RU2347143C2 - Система газотурбинного двигателя с рекуперацией и способ с применением каталитического горения - Google Patents

Система газотурбинного двигателя с рекуперацией и способ с применением каталитического горения Download PDF

Info

Publication number
RU2347143C2
RU2347143C2 RU2006106186/06A RU2006106186A RU2347143C2 RU 2347143 C2 RU2347143 C2 RU 2347143C2 RU 2006106186/06 A RU2006106186/06 A RU 2006106186/06A RU 2006106186 A RU2006106186 A RU 2006106186A RU 2347143 C2 RU2347143 C2 RU 2347143C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
compressor
combustion chamber
fuel
temperature
inlet
Prior art date
Application number
RU2006106186/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2006106186A (ru
Inventor
Александр А. БЕЛОКОН (RU)
Александр А. БЕЛОКОН
Джордж Л. ТАЧТОН III (US)
Джордж Л. ТАЧТОН III
Original Assignee
Мес Интернешнл,Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Мес Интернешнл,Инк. filed Critical Мес Интернешнл,Инк.
Publication of RU2006106186A publication Critical patent/RU2006106186A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2347143C2 publication Critical patent/RU2347143C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C9/00—Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N5/00—Systems for controlling combustion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N5/00—Systems for controlling combustion
    • F23N5/18—Systems for controlling combustion using detectors sensitive to rate of flow of air or fuel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/40—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the use of catalytic means
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C2202/00—Fluegas recirculation
    • F23C2202/10—Premixing fluegas with fuel and combustion air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N2237/00—Controlling
    • F23N2237/12—Controlling catalytic burners
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N2241/00—Applications
    • F23N2241/20—Gas turbines

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Exhaust Gas After Treatment (AREA)
  • Supercharger (AREA)

Abstract

Система газотурбинного двигателя с рекуперацией, использующая каталитическое сгорание, содержит компрессор, топливную систему, каталитическую камеру сгорания, турбину, приводящую компрессор. Для приема выхлопных газов из турбины и смеси, выпускаемой из компрессора, предназначен рекуператор. В рекуператоре смесь подогревается перед входом в каталитическую камеру сгорания. Газотурбинный двигатель также содержит систему для направления части выхлопных газов из турбины в компрессор так, что температура смеси, выпускаемой из компрессора, повышается посредством указанных выхлопных газов, в результате чего температура на входе в каталитическую камеру сгорания также повышается. Изобретение позволяет регулировать температуру на входе в камеру сгорания так, чтобы она оставалась выше минимальной требуемой температуры действия катализатора. 2 н. и 31 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к системам газотурбинных двигателей с рекуперацией, в которых используется каталитическое горение.
Уровень техники
Использование каталитических процессов для сгорания или окисления является хорошо известным способом для потенциального уменьшения содержаний выделений оксидов азота (NOx) из систем газотурбинных двигателей. Имеются различные процессы для превращения химической энергии топлива в тепловую энергию продуктов превращения. Основными процессами являются: 1) сгорание газовой фазы, 2) каталитическое сгорание и 3) каталитическое окисление. Также имеются сочетания этих процессов, как, например, процессов, имеющих первую стадию каталитического окисления, за которой следует процесс сгорания газовой фазы (часто упоминаемый как кататермический). При каталитическом окислении смесь воздух-топливо окисляется в присутствии катализатора. Во всех каталитических процессах катализатор обеспечивает понижение температуры, при которой происходит окисление, относительно температур некаталитического сгорания. Более низкая температура окисления приводит к пониженному производству NOx. При каталитическом окислении все реакции происходят на поверхности катализатора; причем нет локальных высоких температур и, следовательно, потенциальная возможность для образования NOx является низкой. Либо при каталитическом сгорании, либо при кататермическом сгорании, некоторая часть реакции имеет место в газовой фазе, что повышает локальные температуры и приводит к более высокому потенциалу для образования NOx. При использовании каталитического окисления содержания NOx, меньшие, чем одна часть на миллион, могут быть достигнуты в условиях оптимального каталитического окисления; такие низкие содержания в общем не могут быть достигнуты в обычных некаталитических камерах сгорания, каталитическом сгорании или кататермическом сгорании. В настоящем применении, термин «каталитическая камера сгорания» используется для ссылки на любую камеру сгорания, использующую катализ, предпочтительно, камеру сгорания, использующую каталитическое окисление.
Катализатор, используемый в каталитической камере сгорания, имеет тенденцию действовать наилучшим образом при определенных температурных условиях. В частности, обычно имеется минимум температуры, ниже которого данный катализатор не будет функционировать. Например, для палладиевого катализатора требуется, чтобы температура на входе в камеру сгорания для смеси воздух-топливо была выше, 800 К, когда природный газ является топливом. Кроме того, каталитическое окисление имеет тот недостаток, что физическая поверхность реакции, которая должна быть обеспечена для полного окисления углеводородного топлива, возрастает экспоненциально при понижении температур на входе в камеру сгорания, что значительно увеличивает стоимость камеры сгорания и усложняет всю конструкцию. Необходимость в относительно высокой температуре на входе в камеру сгорания является одной из главных причин, почему каталитическое сгорание в целом, и каталитическое окисление в частности не достигло широкого применения в системах газотурбинных двигателей. Более конкретно, такие высокие температуры на входе в камеру сгорания в общем не могут быть достигнуты при работе газовых турбин со степенями сжатия компрессора, меньшими, чем примерно 40, если не используется цикл с рекуперацией. В цикле с рекуперацией смесь воздух-топливо подогревается перед сгоранием посредством теплообмена с выхлопными газами из турбины. Рекуперация, таким образом, может помочь в достижении необходимой температуры на входе в камеру сгорания для надлежащего действия катализатора, по меньшей мере, при некоторых условиях. Однако часто имеются другие условия работы, с которыми можно столкнуться, при которых минимальная требуемая температура на входе в камеру сгорания еще не может быть достигнута, даже при рекуперации.
Например, когда рекуперация применяется в небольших газовых турбинах, ограничения температуры материала в рекуператоре могут ограничивать максимальную температуру воздуха или смеси воздух-топливо. В качестве примера, при обычных высокотемпературных материалах в рекуператоре, максимальная температура безопасной работы рекуператора может быть примерно 900 К, и, следовательно, температура смеси воздух-топливо примерно от 800 до 850 К является примерно самой высокой, которая может быть достигнута. Этот диапазон температуры является более высоким, чем минимальная температура действия катализатора для некоторых типов катализаторов, и поэтому каталитическая камера сгорания может работать надлежащим образом при одном конкретном условии работы, как, например, 100 процентная нагрузка и стандартные суточные условия окружающей среды. Однако при других условиях работы, например при частичной нагрузке и/или в условиях холодной окружающей среды, температура на входе в камеру сгорания может понизиться ниже минимума.
Желательно устранить такие проблемы, чтобы низкий потенциал NOx при каталитическом окислении мог быть реализован в системах с небольшими газотурбинными двигателями. Кроме того, имеются другие преимущества, которые могут быть достигнуты посредством каталитических процессов. Эти процессы расширяют пределы воспламеняемости при работе газообразных углеводородных топлив, включая, но не ограничиваясь этим, газы от свалок, анаэробные газы варочного котла, природный газ и метан. Таким образом, процесс может иметь место при гораздо более слабых (более бедных) отношениях топливо/воздух, чем при обычном сгорании. Это обеспечивает смешивание топливного газа с воздухом перед процессом сжатия или в продолжение него, в результате получая равномерную смесь топливо-воздух на входе в камеру сгорания. Это, в свою очередь, позволяет исключить использование компрессора топливного газа, который является очень дорогим, особенно для небольших газовых турбин. Компрессоры топливного газа могут добавить $60/кВт или более к стоимости двигателя, которая обычно находится в диапазоне $600-$900/кВт. Далее, компрессор топливного газа уменьшает надежность и доступность двигателя, поскольку он должен действовать для того, чтобы работал двигатель, и увеличивает стоимость технического обслуживания из-за расхода топлива и фильтров, а также механического или электрического изнашивания и тому подобного.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение направлено на устранение вышеупомянутых недостатков, а также достигает других преимуществ посредством создания системы газотурбинного двигателя с рекуперацией и связанного с ней способа, использующего каталитическое окисление или сгорание, или кататермическое сгорание, при котором температурой на входе в камеру сгорания можно управлять так, чтобы она оставалась выше минимальной требуемой температуры действия катализатора, и дополнительно оптимизировать, как функцию отношения топливо/воздух, в широком диапазоне условий работы - от полной нагрузки до частичной нагрузки и от суточных до холодных суточных условий.
В соответствии с одним объектом настоящего изобретения, создан способ управления газотурбинным двигателем, при котором сжимают воздух в компрессоре, смешивают топливо со сжатым воздухом из компрессора для получения смеси воздух-топливо, сжигают смесь воздух-топливо в каталитической камере сгорания для получения горячих окисляемых газов, расширяют сжигаемые газы в турбине для получения механической энергии, и используют механическую энергию для приведения компрессора, пропускают выхлопные газы из турбины через рекуператор, в котором смесь воздух-топливо подогревают посредством теплообмена с выхлопными газами. Способ включает дополнительный этап, на котором направляют часть выхлопных газов из турбины в компрессор. Топливо также пропускают через компрессор вместе с воздухом и частью выхлопных газов. Рециркуляция отработавшего газа повышает температуру на входе в камеру сгорания выше той, которая была бы без рециркуляции отработавшего газа. В конечном счете, то, что входит в камеру сгорания, представляет собой смесь воздуха, топлива и выхлопных газов, оптимизированную так, чтобы соответствовать выходной мощности, максимальному кпд и минимальному загрязнению воздуха.
Смешение воздуха, топлива и отработавших газов может быть осуществлено различными способами. В одном варианте осуществления смешение отработавших газов с топливом осуществляется выше по потоку от компрессора и смешанные отработавшие газы и топливо направляются в компрессор отдельно от воздуха. Как вариант, по меньшей мере, часть смешения топлива с воздухом может быть осуществлена выше по потоку от компрессора, и смешанные топливо и воздух могут быть направлены в компрессор отдельно от выхлопных газов. В еще одном варианте, воздух, топливо и выхлопные газы направляются в компрессор отдельно друг от друга, и смешение происходит в компрессоре или в проходах, связанных с компрессором и другими компонентами.
В соответствии с изобретением скорость потока выхлопных газов, направляемых в компрессор, регулируют в соответствии с одним или более параметрами, связанными с двигателем, по меньшей мере, одним из которых является отношение топливо/воздух. Например, регулирование может представлять собой регулирование скорости потока в соответствии с измеренной температурой на входе в камеру сгорания для поддержания температуры на входе в камеру сгорания выше заранее заданной минимальной температуры, необходимой для надлежащей работы каталитической камеры сгорания при таком отношении топливо/воздух. Таким образом, расход выхлопных газов в компрессор может быть оптимизирован для компенсации изменения температуры окружающей среды и/или относительной нагрузки двигателя.
Часть выхлопных газов, направляемая в компрессор, может быть отделена от остальной части выхлопных газов в точке ниже по потоку от рекуператора. В этом случае температура рециркулирующих выхлопных газов будет понижена посредством их прохода через рекуператор. Как вариант, часть выхлопных газов, направляемых в компрессор, может быть отделена от остальной части выхлопных газов в точке выше по потоку от рекуператора, так что рециркулирующие выхлопные газы обходят рекуператор. В таком устройстве температура рециркулирующих отработавших газов, подаваемых в компрессор, будет выше, и поэтому расход рециркулирующих отработавших газов может быть ниже, чем в ранее описанном устройстве.
Система газотурбинного двигателя с рекуперацией, использующая каталитическое сгорание, в соответствии с изобретением содержит компрессор, принимающий и сжимающий воздух, топливную систему, предназначенную для подачи топлива в компрессор так, чтобы смесь сжатого воздуха и топлива выпускалась из компрессора, каталитическую камеру сгорания, предназначенную для сжигания смеси, для получения горячих сжимаемых газов, турбину, предназначенную для приема сжигаемых газов и расширения газов, для получения механической энергии, приводящей компрессор, рекуператор, предназначенный для приема выхлопных газов из турбины и смеси, выпускаемой из компрессора, и осуществления теплообмена между ними, так что смесь подогревается перед входом в каталитическую камеру сгорания, и систему рециркуляции для направления части выхлопных газов из турбины в компрессор так, что температура смеси, выпускаемой из компрессора, повышается посредством выхлопных газов, в результате чего температура на входе в каталитическую камеру сгорания повышается.
Система рециркуляции может включать в себя регулируемый клапан, который переменным образом регулирует скорость потока выхлопных газов в компрессор, и систему управления, оперативно соединенную с клапаном. Датчики измерения параметров, показывающие отношение топливо/воздух и температуру на входе в камеру сгорания, могут быть соединены с системой управления, которая может управлять клапаном таким образом, чтобы вызывать превышение температуры на входе в камеру сгорания над заданной минимальной температурой, необходимой для надлежащей работы каталитической камеры сгорания, и чтобы соответствовать оптимальной температуре для измеренного отношения топливо/воздух. Как упоминалось, клапан может быть расположен выше или ниже по потоку от рекуператора.
Система двигателя с рекуперацией в соответствии с изобретением может использоваться в различных применениях, включая небольшие системы выработки электрической энергии. Таким образом, электрогенератор может приводиться турбиной.
Система не ограничена газотурбинными двигателями с однокаскадным компрессором и может также быть применена к двигателям с многокаскадными компрессорами или к спаренным системам двигателей с однокаскадным компрессором.
Эффективность системы и способа согласно настоящему изобретению будут максимальными для процессов каталитического окисления, хотя все процессы, использующие катализ, являются эффективными.
Краткое описание чертежей
Далее настоящее изобретение будет описано более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, которые не обязательно выполняются в масштабе, и на которых:
фиг.1 - схематическое изображение системы газотурбинного двигателя в соответствии с известным уровнем техники;
фиг.2 - схематическое изображение системы газотурбинного двигателя в соответствии с первым вариантом осуществления изобретения;
фиг.3 - схематическое изображение системы газотурбинного двигателя в соответствии со вторым вариантом осуществления изобретения;
фиг.4 - график, иллюстрирующий моделирование расчетов температуры на входе в газовую турбину, температуры на входе в камеру сгорания, кпд и температуры на входе в компрессор, как функции относительной нагрузки, как для системы газотурбинного двигателя согласно известному уровню техники без смешения с выхлопными газами на входе в компрессор, так и для газотурбинного двигателя в соответствии с изобретением, имеющим смешение с выхлопными газами на входе в компрессор;
фиг.5А - другой вариант осуществления изобретения, в котором топливо и выхлопной газ смешиваются и подаются в компрессор отдельно от воздуха, так что смешение с воздухом полностью происходит в компрессоре;
фиг.5В - дополнительный вариант осуществления, в котором воздух и топливо смешиваются перед подачей в компрессор, и выхлопной газ отдельно подается в компрессор; и
фиг.5С - еще один вариант осуществления, в котором воздух, топливо и выхлопной газ - все отдельно подаются в компрессор, где они смешиваются.
Подробное описание изобретения
Настоящие изобретения теперь будут описаны более полно со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показаны некоторые, но не все, варианты осуществления изобретения. Действительно, эти изобретения могут быть осуществлены во многих различных формах и их не следует понимать, как ограничивающие варианты осуществления; причем эти варианты осуществления выполнены так, что их описание будет удовлетворять соответствующим юридическим требованиям. Одинаковые ссылочные позиции относятся к одинаковым элементам по всему описанию.
Система 10 выработки электроэнергии согласно известному уровню техники, приводимая газотурбинным двигателем с рекуперацией с каталитическим сгоранием, показана на фиг.1. Система включает в себя газотурбинный двигатель 12, содержащий компрессор 14 и турбину 16, соединенные посредством вала 18 для приведения компрессора, и каталитическую камеру 20 сгорания. Система также включает в себя теплообменник или рекуператор 22, имеющий один или более проходов 24 для текучей среды на выходе из компрессора, находящихся в соотношении теплопередачи с одним или более проходов 26 для выхлопного газа из турбины. Система дополнительно включает в себя устройство 28 для соединения и смешения воздуха и топлива и подачи смеси в компрессор 14.
Сжатая смесь воздух-топливо подогревается в рекуператоре 22 и затем подается в каталитическую камеру сгорания 20, где происходит сгорание. Горячие сжигаемые газы проходят из камеры сгорания в турбину 16, где они расширяются для получения механической энергии, которая передается посредством вала 18 к компрессору 16. Также с валом соединен электрогенератор 30, который приводится в действие для производства электрического тока для подачи к нагрузке.
В такой системе, как показана на фиг.1, возможно спроектировать компоненты двигателя, так что при относительно высоких нагрузках на двигатель и стандартных суточных условиях, температура смеси воздух-топливо, подаваемой в каталитическую камеру сгорания 20, будет равна или выше минимальной температуры для катализатора, требуемой для надлежащего осуществления каталитической реакции. Для наиболее широко используемого палладиевого катализатора требуется температура на входе в камеру сгорания, по меньшей мере, 800 К. Однако, в условиях низких нагрузок и/или холодной окружающей среды, температура на входе в камеру сгорания может понизиться ниже минимума для катализатора. Пунктирными линиями на фиг.4 показано моделирование расчетов различных термодинамических переменных, как функции относительной нагрузки для цикла согласно известному уровню техники, показанного на фиг.1. При условии нагрузки 100%, температура на входе в камеру сгорания составляет примерно 850 К, но понижается до минимума для катализатора 800 К при нагрузке примерно 80%. При еще более низких нагрузках, температура на входе в камеру сгорания является слишком низкой, чтобы поддерживать надлежащую работу каталитической камеры сгорания.
Согласно настоящему изобретению создана система газотурбинного двигателя и способ, которые устраняют эту проблему. На фиг.2 показана система электрогенератора, приводимая в действие посредством системы газотурбинного двигателя в соответствии с первым вариантом осуществления изобретения. Генератор 30 приводится в действие посредством газотурбинного двигателя 12, имеющего компрессор 14, турбину 16, вал 18 и каталитическую камеру 20 сгорания, как описано выше. Рекуператор 22 применяется для подогрева смеси воздух-топливо, перед ее введением в камеру сгорания, как было описано выше.
Однако температура на входе в камеру сгорания регулируется посредством введения части выхлопного газа из турбины в компрессор. Выхлопной газ имеет существенно более высокую температуру, чем температура окружающего воздуха, входящего в компрессор, и, следовательно, повышает температуру текучей среды, проходящей через компрессор, что, в свою очередь, повышает температуру на входе в камеру сгорания.
Таким образом, система включает приводимый в действие клапан 40, расположенный ниже по потоку от рекуператора 22, для отвода части выхлопного газа из турбины через трубопровод 42 в смеситель 44. Смеситель 44 также принимает, по меньшей мере, два компонента из воздуха, топлива и выхлопа, и смешивает, по меньшей мере, два из трех компонентов, по меньшей мере, частично. Смесь затем подается в компрессор 14, где может произойти дополнительное смешение. Любой третий несмешанный поток может быть введен в компрессор одновременно с другими двумя и смешан здесь или в последующих проходах перед тем, как достичь рекуператора.
Клапан 40 используется для выборочного изменения количества выхлопного газа из турбины, подаваемого через трубопровод 42 в смеситель 44. Кроме того, клапан управляется системой управления 50 (которая может быть ПК, устройством с ЧПУ, нейронной сетью и т.п.), которая является чувствительной к сигналу температуры от датчика 52 температуры, предназначенного для определения температуры на входе в камеру сгорания. Система управления может также быть чувствительной к сигналу потока воздуха от датчика 54 потока воздуха, предназначенного для определения расхода воздуха, и сигналу потока топлива от датчика 56 потока топлива, предназначенного для определения расхода топлива. Датчики 58 для определения выделений, в частности, несгоревших углеводородов, могут также быть выполнены в выпускном канале после рекуператора, при желании, и измеренные выделения могут быть учтены системой управления. Как вариант, выделения могут быть рассчитаны по температуре на входе в камеру сгорания и отношению топливо/воздух, используя модели, определяемые из теории и испытаний двигателя. Кроме того, может быть также использован датчик 60 для измерения температуры на входе в рекуператор. Хотя соединительные трубопроводы между датчиками 54, 56, 58 и 60 и системой управления 50 не показаны на фиг.2 и 3, следует отметить, что эти датчики соединены с системой управления. Система управления соответствующим образом запрограммирована так, чтобы управлять работой клапана 40 для регулирования температуры на входе в камеру сгорания заданным образом. В частности, система управления предпочтительно включает в себя логическую часть вычислительной машины для управления клапаном 40 в открытом контуре или в замкнутом контуре таким образом, чтобы температура на входе в камеру сгорания всегда была равна или превышала заданную минимальную температуру, необходимую для надлежащей каталитической реакции в камере сгорания. Управление выгодно также осуществлять так, чтобы температура на входе в рекуператор не превышала максимальную допустимую температуру на входе в рекуператор, предпочтительно одновременно сводя к минимуму выделения (или удерживая их ниже требуемых пределов) и доводя до максимума кпд. В общем, когда нагрузка понижается, доля выхлопного газа из турбины, которая должна быть подана обратно в компрессор, будет возрастать с тем, чтобы поддерживать температуру на входе в камеру сгорания выше заданного минимального уровня.
Эффект от смешения выхлопного газа с воздухом и топливом показан сплошными линиями на фиг.4. Когда нагрузка понижается, температура на входе в компрессор возрастает, что отражается во все большей и большей доле выхлопного газа, рециркулирующего в компрессор. В результате температура на входе в камеру сгорания поддерживается выше 800 К для всех условий нагрузки. В то же время, в предпочтительных вариантах осуществления предотвращается превышение температуры на входе в рекуператор величины ее допустимого максимума при всех условиях работы, и кпд двигателя оптимизируется посредством одновременного управления расходом рециркулирующего выхлопного газа и отношением топливо/воздух.
Необходимо отметить, что такие система и способ могут компенсировать изменение температуры окружающей среды. Таким образом, когда температура окружающей среды понижается, доля рециркулирующего выхлопного газа может быть повышена, если необходимо, для поддержания необходимой температуры на входе в камеру сгорания. Объединенные эффекты изменения нагрузки и температуры окружающей среды могут также быть скомпенсированы посредством системы и способа согласно настоящему изобретению.
На фиг.3 показан второй вариант осуществления изобретения, в основном подобный варианту с фиг.2, за исключением того, что клапан 40 размещен выше по потоку от рекуператора 22, а не ниже по потоку. Трубопровод 42, таким образом, обходит рекуператор так, что выхлопной газ не охлаждается в рекуператоре перед рециркуляцией. Поскольку температура рециркулирующего выхлопного газа является более высокой, относительная доля выхлопного газа, которая должна рециркулировать, является более низкой, чем в варианте осуществления с фиг.2, а все другие факторы являются эквивалентными. В других отношениях работа этой системы является аналогичной работе системы с фиг.2.
Способ, при котором выхлопной газ рециркулирует и смешивается с воздухом и топливом, может изменяться в технологии изобретения. На фиг.5А-С показан ряд возможностей, хотя они не являются исчерпывающими, и могут быть использованы другие варианты. Все эти примеры основаны на том, что клапан 40 находится ниже по потоку от рекуператор 22, но они также применимы к системам, в которых клапан находится выше по потоку от рекуператора. В варианте осуществления с фиг.5А рециркулирующий выхлопной газ смешивается с топливом в смесителе 44, и полученная в результате смесь подается в компрессор 14 отдельно от воздуха. Это устройство может быть эффективно использовано, когда топливо первоначально находится в жидкой форме (например, пропан), так что горячий выхлопной газ будет испарять, по меньшей мере, часть топлива перед тем, как оно попадет в компрессор.
В устройстве с фиг.5В воздух и топливо смешиваются в смесителе 44, и полученная в результате смесь подается в компрессор. Выхлопной газ из трубопровода 42 подается в компрессор отдельно, а смешение с воздухом и топливом происходит в компрессоре.
Еще одна возможность показана на фиг.5С, где воздух, топливо и выхлопной газ - все подаются отдельно в компрессор, и смешение между всеми тремя происходит в компрессоре.
Множество модификаций и других вариантов осуществления изобретения, изложенных здесь, будет очевидно специалисту в данной области техники, для которого эти изобретения являются понятными после прочтения описания со ссылкой на и прилагаемые чертежи. Поэтому необходимо понять, что изобретения не должны ограничиваться описанными конкретными вариантами осуществления и что модификации и другие варианты осуществления входят в объем прилагаемых пунктов формулы изобретения. Хотя здесь используются специфические термины, они используются только в универсальном и описательном смысле, а не в целях ограничения.

Claims (33)

1. Система газотурбинного двигателя с рекуперацией, использующая каталитическое сгорание и содержащая компрессор, принимающий и сжимающий воздух, топливную систему, предназначенную для подачи топлива в компрессор так, чтобы смесь сжатого воздуха и топлива выпускалась из компрессора, каталитическую камеру сгорания, предназначенную для сжигания смеси для получения горячих сжигаемых газов, турбину, предназначенную для приема сжигаемых газов и расширения газов для получения механической энергии, приводящей компрессор, рекуператор, предназначенный для приема выхлопных газов из турбины и смеси, выпускаемой из компрессора, и осуществления теплообмена между ними так, что смесь подогревается перед входом в каталитическую камеру сгорания, и систему для направления части выхлопных газов из турбины в компрессор так, что температура смеси, выпускаемой из компрессора, повышается посредством указанных выхлопных газов, в результате чего температура на входе в каталитическую камеру сгорания повышается.
2. Система по п.1, в которой система для направления части выхлопных газов из турбины в компрессор включает в себя регулируемый клапан, который переменным образом регулирует скорость потока выхлопных газов в компрессор, и систему управления, оперативно соединенную с клапаном.
3. Система по п.2, в которой система управления включает в себя датчик, измеряющий параметр, характеризующий температуру на входе в камеру сгорания, причем система управления управляет клапаном таким образом, чтобы вызывать превышение температуры на входе в камеру сгорания над заданной минимальной температурой, необходимой для надлежащей работы каталитической камеры сгорания.
4. Система по п.3, в которой система управления дополнительно содержит датчик измерения скорости потока воздуха, датчик измерения скорости потока топлива и датчик измерения температуры на входе в рекуператор; причем система управления определяет отношение топливо/воздух в смеси, входящей в камеру сгорания, на основе скоростей потоков воздуха, топлива и выхлопных газов и регулирует скорость потока выхлопных газов в компрессор для оптимизации температуры на входе в камеру сгорания для указанного отношения топливо/воздух таким образом, что не превышается максимальная допустимая температура рекуператора.
5. Система по п.4, в которой система управления дополнительно управляет температурой на входе в камеру сгорания для указанного отношения топливо/воздух таким образом, что КПД двигателя является максимальным.
6. Система по п.5, дополнительно содержащая средство для определения уровня выделений из двигателя, при этом система управления регулирует температуру на входе в камеру сгорания для указанного отношения топливо/воздух таким образом, что не превышается предел максимально допустимых выделений.
7. Система по п.6, в которой средство для определения содержания выделений представляет собой датчик выделений.
8. Система по п.5, дополнительно содержащая средство для определения уровня выделений из двигателя, при этом система управления регулирует температуру на входе в камеру сгорания для указанного отношения топливо/воздух таким образом, что выделения являются минимальными.
9. Система по п.2, в которой клапан расположен ниже по потоку, чем рекуператор, так что выхлопные газы охлаждаются в рекуператоре до их направления в компрессор.
10. Система по п.2, в которой клапан расположен выше по потоку, чем рекуператор, так что часть выхлопных газов обходит рекуператор и затем направляется в компрессор.
11. Система по п.1, дополнительно содержащая электрогенератор, приводимый турбиной.
12. Способ управления газотурбинным двигателем, при котором сжимают воздух в компрессоре, смешивают топливо со сжатым воздухом из компрессора для получения смеси воздух-топливо, сжигают смесь воздух-топливо в каталитической камере сгорания для получения горячих сжигаемых газов, расширяют сжигаемые газы в турбине для получения механической энергии и используют механическую энергию для приведения компрессора, пропускают выхлопные газы из турбины через рекуператор и пропускают смесь воздух-топливо через рекуператор для подогрева смеси посредством теплообмена с выхлопными газами, направляют часть выхлопных газов из турбины в компрессор для повышения температуры на входе в камеру сгорания и пропускают топливо через компрессор вместе с воздухом и частью выхлопных газов.
13. Способ по п.12, при котором смешение выхлопных газов с топливом осуществляют выше по потоку от компрессора.
14. Способ по п.13, при котором смешанные выхлопные газы и топливо направляют в компрессор отдельно от воздуха.
15. Способ по п.12, при котором, по меньшей мере, часть смешения топлива с воздухом осуществляют выше по потоку от компрессора.
16. Способ по п.15, при котором смешанные топливо и воздух направляют в компрессор отдельно от выхлопных газов.
17. Способ по п.12, при котором воздух, топливо и выхлопные газы направляют в компрессор отдельно друг от друга и смешивают в компрессоре.
18. Способ по п.12, при котором дополнительно регулируют скорость потока выхлопных газов, направляемых в компрессор.
19. Способ по п.18, при котором при регулировании регулируют скорость потока в соответствии с параметром, связанным с двигателем.
20. Способ по п.19, при котором при регулировании регулируют скорость потока в соответствии с измеренной температурой на входе в камеру сгорания.
21. Способ по п.20, при котором скорость потока регулируют таким образом, что температура на входе в камеру сгорания всегда поддерживается более высокой, чем заданная минимальная температура, необходимая для надлежащей работы каталитической камеры сгорания.
22. Способ по п.21, при котором дополнительно вычисляют отношение топливо/воздух в смеси, входящей в камеру сгорания, и регулируют температуру на входе в камеру сгорания для оптимизации температуры на входе в камеру сгорания для указанного отношения топливо/воздух таким образом, что никогда не превышается максимально допустимая температура рекуператора.
23. Способ по п.21, при котором дополнительно вычисляют отношение топливо/воздух в смеси, входящей в камеру сгорания, и регулируют температуру на входе в камеру сгорания для оптимизации температуры на входе в камеру сгорания для указанного отношения топливо/воздух таким образом, что не превышается предел максимально допустимых выделений.
24. Способ по п.23, при котором дополнительно вычисляют отношение топливо/воздух в смеси, входящей в камеру сгорания, и регулируют температуру на входе в камеру сгорания для оптимизации температуры на входе в камеру сгорания для указанного отношения топливо/воздух таким образом, что КПД двигателя является максимальным.
25. Способ по п.21, при котором дополнительно вычисляют отношение топливо/воздух в смеси, входящей в камеру сгорания, и регулируют температуру на входе в камеру сгорания для оптимизации температуры на входе в камеру сгорания для указанного отношения топливо/воздух таким образом, что выделения являются минимальными.
26. Способ по п.25, при котором дополнительно вычисляют отношение топливо/воздух в смеси, входящей в камеру сгорания, и регулируют температуру на входе в камеру сгорания для оптимизации температуры на входе в камеру сгорания для указанного отношения топливо/воздух таким образом, что КПД является максимальным.
27. Способ по п.19, при котором при регулировании регулируют скорость потока для компенсации изменения температуры окружающей среды.
28. Способ по п.27, при котором относительную часть отработавших газов, направляемую в компрессор, повышают при понижении температуры окружающей среды.
29. Способ по п.19, при котором при регулировании регулируют скорость потока для компенсации изменений в относительной нагрузке двигателя.
30. Способ по п.29, при котором относительную долю выхлопных газов, направляемую в компрессор, повышают при понижении относительной нагрузки двигателя.
31. Способ по п.12, при котором часть выхлопных газов, направляемую в компрессор, отделяют от остальной части выхлопных газов в точке ниже по потоку от рекуператора.
32. Способ по п.12, при котором часть выхлопных газов, направляемую в компрессор, отделяют от остальной части выхлопных газов в точке выше по потоку от рекуператора, так что указанная часть обходит рекуператор.
33. Способ по п.12, при котором дополнительно приводят электрогенератор турбиной.
RU2006106186/06A 2003-07-31 2004-07-23 Система газотурбинного двигателя с рекуперацией и способ с применением каталитического горения RU2347143C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/631,977 US7007487B2 (en) 2003-07-31 2003-07-31 Recuperated gas turbine engine system and method employing catalytic combustion
US10/631,977 2003-07-31

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006106186A RU2006106186A (ru) 2006-08-27
RU2347143C2 true RU2347143C2 (ru) 2009-02-20

Family

ID=34104237

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006106186/06A RU2347143C2 (ru) 2003-07-31 2004-07-23 Система газотурбинного двигателя с рекуперацией и способ с применением каталитического горения

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7007487B2 (ru)
EP (1) EP1658464A1 (ru)
JP (1) JP2007500815A (ru)
KR (1) KR20060125677A (ru)
CN (1) CN100432536C (ru)
CA (1) CA2534429A1 (ru)
RU (1) RU2347143C2 (ru)
WO (1) WO2005012793A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2523510C1 (ru) * 2013-02-19 2014-07-20 Николай Евгеньевич Староверов Способ форсажа газотурбинного двигателя
RU195793U1 (ru) * 2019-11-21 2020-02-05 Хайдер Ибрагим Куса Мобильное зарядное устройство
RU2755958C1 (ru) * 2018-04-23 2021-09-23 Сименс Акциенгезелльшафт Способ и система для управления системой сгорания газотурбинного двигателя, газотурбинный двигатель и способ производства системы управления для системы сгорания газотурбинного двигателя

Families Citing this family (186)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2003036064A1 (en) * 2001-10-26 2003-05-01 Alstom Technology Ltd Gas turbine_adapted to operatoe with a high exhaust gas recirculation rate and a method for operation thereof
EP1512855A1 (de) * 2003-09-04 2005-03-09 ALSTOM Technology Ltd Kraftwerksanlage, und Verfahren zum Betrieb
US7748976B2 (en) * 2005-03-17 2010-07-06 Southwest Research Institute Use of recirculated exhaust gas in a burner-based exhaust generation system for reduced fuel consumption and for cooling
US20060219227A1 (en) * 2005-04-05 2006-10-05 Eric Ingersoll Toroidal intersecting vane supercharger
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
US20080078178A1 (en) * 2006-07-20 2008-04-03 Jay Johnson Use of exhaust in thermal devices
US7997077B2 (en) * 2006-11-06 2011-08-16 Harlequin Motor Works, Inc. Energy retriever system
CN100422639C (zh) * 2006-12-08 2008-10-01 北京建筑工程学院 催化燃烧控制系统
GB2446810C (en) * 2007-02-22 2016-01-20 Bowman Power Group Ltd An auxiliary power generation apparatus
US8393160B2 (en) 2007-10-23 2013-03-12 Flex Power Generation, Inc. Managing leaks in a gas turbine system
US8671658B2 (en) * 2007-10-23 2014-03-18 Ener-Core Power, Inc. Oxidizing fuel
US8056318B2 (en) * 2007-11-08 2011-11-15 General Electric Company System for reducing the sulfur oxides emissions generated by a turbomachine
US8572944B2 (en) * 2007-12-19 2013-11-05 General Electric Company Prime mover for an exhaust gas recirculation system
EP2235345A4 (en) * 2007-12-20 2013-05-29 Volvo Aero Corp GAS TURBINE ENGINE
MY153097A (en) * 2008-03-28 2014-12-31 Exxonmobil Upstream Res Co Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
AU2009228283B2 (en) 2008-03-28 2015-02-05 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US8776517B2 (en) 2008-03-31 2014-07-15 Cummins Intellectual Properties, Inc. Emissions-critical charge cooling using an organic rankine cycle
US7997076B2 (en) * 2008-03-31 2011-08-16 Cummins, Inc. Rankine cycle load limiting through use of a recuperator bypass
DE102008021450A1 (de) * 2008-04-29 2009-11-05 Rolls-Royce Deutschland Ltd & Co Kg Thermoelektrischer Generator mit Konzentrationselement
US7866157B2 (en) * 2008-05-12 2011-01-11 Cummins Inc. Waste heat recovery system with constant power output
US8397482B2 (en) * 2008-05-15 2013-03-19 General Electric Company Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx
US8015793B2 (en) * 2008-07-18 2011-09-13 Siemens Energy, Inc. Fuel heating via exhaust gas extraction
KR101369116B1 (ko) * 2008-10-01 2014-03-04 미츠비시 쥬고교 가부시키가이샤 가스 터빈 장치
AU2009303735B2 (en) 2008-10-14 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for controlling the products of combustion
US8534073B2 (en) 2008-10-27 2013-09-17 General Electric Company System and method for heating a fuel using an exhaust gas recirculation system
US7926256B2 (en) 2008-10-27 2011-04-19 General Electric Company Inlet system for an EGR system
US8701413B2 (en) * 2008-12-08 2014-04-22 Ener-Core Power, Inc. Oxidizing fuel in multiple operating modes
EP2248999A1 (en) * 2008-12-24 2010-11-10 Alstom Technology Ltd Power plant with CO2 capture
CH700310A1 (de) * 2009-01-23 2010-07-30 Alstom Technology Ltd Verfahren zur CO2 Abscheidung aus einem Kombikraftwerk und Kombikraftwerk mit einer Gasturbine mit Strömungsteilung und Rezirkulation.
US20100326084A1 (en) * 2009-03-04 2010-12-30 Anderson Roger E Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel
US8621869B2 (en) 2009-05-01 2014-01-07 Ener-Core Power, Inc. Heating a reaction chamber
US20100275611A1 (en) * 2009-05-01 2010-11-04 Edan Prabhu Distributing Fuel Flow in a Reaction Chamber
US8510013B2 (en) * 2009-05-04 2013-08-13 General Electric Company Gas turbine shutdown
US8437941B2 (en) 2009-05-08 2013-05-07 Gas Turbine Efficiency Sweden Ab Automated tuning of gas turbine combustion systems
US9671797B2 (en) 2009-05-08 2017-06-06 Gas Turbine Efficiency Sweden Ab Optimization of gas turbine combustion systems low load performance on simple cycle and heat recovery steam generator applications
US9354618B2 (en) 2009-05-08 2016-05-31 Gas Turbine Efficiency Sweden Ab Automated tuning of multiple fuel gas turbine combustion systems
US9267443B2 (en) 2009-05-08 2016-02-23 Gas Turbine Efficiency Sweden Ab Automated tuning of gas turbine combustion systems
JP5898069B2 (ja) 2009-06-05 2016-04-06 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 燃焼器システムおよびその使用方法
US8544274B2 (en) * 2009-07-23 2013-10-01 Cummins Intellectual Properties, Inc. Energy recovery system using an organic rankine cycle
US8627663B2 (en) * 2009-09-02 2014-01-14 Cummins Intellectual Properties, Inc. Energy recovery system and method using an organic rankine cycle with condenser pressure regulation
CN102597418A (zh) 2009-11-12 2012-07-18 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
US8893468B2 (en) 2010-03-15 2014-11-25 Ener-Core Power, Inc. Processing fuel and water
CH703218A1 (de) * 2010-05-26 2011-11-30 Alstom Technology Ltd Verfahren zum Betreiben eines Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk mit Rauchgasrezirkulation sowie Kraftwerk.
DE102011102720B4 (de) * 2010-05-26 2021-10-28 Ansaldo Energia Switzerland AG Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus und mit Abgasrückführung
US20110302925A1 (en) * 2010-06-14 2011-12-15 Vykson Limited Method and Apparatus for Controlling the Operation of a Gas Turbine
MY156099A (en) 2010-07-02 2016-01-15 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for controlling combustion of a fuel
AU2011271633B2 (en) * 2010-07-02 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
CN102971508B (zh) 2010-07-02 2016-06-01 埃克森美孚上游研究公司 Co2分离系统和分离co2的方法
SG10201505280WA (en) 2010-07-02 2015-08-28 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
JP5759543B2 (ja) 2010-07-02 2015-08-05 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 排ガス再循環方式及び直接接触型冷却器による化学量論的燃焼
WO2012018457A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 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
US8752378B2 (en) 2010-08-09 2014-06-17 Cummins Intellectual Properties, Inc. Waste heat recovery system for recapturing energy after engine aftertreatment systems
DE112011102675B4 (de) 2010-08-11 2021-07-15 Cummins Intellectual Property, Inc. Geteilter Radiatoraufbau zur Wärmeabfuhroptimierung für ein Abwärmeverwertungssystem
EP2603673B1 (en) 2010-08-13 2019-12-25 Cummins Intellectual Properties, Inc. Rankine cycle condenser pressure control using an energy conversion device bypass valve
WO2012088532A1 (en) 2010-12-23 2012-06-28 Cummins Intellectual Property, Inc. System and method for regulating egr cooling using a rankine cycle
US8826662B2 (en) 2010-12-23 2014-09-09 Cummins Intellectual Property, Inc. Rankine cycle system and method
DE102012000100A1 (de) 2011-01-06 2012-07-12 Cummins Intellectual Property, Inc. Rankine-kreisprozess-abwärmenutzungssystem
US9021808B2 (en) 2011-01-10 2015-05-05 Cummins Intellectual Property, Inc. Rankine cycle waste heat recovery system
US9074530B2 (en) * 2011-01-13 2015-07-07 General Electric Company Stoichiometric exhaust gas recirculation and related combustion control
WO2012100212A1 (en) 2011-01-20 2012-07-26 Cummins Intellectual Property, Inc. Rankine cycle waste heat recovery system and method with improved egr temperature control
WO2012150994A1 (en) 2011-02-28 2012-11-08 Cummins Intellectual Property, Inc. Engine having integrated waste heat recovery
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI564474B (zh) * 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
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
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
US9057028B2 (en) 2011-05-25 2015-06-16 Ener-Core Power, Inc. Gasifier power plant and management of wastes
US8245492B2 (en) * 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and method of operation
US9127598B2 (en) 2011-08-25 2015-09-08 General Electric Company Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US8205455B2 (en) 2011-08-25 2012-06-26 General Electric Company Power plant and method of operation
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
US8347600B2 (en) 2011-08-25 2013-01-08 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
US8453462B2 (en) 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US9279364B2 (en) 2011-11-04 2016-03-08 Ener-Core Power, Inc. Multi-combustor turbine
US9273606B2 (en) 2011-11-04 2016-03-01 Ener-Core Power, Inc. Controls for multi-combustor turbine
JP5183795B1 (ja) * 2011-12-05 2013-04-17 川崎重工業株式会社 希薄燃料吸入ガスタービン
CN104428490B (zh) 2011-12-20 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 提高的煤层甲烷生产
CN102562304A (zh) * 2012-02-09 2012-07-11 中煤科工集团重庆研究院 催化燃烧燃气轮机发电装置
US8671917B2 (en) 2012-03-09 2014-03-18 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with reciprocating engine
US9534780B2 (en) 2012-03-09 2017-01-03 Ener-Core Power, Inc. Hybrid gradual oxidation
US9726374B2 (en) 2012-03-09 2017-08-08 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with flue gas
US9381484B2 (en) 2012-03-09 2016-07-05 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with adiabatic temperature above flameout temperature
US9347664B2 (en) 2012-03-09 2016-05-24 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat control
US9567903B2 (en) 2012-03-09 2017-02-14 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat transfer
US8807989B2 (en) 2012-03-09 2014-08-19 Ener-Core Power, Inc. Staged gradual oxidation
US9371993B2 (en) 2012-03-09 2016-06-21 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation below flameout temperature
BR112014022252B8 (pt) * 2012-03-09 2022-12-20 Ener Core Power Inc Oxidação gradual com transferência de calor
US8844473B2 (en) 2012-03-09 2014-09-30 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with reciprocating engine
US9206980B2 (en) 2012-03-09 2015-12-08 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation and autoignition temperature controls
US8980193B2 (en) 2012-03-09 2015-03-17 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation and multiple flow paths
US9328660B2 (en) 2012-03-09 2016-05-03 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation and multiple flow paths
US9194584B2 (en) 2012-03-09 2015-11-24 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with gradual oxidizer warmer
US9353946B2 (en) 2012-03-09 2016-05-31 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat transfer
US9017618B2 (en) 2012-03-09 2015-04-28 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat exchange media
US9267432B2 (en) 2012-03-09 2016-02-23 Ener-Core Power, Inc. Staged gradual oxidation
US9273608B2 (en) 2012-03-09 2016-03-01 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation and autoignition temperature controls
US8980192B2 (en) 2012-03-09 2015-03-17 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation below flameout temperature
US9328916B2 (en) 2012-03-09 2016-05-03 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat control
US8926917B2 (en) 2012-03-09 2015-01-06 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with adiabatic temperature above flameout temperature
US9359947B2 (en) 2012-03-09 2016-06-07 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat control
US9234660B2 (en) 2012-03-09 2016-01-12 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat transfer
US9359948B2 (en) 2012-03-09 2016-06-07 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat control
US9068506B2 (en) 2012-03-30 2015-06-30 Pratt & Whitney Canada Corp. Turbine engine heat recuperator system
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
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
US20130269357A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a secondary flow 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
US20130269360A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a powerplant during low-load operations
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
KR101915196B1 (ko) * 2012-05-18 2018-11-05 한화에어로스페이스 주식회사 가스터빈 시스템
US8893495B2 (en) 2012-07-16 2014-11-25 Cummins Intellectual Property, Inc. Reversible waste heat recovery system and method
US9435258B2 (en) * 2012-10-15 2016-09-06 General Electric Company System and method for heating combustor fuel
US9470145B2 (en) 2012-10-15 2016-10-18 General Electric Company System and method for heating fuel in a combined cycle gas turbine
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US10107495B2 (en) 2012-11-02 2018-10-23 General Electric Company Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 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
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US10161312B2 (en) 2012-11-02 2018-12-25 General Electric Company System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
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
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
US9140209B2 (en) 2012-11-16 2015-09-22 Cummins Inc. Rankine cycle waste heat recovery system
US9188285B2 (en) * 2012-12-24 2015-11-17 General Electric Company Systems and methods for oxidation of boil-off gas
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
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US10221762B2 (en) 2013-02-28 2019-03-05 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
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
US9784182B2 (en) 2013-03-08 2017-10-10 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
US9845711B2 (en) 2013-05-24 2017-12-19 Cummins Inc. Waste heat recovery system
US9587520B2 (en) 2013-05-30 2017-03-07 General Electric Company System and method of waste heat recovery
US9593597B2 (en) 2013-05-30 2017-03-14 General Electric Company System and method of waste heat recovery
US9145795B2 (en) 2013-05-30 2015-09-29 General Electric Company System and method of waste heat recovery
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
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
WO2015017873A2 (en) 2013-08-02 2015-02-05 Gill Martin Gordon Multi-cycle power generator
US9371776B2 (en) * 2013-08-20 2016-06-21 Darren Levine Dual flow air injection intraturbine engine and method of operating same
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
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
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
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
JP6384916B2 (ja) * 2014-09-30 2018-09-05 東芝エネルギーシステムズ株式会社 ガスタービン設備
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
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
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
CN105240132B (zh) * 2015-09-15 2017-05-03 广州粤能电力科技开发有限公司 多燃气轮发电机组的负荷协调控制方法和系统
US10578307B2 (en) * 2015-10-09 2020-03-03 Dresser-Rand Company System and method for operating a gas turbine assembly including heating a reaction/oxidation chamber
KR102086876B1 (ko) * 2015-11-27 2020-03-10 현대중공업 주식회사 배기가스 온도 조절 기능이 부가된 엔진
CN107514306B (zh) * 2016-06-16 2020-01-21 上海汽车集团股份有限公司 发动机、温度控制系统及其换热组件
US10033316B2 (en) * 2016-09-30 2018-07-24 General Electric Company System and method for model based turbine shaft power predictor
CN106621702B (zh) * 2017-03-23 2023-05-09 合肥工业大学 一种有机废气浓缩处理装置
CN107917433A (zh) * 2017-11-22 2018-04-17 苏州克兰茨环境科技有限公司 一种微型涡轮机有机废气处理装置
RS63274B1 (sr) * 2017-12-22 2022-06-30 Darienzo Giovanni Kogeneracijski sistem za kotao
US11873994B2 (en) 2018-11-13 2024-01-16 Johnson Matthey Public Limited Company Electrically heated catalytic combustor
CN110966059B (zh) * 2019-12-04 2022-04-26 中国船舶重工集团公司第七一九研究所 燃煤发电系统及方法
RU2766496C2 (ru) * 2019-12-24 2022-03-15 Фролова Татьяна Марковна Устройство вихревого газового компрессора для комбинированного воздушно-реактивного двигателя

Family Cites Families (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3785145A (en) * 1971-11-10 1974-01-15 Gen Motors Corp Gas turbine power plant
US3977182A (en) * 1975-06-20 1976-08-31 General Motors Corporation Gas turbine control
IT1063699B (it) * 1975-09-16 1985-02-11 Westinghouse Electric Corp Metodo di avviamento di una turbina a gas di grande potenza con un combustore catalitico
US4204401A (en) * 1976-07-19 1980-05-27 The Hydragon Corporation Turbine engine with exhaust gas recirculation
US4133171A (en) * 1977-03-07 1979-01-09 Hydragon Corporation Temperature stratified turbine compressors
US4271664A (en) * 1977-07-21 1981-06-09 Hydragon Corporation Turbine engine with exhaust gas recirculation
NL8001472A (nl) * 1980-03-12 1981-10-01 Tno Installatie voor warmteterugwinning bij verbrandingsmachine met compressor.
US4754607A (en) * 1986-12-12 1988-07-05 Allied-Signal Inc. Power generating system
JPH05346207A (ja) * 1992-06-12 1993-12-27 Honda Motor Co Ltd 触媒燃焼器
JPH06108879A (ja) 1992-09-30 1994-04-19 Toyota Motor Corp 触媒燃焼器を用いたガスタービン
AU681271B2 (en) * 1994-06-07 1997-08-21 Westinghouse Electric Corporation Method and apparatus for sequentially staged combustion using a catalyst
JP3030689B2 (ja) * 1995-09-08 2000-04-10 本田技研工業株式会社 ガスタービンエンジン
US5826429A (en) * 1995-12-22 1998-10-27 General Electric Co. Catalytic combustor with lean direct injection of gas fuel for low emissions combustion and methods of operation
US6065957A (en) * 1996-03-21 2000-05-23 Denso Corporation Catalyst combustion apparatus
GB9611235D0 (en) * 1996-05-30 1996-07-31 Rolls Royce Plc A gas turbine engine combustion chamber and a method of operation thereof
SE9602688L (sv) * 1996-07-08 1998-01-09 Volvo Ab Katalytisk brännkammare, samt förfarande för tändning och reglering av den katalytiska brännkammaren
JPH1082306A (ja) * 1996-09-06 1998-03-31 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd ガス化複合発電設備
JP3794168B2 (ja) * 1997-06-27 2006-07-05 株式会社日立製作所 排気再循環型コンバインドプラント
US6107693A (en) * 1997-09-19 2000-08-22 Solo Energy Corporation Self-contained energy center for producing mechanical, electrical, and heat energy
US6141953A (en) * 1998-03-04 2000-11-07 Solo Energy Corporation Multi-shaft reheat turbine mechanism for generating power
US20040119291A1 (en) * 1998-04-02 2004-06-24 Capstone Turbine Corporation Method and apparatus for indirect catalytic combustor preheating
US6095793A (en) * 1998-09-18 2000-08-01 Woodward Governor Company Dynamic control system and method for catalytic combustion process and gas turbine engine utilizing same
US6205768B1 (en) * 1999-05-05 2001-03-27 Solo Energy Corporation Catalytic arrangement for gas turbine combustor
US6513318B1 (en) * 2000-11-29 2003-02-04 Hybrid Power Generation Systems Llc Low emissions gas turbine engine with inlet air heating
US6606864B2 (en) 2001-02-13 2003-08-19 Robin Mackay Advanced multi pressure mode gas turbine
US6526757B2 (en) * 2001-02-13 2003-03-04 Robin Mackay Multi pressure mode gas turbine
JP4030432B2 (ja) * 2001-04-09 2008-01-09 株式会社日立製作所 ガスタービン発電装置
JP3936160B2 (ja) * 2001-09-17 2007-06-27 株式会社タクマ ガスタービン発電装置及びこれに用いる混合ガス燃焼装置
CH695793A5 (de) * 2001-10-01 2006-08-31 Alstom Technology Ltd Verbrennungsverfahren, insbesondere für Verfahren zur Erzeugung von elektrischem Strom und/oder von Wärme.
WO2003036064A1 (en) 2001-10-26 2003-05-01 Alstom Technology Ltd Gas turbine_adapted to operatoe with a high exhaust gas recirculation rate and a method for operation thereof

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2523510C1 (ru) * 2013-02-19 2014-07-20 Николай Евгеньевич Староверов Способ форсажа газотурбинного двигателя
RU2755958C1 (ru) * 2018-04-23 2021-09-23 Сименс Акциенгезелльшафт Способ и система для управления системой сгорания газотурбинного двигателя, газотурбинный двигатель и способ производства системы управления для системы сгорания газотурбинного двигателя
US11274610B2 (en) 2018-04-23 2022-03-15 Siemens Energy Global GmbH & Co. KG Combustion system control
RU195793U1 (ru) * 2019-11-21 2020-02-05 Хайдер Ибрагим Куса Мобильное зарядное устройство

Also Published As

Publication number Publication date
KR20060125677A (ko) 2006-12-06
CN100432536C (zh) 2008-11-12
US20050022499A1 (en) 2005-02-03
US7007487B2 (en) 2006-03-07
RU2006106186A (ru) 2006-08-27
CA2534429A1 (en) 2005-02-10
WO2005012793A1 (en) 2005-02-10
CN1864032A (zh) 2006-11-15
EP1658464A1 (en) 2006-05-24
JP2007500815A (ja) 2007-01-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2347143C2 (ru) Система газотурбинного двигателя с рекуперацией и способ с применением каталитического горения
CN102588113B (zh) 燃气轮机发动机及其燃料控制系统以及分析和控制燃气轮机发动机的排气的组分的方法
US9938861B2 (en) Fuel combusting method
US6595003B2 (en) Process and apparatus for control of NOx in catalytic combustion systems
US10082063B2 (en) Reducing oxygen in a gas turbine exhaust
CN103069130B (zh) 优化化学计量燃烧的系统和方法
US8117823B2 (en) Method and system for increasing modified wobbe index control range
JP4331406B2 (ja) バーナの運転方法およびバーナ装置
JPH08261013A (ja) 複合サイクル発電プラント及びその効率を向上させる方法
US20040011121A1 (en) System and method for abating a gas flow containing volatile organic compounds
Enga et al. Catalytic combustion applied to gas turbine technology
US7832210B2 (en) System for controlling and optimizing the emission of a catalytic combustor in a single-shaft gas turbine
GB2377973A (en) Gas bleed system for a gas turbine
JPH0544537B2 (ru)
US11459926B2 (en) Apparatus, system, and method for oxidizing methane in a lean-burn engine exhaust
US4133567A (en) Combined cycle electric power generating system with improvement
CN100462630C (zh) 多级高效环保型燃气轮机气体燃料分级燃烧方法及系统
JPS6213739A (ja) コンバインドサイクル発電設備におけるガスタ−ビンの燃料供給装置
KR20220138407A (ko) 복수의 배기 가스 재순환 냉각기의 관리를 위한 시스템 및 방법
MXPA06001199A (en) Recuperated gas turbine engine system and method employing catalytic combustion
CN101551121A (zh) 多级高效环保型燃气轮机气体燃料分级燃烧方法及系统
AU2014238292B9 (en) Catalyst comprising oxygen storage component for treatment of gas turbine exhaust gases
Peterson Integration of a process waste gas into a site's energy concept

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20110724