141 y pueden o no se pueden dirigir al HRSG 126 para generar vapor adicional por la vía de la linea 130 en el mismo.
Mientras que solamente la primera y la segunda unidad de enfriamiento 134, 136 se representan en la presente, será apreciado que se puede emplear cualquier número de unidades de enfriamiento para adaptarse a una variedad de aplicaciones, sin apartarse del alcance de la descripción. De hecho, se contemplan en la presente modalidades donde el gas de escape enfriado en la linea 132 además se dirige a una unidad de enfriamiento evaporativa asociada con el circuito de recirculación de gas de escape, tal como es descrito generalmente en la solicitud de Patente Norteamericana concurrentemente presentada, Intitulada "Stoichiometric Combustión with Exhaust Gas Recirculation and Direct Contact Cooler", los contenidos de la cual se incorporan en la presente por referencia al grado no inconsistente con la presente descripción. Como es descrito en la presente, el sistema de recirculación de gas de escape puede incluir cualquier variedad de equipo adaptado para proporcionar el gas de escape al compresor principal para la inyección en la cámara de combustión.
El compresor principal 104 se puede configurar para recibir y comprimir el gas reciclado presurizado en la linea 145 a una presión nominalmente en o arriba de la presión de la cámara de combustión 110, para de esta manera generar el' gas de escape reciclado comprimido en la linea 144. Como se puede apreciar, el enfriamiento del gas de reciclado presurizado en la linea 145 en la unidad de enfriamiento 136 después de la compresión en el compresor de refuerzo 142 puede permitir un flujo de masa volumétrico incrementado del gas de escape en el compresor principal 104. Consecuentemente, esto puede reducir la cantidad de potencia requerida para comprimir el gas de reciclado presurizado en la linea 145 a una presión predeterminada.
En por lo menos una modalidad, una corriente de purga 146 se puede recuperar del gas de escape reciclado comprimido en la linea 144 y tratar subsecuentemente en un separador de CO2 148 para capturar CO2 a una presión elevada por la vía de la linea 150. El C02 separado en la linea 150 se puede utilizar para ventas, utilizar en otros procesos que requieren C02 y/o además comprimir e inyectar en un depósito terrestre para la recuperación de petróleo aumentada (EOR) , secuestración u otro propósito. Debido a que la combustión estequiométrica o sustancialmente estequiométrica del combustible en la linea 112 combinada con una presión reforzada del compresor de refuerzo 142, la presión parcial de C02 en la corriente de purga 146 puede ser mucho más alta que en los escapes de turbina de gas convencionales. Como un resultado, la captura de carbono en el separador de C02 148 se puede realizar utilizando procesos de separación de baja energía, tal como empleando solventes menos intensivos en energía. Por lo menos un solvente adecuado es carbonato de potasio (K2C03) que absorbe SOx y/o NOx, y los convierte a compuestos útiles, tales como sulfito de potasio (K2SO3) nitrato de potasio (KO3) y otras fertilizantes simples. Los sistemas y métodos ejemplares para utilizar carbonato de potasio para la captura de C02 se puede encontrar en la Solicitud de Patente Norteamericana concurrentemente presentada Intitulada "Low Emission Triple-Cycle Power Generation Systems and Methods", los contenidos de la cual se incorporan en la presente por referencia al grado no inconsistente con la presente descripción.
Una corriente residual 151, esencialmente agotada de CO2 y que consiste principalmente de nitrógeno, también se puede derivar del separador de C02 148. En una o más modalidades, la corriente residual 151 se puede introducir a un expansor de gas 152 para proporcionar potencia y un gas. despresurizado expandido, o gas de escape, por la vía de la línea 156. El expansor 152, por ejemplo, puede ser un expansor de nitrógeno productor de potencia. Como es representado, el expansor de gas 152 puede ser opcionalmente acoplado al compresor de entrada 118- a través de un árbol común 154 u otro acoplamiento mecánico, eléctrico u otro acoplamiento de potencia para de esta manera permitir que una porción de la potencia generada por la expansor de gas 152 impulse el compresor de entrada 118. Sin embargo, durante el arranque del sistema 100 y/o durante la operación normal cuando el expansor de gas 152 es incapaz de suministrar toda la potencia requerida para hacer funcionar el compresor de entrada 118, por lo menos un motor 158, tal como un motor eléctrico, se puede utilizar sinergisticamente con el expansor de gas 152. Por ejemplo, el motor 158 se puede dimensionar sensiblemente tal que durante la operación normal de sistema 100, el motor 158 se puede configurar para suministrar la caída corta de potencia del expansor de gas 152. En otras modalidades, sin embargo, el expansor de gas 152 se puede utilizar para proporcionar potencia a otras aplicaciones, y no directamente acoplado al compresor de entrada 118. Por ejemplo, puede haber una desigualación sustancial entre la potencia generada por el expansor 152 y los requerimientos del compresor 118. En tales casos, el expansor 152 podría ser adaptado para impulsar un compresor más pequeño (o más grande) (no mostrado) que demanda menos (o más) potencia.
Un gas despresurizado expandido en la línea 156, que consiste principalmente de gas nitrógeno seco, se puede descargar del expansor de gas 152. En por lo menos una modalidad, la combinación del expansor de gas 152, el compresor de entrada 118 y el separador de C02 148 se puede caracterizar como un ciclo Brayton abierto, o un tercer componente productor de potencia del sistema de generación de potencia 100. Sistemas y métodos ilustrativos para expandir el gas nitrógeno y la corriente residual 151, y variaciones de los mismos, se pueden encontrar en la Solicitud de Patente Norteamericana concurrentemente presentada, Intitulada Low Emission Triple-Cycle Power Generation Systems and Methods", los contenidos de la cual se incorporan en la presente por referencia al grado no inconsistente con la presente descripción.
Con referencia ahora a la FIG. 2, se representa otra vista esquemática de un sistema integrado ilustrativo 200 para la generación de potencia y recuperación de C02 utilizando un arreglo de ciclo combinado, de acuerdo con una o más modalidades. El sistema 200 de la FIG. 2 es sustancialmente similar al sistema 100 de FIG. 1 y por lo tanto no será discutido en detalle donde elementos similares corresponden a números similares. El sistema 200 de la FIG. 2, sin embargo, puede reemplazar el expansor de gas 152 del sistema 100 con un compresor corriente abajo. 158 configurado para comprimir la corriente residual 151 y generar un gas de escape comprimido por la vía de la linea 160. En una o más modalidades, el gas de escape comprimido en la linea 160 puede ser adecuado para la inyección en un depósito para aplicaciones de mantenimiento de la presión. En aplicaciones donde se reinyecta típicamente gas metano en pozos de hidrocarburo para mantener las presiones del pozo, la compresión de la corriente residual 151 se puede probar ventajosa. Por ejemplo, el gas nitrógeno presurizado en la linea 160 en cambio puede ser inyectado en los pozos de hidrocarburo y cualquier gas metano residual puede ser vendido o de otra manera utilizado como combustible en aplicaciones relacionadas, tal como la provisión de combustible en la linea 112.
Con referencia a la FIG. 3, se representa otra vista esquemática de un sistema integrado ilustrativo 300 para la generación de potencia y recuperación de CO2 utilizando un arreglo de ciclo combinado, de acuerdo con una
0 más modalidades. El sistema 300 de la FIG. 3 es sustancialmente similar a los sistemas 100 y 200 de las Figs.
1 y 2, respectivamente, y por lo tanto no será discutido en detalle donde elementos similares corresponden a números similares. Como es representado,, el sistema 300 puede ser caracterizado como un arreglo híbrido del expansor del gas de nitrógeno productor de potencia 152 como es discutido con referencia a la FIG. 1, y el compresor corriente abajo de mantenimiento de presión 158 como se discutió con referencia a la FIG. 2. En una o más modalidades, la corriente residual 151 puede ser dividida, parea de esta manera dirigir una primera porción de la corriente residual 151 al expansor 152, y al mismo tiempo dirigir una segunda porción de la corriente residual 151 al compresor corriente abajo 158 por la vía de línea 162. En por lo menos una modalidad, el flujo de masa volumétrico respectivo de la primera y la segunda porción se puede manipular para proporcionar cantidades predeterminadas y/o deseadas de la corriente residual 151 a cualquier ubicación para maximizar la producción.
Al utilizar aire enriquecido como el oxidante comprimido en la linea 114 y al presurizar el gas de escape en el compresor de refuerzo 142, el sistema de generación de potencia 100 puede lograr concentraciones más altas de C02 en el gas de escape, para de esta manera permitir una separación y captura de C02 más efectivas. Las modalidades divulgadas en la presente pueden incrementar efectivamente la concentración de C02 en el gas de escape en la línea 116 a concentraciones de CO2 que varían de aproximadamente 10% en peso a aproximadamente 20% en peso. Para lograr tales concentraciones de C02, la cámara de combustión 110 se puede adaptar para quemar estequiométricamente o de manera sustancial estequiométricamente una mezcla entrante de combustible en la línea 112 y el oxidante comprimido en la línea 114, donde el oxidante comprimido en la línea 114 incluye aire enriquecido que tiene una concentración de oxígeno global de aproximadamente 30% en peso, aproximadamente 35% en peso, aproximadamente 40% en peso, a aproximadamente 45% en peso, o aproximadamente 50% en peso.
Con el fin de moderar la temperatura de la combustión estequiométrica y cumplir los requerimientos de temperatura de entrada del expansor 106 y el enfriamiento del componente, una porción del gas de escape con el contenido de CO2 incrementado derivada del gas de escape reciclado comprimido en la linea 144 se puede inyectar en la cámara de combustión 110 como un diluyente. Asi, las modalidades de la descripción puede eliminar esencialmente el oxigeno en exceso del gas de escape en la linea 116 mientras que también incrementa su concentración de CO2 a aproximadamente 20% en peso. Como tal, el escape gaseoso en la linea 122 puede tener menos de aproximadamente 3.0% en peso de oxígeno, o menor que aproximadamente 1.0% en peso de oxígeno, o menor que aproximadamente 0.1% en peso de oxígeno, o a un menor que aproximadamente 0.001% en peso de oxígeno.
Por lo menos un beneficio de tener una concentración de C02 incrementada es que el expansor 106 se puede hacer funcionar en una relación dé expansión aún más alta para las mismas temperaturas de entrada y de descarga, y de esta manera producir potencia incrementada. Esto es debido a la capacidad calorífica más alta del C02 con relación al nitrógeno encontrado en el aire ambiental. En una o más modalidades, la relación de expansión del expansor 106 se puede incrementar de aproximadamente 17.0 a aproximadamente 20.0 correspondiente a aproximadamente 10% en peso · y aproximadamente 20% en peso de las corrientes recicladas de CC>2/ respectivamente. Las modalidades que utilizan aire enriquecido que tiene aproximadamente 35% en peso de oxígeno se pueden utilizar con el fin de lograr aproximadamente 20% en peso en la corriente reciclada de CO2.
Otros beneficios de tener una concentración de C02 incrementada en el gas reciclado incluyen una concentración incrementada de C02 en la corriente de purga extraída 146 utilizada para la separación de CO2. Debido a su concentración de C02 incrementada, la corriente de purga 146 no necesita ser tan grande con el fin de extraer las. cantidades requeridas de C02. Por ejemplo, el equipo que maneja la extracción para la separación de C02 puede ser más pequeño, incluyendo su tubería, intercambiadores de calor, válvulas, torres absorbedoras, etc. Pór otra parte, las concentraciones incrementadas de C02 pueden mejorar el desempeño de la tecnología de remoción de C02, incluyendo la utilización de procesos de separación de baja energía, tal como al emplear solventes menos intensivos en energía que de otra manera tendrían que ser utilizables. Consecuentemente, se pueden disminuir notablemente los gastos de capital para la captura el CO2.
Los detalles específicos de la operación ejemplar del sistema 100 ahora serán discutidos. Como será apreciado, las temperaturas y presiones específicas logradas o experimentadas en los diversos componentes de cualquiera de las modalidades divulgadas en la presente pueden cambiar dependiendo de, entre otros factores, la pureza del oxidante utilizado y/o las constituciones y/o modelos específicos de los expansores, compresores, enfriadores, etc. Por consiguiente, será apreciado que los datos particulares descritos en la presente son para propósitos ilustrativos únicamente y no se debe considerar como la única interpretación de los mismos. En una modalidad, el compresor de entrada 118 puede proporcionar oxidante comprimido en la línea 114 en presiones que varían entre aproximadamente 280 psia y aproximadamente 300 psía. También se contempla en la presente, sin embargo, la tecnología de turbina de gas aeroderivada, que puede producir y consumir presiones de hasta aproximadamente 750 psia y más altas.
El compresor principal 104 se puede configurar para reciclar y comprimir el gas de escape reciclado en el gas de. escape reciclado comprimido en la línea 144 a una presión nominalmente arriba o a la presión de la cámara de combustión 110, y usar una porción del gas de escape reciclado como un diluyente en la cámara de combustión 110. Debido a que las cantidades de diluyente necesarias en la cámara de combustión 110 pueden depender de la pureza del oxidante utilizado para la combustión estequiométrica o el modelo o diseño particular del expansor 106, un anillo de termopares y/o sensores de oxígeno (no mostrado) se puede disponer en la salida del expansor 106. En la operación, los termópares y sensores se pueden adaptar para regular y determinar el volumen de gas de escape requerido como diluyente necesario para enfriar los productos de combustión a la temperatura de entrada de expansor requerida, y también regular la cantidad de oxidante que se inyecta en la cámara de combustión 110. Asi, en respuesta a los requerimientos de calor detectados por los termópares y los niveles de oxigeno detectados por los sensores de oxigeno, el flujo de masa volumétrico del gas de escape reciclado comprimido en la linea 144 y el oxidante comprimido en la linea 114 se pueden manipular o fluctuar para corresponder con la demanda. Las modalidades ilustrativas y descripciones más detalladas de los sistemas y métodos para controlar la composición de un gas de escape producido al quemar un combustible se pueden encontrar en la Solicitud de Patente Norteamericana concurrentemente presentada, intitulada "Systems and Methods for Controlling Combustión of a Fuel", los contenidos de la cual se incorporan en la presente por referencia al grado no inconsistente con la presente descripción.
En por lo menos una modalidad, una calda de presión de aproximadamente 12-13 psia se puede experimentar a través de la cámara de combustión 110 durante la combustión estequiométrica o sustancialmente estequiométrica. La combustión del combustible en la linea 112 y el oxidante comprimido en la linea 114 puede generar temperaturas entre aproximadamente 1093 °C (2000 °F) y aproximadamente 1649 °C (3000 °F) y presiones que varían de 250 psia a aproximadamente 300 psia. Como es descrito en lo anterior, debido al flujo de masa incrementado y la capacidad calorífica específica más alta del gas de escape rico en C02 derivado del gas de escape reciclado comprimido en la línea 144, se pueden lograr relaciones de presión más altas a través del expansor 106, para de esta manera permitir temperaturas de entrada más altas y potencia incrementada del expansor 106.
El escape gaseoso en la línea 122 que sale del expansor 106 puede exhibir presiones en o casi ambientales. En por lo menos una modalidad, el escape gaseoso en la línea 122 puede tener una presión de aproximadamente 13-17 psia. La temperatura de escape gaseoso en la línea 122 puede ser . aproximadamente 663 °C (1225 °F) a aproximadamente 691 °C (1275 °F) antes de pasar a través de la HRSG 126 para generar vapor en la línea 130 y un gas de escape enfriado en la línea 132. En una o más modalidades, la unidad de enfriamiento 134 puede reducir la temperatura del gas de escape enfriado en la línea 132 para de esta manera generar la corriente de gas reciclada enfriada 140 que tiene una temperatura entre aproximadamente 0 °C (32 °F) y aproximadamente 49 °C (120 °F) . Como se puede apreciar, tales temperaturas pueden fluctuar dependiendo principalmente de las temperaturas de bulbo húmedo durante las estaciones especificas en ubicaciones especificas alrededor del globo terrestre.
De acuerdo con una o más modalidades, el compresor de refuerzo 142 se puede configurar para elevar la presión de la corriente de gas reciclado enfriado 140 a una presión que varia de aproximadamente 17 psia a aproximadamente 21 psia. Como un resultado, el compresor principal 104 eventualmente recibe y comprime un escape reciclado con una densidad más alta y flujo de masa incrementado, para de esta manera permitir una presión de descarga sustancialmente más alta mientras se mantiene la misma o similar relación de presión. Con el fin de incrementar adicionalmenté la densidad y el flujo de masa del gas de escape reciclado, el gas reciclado presurizado en la linea 145 descargado' del compresor de refuerzo 142 luego se puede enfriar adicionalmenté en la segunda unidad de enfriamiento 136. En una o más modalidades, la segunda unidad de enfriamiento 136 se puede configurar para reducir la temperatura del gas reciclado presurizado en la linea 145 a aproximadamente 41 °C (105 °F) antes de ser dirigido al compresor principal 104.
En por lo menos una modalidad, la temperatura del gas de escape reciclado comprimido en la linea 144 descargado del compresor principal 104, y consecuentemente la temperatura de la corriente de purga 146, puede ser de aproximadamente 427 °C (800 °F) , con una presión de alrededor de 280 psia. La adición del compresor de refuerzo 142 y la combustión estequiométrica de aire enriquecido puede incrementar la presión de purga de C02 en la corriente de purga 146, que puede conducir a un desempeño con tratamiento de solvente mejorado en el separador de C02 148 debido a la presión parcial de C02 más alta.
Las modalidades de la presente descripción además pueden ser descritas con el siguiente ejemplo simulado. Aunque el ejemplo simulado se dirige a una modalidad especifica, este no se visualiza como limitante de la descripción en algún aspecto específico.
Para ilustrar el desempeño superior de la utilización del aire enriquecido como el oxidante comprimido en la linea 114, el sistema 100 se simuló utilizando' aire estándar y luego utilizando aire enriquecido que tiene una concentración de oxígeno de aproximadamente 35% en peso para el mismo sistema de turbina de gas 102 bajo las mismas condiciones ambientales. La siguiente tabla proporciona estos resultados de las pruebas y las estimaciones de desempeño.
TABLA 1
Como debe ser evidente de la Tabla modalidades que incluyen aire enriquecido como el oxidante comprimido en la linea 114 pueden dar por resultado un incremento en la potencia del expansor 106, debido a una. relación de presión de expansión incrementada y un flujo de masa incrementado a través del expansor 106. Por otra parte, mientras que el compresor principal 104 puede experimentar un ligero incremento en la demanda de potencia, que surge parcialmente de la remoción de una porción del componente de N2 del aire, el incremento es más que desalineado por la potencia de compresión de aire reducida en el compresor de entrada 118, para de esta manera dar por resultado una disminución global en la potencia de compresión total requerida. Como se puede apreciar, debido a que el flujo de. aire reducido para la misma cantidad de oxigeno, el compresor de entrada 118 puede exhibir una disminución considerable en. la potencia requerida del compresor. De manera importante, la Tabla 1 indica un gran incremento en la salida de potencia de ciclo combinado que refleja aproximadamente 1.0% de elevación en la eficiencia de ciclo combinado.
Mientras que la presente descripción puede ser susceptible a varias modificaciones y formas alternativas, las modalidades ejemplares discutidas en lo anterior se han mostrado solamente a manera de ejemplo. Sin embargo, nuevamente debe ser entendido que la descripción no se propone para ser limitada a las modalidades particulares divulgadas en la presente. En realidad, la presente descripción incluye todas las alternativas, modificaciones, y equivalentes que caen dentro del espíritu verdadero y alcance de las reivindicaciones adjuntas.
Claims (20)
1. Un sistema de turbina de gas, caracterizado porque comprende : un primer compresor configurado para recibir y comprimir un gas de escape reciclado en un gas de escape reciclado comprimido; un segundo compresor configurado para recibir y comprimir aire enriquecido para generar un oxidante comprimido; una cámara de combustión configurada para recibir el gas de escape reciclado comprimido y el oxidante comprimido y quemar estequiométricamente una corriente de combustible, en donde el gas de escape reciclado comprimido sirve como un diluyente para moderar las temperaturas de combustión, y un expansor acoplado al primer compresor y configurado para recibir una descarga de la cámara de combustión para generar el gas de escape reciclado y por lo menos parcialmente impulsar el primer compresor.
2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el aire enriquecido tiene una concentración de oxigeno entre aproximadamente 30% en peso y aproximadamente 50% en peso.
3. El sistema de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el aire enriquecido se mezcla con aire atmosférico para obtener la concentración de oxigeno entre aproximadamente 30% en peso y aproximadamente 50% en peso .
4. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el aire enriquecido se deriva de la separación con membrana, adsorción oscilante de presión, adsorción oscilante de temperatura y cualquier combinación de los mismos.
5. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el aire enriquecido se deriva de una corriente de rechazo de una unidad de separación de aire.
6. El sistema de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la corriente de rechazo tiene una concentración de oxigeno entre aproximadamente 50% en peso y aproximadamente 70% en peso.
7. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el gas de escape reciclado tiene una concentración de C02 de entre aproximadamente 10% en peso y aproximadamente 20% en peso.
8. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la corriente de combustible se selecciona del grupo que consiste de: gas natural, metano, nafta, butano, propano, singas, diesel, queroseno, combustible de aviación, combustible derivado de carbón mineral y bio-combustible, material de alimentación de hidrocarburo oxigenado y cualquier combinación de los mismos.
9. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende una corriente de purga tomada del gas de escape reciclado comprimido y tratada en un separador de C02 para generar una corriente de C02 y una corriente residual que comprende sustancialmente gas nitrógeno .
10. Un método para generar potencia, caracterizado porque comprende: comprimir un gas de escape reciclado en un compresor principal para generar un gas de escape reciclado comprimido; comprimir el aire enriquecido en un compresor de entrada para generar un oxidante comprimido; quemar estequiométricamente el oxidante comprimido y un combustible en una cámara de combustión y en la presencia del gas de escape reciclado comprimido, para de esta manera generar una corriente de descarga, en donde el gas de escape reciclado comprimido actúa como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la corriente de descarga; y expandir la corriente de descarga en un expansor para por lo menos parcialmente impulsar el compresor principal y generar el gas de escape reciclado y por lo menos parcialmente impulsar el compresor principal.
11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el aire enriquecido tiene una concentración de oxigeno entre aproximadamente 30% en peso y aproximadamente 50% en peso.
12. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque además comprende mezclar el aire enriquecido con aire atmosférico para obtener la concentración del oxigeno entre aproximadamente 30% en peso y aproximadamente 50% en peso.
13. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el gas de escape reciclado tienen una concentración de C02 de entre aproximadamente 10% en peso y aproximadamente 20% en peso.
14. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el aire enriquecido se deriva de una corriente de rechazo de una unidad de separación de aire, la corriente de rechazo que tiene una concentración de oxigeno entre aproximadamente 50% en peso y aproximadamente 70% en peso .
15. Un sistema integrado, caracterizado porque. comprende : un sistema de turbina de gas, que comprende: un primer compresor configurado para recibir y comprimir un gas de escape reciclado en un gas de escape, reciclado comprimido; un segundo compresor configurado para recibir y comprimir el aire enriquecido para generar un oxidante comprimido, el aire enriquecido que tiene una concentración de oxigeno entre aproximadamente 30% en peso y aproximadamente 50% en peso; una cámara de combustión configurada para recibir el gas de escape reciclado comprimido y el oxidante comprimido y quemar estequiométricamente una corriente de combustible, en donde el gas de escape reciclado comprimido sirve como un diluyente para moderar las temperaturas de combustión, y un expansor acoplado al primer compresor . y configurado para recibir una descarga de la cámara de combustión para generar la corriente de escape reciclada y por lo menos parcialmente impulsar el primer compresor, y un sistema de recirculación de gas de escape, que comprende : un generador de vapor de recuperación de calor comunicablemente acoplado a una turbina de gas de vapor, el generador de vapor de recuperación de calor que es configurado para recibir el gas de escape reciclado del expansor para crear vapor, que genera potencia eléctrica en el generador de vapor; una o más unidades de enfriamiento configuradas para enfriar el gas de escape reciclado recibido del generador de vapor de recuperación de calor y remover el agua condensada del gas de escape reciclado, y un compresor de refuerzo configurado para incrementar la presión del gas de escape, reciclado antes de la inyección en el primer compresor para proporcionar el gas de escape reciclado comprimido.
16. El sistema de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el compresor de refuerzo incrementa la presión de la corriente de gas de escape reciclada a una presión entre aproximadamente 17 psia y aproximadamente 21 psia.
17. El sistema de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el gas de escape reciclado tiene una concentración de C02 de entre aproximadamente 15% en peso y aproximadamente 20% en peso.
18. El sistema de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el aire enriquecido se mezcla con aire atmosférico para obtener la concentración de oxigeno entre aproximadamente 30% en peso y aproximadamente 50% en peso .
19. El sistema de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el aire enriquecido se deriva de la separación con membrana, adsorción oscilante de presión, adsorción oscilante de temperatura, una unidad de separación de aire y cualquier combinación de los mismos.
20. El sistema de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque la unidad de separación de aire tiene una corriente de rechazo que tiene una concentración de oxigeno entre aproximadamente 50% en peso y aproximadamente 70% en peso, la corriente de rechazo que proporciona sustancialmente el aire enriquecido.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US36117810P | 2010-07-02 | 2010-07-02 | |
PCT/US2011/039829 WO2012003079A1 (en) | 2010-07-02 | 2011-06-09 | Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
MX2012014458A true MX2012014458A (es) | 2013-02-07 |
MX354587B MX354587B (es) | 2018-03-12 |
Family
ID=45402431
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
MX2012014458A MX354587B (es) | 2010-07-02 | 2011-06-09 | Combustión estequiométrica de aire enriquecido con recirculación de gas de escape. |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9903316B2 (es) |
EP (1) | EP2588728B1 (es) |
JP (1) | JP5906555B2 (es) |
CN (1) | CN102959203B (es) |
AR (1) | AR081786A1 (es) |
AU (1) | AU2011271635B2 (es) |
BR (1) | BR112012031505A2 (es) |
CA (1) | CA2801494C (es) |
EA (1) | EA029336B1 (es) |
MX (1) | MX354587B (es) |
MY (1) | MY160833A (es) |
SG (2) | SG186157A1 (es) |
TW (1) | TWI579507B (es) |
WO (1) | WO2012003079A1 (es) |
Families Citing this family (97)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2268897B1 (en) | 2008-03-28 | 2020-11-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery system and method |
US8734545B2 (en) | 2008-03-28 | 2014-05-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
BRPI0920139A2 (pt) | 2008-10-14 | 2015-12-22 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistema de combustão, método de controle de combustão, e, sistema de combustor. |
EP2411736B1 (en) | 2009-02-26 | 2019-06-05 | 8 Rivers Capital, LLC | Apparatus and method for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system and device |
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 |
CA2764450C (en) | 2009-06-05 | 2018-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combustor systems and methods for using same |
AU2010318595C1 (en) | 2009-11-12 | 2016-10-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
SG10201505209UA (en) | 2010-07-02 | 2015-08-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation systems and methods |
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 |
US9732673B2 (en) | 2010-07-02 | 2017-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler |
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 |
MY164051A (en) | 2010-07-02 | 2017-11-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
EP2588732B1 (en) * | 2010-07-02 | 2019-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
EP2601393B1 (en) | 2010-08-06 | 2020-01-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion |
WO2012018458A1 (en) | 2010-08-06 | 2012-02-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for exhaust gas extraction |
TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
TWI593872B (zh) | 2011-03-22 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 整合系統及產生動力之方法 |
TWI563166B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated generation systems and methods 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 |
CA2858631C (en) * | 2011-12-19 | 2017-01-10 | Alstom Technology Ltd. | Control of the gas composition in a gas turbine power plant with flue gas recirculation |
US9810050B2 (en) | 2011-12-20 | 2017-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced coal-bed methane production |
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 |
US20130269310A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
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 |
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 |
US8539749B1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-09-24 | General Electric Company | Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines 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 |
TWI630021B (zh) * | 2012-06-14 | 2018-07-21 | 艾克頌美孚研究工程公司 | 用於co捕捉/利用和n製造之變壓吸附與發電廠的整合 |
WO2014036258A1 (en) | 2012-08-30 | 2014-03-06 | Enhanced Energy Group LLC | Cycle turbine engine power system |
US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
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 |
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 |
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 |
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 |
US9574496B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-02-21 | 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 |
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 |
US9803865B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-10-31 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US9869279B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-01-16 | General Electric Company | System and method for a multi-wall turbine combustor |
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 |
US10221762B2 (en) | 2013-02-28 | 2019-03-05 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
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 |
US20140250945A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Richard A. Huntington | Carbon Dioxide Recovery |
EP2964735A1 (en) | 2013-03-08 | 2016-01-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and methane recovery from methane hydrates |
US9618261B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
JP2016512302A (ja) * | 2013-03-15 | 2016-04-25 | パルマー ラボ,エルエルシー | 二酸化炭素循環作動流体を用いる高効率発電システムおよび方法 |
US9377202B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-06-28 | General Electric Company | System and method for fuel blending and control in gas turbines |
US9382850B2 (en) | 2013-03-21 | 2016-07-05 | General Electric Company | System and method for controlled fuel blending in gas turbines |
US9631542B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines |
TWI654368B (zh) | 2013-06-28 | 2019-03-21 | 美商艾克頌美孚上游研究公司 | 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體 |
US9617914B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-11 | General Electric Company | Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation |
US9835089B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-12-05 | General Electric Company | System and method for a fuel nozzle |
JP6220586B2 (ja) * | 2013-07-22 | 2017-10-25 | 8 リバーズ キャピタル,エルエルシー | ガスタービン設備 |
JP6220589B2 (ja) * | 2013-07-26 | 2017-10-25 | 8 リバーズ キャピタル,エルエルシー | ガスタービン設備 |
US9587510B2 (en) | 2013-07-30 | 2017-03-07 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine sensor |
US9903588B2 (en) | 2013-07-30 | 2018-02-27 | General Electric Company | System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
US9951658B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-04-24 | General Electric Company | System and method for an oxidant heating system |
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 |
US10030588B2 (en) | 2013-12-04 | 2018-07-24 | General Electric Company | Gas turbine combustor diagnostic system and method |
US9752458B2 (en) | 2013-12-04 | 2017-09-05 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
ES2898863T3 (es) | 2015-06-15 | 2022-03-09 | 8 Rivers Capital Llc | Sistema y método para la puesta en marcha de una planta de producción de energía |
US10143960B2 (en) | 2015-11-17 | 2018-12-04 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Staged complementary PSA system for low energy fractionation of mixed fluid |
US10439242B2 (en) | 2015-11-17 | 2019-10-08 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hybrid high-temperature swing adsorption and fuel cell |
US10125641B2 (en) | 2015-11-17 | 2018-11-13 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Dual integrated PSA for simultaneous power plant emission control and enhanced hydrocarbon recovery |
WO2017087154A1 (en) | 2015-11-17 | 2017-05-26 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Staged pressure swing adsorption for simultaneous power plant emission control and enhanced hydrocarbon recovery |
WO2017087164A1 (en) | 2015-11-17 | 2017-05-26 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Integration of staged complementary psa system with a power plant for co2 capture/utilization and n2 production |
MX2018010310A (es) | 2016-02-26 | 2019-05-02 | 8 Rivers Capital Llc | Sistemas y metodos para controlar una planta de energia. |
WO2018026518A1 (en) | 2016-08-04 | 2018-02-08 | Exxonmobil Research And Engineering Company | High temperature pressure swing adsorption for advanced sorption enhanced water gas shift |
WO2018026516A1 (en) | 2016-08-04 | 2018-02-08 | Exxonmobil Research And Engineering Company | High purity nitrogen/hydrogen production from an exhaust stream |
US11161694B2 (en) * | 2018-07-18 | 2021-11-02 | Alliance For Sustainable Energy, Llc | Compressed gas energy storage |
CN114901925A (zh) | 2019-10-22 | 2022-08-12 | 八河流资产有限责任公司 | 用于发电系统的热管理的控制方案和方法 |
WO2024015292A1 (en) | 2022-07-12 | 2024-01-18 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Oxygen-enriched combustion for natural gas combined cycle operation |
Family Cites Families (675)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2488911A (en) | 1946-11-09 | 1949-11-22 | Surface Combustion Corp | Combustion apparatus for use with turbines |
GB776269A (en) | 1952-11-08 | 1957-06-05 | Licentia Gmbh | A gas turbine plant |
US2884758A (en) | 1956-09-10 | 1959-05-05 | Bbc Brown Boveri & Cie | Regulating device for burner operating with simultaneous combustion of gaseous and liquid fuel |
US3561895A (en) | 1969-06-02 | 1971-02-09 | Exxon Research Engineering Co | Control of fuel gas combustion properties in inspirating burners |
US3631672A (en) | 1969-08-04 | 1972-01-04 | Gen Electric | Eductor cooled gas turbine casing |
US3643430A (en) | 1970-03-04 | 1972-02-22 | United Aircraft Corp | Smoke reduction combustion chamber |
US3705492A (en) | 1971-01-11 | 1972-12-12 | Gen Motors Corp | Regenerative gas turbine system |
US3841382A (en) | 1973-03-16 | 1974-10-15 | Maloney Crawford Tank | Glycol regenerator using controller gas stripping under vacuum |
US3949548A (en) | 1974-06-13 | 1976-04-13 | Lockwood Jr Hanford N | Gas turbine regeneration system |
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 |
US4018046A (en) | 1975-07-17 | 1977-04-19 | Avco Corporation | Infrared radiation suppressor for gas turbine engine |
NL7612453A (nl) | 1975-11-24 | 1977-05-26 | Gen Electric | Geintegreerde lichtgasproduktieinstallatie en werkwijze voor de opwekking van elektrische energie. |
US4033712A (en) * | 1976-02-26 | 1977-07-05 | Edmund D. Hollon | Fuel supply systems |
US4077206A (en) | 1976-04-16 | 1978-03-07 | The Boeing Company | Gas turbine mixer apparatus for suppressing engine core noise and engine fan noise |
US4204401A (en) | 1976-07-19 | 1980-05-27 | The Hydragon Corporation | Turbine engine with exhaust gas recirculation |
US4380895A (en) | 1976-09-09 | 1983-04-26 | Rolls-Royce Limited | Combustion chamber for a gas turbine engine having a variable rate diffuser upstream of air inlet means |
US4066214A (en) | 1976-10-14 | 1978-01-03 | The Boeing Company | Gas turbine exhaust nozzle for controlled temperature flow across adjoining airfoils |
US4117671A (en) | 1976-12-30 | 1978-10-03 | The Boeing Company | Noise suppressing exhaust mixer assembly for ducted-fan, turbojet engine |
US4165609A (en) | 1977-03-02 | 1979-08-28 | The Boeing Company | Gas turbine mixer apparatus |
US4092095A (en) | 1977-03-18 | 1978-05-30 | Combustion Unlimited Incorporated | Combustor for waste gases |
US4112676A (en) | 1977-04-05 | 1978-09-12 | Westinghouse Electric Corp. | Hybrid combustor with staged injection of pre-mixed fuel |
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 |
US4101294A (en) | 1977-08-15 | 1978-07-18 | General Electric Company | Production of hot, saturated fuel gas |
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 |
US4222240A (en) | 1978-02-06 | 1980-09-16 | Castellano Thomas P | Turbocharged engine |
US4236378A (en) | 1978-03-01 | 1980-12-02 | General Electric Company | Sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas |
DE2808690C2 (de) | 1978-03-01 | 1983-11-17 | Messerschmitt-Bölkow-Blohm GmbH, 8000 München | Einrichtung zur Erzeugung von Heißdampf für die Gewinnung von Erdöl |
US4498288A (en) | 1978-10-13 | 1985-02-12 | General Electric Company | Fuel injection staged sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas |
US4253301A (en) | 1978-10-13 | 1981-03-03 | General Electric Company | Fuel injection staged sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas |
US4345426A (en) | 1980-03-27 | 1982-08-24 | Egnell Rolf A | Device for burning fuel with air |
GB2080934B (en) | 1980-07-21 | 1984-02-15 | Hitachi Ltd | Low btu gas burner |
US4352269A (en) | 1980-07-25 | 1982-10-05 | Mechanical Technology Incorporated | Stirling engine combustor |
GB2082259B (en) | 1980-08-15 | 1984-03-07 | Rolls Royce | Exhaust flow mixers and nozzles |
US4442665A (en) | 1980-10-17 | 1984-04-17 | General Electric Company | Coal gasification power generation plant |
US4637792A (en) | 1980-12-22 | 1987-01-20 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
US4488865A (en) | 1980-12-22 | 1984-12-18 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
US4480985A (en) | 1980-12-22 | 1984-11-06 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
US4479484A (en) | 1980-12-22 | 1984-10-30 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
US4344486A (en) | 1981-02-27 | 1982-08-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for enhanced oil recovery |
US4399652A (en) | 1981-03-30 | 1983-08-23 | Curtiss-Wright Corporation | Low BTU gas combustor |
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 |
US4445842A (en) | 1981-11-05 | 1984-05-01 | Thermal Systems Engineering, Inc. | Recuperative burner with exhaust gas recirculation means |
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 |
US4548034A (en) | 1983-05-05 | 1985-10-22 | Rolls-Royce Limited | Bypass gas turbine aeroengines and exhaust mixers therefor |
US4528811A (en) | 1983-06-03 | 1985-07-16 | General Electric Co. | Closed-cycle gas turbine chemical processor |
GB2149456B (en) | 1983-11-08 | 1987-07-29 | Rolls Royce | Exhaust mixing in turbofan aeroengines |
US4561245A (en) | 1983-11-14 | 1985-12-31 | Atlantic Richfield Company | Turbine anti-icing system |
US4602614A (en) | 1983-11-30 | 1986-07-29 | United Stirling, Inc. | Hybrid solar/combustion powered receiver |
SE439057B (sv) | 1984-06-05 | 1985-05-28 | United Stirling Ab & Co | Anordning for forbrenning av ett brensle med syrgas och inblandning av en del av de vid forbrenningen bildade avgaserna |
EP0169431B1 (en) | 1984-07-10 | 1990-04-11 | Hitachi, Ltd. | Gas turbine combustor |
US4606721A (en) | 1984-11-07 | 1986-08-19 | Tifa Limited | Combustion chamber noise suppressor |
US4653278A (en) | 1985-08-23 | 1987-03-31 | General Electric Company | Gas turbine engine carburetor |
US4651712A (en) | 1985-10-11 | 1987-03-24 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
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 |
US4681678A (en) | 1986-10-10 | 1987-07-21 | Combustion Engineering, Inc. | Sample dilution system for supercritical fluid chromatography |
US4684465A (en) | 1986-10-10 | 1987-08-04 | Combustion Engineering, Inc. | Supercritical fluid chromatograph with pneumatically controlled pump |
US4817387A (en) | 1986-10-27 | 1989-04-04 | Hamilton C. Forman, Trustee | Turbocharger/supercharger control device |
US4762543A (en) | 1987-03-19 | 1988-08-09 | Amoco Corporation | Carbon dioxide recovery |
US5084438A (en) | 1988-03-23 | 1992-01-28 | Nec Corporation | Electronic device substrate using silicon semiconductor substrate |
US4883122A (en) | 1988-09-27 | 1989-11-28 | Amoco Corporation | Method of coalbed methane production |
JP2713627B2 (ja) | 1989-03-20 | 1998-02-16 | 株式会社日立製作所 | ガスタービン燃焼器、これを備えているガスタービン設備、及びこの燃焼方法 |
US4946597A (en) | 1989-03-24 | 1990-08-07 | Esso Resources Canada Limited | Low temperature bitumen recovery process |
US4976100A (en) | 1989-06-01 | 1990-12-11 | Westinghouse Electric Corp. | System and method for heat recovery in a combined cycle power plant |
US5135387A (en) | 1989-10-19 | 1992-08-04 | It-Mcgill Environmental Systems, Inc. | Nitrogen oxide control using internally recirculated flue gas |
US5044932A (en) | 1989-10-19 | 1991-09-03 | It-Mcgill Pollution Control Systems, Inc. | Nitrogen oxide control using internally recirculated flue gas |
SE467646B (sv) | 1989-11-20 | 1992-08-24 | Abb Carbon Ab | Saett vid roekgasrening i pfbc-anlaeggning |
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 |
US5271905A (en) | 1990-04-27 | 1993-12-21 | Mobil Oil Corporation | Apparatus for multi-stage fast fluidized bed regeneration of catalyst |
JPH0450433A (ja) | 1990-06-20 | 1992-02-19 | Toyota Motor Corp | 直列2段過給内燃機関の排気ガス再循環装置 |
US5141049A (en) | 1990-08-09 | 1992-08-25 | The Badger Company, Inc. | Treatment of heat exchangers to reduce corrosion and by-product reactions |
US5098282A (en) | 1990-09-07 | 1992-03-24 | John Zink Company | Methods and apparatus for burning fuel with low NOx formation |
US5154596A (en) | 1990-09-07 | 1992-10-13 | John Zink Company, A Division Of Koch Engineering Company, Inc. | Methods and apparatus for burning fuel with low NOx formation |
US5197289A (en) | 1990-11-26 | 1993-03-30 | General Electric Company | Double dome combustor |
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 |
US5073105A (en) | 1991-05-01 | 1991-12-17 | Callidus Technologies Inc. | Low NOx burner assemblies |
US5147111A (en) | 1991-08-02 | 1992-09-15 | Atlantic Richfield Company | Cavity induced stimulation method of coal degasification wells |
US5255506A (en) | 1991-11-25 | 1993-10-26 | General Motors Corporation | Solid fuel combustion system for gas turbine engine |
US5183232A (en) | 1992-01-31 | 1993-02-02 | Gale John A | Interlocking strain relief shelf bracket |
US5195884A (en) | 1992-03-27 | 1993-03-23 | John Zink Company, A Division Of Koch Engineering Company, Inc. | Low NOx formation burner apparatus and methods |
US5238395A (en) | 1992-03-27 | 1993-08-24 | John Zink Company | Low nox gas burner apparatus and methods |
US5634329A (en) | 1992-04-30 | 1997-06-03 | Abb Carbon Ab | Method of maintaining a nominal working temperature of flue gases in a PFBC power plant |
US5332036A (en) | 1992-05-15 | 1994-07-26 | The Boc Group, Inc. | Method of recovery of natural gases from underground coal formations |
US5295350A (en) | 1992-06-26 | 1994-03-22 | Texaco Inc. | Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas |
US5355668A (en) | 1993-01-29 | 1994-10-18 | General Electric Company | Catalyst-bearing component of gas turbine engine |
US5628184A (en) | 1993-02-03 | 1997-05-13 | Santos; Rolando R. | Apparatus for reducing the production of NOx in a gas turbine |
US5361586A (en) | 1993-04-15 | 1994-11-08 | Westinghouse Electric Corporation | Gas turbine ultra low NOx combustor |
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 |
US5359847B1 (en) | 1993-06-01 | 1996-04-09 | Westinghouse Electric Corp | Dual fuel ultra-flow nox combustor |
US5572862A (en) | 1993-07-07 | 1996-11-12 | Mowill Rolf Jan | Convectively cooled, single stage, fully premixed fuel/air combustor for gas turbine engine modules |
US5628182A (en) | 1993-07-07 | 1997-05-13 | Mowill; R. Jan | Star combustor with dilution ports in can portions |
US5638674A (en) | 1993-07-07 | 1997-06-17 | Mowill; R. Jan | Convectively cooled, single stage, fully premixed controllable fuel/air combustor with tangential admission |
PL171012B1 (pl) | 1993-07-08 | 1997-02-28 | Waclaw Borszynski | Uklad do mokrego oczyszczania spalin z procesów spalania, korzystnie wegla, koksu,oleju opalowego PL |
US5794431A (en) | 1993-07-14 | 1998-08-18 | Hitachi, Ltd. | Exhaust recirculation type combined plant |
US5535584A (en) | 1993-10-19 | 1996-07-16 | California Energy Commission | Performance enhanced gas turbine powerplants |
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 |
BR9405757A (pt) | 1993-12-10 | 1995-11-28 | Cabot Corp | Processo para aumentar capacidade e eficiencia de instalação de ciclos combinados e sistema de instalação de ciclo combinado de gás natural liquefeito |
DE69410760T2 (de) * | 1993-12-17 | 1998-09-24 | Air Prod & Chem | Integrierte Produktion von Sauerstoff und elektrischer Energie |
US5542840A (en) | 1994-01-26 | 1996-08-06 | Zeeco Inc. | Burner for combusting gas and/or liquid fuel with low NOx production |
US5458481A (en) | 1994-01-26 | 1995-10-17 | Zeeco, Inc. | Burner for combusting gas with low NOx production |
NO180520C (no) | 1994-02-15 | 1997-05-07 | Kvaerner Asa | Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser |
JP2950720B2 (ja) | 1994-02-24 | 1999-09-20 | 株式会社東芝 | ガスタービン燃焼装置およびその燃焼制御方法 |
US5439054A (en) | 1994-04-01 | 1995-08-08 | Amoco Corporation | Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation |
DE4411624A1 (de) | 1994-04-02 | 1995-10-05 | Abb Management Ag | Brennkammer mit Vormischbrennern |
US5581998A (en) | 1994-06-22 | 1996-12-10 | Craig; Joe D. | Biomass fuel turbine combuster |
US5402847A (en) | 1994-07-22 | 1995-04-04 | Conoco Inc. | Coal bed methane recovery |
US5599179A (en) * | 1994-08-01 | 1997-02-04 | Mississippi State University | Real-time combustion controller |
EP0828929B1 (en) | 1994-08-25 | 2004-09-22 | Clean Energy Systems, Inc. | Reduced pollution power generation system and gas generator therefore |
US5640840A (en) | 1994-12-12 | 1997-06-24 | Westinghouse Electric Corporation | Recuperative steam cooled gas turbine method and apparatus |
US5836164A (en) | 1995-01-30 | 1998-11-17 | Hitachi, Ltd. | Gas turbine combustor |
DE19508018A1 (de) * | 1995-03-07 | 1996-09-12 | Abb Management Ag | Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage |
US5657631A (en) | 1995-03-13 | 1997-08-19 | B.B.A. Research & Development, Inc. | Injector for turbine engines |
WO1996030637A1 (en) | 1995-03-24 | 1996-10-03 | Ultimate Power Engineering Group, Inc. | High vanadium content fuel combustor and system |
US5685158A (en) | 1995-03-31 | 1997-11-11 | General Electric Company | Compressor rotor cooling system for a gas turbine |
CN1112505C (zh) | 1995-06-01 | 2003-06-25 | 特雷克特贝尔Lng北美公司 | 液化天然气作燃料的混合循环发电装置及液化天然气作燃料的燃气轮机 |
JPH09119641A (ja) | 1995-06-05 | 1997-05-06 | Allison Engine Co Inc | ガスタービンエンジン用低窒素酸化物希薄予混合モジュール |
US6170264B1 (en) | 1997-09-22 | 2001-01-09 | Clean Energy Systems, Inc. | Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration |
DE59603723D1 (de) | 1995-06-12 | 1999-12-30 | Gachnang Hans Rudolf | Verfahren zum zumischen von brenngas und vorrichtung zum zumischen von brenngas |
US5722230A (en) | 1995-08-08 | 1998-03-03 | General Electric Co. | Center burner in a multi-burner combustor |
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 |
US5638675A (en) | 1995-09-08 | 1997-06-17 | United Technologies Corporation | Double lobed mixer with major and minor lobes |
GB9520002D0 (en) | 1995-09-30 | 1995-12-06 | Rolls Royce Plc | Turbine engine control system |
DE19539774A1 (de) | 1995-10-26 | 1997-04-30 | Asea Brown Boveri | Zwischengekühlter Verdichter |
EA000249B1 (ru) | 1995-12-27 | 1999-02-25 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Беспламенная камера сгорания |
DE19549143A1 (de) | 1995-12-29 | 1997-07-03 | Abb Research Ltd | Gasturbinenringbrennkammer |
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 |
US5669958A (en) | 1996-02-29 | 1997-09-23 | Membrane Technology And Research, Inc. | Methane/nitrogen separation process |
GB2311596B (en) | 1996-03-29 | 2000-07-12 | Europ Gas Turbines Ltd | Combustor for gas - or liquid - fuelled turbine |
DE19618868C2 (de) | 1996-05-10 | 1998-07-02 | Daimler Benz Ag | Brennkraftmaschine mit einem Abgasrückführsystem |
US5930990A (en) | 1996-05-14 | 1999-08-03 | The Dow Chemical Company | Method and apparatus for achieving power augmentation in gas turbines via wet compression |
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 |
US5938975A (en) * | 1996-12-23 | 1999-08-17 | Ennis; Bernard | Method and apparatus for total energy fuel conversion systems |
JPH10259736A (ja) | 1997-03-19 | 1998-09-29 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 低NOx燃焼器 |
US5850732A (en) | 1997-05-13 | 1998-12-22 | Capstone Turbine Corporation | Low emissions combustion system for a gas turbine engine |
US5937634A (en) | 1997-05-30 | 1999-08-17 | Solar Turbines Inc | Emission control for a gas turbine engine |
US6062026A (en) | 1997-05-30 | 2000-05-16 | Turbodyne Systems, Inc. | Turbocharging systems for internal combustion engines |
NO308400B1 (no) | 1997-06-06 | 2000-09-11 | Norsk Hydro As | Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess |
NO308399B1 (no) | 1997-06-06 | 2000-09-11 | Norsk Hydro As | Prosess for generering av kraft og/eller varme |
US6256976B1 (en) | 1997-06-27 | 2001-07-10 | Hitachi, Ltd. | Exhaust gas recirculation type combined plant |
US5771867A (en) | 1997-07-03 | 1998-06-30 | Caterpillar Inc. | Control system for exhaust gas recovery system in an internal combustion engine |
US5771868A (en) | 1997-07-03 | 1998-06-30 | Turbodyne Systems, Inc. | Turbocharging systems for internal combustion engines |
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 |
US6079974A (en) | 1997-10-14 | 2000-06-27 | Beloit Technologies, Inc. | Combustion chamber to accommodate a split-stream of recycled gases |
US6360528B1 (en) | 1997-10-31 | 2002-03-26 | General Electric Company | Chevron exhaust nozzle for a gas turbine engine |
ATE239859T1 (de) * | 1997-12-09 | 2003-05-15 | Rerum Cognitio | Mehrstufiger dampfkraft-/arbeitsprozess für die elektroenergiegewinnung im kreisprozess sowie anordnung zu seiner durchführung |
US6032465A (en) | 1997-12-18 | 2000-03-07 | Alliedsignal Inc. | Integral turbine exhaust gas recirculation control valve |
DE59811106D1 (de) | 1998-02-25 | 2004-05-06 | Alstom Technology Ltd Baden | Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess |
US6082113A (en) | 1998-05-22 | 2000-07-04 | Pratt & Whitney Canada Corp. | Gas turbine fuel injector |
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 |
US7717173B2 (en) | 1998-07-06 | 2010-05-18 | Ecycling, LLC | Methods of improving oil or gas production with recycled, increased sodium water |
US6089855A (en) | 1998-07-10 | 2000-07-18 | Thermo Power Corporation | Low NOx multistage combustor |
US6125627A (en) | 1998-08-11 | 2000-10-03 | Allison Advanced Development Company | Method and apparatus for spraying fuel within a gas turbine engine |
US6148602A (en) | 1998-08-12 | 2000-11-21 | Norther Research & Engineering Corporation | Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor |
GB9818160D0 (en) | 1998-08-21 | 1998-10-14 | Rolls Royce Plc | A combustion chamber |
US6314721B1 (en) | 1998-09-04 | 2001-11-13 | United Technologies Corporation | Tabbed nozzle for jet noise suppression |
NO319681B1 (no) | 1998-09-16 | 2005-09-05 | Statoil Asa | Fremgangsmate for fremstilling av en H2-rik gass og en CO2-rik gass ved hoyt trykk |
NO317870B1 (no) | 1998-09-16 | 2004-12-27 | Statoil Asa | Fremgangsmate for a fremstille en H<N>2</N>-rik gass og en CO<N>2</N>-rik gass ved hoyt trykk |
EP0994243B1 (en) | 1998-10-14 | 2005-01-26 | Nissan Motor Co., Ltd. | Exhaust gas purifying device |
NO984956D0 (no) | 1998-10-23 | 1998-10-23 | Nyfotek As | Brenner |
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 |
US6230103B1 (en) | 1998-11-18 | 2001-05-08 | Power Tech Associates, Inc. | Method of determining concentration of exhaust components in a gas turbine engine |
NO308401B1 (no) | 1998-12-04 | 2000-09-11 | Norsk Hydro As | FremgangsmÕte for gjenvinning av CO2 som genereres i en forbrenningsprosess samt anvendelse derav |
US6216549B1 (en) | 1998-12-11 | 2001-04-17 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior | Collapsible bag sediment/water quality flow-weighted sampler |
DE19857234C2 (de) | 1998-12-11 | 2000-09-28 | Daimler Chrysler Ag | Vorrichtung zur Abgasrückführung |
EP1141534B1 (en) | 1999-01-04 | 2005-04-06 | Allison Advanced Development Company | Exhaust mixer and apparatus using same |
US6183241B1 (en) | 1999-02-10 | 2001-02-06 | Midwest Research Institute | Uniform-burning matrix burner |
NO990812L (no) | 1999-02-19 | 2000-08-21 | Norsk Hydro As | Metode for Õ fjerne og gjenvinne CO2 fra eksosgass |
US6202442B1 (en) | 1999-04-05 | 2001-03-20 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'expoitation Des Procedes Georges Claude | Integrated apparatus for generating power and/or oxygen enriched fluid and process for the operation thereof |
US6276171B1 (en) | 1999-04-05 | 2001-08-21 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Integrated apparatus for generating power and/or oxygen enriched fluid, process for the operation thereof |
GB9911867D0 (en) | 1999-05-22 | 1999-07-21 | Rolls Royce Plc | A combustion chamber assembly and a method of operating a combustion chamber assembly |
US6305929B1 (en) | 1999-05-24 | 2001-10-23 | Suk Ho Chung | Laser-induced ignition system using a cavity |
JP2001041007A (ja) * | 1999-05-26 | 2001-02-13 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | タービン設備 |
US6283087B1 (en) | 1999-06-01 | 2001-09-04 | Kjell Isaksen | Enhanced method of closed vessel combustion |
US6263659B1 (en) | 1999-06-04 | 2001-07-24 | Air Products And Chemicals, Inc. | Air separation process integrated with gas turbine combustion engine driver |
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 |
US7065953B1 (en) | 1999-06-10 | 2006-06-27 | Enhanced Turbine Output Holding | Supercharging system for gas turbines |
US6324867B1 (en) | 1999-06-15 | 2001-12-04 | Exxonmobil Oil Corporation | Process and system for liquefying natural gas |
SE9902491L (sv) | 1999-06-30 | 2000-12-31 | Saab Automobile | Förbränningsmotor med avgasåtermatning |
US6202574B1 (en) | 1999-07-09 | 2001-03-20 | Abb Alstom Power Inc. | Combustion method and apparatus for producing a carbon dioxide end product |
MXPA02000764A (es) | 1999-07-22 | 2002-07-22 | Bechtel Corp | Un metodo y aparato para vaporizar gas liquido en una planta de energia de ciclo combinado. |
US6301888B1 (en) | 1999-07-22 | 2001-10-16 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The Environmental Protection Agency | Low emission, diesel-cycle engine |
US6248794B1 (en) | 1999-08-05 | 2001-06-19 | Atlantic Richfield Company | Integrated process for converting hydrocarbon gas to liquids |
AU6522000A (en) | 1999-08-09 | 2001-03-05 | Technion Research & Development Foundation Ltd. | Novel design of adiabatic combustors |
US6101983A (en) | 1999-08-11 | 2000-08-15 | General Electric Co. | Modified gas turbine system with advanced pressurized fluidized bed combustor cycle |
KR100827869B1 (ko) | 1999-08-16 | 2008-05-07 | 가부시키가이샤 에누에프케이 홀딩스 | 연료공급장치 및 연료공급방법 |
US7015271B2 (en) | 1999-08-19 | 2006-03-21 | Ppg Industries Ohio, Inc. | Hydrophobic particulate inorganic oxides and polymeric compositions containing same |
US6298654B1 (en) | 1999-09-07 | 2001-10-09 | VERMES GéZA | Ambient pressure gas turbine system |
DE19944922A1 (de) | 1999-09-20 | 2001-03-22 | Asea Brown Boveri | Steuerung von Primärmassnahmen zur Reduktion der thermischen Stickoxidbildung in Gasturbinen |
JP2001107743A (ja) * | 1999-10-05 | 2001-04-17 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | ガスタービンシステムおよびそれを備えたコンバインドプラント |
DE19949739C1 (de) | 1999-10-15 | 2001-08-23 | Karlsruhe Forschzent | Massesensitiver Sensor |
US6383461B1 (en) | 1999-10-26 | 2002-05-07 | John Zink Company, Llc | Fuel dilution methods and apparatus for NOx reduction |
US20010004838A1 (en) | 1999-10-29 | 2001-06-28 | Wong Kenneth Kai | Integrated heat exchanger system for producing carbon dioxide |
US6299433B1 (en) * | 1999-11-05 | 2001-10-09 | Gas Research Institute | Burner control |
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 |
US6266954B1 (en) | 1999-12-15 | 2001-07-31 | General Electric Co. | Double wall bearing cone |
US6484503B1 (en) | 2000-01-12 | 2002-11-26 | Arie Raz | Compression and condensation of turbine exhaust steam |
DE10001110A1 (de) | 2000-01-13 | 2001-08-16 | Alstom Power Schweiz Ag Baden | Verfahren zur Rückgewinnung von Wasser aus dem Rauchgas eines Kombikraftwerkes sowie Kombikraftwerk zur Durchführung des Verfahrens |
DE10001997A1 (de) | 2000-01-19 | 2001-07-26 | Alstom Power Schweiz Ag Baden | Verbund-Kraftwerk sowie Verfahren zum Betrieb eines solchen Verbund-Kraftwerkes |
US6247315B1 (en) | 2000-03-08 | 2001-06-19 | American Air Liquids, Inc. | Oxidant control in co-generation installations |
US6247316B1 (en) | 2000-03-22 | 2001-06-19 | Clean Energy Systems, Inc. | Clean air engines for transportation and other power applications |
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 |
US7011154B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
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 |
SE523342C2 (sv) | 2000-05-02 | 2004-04-13 | Volvo Teknisk Utveckling Ab | Anordning och förfarande för reduktion av en gaskomponent i en avgasström från en förbränningsmotor |
AU2001276823A1 (en) | 2000-05-12 | 2001-12-03 | Clean Energy Systems, Inc. | Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems |
US6429020B1 (en) | 2000-06-02 | 2002-08-06 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Flashback detection sensor for lean premix fuel nozzles |
JP3864671B2 (ja) | 2000-06-12 | 2007-01-10 | 日産自動車株式会社 | ディーゼルエンジンの燃料噴射制御装置 |
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 |
US6502383B1 (en) | 2000-08-31 | 2003-01-07 | General Electric Company | Stub airfoil exhaust nozzle |
US6301889B1 (en) | 2000-09-21 | 2001-10-16 | Caterpillar Inc. | Turbocharger with exhaust gas recirculation |
DE10049040A1 (de) | 2000-10-04 | 2002-06-13 | Alstom Switzerland Ltd | Verfahren zur Regeneration einer Katalysatoranlage und Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens |
DE10049912A1 (de) | 2000-10-10 | 2002-04-11 | Daimler Chrysler Ag | Brennkraftmaschine mit Abgasturbolader und Compound-Nutzturbine |
DE10050248A1 (de) | 2000-10-11 | 2002-04-18 | Alstom Switzerland Ltd | Brenner |
GB0025552D0 (en) | 2000-10-18 | 2000-11-29 | Air Prod & Chem | Process and apparatus for the generation of power |
US7097925B2 (en) | 2000-10-30 | 2006-08-29 | Questair Technologies Inc. | High temperature fuel cell power plant |
US6412278B1 (en) | 2000-11-10 | 2002-07-02 | Borgwarner, Inc. | Hydraulically powered exhaust gas recirculation system |
US6412559B1 (en) | 2000-11-24 | 2002-07-02 | Alberta Research Council Inc. | Process for recovering methane and/or sequestering fluids |
DE10064270A1 (de) | 2000-12-22 | 2002-07-11 | Alstom Switzerland Ltd | Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage sowie eine diesbezügliche Gasturbinenanlage |
US6698412B2 (en) | 2001-01-08 | 2004-03-02 | Catalytica Energy Systems, Inc. | Catalyst placement in combustion cylinder for reduction on NOx and particulate soot |
US6467270B2 (en) | 2001-01-31 | 2002-10-22 | Cummins Inc. | Exhaust gas recirculation air handling system for an internal combustion engine |
US6715916B2 (en) | 2001-02-08 | 2004-04-06 | General Electric Company | System and method for determining gas turbine firing and combustion reference temperatures having correction for water content in fuel |
US6490858B2 (en) | 2001-02-16 | 2002-12-10 | Ashley J. Barrett | Catalytic converter thermal aging method and apparatus |
US6606861B2 (en) | 2001-02-26 | 2003-08-19 | United Technologies Corporation | Low emissions combustor for a gas turbine engine |
US7578132B2 (en) | 2001-03-03 | 2009-08-25 | Rolls-Royce Plc | Gas turbine engine exhaust nozzle |
US6821501B2 (en) | 2001-03-05 | 2004-11-23 | Shell Oil Company | Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system |
US6412302B1 (en) | 2001-03-06 | 2002-07-02 | Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division | LNG production using dual independent expander refrigeration cycles |
US6499990B1 (en) | 2001-03-07 | 2002-12-31 | Zeeco, Inc. | Low NOx burner apparatus and method |
GB2373299B (en) | 2001-03-12 | 2004-10-27 | Alstom Power Nv | Re-fired gas turbine engine |
US7299868B2 (en) | 2001-03-15 | 2007-11-27 | Alexei Zapadinski | Method and system for recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing information |
US6732531B2 (en) | 2001-03-16 | 2004-05-11 | Capstone Turbine Corporation | Combustion system for a gas turbine engine with variable airflow pressure actuated premix injector |
US6745573B2 (en) | 2001-03-23 | 2004-06-08 | American Air Liquide, Inc. | Integrated air separation and power generation process |
US6615576B2 (en) | 2001-03-29 | 2003-09-09 | Honeywell International Inc. | Tortuous path quiet exhaust eductor system |
US6487863B1 (en) | 2001-03-30 | 2002-12-03 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Method and apparatus for cooling high temperature components in a gas turbine |
US20030079877A1 (en) | 2001-04-24 | 2003-05-01 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a relatively impermeable formation in a reducing environment |
US6966374B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-11-22 | Shell Oil Company | In situ thermal recovery from a relatively permeable formation using gas to increase mobility |
JP3972599B2 (ja) | 2001-04-27 | 2007-09-05 | 日産自動車株式会社 | ディーゼルエンジンの制御装置 |
US6868677B2 (en) | 2001-05-24 | 2005-03-22 | Clean Energy Systems, Inc. | Combined fuel cell and fuel combustion power generation systems |
US20030005698A1 (en) | 2001-05-30 | 2003-01-09 | Conoco Inc. | LNG regassification process and system |
EP1262714A1 (de) | 2001-06-01 | 2002-12-04 | ALSTOM (Switzerland) Ltd | Brenner mit Abgasrückführung |
US6484507B1 (en) | 2001-06-05 | 2002-11-26 | Louis A. Pradt | Method and apparatus for controlling liquid droplet size and quantity in a stream of gas |
FR2825935B1 (fr) * | 2001-06-14 | 2003-08-22 | Inst Francais Du Petrole | Generateur de puissance a faibles rejets de co2 et procede associe |
US6622645B2 (en) | 2001-06-15 | 2003-09-23 | Honeywell International Inc. | Combustion optimization with inferential sensor |
DE10131798A1 (de) | 2001-06-30 | 2003-01-16 | Daimler Chrysler Ag | Kraftfahrzeug mit Aktivkohlefilter und Verfahren zur Regeneration eines Aktivkohlefilters |
US6813889B2 (en) | 2001-08-29 | 2004-11-09 | Hitachi, Ltd. | Gas turbine combustor and operating method thereof |
US6923915B2 (en) | 2001-08-30 | 2005-08-02 | Tda Research, Inc. | Process for the removal of impurities from combustion fullerenes |
WO2003018958A1 (en) | 2001-08-31 | 2003-03-06 | Statoil Asa | Method and plant for enhanced oil recovery and simultaneous synthesis of hydrocarbons from natural gas |
US20030221409A1 (en) | 2002-05-29 | 2003-12-04 | Mcgowan Thomas F. | Pollution reduction fuel efficient combustion turbine |
JP2003090250A (ja) | 2001-09-18 | 2003-03-28 | Nissan Motor Co Ltd | ディーゼルエンジンの制御装置 |
WO2003027461A1 (de) | 2001-09-24 | 2003-04-03 | Alstom Technology Ltd | Gasturbinenanlage für ein arbeitsmedium in form eines kohlendioxid/wasser-gemisches |
DE10155936A1 (de) * | 2001-09-25 | 2003-05-08 | Alstom Switzerland Ltd | Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage |
US6640548B2 (en) | 2001-09-26 | 2003-11-04 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Apparatus and method for combusting low quality fuel |
EP1432889B1 (de) | 2001-10-01 | 2006-07-12 | Alstom Technology Ltd | Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken |
US7077199B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-07-18 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil reservoir formation |
US7104319B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
US6969123B2 (en) | 2001-10-24 | 2005-11-29 | Shell Oil Company | Upgrading and mining of coal |
DE10152803A1 (de) | 2001-10-25 | 2003-05-15 | Daimler Chrysler Ag | Brennkraftmaschine mit einem Abgasturbolader und einer Abgasrückführungsvorrichtung |
GB2399600B (en) | 2001-10-26 | 2005-12-14 | Alstom Technology Ltd | Gas turbine adapted to operate 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 |
US6505567B1 (en) | 2001-11-26 | 2003-01-14 | Alstom (Switzerland) Ltd | Oxygen fired circulating fluidized bed steam generator |
WO2003049122A2 (en) | 2001-12-03 | 2003-06-12 | Clean Energy Systems, Inc. | Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions |
GB2382847A (en) | 2001-12-06 | 2003-06-11 | Alstom | Gas turbine wet compression |
US20030134241A1 (en) | 2002-01-14 | 2003-07-17 | Ovidiu Marin | Process and apparatus of combustion for reduction of nitrogen oxide emissions |
US6743829B2 (en) | 2002-01-18 | 2004-06-01 | Bp Corporation North America Inc. | Integrated processing of natural gas into liquid products |
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 |
US6752620B2 (en) | 2002-01-31 | 2004-06-22 | Air Products And Chemicals, Inc. | Large scale vortex devices for improved burner operation |
US6725665B2 (en) | 2002-02-04 | 2004-04-27 | Alstom Technology Ltd | Method of operation of gas turbine having multiple burners |
US6745624B2 (en) | 2002-02-05 | 2004-06-08 | Ford Global Technologies, Llc | Method and system for calibrating a tire pressure sensing system for an automotive vehicle |
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 |
US6823852B2 (en) | 2002-02-19 | 2004-11-30 | Collier Technologies, Llc | Low-emission internal combustion engine |
US7313916B2 (en) | 2002-03-22 | 2008-01-01 | Philip Morris Usa Inc. | Method and apparatus for generating power by combustion of vaporized fuel |
US6532745B1 (en) | 2002-04-10 | 2003-03-18 | David L. Neary | Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions |
EP1362984B1 (en) | 2002-05-16 | 2007-04-25 | ROLLS-ROYCE plc | Gas turbine engine |
US6644041B1 (en) | 2002-06-03 | 2003-11-11 | Volker Eyermann | System in process for the vaporization of liquefied natural gas |
US7491250B2 (en) | 2002-06-25 | 2009-02-17 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Pressure swing reforming |
GB2390150A (en) | 2002-06-26 | 2003-12-31 | Alstom | Reheat combustion system for a gas turbine including an accoustic screen |
US6702570B2 (en) | 2002-06-28 | 2004-03-09 | Praxair Technology Inc. | Firing method for a heat consuming device utilizing oxy-fuel combustion |
US6748004B2 (en) | 2002-07-25 | 2004-06-08 | Air Liquide America, L.P. | Methods and apparatus for improved energy efficient control of an electric arc furnace fume extraction system |
US6772583B2 (en) | 2002-09-11 | 2004-08-10 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Can combustor for a gas turbine engine |
US6826913B2 (en) | 2002-10-31 | 2004-12-07 | Honeywell International Inc. | Airflow modulation technique for low emissions combustors |
US7143606B2 (en) | 2002-11-01 | 2006-12-05 | L'air Liquide-Societe Anonyme A'directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etide Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Combined air separation natural gas liquefaction plant |
AU2003298266A1 (en) | 2002-11-08 | 2004-06-07 | Alstom Technology Ltd | Gas turbine power plant and method of operating the same |
US7191587B2 (en) * | 2002-11-13 | 2007-03-20 | American Air Liquide, Inc. | Hybrid oxygen-fired power generation system |
US6945029B2 (en) | 2002-11-15 | 2005-09-20 | Clean Energy Systems, Inc. | Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation |
GB0226983D0 (en) | 2002-11-19 | 2002-12-24 | Boc Group Plc | Nitrogen rejection method and apparatus |
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 |
US7673685B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-03-09 | Statoil Asa | Method for oil recovery from an oil field |
US6731501B1 (en) | 2003-01-03 | 2004-05-04 | Jian-Roung Cheng | Heat dissipating device for dissipating heat generated by a disk drive module inside a computer housing |
US6851413B1 (en) | 2003-01-10 | 2005-02-08 | Ronnell Company, Inc. | Method and apparatus to increase combustion efficiency and to reduce exhaust gas pollutants from combustion of a fuel |
US6929423B2 (en) | 2003-01-16 | 2005-08-16 | Paul A. Kittle | Gas recovery from landfills using aqueous foam |
WO2004065777A2 (en) | 2003-01-17 | 2004-08-05 | Catalytica Energy Systems, Inc. | Dynamic control system and method for multi-combustor catalytic gas turbine engine |
US9254729B2 (en) | 2003-01-22 | 2016-02-09 | Vast Power Portfolio, Llc | Partial load combustion cycles |
EP1587613A2 (en) | 2003-01-22 | 2005-10-26 | Vast Power Systems, Inc. | Reactor |
US8631657B2 (en) | 2003-01-22 | 2014-01-21 | Vast Power Portfolio, Llc | Thermodynamic cycles with thermal diluent |
US6820428B2 (en) | 2003-01-30 | 2004-11-23 | Wylie Inventions Company, Inc. | Supercritical combined cycle for generating electric power |
GB2398863B (en) | 2003-01-31 | 2007-10-17 | Alstom | Combustion Chamber |
US7618606B2 (en) | 2003-02-06 | 2009-11-17 | The Ohio State University | Separation of carbon dioxide (CO2) from gas mixtures |
US6675579B1 (en) | 2003-02-06 | 2004-01-13 | Ford Global Technologies, Llc | HCCI engine intake/exhaust systems for fast inlet temperature and pressure control with intake pressure boosting |
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 |
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 |
US7914764B2 (en) | 2003-02-28 | 2011-03-29 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hydrogen manufacture using pressure swing reforming |
US7217303B2 (en) | 2003-02-28 | 2007-05-15 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Pressure swing reforming for fuel cell systems |
US7053128B2 (en) | 2003-02-28 | 2006-05-30 | 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 |
US7168265B2 (en) | 2003-03-27 | 2007-01-30 | Bp Corporation North America Inc. | Integrated processing of natural gas into liquid products |
JP2006521494A (ja) | 2003-03-28 | 2006-09-21 | シーメンス アクチエンゲゼルシヤフト | ガスタービンの高温ガスの温度測定装置および温度調整方法 |
JP2004324618A (ja) * | 2003-04-28 | 2004-11-18 | Kawasaki Heavy Ind Ltd | 吸気流量制御機構付きガスタービンエンジン |
CA2522461C (en) | 2003-04-29 | 2011-08-09 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada As Represented By The Ministeof Natural Resources | In-situ capture of carbon dioxide and sulphur dioxide in a fluidized bed combustor |
CA2460292C (en) | 2003-05-08 | 2011-08-23 | Sulzer Chemtech Ag | A static mixer |
GB2401403B (en) * | 2003-05-08 | 2006-05-31 | Rolls Royce Plc | Carbon dioxide recirculation |
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 |
US7056482B2 (en) | 2003-06-12 | 2006-06-06 | Cansolv Technologies Inc. | Method for recovery of CO2 from gas streams |
US7043898B2 (en) | 2003-06-23 | 2006-05-16 | Pratt & Whitney Canada Corp. | Combined exhaust duct and mixer for a gas turbine engine |
DE10334590B4 (de) | 2003-07-28 | 2006-10-26 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Gewinnung von Wasserstoff aus einem methanhaltigen Gas, insbesondere Erdgas und Anlage 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 |
GB0323255D0 (en) | 2003-10-04 | 2003-11-05 | Rolls Royce Plc | Method and system for controlling fuel supply in a combustion turbine engine |
DE10350044A1 (de) | 2003-10-27 | 2005-05-25 | Basf Ag | Verfahren zur Herstellung von 1-Buten |
US6904815B2 (en) | 2003-10-28 | 2005-06-14 | General Electric Company | Configurable multi-point sampling method and system for representative gas composition measurements in a stratified gas flow stream |
NO321817B1 (no) | 2003-11-06 | 2006-07-10 | Sargas As | Renseanlegg for varmekraftverk |
US6988549B1 (en) | 2003-11-14 | 2006-01-24 | John A Babcock | SAGD-plus |
US7032388B2 (en) | 2003-11-17 | 2006-04-25 | General Electric Company | Method and system for incorporating an emission sensor into a gas turbine controller |
US6939130B2 (en) | 2003-12-05 | 2005-09-06 | Gas Technology Institute | High-heat transfer low-NOx combustion system |
US7299619B2 (en) | 2003-12-13 | 2007-11-27 | Siemens Power Generation, Inc. | Vaporization of liquefied natural gas for increased efficiency in power cycles |
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 |
DE10361823A1 (de) | 2003-12-30 | 2005-08-11 | Basf Ag | Verfahren zur Herstellung von Butadien und 1-Buten |
DE10361824A1 (de) | 2003-12-30 | 2005-07-28 | Basf Ag | Verfahren zur Herstellung von Butadien |
US7096669B2 (en) | 2004-01-13 | 2006-08-29 | Compressor Controls Corp. | Method and apparatus for the prevention of critical process variable excursions in one or more turbomachines |
WO2005075056A1 (en) | 2004-01-20 | 2005-08-18 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configurations for acid gas enrichment |
US7305817B2 (en) | 2004-02-09 | 2007-12-11 | General Electric Company | Sinuous chevron exhaust nozzle |
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 |
DE102004009794A1 (de) | 2004-02-28 | 2005-09-22 | Daimlerchrysler Ag | Brennkraftmaschine mit zwei Abgasturboladern |
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 |
US6971242B2 (en) | 2004-03-02 | 2005-12-06 | Caterpillar Inc. | Burner for a gas turbine engine |
US7752848B2 (en) | 2004-03-29 | 2010-07-13 | General Electric Company | System and method for co-production of hydrogen and electrical energy |
EP1730441B1 (de) | 2004-03-30 | 2008-03-19 | Alstom Technology Ltd | Vorrichtung und verfahren zur flammenstabilisierung in einem brenner |
EP1730447A1 (de) | 2004-03-31 | 2006-12-13 | Alstom Technology Ltd | Brenner |
US20050241311A1 (en) | 2004-04-16 | 2005-11-03 | Pronske Keith L | Zero emissions closed rankine cycle power system |
US7302801B2 (en) | 2004-04-19 | 2007-12-04 | Hamilton Sundstrand Corporation | Lean-staged pyrospin combustor |
US7185497B2 (en) | 2004-05-04 | 2007-03-06 | Honeywell International, Inc. | Rich quick mix combustion system |
EP1756475B1 (en) | 2004-05-06 | 2012-11-14 | New Power Concepts LLC | Gaseous fuel burner |
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 |
WO2005123237A2 (en) | 2004-05-14 | 2005-12-29 | Eco/Technologies, Llc | Method and system for sequestering carbon emissions from a combustor/boiler |
WO2005119029A1 (en) | 2004-05-19 | 2005-12-15 | Fluor Technologies Corporation | Triple cycle power plant |
US7065972B2 (en) | 2004-05-21 | 2006-06-27 | Honeywell International, Inc. | Fuel-air mixing apparatus for reducing gas turbine combustor exhaust emissions |
US7010921B2 (en) | 2004-06-01 | 2006-03-14 | General Electric Company | Method and apparatus for cooling combustor liner and transition piece of a gas turbine |
US6993916B2 (en) | 2004-06-08 | 2006-02-07 | General Electric Company | Burner tube and method for mixing air and gas in a gas turbine engine |
US7197880B2 (en) | 2004-06-10 | 2007-04-03 | United States Department Of Energy | Lean blowoff detection sensor |
US7788897B2 (en) | 2004-06-11 | 2010-09-07 | Vast Power Portfolio, Llc | Low emissions combustion apparatus and method |
WO2006046976A2 (en) | 2004-06-14 | 2006-05-04 | University Of Florida Research Foundation, Inc. | Turbine system with exhaust gas recirculation and absorption refrigeration system |
US7294749B2 (en) * | 2004-07-02 | 2007-11-13 | Kellogg Brown & Root Llc | Low pressure olefin recovery process |
MX2007000341A (es) | 2004-07-14 | 2007-03-27 | Fluor Tech Corp | Configuraciones y metodos para generacion de energia con regasificacion de gas natural licuado integrado. |
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 |
US7498009B2 (en) | 2004-08-16 | 2009-03-03 | Dana Uv, Inc. | Controlled spectrum ultraviolet radiation pollution control process |
DE102004039927A1 (de) | 2004-08-18 | 2006-02-23 | Daimlerchrysler Ag | Brennkraftmaschine mit einem Abgasturbolader und einer Abgasrückführeinrichtung |
DE102004040893A1 (de) | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Bayerische Motoren Werke Ag | Abgasturbolader |
US7137623B2 (en) | 2004-09-17 | 2006-11-21 | Spx Cooling Technologies, Inc. | Heating tower apparatus and method with isolation of outlet and inlet air |
DK1795509T3 (da) | 2004-09-29 | 2014-09-01 | Taiheiyo Cement Corp | System og fremgangsmåde til behandling af støv i gas udtage fra cementovnsforbrændingsgas |
ES2460960T3 (es) | 2004-09-29 | 2014-05-16 | Taiheiyo Cement Corporation | Sistema de tratamiento de polvo de gas de extracción de gas de combustión del horno de cemento y procedimiento de tratamiento |
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 |
US7381393B2 (en) | 2004-10-07 | 2008-06-03 | The Regents Of The University Of California | Process for sulfur removal suitable for treating high-pressure gas streams |
US7434384B2 (en) | 2004-10-25 | 2008-10-14 | United Technologies Corporation | Fluid mixer with an integral fluid capture ducts forming auxiliary secondary chutes at the discharge end of said ducts |
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 |
US7389635B2 (en) | 2004-12-01 | 2008-06-24 | Honeywell International Inc. | Twisted mixer with open center body |
US7506501B2 (en) | 2004-12-01 | 2009-03-24 | Honeywell International Inc. | Compact mixer with trimmable open centerbody |
EP1666822A1 (de) | 2004-12-03 | 2006-06-07 | Linde Aktiengesellschaft | Vorrichtung zur Tieftemperaturzerlegung eines Gasgemisches, insbesondere von Luft |
JP2006183599A (ja) | 2004-12-28 | 2006-07-13 | Nissan Motor Co Ltd | 内燃機関の排気浄化装置 |
PL1681090T3 (pl) | 2005-01-17 | 2007-10-31 | Balcke Duerr Gmbh | Urządzenie i sposób mieszania strumienia płynu w kanale przepływowym |
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 |
US20060183009A1 (en) | 2005-02-11 | 2006-08-17 | Berlowitz Paul J | Fuel cell fuel processor with hydrogen buffering |
US7875402B2 (en) | 2005-02-23 | 2011-01-25 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Proton conducting solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming |
US7137256B1 (en) | 2005-02-28 | 2006-11-21 | Peter Stuttaford | Method of operating a combustion system for increased turndown capability |
CA2538464A1 (en) | 2005-03-02 | 2006-09-02 | Champion Technologies Inc. | Zone settling aid and method for producing dry diluted bitumen with reduced losses of asphaltenes |
US7194869B2 (en) | 2005-03-08 | 2007-03-27 | Siemens Power Generation, Inc. | Turbine exhaust water recovery system |
EP1858803B1 (en) | 2005-03-14 | 2016-07-06 | 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 |
US8196413B2 (en) | 2005-03-30 | 2012-06-12 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for thermal integration of LNG regasification and power plants |
AU2006229877B2 (en) | 2005-03-30 | 2009-04-23 | Fluor Technologies Corporation | Integrated of LNG regasification with refinery and power generation |
DE102005015151A1 (de) * | 2005-03-31 | 2006-10-26 | Alstom Technology Ltd. | Gasturbinenanlage |
US7906304B2 (en) | 2005-04-05 | 2011-03-15 | Geosynfuels, Llc | Method and bioreactor for producing synfuel from carbonaceous material |
US20090025390A1 (en) | 2005-04-05 | 2009-01-29 | Sargas As | Low CO2 Thermal Powerplant |
DE102005017905A1 (de) | 2005-04-18 | 2006-10-19 | Behr Gmbh & Co. Kg | Vorrichtung zur gekühlten Rückführung von Abgas einer Brennkraftmaschine eines Kraftfahrzeuges |
WO2006119409A2 (en) | 2005-05-02 | 2006-11-09 | Vast Power Portfolio, Llc | West compression apparatus and method |
US7827782B2 (en) | 2005-05-19 | 2010-11-09 | Ford Global Technologies, Llc | Method for remediating emissions |
US7874350B2 (en) | 2005-05-23 | 2011-01-25 | Precision Combustion, Inc. | Reducing the energy requirements for the production of heavy oil |
US7789159B1 (en) | 2005-05-27 | 2010-09-07 | Bader Mansour S | Methods to de-sulfate saline streams |
US7980312B1 (en) | 2005-06-20 | 2011-07-19 | Hill Gilman A | Integrated in situ retorting and refining of oil shale |
US7914749B2 (en) | 2005-06-27 | 2011-03-29 | Solid Gas Technologies | Clathrate hydrate modular storage, applications and utilization processes |
US7481048B2 (en) | 2005-06-30 | 2009-01-27 | Caterpillar Inc. | Regeneration assembly |
US7966822B2 (en) | 2005-06-30 | 2011-06-28 | General Electric Company | Reverse-flow gas turbine combustion system |
US7752850B2 (en) | 2005-07-01 | 2010-07-13 | Siemens Energy, Inc. | Controlled pilot oxidizer for a gas turbine combustor |
US7266940B2 (en) * | 2005-07-08 | 2007-09-11 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
US7670135B1 (en) | 2005-07-13 | 2010-03-02 | Zeeco, Inc. | Burner and method for induction of flue gas |
WO2007021909A2 (en) | 2005-08-10 | 2007-02-22 | Clean Energy Systems, Inc. | Hydrogen production from an oxyfuel combustor |
US7976803B2 (en) | 2005-08-16 | 2011-07-12 | Co2Crc Technologies Pty Ltd. | Plant and process for removing carbon dioxide from gas streams |
US7225623B2 (en) | 2005-08-23 | 2007-06-05 | General Electric Company | Trapped vortex cavity afterburner |
EP1757778B1 (de) | 2005-08-23 | 2015-12-23 | Balcke-Dürr GmbH | Abgasführung einer Gasturbine sowie Verfahren zum Vermischen des Abgases der Gasturbine |
US7562519B1 (en) | 2005-09-03 | 2009-07-21 | Florida Turbine Technologies, Inc. | Gas turbine engine with an air cooled bearing |
US7410525B1 (en) | 2005-09-12 | 2008-08-12 | Uop Llc | Mixed matrix membranes incorporating microporous polymers as fillers |
FR2891013B1 (fr) * | 2005-09-16 | 2011-01-14 | Inst Francais Du Petrole | Production d'energie par turbine a gaz sans emission de c02 |
DE102005048911A1 (de) | 2005-10-10 | 2007-04-12 | Behr Gmbh & Co. Kg | Anordnung zur Rückführung und Kühlung von Abgas einer Brennkraftmaschine |
US7690204B2 (en) | 2005-10-12 | 2010-04-06 | Praxair Technology, Inc. | Method of maintaining a fuel Wobbe index in an IGCC installation |
US7513100B2 (en) | 2005-10-24 | 2009-04-07 | General Electric Company | Systems for low emission gas turbine energy generation |
US7493769B2 (en) | 2005-10-25 | 2009-02-24 | General Electric Company | Assembly and method for cooling rear bearing and exhaust frame of gas turbine |
US7827794B1 (en) | 2005-11-04 | 2010-11-09 | Clean Energy Systems, Inc. | Ultra low emissions fast starting power plant |
AU2006310987B2 (en) | 2005-11-07 | 2011-08-11 | Specialist Process Technologies Limited | Functional fluid and a process for the preparation of the functional fluid |
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 |
CN101305159B (zh) | 2005-11-18 | 2012-07-04 | 埃克森美孚上游研究公司 | 钻井和从地下岩层生产油气的方法 |
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 |
CN101331081A (zh) | 2005-12-16 | 2008-12-24 | 国际壳牌研究有限公司 | 冷却热烟气流的方法 |
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 |
EP1821035A1 (en) | 2006-02-15 | 2007-08-22 | Siemens Aktiengesellschaft | Gas turbine burner and method of mixing fuel and air in a swirling area of a gas turbine burner |
DE102006024778B3 (de) | 2006-03-02 | 2007-07-19 | J. Eberspächer GmbH & Co. KG | Statischer Mischer und Abgasbehandlungseinrichtung |
WO2007102819A1 (en) | 2006-03-07 | 2007-09-13 | Western Oil Sands Usa, Inc. | Processing asphaltene-containing tailings |
DE102006011837B4 (de) * | 2006-03-15 | 2017-01-19 | Robert Bosch Gmbh | Verfahren zur Ermittlung einer Gaskonzentration in einem Messgas mit einem Gassensor |
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 |
US7591866B2 (en) | 2006-03-31 | 2009-09-22 | Ranendra Bose | Methane gas recovery and usage system for coalmines, municipal land fills and oil refinery distillation tower vent stacks |
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 |
US7644573B2 (en) | 2006-04-18 | 2010-01-12 | General Electric Company | Gas turbine inlet conditioning system and method |
US20070249738A1 (en) | 2006-04-25 | 2007-10-25 | Haynes Joel M | Premixed partial oxidation syngas generator |
US20070245736A1 (en) | 2006-04-25 | 2007-10-25 | Eastman Chemical Company | Process for superheated steam |
DE102006019780A1 (de) | 2006-04-28 | 2007-11-08 | Daimlerchrysler Ag | Abgasturbolader in einer Brennkraftmaschine |
US7886522B2 (en) | 2006-06-05 | 2011-02-15 | Kammel Refaat | Diesel gas turbine system and related methods |
JP4162016B2 (ja) | 2006-06-08 | 2008-10-08 | トヨタ自動車株式会社 | 内燃機関の排気浄化装置 |
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. |
CN101506499A (zh) | 2006-06-23 | 2009-08-12 | Bhp比利顿创新公司 | 动力产生 |
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 |
EA012887B1 (ru) | 2006-07-07 | 2009-12-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ получения дисульфида углерода |
KR100735841B1 (ko) | 2006-07-31 | 2007-07-06 | 한국과학기술원 | 천연가스 하이드레이트로부터 메탄가스를 회수하는 방법 |
WO2008024449A2 (en) | 2006-08-23 | 2008-02-28 | Praxair Technology, Inc. | Gasification and steam methane reforming integrated polygeneration method and system |
US20080047280A1 (en) | 2006-08-24 | 2008-02-28 | Bhp Billiton Limited | Heat recovery system |
JP4265634B2 (ja) | 2006-09-15 | 2009-05-20 | トヨタ自動車株式会社 | 電動パーキングブレーキシステム |
CN101516775B (zh) | 2006-09-18 | 2011-12-28 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于制备二硫化碳的方法 |
US7520134B2 (en) | 2006-09-29 | 2009-04-21 | General Electric Company | Methods and apparatus for injecting fluids into a turbine engine |
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 |
US7763163B2 (en) | 2006-10-20 | 2010-07-27 | Saudi Arabian Oil Company | Process for removal of nitrogen and poly-nuclear aromatics from hydrocracker feedstocks |
GB0620883D0 (en) | 2006-10-20 | 2006-11-29 | Johnson Matthey Plc | Exhaust system for a lean-burn internal combustion engine |
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 |
US7492054B2 (en) | 2006-10-24 | 2009-02-17 | Catlin Christopher S | River and tidal power harvester |
US7739864B2 (en) | 2006-11-07 | 2010-06-22 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
US7827778B2 (en) * | 2006-11-07 | 2010-11-09 | General Electric Company | Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions |
US7895822B2 (en) * | 2006-11-07 | 2011-03-01 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
US7947115B2 (en) | 2006-11-16 | 2011-05-24 | Siemens Energy, Inc. | System and method for generation of high pressure air in an integrated gasification combined cycle system |
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 |
US7789658B2 (en) | 2006-12-14 | 2010-09-07 | Uop Llc | Fired heater |
US7815873B2 (en) | 2006-12-15 | 2010-10-19 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Controlled combustion for regenerative reactors with mixer/flow distributor |
US7856829B2 (en) | 2006-12-15 | 2010-12-28 | Praxair Technology, Inc. | Electrical power generation method |
EP1944268A1 (en) | 2006-12-18 | 2008-07-16 | BP Alternative Energy Holdings Limited | Process |
US7802434B2 (en) | 2006-12-18 | 2010-09-28 | General Electric Company | Systems and processes for reducing NOx emissions |
US20080155984A1 (en) | 2007-01-03 | 2008-07-03 | Ke Liu | Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture |
US7943097B2 (en) | 2007-01-09 | 2011-05-17 | Catalytic Solutions, Inc. | Reactor system for reducing NOx emissions from boilers |
US7819951B2 (en) * | 2007-01-23 | 2010-10-26 | Air Products And Chemicals, Inc. | Purification of carbon dioxide |
FR2911667B1 (fr) | 2007-01-23 | 2009-10-02 | Snecma Sa | Systeme d'injection de carburant a double injecteur. |
AU2008208882B2 (en) | 2007-01-25 | 2011-04-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for reducing carbon dioxide emission in a power plant |
NO20070476L (no) * | 2007-01-25 | 2008-07-28 | Statoil Asa | Fremgangsmate og anlegg for a forbedre CO2-innfanging fra et gasskraftverk eller et varmekraftverk |
EP1950494A1 (de) | 2007-01-29 | 2008-07-30 | Siemens Aktiengesellschaft | Brennkammer für eine Gasturbine |
US20080178611A1 (en) | 2007-01-30 | 2008-07-31 | Foster Wheeler Usa Corporation | Ecological Liquefied Natural Gas (LNG) Vaporizer System |
US7841186B2 (en) | 2007-01-31 | 2010-11-30 | Power Systems Mfg., Llc | Inlet bleed heat and power augmentation for a gas turbine engine |
AU2008215869B2 (en) | 2007-02-12 | 2011-02-10 | Sasol Technology (Proprietary) Limited | Co-production of power and hydrocarbons |
EP1959143B1 (en) | 2007-02-13 | 2010-10-20 | Yamada Manufacturing Co., Ltd. | Oil pump pressure control device |
US8356485B2 (en) | 2007-02-27 | 2013-01-22 | Siemens Energy, Inc. | System and method for oxygen separation in an integrated gasification combined cycle system |
US20080251234A1 (en) | 2007-04-16 | 2008-10-16 | Wilson Turbopower, Inc. | Regenerator wheel apparatus |
US20080250795A1 (en) | 2007-04-16 | 2008-10-16 | Conocophillips Company | Air Vaporizer and Its Use in Base-Load LNG Regasification Plant |
US7728736B2 (en) * | 2007-04-27 | 2010-06-01 | Honeywell International Inc. | Combustion instability detection |
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 |
GB2449267A (en) * | 2007-05-15 | 2008-11-19 | Alstom Technology Ltd | Cool diffusion flame combustion |
US7654330B2 (en) | 2007-05-19 | 2010-02-02 | Pioneer Energy, Inc. | Apparatus, methods, and systems for extracting petroleum using a portable coal reformer |
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 |
US7918906B2 (en) | 2007-05-20 | 2011-04-05 | Pioneer Energy Inc. | Compact natural gas steam reformer with linear countercurrent heat exchanger |
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 |
WO2008153697A1 (en) | 2007-05-25 | 2008-12-18 | 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 |
WO2008155242A1 (de) | 2007-06-19 | 2008-12-24 | Alstom Technology Ltd | Gasturbinenanlage mit abgasrezirkulation |
US20090000762A1 (en) | 2007-06-29 | 2009-01-01 | Wilson Turbopower, Inc. | Brush-seal and matrix for regenerative heat exchanger, and method of adjusting same |
US7708804B2 (en) | 2007-07-11 | 2010-05-04 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Process and apparatus for the separation of a gaseous mixture |
US8061120B2 (en) | 2007-07-30 | 2011-11-22 | Herng Shinn Hwang | Catalytic EGR oxidizer for IC engines and gas turbines |
US20090038247A1 (en) | 2007-08-09 | 2009-02-12 | 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 |
US7845406B2 (en) | 2007-08-30 | 2010-12-07 | George Nitschke | Enhanced oil recovery system for use with a geopressured-geothermal conversion system |
US8127558B2 (en) | 2007-08-31 | 2012-03-06 | Siemens Energy, Inc. | Gas turbine engine adapted for use in combination with an apparatus for separating a portion of oxygen from compressed air |
US20090056342A1 (en) | 2007-09-04 | 2009-03-05 | General Electric Company | Methods and Systems for Gas Turbine Part-Load Operating Conditions |
US9404418B2 (en) | 2007-09-28 | 2016-08-02 | General Electric Company | Low emission turbine system and method |
US8215117B2 (en) * | 2007-10-15 | 2012-07-10 | United Technologies Corporation | Staging for rich catalytic combustion |
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 |
US7861511B2 (en) | 2007-10-30 | 2011-01-04 | General Electric Company | System for recirculating the exhaust of a turbomachine |
EP2234694B1 (en) | 2007-11-28 | 2020-02-12 | Sustainable Energy Solutions, LLC | Carbon dioxide capture from flue gas |
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 |
US8046986B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-11-01 | General Electric Company | Method and system for controlling an exhaust gas recirculation system |
US7536252B1 (en) | 2007-12-10 | 2009-05-19 | General Electric Company | Method and system for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas |
US20090157230A1 (en) | 2007-12-14 | 2009-06-18 | General Electric Company | Method for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas |
JP5118496B2 (ja) | 2008-01-10 | 2013-01-16 | 三菱重工業株式会社 | ガスタービンの排気部の構造およびガスタービン |
GB0800940D0 (en) | 2008-01-18 | 2008-02-27 | Milled Carbon Ltd | Recycling carbon fibre |
US7695703B2 (en) | 2008-02-01 | 2010-04-13 | Siemens Energy, Inc. | High temperature catalyst and process for selective catalytic reduction of NOx in exhaust gases of fossil fuel combustion |
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 |
AU2009214660B2 (en) | 2008-02-12 | 2013-01-17 | Foret Plasma Labs, Llc | System, method and apparatus for lean combustion with plasma from an electrical arc |
EP2093403B1 (en) | 2008-02-19 | 2016-09-28 | C.R.F. Società Consortile per Azioni | EGR control system |
US8051638B2 (en) | 2008-02-19 | 2011-11-08 | General Electric Company | Systems and methods for exhaust gas recirculation (EGR) for turbine engines |
CA2684817C (en) | 2008-12-12 | 2017-09-12 | Maoz Betzer-Zilevitch | Steam generation process and system for enhanced oil recovery |
US20090223227A1 (en) | 2008-03-05 | 2009-09-10 | General Electric Company | Combustion cap with crown mixing holes |
US8448418B2 (en) | 2008-03-11 | 2013-05-28 | General Electric Company | Method for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas |
US7926292B2 (en) | 2008-03-19 | 2011-04-19 | Gas Technology Institute | Partial oxidation gas turbine cooling |
US8001789B2 (en) | 2008-03-26 | 2011-08-23 | Alstom Technologies Ltd., Llc | Utilizing inlet bleed heat to improve mixing and engine turndown |
US7985399B2 (en) | 2008-03-27 | 2011-07-26 | Praxair Technology, Inc. | Hydrogen production method and facility |
EP2268897B1 (en) | 2008-03-28 | 2020-11-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery system and method |
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 |
US8459017B2 (en) | 2008-04-09 | 2013-06-11 | Woodward, Inc. | Low pressure drop mixer for radial mixing of internal combustion engine exhaust flows, combustor incorporating same, and methods of mixing |
US8272777B2 (en) | 2008-04-21 | 2012-09-25 | Heinrich Gillet Gmbh (Tenneco) | Method for mixing an exhaust gas flow |
US20090260585A1 (en) * | 2008-04-22 | 2009-10-22 | Foster Wheeler Energy Corporation | Oxyfuel Combusting Boiler System and a Method of Generating Power By Using the Boiler System |
FR2930594B1 (fr) | 2008-04-29 | 2013-04-26 | Faurecia Sys Echappement | Element d'echappement comportant un moyen statique pour melanger un additif a des gaz d'echappement |
US8240153B2 (en) | 2008-05-14 | 2012-08-14 | General Electric Company | Method and system for controlling a set point for extracting air from a compressor to provide turbine cooling air in a gas turbine |
US8397482B2 (en) | 2008-05-15 | 2013-03-19 | General Electric Company | Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx |
CA2718885C (en) | 2008-05-20 | 2014-05-06 | Osum Oil Sands Corp. | Method of managing carbon reduction for hydrocarbon producers |
US20090301054A1 (en) | 2008-06-04 | 2009-12-10 | Simpson Stanley F | Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat |
US20100003123A1 (en) | 2008-07-01 | 2010-01-07 | Smith Craig F | Inlet air heating system for a gas turbine engine |
US7955403B2 (en) | 2008-07-16 | 2011-06-07 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for producing substitute natural gas |
US20100018218A1 (en) | 2008-07-25 | 2010-01-28 | Riley Horace E | Power plant with emissions recovery |
EP2310478A2 (en) | 2008-07-31 | 2011-04-20 | Alstom Technology Ltd | System for hot solids combustion and gasification |
US7674443B1 (en) | 2008-08-18 | 2010-03-09 | Irvin Davis | Zero emission gasification, power generation, carbon oxides management and metallurgical reduction processes, apparatus, systems, and integration thereof |
WO2010020655A1 (en) | 2008-08-21 | 2010-02-25 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Improved process for production of elemental iron |
EP2342434B1 (en) | 2008-09-19 | 2012-08-15 | Renault Trucks | Mixing device in an exhaust gas pipe |
US7931888B2 (en) | 2008-09-22 | 2011-04-26 | Praxair Technology, Inc. | Hydrogen production method |
US8555796B2 (en) | 2008-09-26 | 2013-10-15 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process temperature control in oxy/fuel combustion system |
US8316784B2 (en) | 2008-09-26 | 2012-11-27 | Air Products And Chemicals, Inc. | Oxy/fuel combustion system with minimized flue gas recirculation |
BRPI0920139A2 (pt) | 2008-10-14 | 2015-12-22 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistema de combustão, método de controle de combustão, e, sistema de combustor. |
US8454350B2 (en) | 2008-10-29 | 2013-06-04 | General Electric Company | Diluent shroud for combustor |
US8015822B2 (en) * | 2008-11-21 | 2011-09-13 | General Electric Company | Method for controlling an exhaust gas recirculation system |
NZ593624A (en) | 2008-11-24 | 2012-10-26 | Ares Turbine As | Gas turbine with external combustion of solid fuels, applying a rotating regenerating heat exchanger transferring heat into the airflow after the compressor stage and before the turbine stage |
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 |
US8112216B2 (en) * | 2009-01-07 | 2012-02-07 | General Electric Company | Late lean injection with adjustable air splits |
US8701382B2 (en) * | 2009-01-07 | 2014-04-22 | General Electric Company | Late lean injection with expanded fuel flexibility |
US20100170253A1 (en) | 2009-01-07 | 2010-07-08 | General Electric Company | Method and apparatus for fuel injection in a turbine engine |
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 |
JP4746111B2 (ja) | 2009-02-27 | 2011-08-10 | 三菱重工業株式会社 | Co2回収装置及びその方法 |
US20100326084A1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-12-30 | Anderson Roger E | Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel |
US8127936B2 (en) | 2009-03-27 | 2012-03-06 | Uop Llc | High performance cross-linked polybenzoxazole and polybenzothiazole polymer membranes |
US8127937B2 (en) | 2009-03-27 | 2012-03-06 | Uop Llc | High performance cross-linked polybenzoxazole and polybenzothiazole polymer membranes |
US20100300102A1 (en) | 2009-05-28 | 2010-12-02 | General Electric Company | Method and apparatus for air and fuel injection in a turbine |
JP5173941B2 (ja) | 2009-06-04 | 2013-04-03 | 三菱重工業株式会社 | Co2回収装置 |
CA2764450C (en) | 2009-06-05 | 2018-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combustor systems and methods for using same |
JP5383338B2 (ja) | 2009-06-17 | 2014-01-08 | 三菱重工業株式会社 | Co2回収装置及びco2回収方法 |
US8196395B2 (en) | 2009-06-29 | 2012-06-12 | Lightsail Energy, Inc. | Compressed air energy storage system utilizing two-phase flow to facilitate heat exchange |
US8436489B2 (en) | 2009-06-29 | 2013-05-07 | Lightsail Energy, Inc. | Compressed air energy storage system utilizing two-phase flow to facilitate heat exchange |
EP2284359A1 (en) | 2009-07-08 | 2011-02-16 | Bergen Teknologioverføring AS | Method of enhanced oil recovery from geological reservoirs |
US8348551B2 (en) | 2009-07-29 | 2013-01-08 | Terratherm, Inc. | Method and system for treating contaminated materials |
US8479489B2 (en) | 2009-08-27 | 2013-07-09 | General Electric Company | Turbine exhaust recirculation |
WO2011028322A1 (en) | 2009-09-01 | 2011-03-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
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 |
US7937948B2 (en) | 2009-09-23 | 2011-05-10 | Pioneer Energy, Inc. | Systems and methods for generating electricity from carbonaceous material with substantially no carbon dioxide emissions |
EP2301650B1 (en) | 2009-09-24 | 2016-11-02 | Haldor Topsøe A/S | Process and catalyst system for scr of nox |
US8381525B2 (en) | 2009-09-30 | 2013-02-26 | General Electric Company | System and method using low emissions gas turbine cycle with partial air separation |
US20110088379A1 (en) | 2009-10-15 | 2011-04-21 | General Electric Company | Exhaust gas diffuser |
US8337139B2 (en) | 2009-11-10 | 2012-12-25 | General Electric Company | Method and system for reducing the impact on the performance of a turbomachine operating an extraction system |
AU2010318595C1 (en) | 2009-11-12 | 2016-10-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
IT1396517B1 (it) * | 2009-11-27 | 2012-12-14 | Nuovo Pignone Spa | Metodo di controllo di modo basato su temperatura di scarico per turbina a gas e turbina a gas |
IT1396515B1 (it) * | 2009-11-27 | 2012-12-14 | Nuovo Pignone Spa | Soglia basata su temperatura di scarico per metodo di controllo e turbina |
IT1396516B1 (it) * | 2009-11-27 | 2012-12-14 | Nuovo Pignone Spa | Metodo di controllo di modo basato su temperatura di scarico per turbina a gas e turbina a gas |
US20110126512A1 (en) | 2009-11-30 | 2011-06-02 | Honeywell International Inc. | Turbofan gas turbine engine aerodynamic mixer |
US20110138766A1 (en) | 2009-12-15 | 2011-06-16 | General Electric Company | System and method of improving emission performance of a gas turbine |
US8240370B2 (en) * | 2009-12-18 | 2012-08-14 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated hydrogen production and hydrocarbon extraction |
US8337613B2 (en) | 2010-01-11 | 2012-12-25 | Bert Zauderer | Slagging coal combustor for cementitious slag production, metal oxide reduction, shale gas and oil recovery, enviromental remediation, emission control and CO2 sequestration |
DE102010009043B4 (de) | 2010-02-23 | 2013-11-07 | Iav Gmbh Ingenieurgesellschaft Auto Und Verkehr | Statischer Mischer für eine Abgasanlage einer Brennkraftmaschine |
US8438852B2 (en) | 2010-04-06 | 2013-05-14 | General Electric Company | Annular ring-manifold quaternary fuel distributor |
US8635875B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-01-28 | Pratt & Whitney Canada Corp. | Gas turbine engine exhaust mixer including circumferentially spaced-apart radial rows of tabs extending downstream on the radial walls, crests and troughs |
US8372251B2 (en) | 2010-05-21 | 2013-02-12 | General Electric Company | System for protecting gasifier surfaces from corrosion |
US8627668B2 (en) * | 2010-05-25 | 2014-01-14 | General Electric Company | System for fuel and diluent control |
DE102011102720B4 (de) * | 2010-05-26 | 2021-10-28 | Ansaldo Energia Switzerland AG | Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus und mit Abgasrückführung |
SG10201505209UA (en) | 2010-07-02 | 2015-08-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation systems and methods |
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 |
US9732673B2 (en) | 2010-07-02 | 2017-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler |
EP2588732B1 (en) | 2010-07-02 | 2019-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission triple-cycle 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 |
MY164051A (en) * | 2010-07-02 | 2017-11-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
US8268044B2 (en) | 2010-07-13 | 2012-09-18 | Air Products And Chemicals, Inc. | Separation of a sour syngas stream |
US8226912B2 (en) | 2010-07-13 | 2012-07-24 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen, carbon dioxide and hydrogen sulphide |
US8206669B2 (en) | 2010-07-27 | 2012-06-26 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method and apparatus for treating a sour gas |
US8627643B2 (en) | 2010-08-05 | 2014-01-14 | General Electric Company | System and method for measuring temperature within a turbine system |
US9097182B2 (en) | 2010-08-05 | 2015-08-04 | General Electric Company | Thermal control system for fault detection and mitigation within a power generation system |
US9019108B2 (en) | 2010-08-05 | 2015-04-28 | General Electric Company | Thermal measurement system for fault detection within a power generation system |
EP2601393B1 (en) | 2010-08-06 | 2020-01-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion |
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 |
US8220248B2 (en) * | 2010-09-13 | 2012-07-17 | Membrane Technology And Research, Inc | Power generation process with partial recycle of carbon dioxide |
US8166766B2 (en) | 2010-09-23 | 2012-05-01 | General Electric Company | System and method to generate electricity |
US8991187B2 (en) | 2010-10-11 | 2015-03-31 | General Electric Company | Combustor with a lean pre-nozzle fuel injection system |
US8726628B2 (en) | 2010-10-22 | 2014-05-20 | General Electric Company | Combined cycle power plant including a carbon dioxide collection system |
US20120174596A1 (en) * | 2011-01-12 | 2012-07-12 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Systems and methods for improved combustion operations |
US9074530B2 (en) | 2011-01-13 | 2015-07-07 | General Electric Company | Stoichiometric exhaust gas recirculation and related combustion control |
RU2560099C2 (ru) | 2011-01-31 | 2015-08-20 | Дженерал Электрик Компани | Топливное сопло (варианты) |
TWI563165B (en) * | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
TWI593872B (zh) * | 2011-03-22 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 整合系統及產生動力之方法 |
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 |
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 |
WO2012128927A1 (en) | 2011-03-22 | 2012-09-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for carbon dioxide capture in low emission turbine systems |
TWI563166B (en) * | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated generation systems and methods for generating power |
US8101146B2 (en) | 2011-04-08 | 2012-01-24 | Johnson Matthey Public Limited Company | Catalysts for the reduction of ammonia emission from rich-burn exhaust |
US8910485B2 (en) | 2011-04-15 | 2014-12-16 | General Electric Company | Stoichiometric exhaust gas recirculation combustor with extraction port for cooling air |
US8281596B1 (en) | 2011-05-16 | 2012-10-09 | General Electric Company | Combustor assembly for a turbomachine |
CA2742565C (en) | 2011-06-10 | 2019-04-02 | Imperial Oil Resources Limited | Methods and systems for providing steam |
US8453462B2 (en) | 2011-08-25 | 2013-06-04 | General Electric Company | Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant |
US9127598B2 (en) | 2011-08-25 | 2015-09-08 | General Electric Company | Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant |
US8245492B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-08-21 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
US8245493B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-08-21 | General Electric Company | Power plant and control method |
US8453461B2 (en) | 2011-08-25 | 2013-06-04 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
US8266913B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-09-18 | General Electric Company | Power plant and method of use |
US8713947B2 (en) | 2011-08-25 | 2014-05-06 | General Electric Company | Power plant with gas separation system |
US8266883B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-09-18 | General Electric Company | Power plant start-up method and method of venting the power plant |
US8205455B2 (en) * | 2011-08-25 | 2012-06-26 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
US20120023954A1 (en) | 2011-08-25 | 2012-02-02 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
US8347600B2 (en) | 2011-08-25 | 2013-01-08 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
US20130074512A1 (en) * | 2011-09-23 | 2013-03-28 | Steven William Tillery | Inlet fluid flow and impingement angle control |
US20130086917A1 (en) | 2011-10-06 | 2013-04-11 | Ilya Aleksandrovich Slobodyanskiy | Apparatus for head end direct air injection with enhanced mixing capabilities |
EP2581583B1 (en) * | 2011-10-14 | 2016-11-30 | General Electric Technology GmbH | Method for operating a gas turbine and gas turbine |
US9097424B2 (en) | 2012-03-12 | 2015-08-04 | General Electric Company | System for supplying a fuel and working fluid mixture to a combustor |
EP2831505B8 (en) | 2012-03-29 | 2017-07-19 | General Electric Company | Turbomachine combustor assembly |
WO2013147632A1 (en) | 2012-03-29 | 2013-10-03 | General Electric Company | Bi-directional end cover with extraction capability for gas turbine combustor |
US20130269360A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling a powerplant during low-load operations |
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 |
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 |
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 |
US20130269357A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling a secondary flow system |
US8539749B1 (en) | 2012-04-12 | 2013-09-24 | General Electric Company | Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
US20130269310A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
AU2013245959B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-03-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
US20130269361A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Methods relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
AU2013252625B2 (en) | 2012-04-26 | 2016-04-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine |
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 |
TWI630021B (zh) * | 2012-06-14 | 2018-07-21 | 艾克頌美孚研究工程公司 | 用於co捕捉/利用和n製造之變壓吸附與發電廠的整合 |
US9556798B2 (en) * | 2013-01-28 | 2017-01-31 | General Electric Company | Systems and methods for measuring a flow profile in a turbine engine flow path |
US20140208755A1 (en) * | 2013-01-28 | 2014-07-31 | General Electric Company | Gas Turbine Air Mass Flow Measuring System and Methods for Measuring Air Mass Flow in a Gas Turbine Inlet Duct |
US9938861B2 (en) * | 2013-02-21 | 2018-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fuel combusting method |
-
2011
- 2011-06-09 JP JP2013518422A patent/JP5906555B2/ja active Active
- 2011-06-09 CA CA2801494A patent/CA2801494C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-09 BR BR112012031505A patent/BR112012031505A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2011-06-09 WO PCT/US2011/039829 patent/WO2012003079A1/en active Application Filing
- 2011-06-09 MX MX2012014458A patent/MX354587B/es active IP Right Grant
- 2011-06-09 US US13/702,540 patent/US9903316B2/en active Active
- 2011-06-09 SG SG2012089017A patent/SG186157A1/en unknown
- 2011-06-09 MY MYPI2011002620A patent/MY160833A/en unknown
- 2011-06-09 CN CN201180031870.XA patent/CN102959203B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-09 EP EP11801319.2A patent/EP2588728B1/en active Active
- 2011-06-09 SG SG10201505280WA patent/SG10201505280WA/en unknown
- 2011-06-09 EA EA201390058A patent/EA029336B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-06-09 AU AU2011271635A patent/AU2011271635B2/en not_active Ceased
- 2011-06-20 TW TW100120163A patent/TWI579507B/zh not_active IP Right Cessation
- 2011-06-29 AR ARP110102289A patent/AR081786A1/es active IP Right Grant
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
MY160833A (en) | 2017-03-31 |
CA2801494A1 (en) | 2012-01-05 |
JP2013530376A (ja) | 2013-07-25 |
BR112012031505A2 (pt) | 2016-11-01 |
EP2588728B1 (en) | 2020-04-08 |
AR081786A1 (es) | 2012-10-17 |
SG10201505280WA (en) | 2015-08-28 |
EA201390058A1 (ru) | 2013-05-30 |
WO2012003079A1 (en) | 2012-01-05 |
US20130091854A1 (en) | 2013-04-18 |
JP5906555B2 (ja) | 2016-04-20 |
CN102959203B (zh) | 2018-10-09 |
US9903316B2 (en) | 2018-02-27 |
TW201215820A (en) | 2012-04-16 |
EA029336B1 (ru) | 2018-03-30 |
SG186157A1 (en) | 2013-01-30 |
TWI579507B (zh) | 2017-04-21 |
AU2011271635A1 (en) | 2013-01-10 |
CN102959203A (zh) | 2013-03-06 |
EP2588728A4 (en) | 2017-11-01 |
CA2801494C (en) | 2018-04-17 |
AU2011271635B2 (en) | 2015-10-08 |
EP2588728A1 (en) | 2013-05-08 |
MX354587B (es) | 2018-03-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2801494C (en) | Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation | |
CA2801476C (en) | Low emission triple-cycle power generation systems and methods | |
CA2801492C (en) | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler | |
CA2801488C (en) | Low emission triple-cycle power generation systems and methods | |
CA2801499C (en) | Low emission power generation systems and methods | |
MX2013009834A (es) | Sistemas de turbina de baja emision que incorporan un aparato de control de oxidante al compresor de entrada y metodos relacionados con los mismos. | |
MX2013009833A (es) | Sistemas y metodos para controlar la combustion estequiometrica en sistemas de turbina de baja emision. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FG | Grant or registration |