RU2655896C2 - Система и способ для сжатия окислителя в газотурбинной системе на основе стехиометрической рециркуляции выхлопного газа - Google Patents

Система и способ для сжатия окислителя в газотурбинной системе на основе стехиометрической рециркуляции выхлопного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2655896C2
RU2655896C2 RU2015120738A RU2015120738A RU2655896C2 RU 2655896 C2 RU2655896 C2 RU 2655896C2 RU 2015120738 A RU2015120738 A RU 2015120738A RU 2015120738 A RU2015120738 A RU 2015120738A RU 2655896 C2 RU2655896 C2 RU 2655896C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
exhaust gas
turbine
oxidizer
compressor
moc
Prior art date
Application number
RU2015120738A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015120738A (ru
Inventor
Ричард Э. Хантингтон
Франклин Ф. Миттрикер
Джеймс А. УЭСТ
Лорен К. Старчер
Сулабх К. Дханука
Деннис М. О'Ди
Сэмюель Д. ДРЕЙПЕР
Кристиан М. ХАНСЕН
Тодд ДЕНМАН
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
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 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of RU2015120738A publication Critical patent/RU2015120738A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2655896C2 publication Critical patent/RU2655896C2/ru

Links

Images

Classifications

    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/26—Drying gases or vapours
    • B01D53/265—Drying gases or vapours by refrigeration (condensation)
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/92—Chemical or biological purification of waste gases of engine exhaust gases
    • B01D53/94—Chemical or biological purification of waste gases of engine exhaust gases by catalytic processes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/12—Combinations with mechanical gearing
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/101—Regulating means specially adapted therefor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type
    • 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
    • F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
    • 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
    • F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
    • F02C3/107—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor with two or more rotors connected by power transmission
    • 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
    • F02C6/04—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output
    • F02C6/10—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output supplying working fluid to a user, e.g. a chemical process, which returns working fluid to a turbine of the plant
    • 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
    • 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
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/36—Power transmission arrangements between the different shafts of the gas turbine plant, or between the gas-turbine plant and the power user
    • 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
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/48—Control of fuel supply conjointly with another control of the plant
    • F02C9/50—Control of fuel supply conjointly with another control of the plant with control of working fluid flow
    • 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
    • F02M26/13—Arrangement or layout of EGR passages, e.g. in relation to specific engine parts or for incorporation of accessories
    • F02M26/22—Arrangement or layout of EGR passages, e.g. in relation to specific engine parts or for incorporation of accessories with coolers in the recirculation passage
    • F02M26/23—Layout, e.g. schematics
    • F02M26/28—Layout, e.g. schematics with liquid-cooled heat exchangers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/30—Application in turbines
    • F05D2220/32—Application in turbines in gas turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/70—Application in combination with
    • F05D2220/72—Application in combination with a steam turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/70—Application in combination with
    • F05D2220/76—Application in combination with an electrical generator
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2240/00—Components
    • F05D2240/60—Shafts
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling
    • F05D2260/205—Cooling fluid recirculation, i.e. after cooling one or more components is the cooling fluid recovered and used elsewhere for other purposes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling
    • F05D2260/211—Heat transfer, e.g. cooling by intercooling, e.g. during a compression cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/40—Transmission of power
    • F05D2260/403—Transmission of power through the shape of the drive components
    • F05D2260/4031—Transmission of power through the shape of the drive components as in toothed gearing
    • F05D2260/40311—Transmission of power through the shape of the drive components as in toothed gearing of the epicyclical, planetary or differential type
    • 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
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T50/00—Aeronautics or air transport
    • Y02T50/60—Efficient propulsion technologies, e.g. for aircraft

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Exhaust-Gas Circulating Devices (AREA)

Abstract

Система включает в себя газотурбинную систему, имеющую камеру сгорания турбины, турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины, и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины. Компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины. Газотурбинная система также имеет систему рециркуляции выхлопного газа, выполненную с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система дополнительно включает в себя систему сжатия основного окислителя, имеющую один или более компрессоров окислителя. Один или более компрессоров окислителя являются отдельными от компрессора выхлопного газа, и один или более компрессоров окислителя выполнены с возможностью подачи всего сжатого окислителя, используемого камерой сгорания турбины при формировании продуктов сгорания. Изобретение направлено на достижение стехиометрического сгорания топлива и окислителя вместе, по меньшей мере, с частью рециркуляционного выхлопного газа. 3 з.п. ф-лы, 24 ил.

Description

ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[0001] Данная заявка притязает на приоритет непредварительной заявки на патент (США) номер 14/066579, озаглавленной "SYSTEM AND METHOD FOR OXIDANT COMPRESSION IN A STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM", поданной 29 октября 2013 года, предварительной заявки на патент (США) номер 61/747192, озаглавленной "SYSTEM AND METHOD FOR OXIDANT COMPRESSION IN A STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM", поданной 28 декабря 2012 года, предварительной заявки на патент (США) номер 61/722118, озаглавленной "SYSTEM AND METHOD FOR DIFFUSION COMBUSTION IN THE STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM", поданной 2 ноября 2012 года, предварительной заявки на патент (США) номер 61/722115, озаглавленной "SYSTEM AND METHOD FOR DIFFUSION COMBUSTION WITH FUEL-DILUENT MIXING IN THE STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM", поданной 2 ноября 2012 года, предварительной заявки на патент (США) номер 61/722114, озаглавленной "SYSTEM AND METHOD FOR DIFFUSION COMBUSTION WITH OXIDANT-DILUENT MIXING IN THE STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM", поданной 2 ноября 2012 года, и предварительной заявки на патент (США) номер 61/722111, озаглавленной "SYSTEM AND METHOD FOR LOAD CONTROL WITH DIFFUSION COMBUSTION IN THE STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM", поданной 2 ноября 2012 года, все из которых настоящим полностью содержатся в данном документе по ссылке.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Предмет изобретения, раскрытый в данном документе, относится к газотурбинным двигателям.
[0003] Газотурбинные двигатели используются в широком спектре вариантов применения, таких как выработка электроэнергии, авиационная промышленность и различное машинное оборудование. Газотурбинный двигатель, в общем, обеспечивает сгорание топлива с окислителем (например, воздухом) в секции камеры сгорания, чтобы формировать горячие продукты сгорания, которые затем приводят в действие одну или более ступеней турбины секции турбины. В свою очередь, секция турбины приводит в действие одну или более ступеней компрессора секции компрессора, за счет этого сжимая окислитель для впуска в секцию камеры сгорания вместе с топливом. С другой стороны, топливо и окислитель смешиваются в секции камеры сгорания и затем сгорают, чтобы производить горячие продукты сгорания. Газотурбинные двигатели, в общем, включают в себя компрессор, который сжимает окислитель, вместе с одним или более разбавляющими газами. К сожалению, управление потоком окислителя и разбавляющего газа в секцию камеры сгорания таким способом может оказывать влияние на различные требования по выбросам выхлопного газа и по электропитанию. Кроме того, газотурбинные двигатели типично потребляют огромный объем воздуха в качестве окислителя и выводят значительное количество выхлопного газа в атмосферу. Другими словами, выхлопной газ типично отрабатывается в качестве побочного продукта работы газовой турбины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0004] Ниже обобщаются конкретные варианты осуществления, согласованные по объему с первоначально заявленным изобретением. Эти варианты осуществления не имеют намерение ограничивать объем заявленного изобретения, а вместо этого эти варианты осуществления имеют намерение предоставлять только краткий обзор возможных форм изобретения. Фактически, изобретение может охватывать множество форм, которые могут быть аналогичными или отличающимися от вариантов осуществления, изложенных ниже.
[0005] В первом варианте осуществления, система включает в себя газотурбинную систему, которая включает в себя камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя включает в себя: первый компрессор окислителя; и первый редуктор, выполненный с возможностью предоставления возможности первому компрессору окислителя работать на первой частоте вращения, отличающейся от первой рабочей частоты вращения газотурбинной системы.
[0006] Во втором варианте осуществления, система включает в себя газотурбинную систему, имеющую: камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины. Газотурбинная система также включает в себя систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя имеет первый компрессор окислителя; и второй компрессор окислителя, при этом первый и второй компрессоры окислителя приводятся в действие посредством газотурбинной системы.
[0007] В третьем варианте осуществления, система включает в себя газотурбинную систему, имеющую: камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя содержит один или более компрессоров окислителя; парогенератор-рекуператор (HRSG), соединенный с газотурбинной системой, при этом HRSG выполнен с возможностью генерирования пара посредством переноса тепла из выхлопного газа в подаваемую воду, и канал рециркуляции выхлопного газа EGR-системы проходит через HRSG; и паровую турбину, расположенную вдоль линии валов газотурбинной системы и, по меньшей мере, частично приводимую в действие посредством пара из HRSG, при этом паровая турбина выполнена с возможностью возвращения конденсата в качестве, по меньшей мере, части подаваемой воды в HRSG.
[0008] В четвертом варианте осуществления, система включает в себя: газотурбинную систему, имеющую: камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, содержащую один или более компрессоров окислителя, при этом один или более компрессоров окислителя являются отдельными от компрессора выхлопного газа, и один или более компрессоров окислителя выполнены с возможностью подачи всего сжатого окислителя, используемого камерой сгорания турбины при формировании продуктов сгорания.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0009] Эти и другие признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения должны становиться более понятными после прочтения нижеприведенного подробного описания со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых аналогичные номера ссылок представляют аналогичные части на всех чертежах, на которых:
[0010] Фиг.1 является схемой варианта осуществления системы, имеющей систему предоставления услуг на основе турбин, соединенную с системой добычи углеводородов;
[0011] Фиг.2 является схемой варианта осуществления системы по фиг.1, дополнительно иллюстрирующей систему управления и систему с комбинированным циклом;
[0012] Фиг.3 является схемой варианта осуществления системы по фиг.1 и 2, дополнительно иллюстрирующей подробности газотурбинного двигателя, системы подачи выхлопного газа и системы обработки выхлопного газа;
[0013] Фиг.4 является блок-схемой последовательности операций способа для варианта осуществления процесса для работы системы по фиг.1-3;
[0014] Фиг.5 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, непрямо приводимый в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор;
[0015] Фиг.6 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, прямо приводимый в действие посредством SEGR GT-системы, и компрессор основного окислителя приводит в действие электрический генератор;
[0016] Фиг.7 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, непрямо приводимый в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор и редуктор;
[0017] Фиг.8 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор;
[0018] Фиг.9 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, причем компрессор низкого давления представляет собой осевой поточный компрессор, а компрессор высокого давления представляет собой центробежный компрессор;
[0019] Фиг.10 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы, причем компрессор низкого давления прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы, а компрессор высокого давления приводится в действие через компрессор низкого давления, генератор и редуктор;
[0020] Фиг.11 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы, причем компрессор низкого давления приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, а компрессор высокого давления приводится в действие через компрессор низкого давления и редуктор;
[0021] Фиг.12 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, аналогичной варианту осуществления по фиг.11, причем компрессор высокого давления представляет собой центробежный компрессор;
[0022] Фиг.13 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, выполняемое посредством компрессоров основного окислителя, работающих параллельно и приводимых в действие последовательно посредством SEGR GT-системы через электрический генератор и редуктор;
[0023] Фиг.14 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, выполняемое посредством компрессоров основного окислителя, работающих параллельно, причем один компрессор приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор и редуктор, а другой компрессор окислителя приводится в действие посредством дополнительного привода и дополнительного редуктора;
[0024] Фиг.15 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, выполняемое посредством компрессора низкого и высокого давления, работающего в последовательной конфигурации сжатия, и компрессор низкого давления приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, а компрессор низкого давления приводится в действие посредством дополнительного привода через редуктор;
[0025] Фиг.16 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, аналогичной варианту осуществления по фиг.15, причем компрессор высокого давления представляет собой центробежный компрессор;
[0026] Фиг.17 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, выполняемое посредством компрессора низкого и высокого давления, работающего в последовательной конфигурации сжатия, и компрессор высокого давления приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор и редуктор, а компрессор низкого давления приводится в действие посредством дополнительного привода через дополнительный редуктор;
[0027] Фиг.18 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы, причем компрессор низкого давления приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, а компрессор высокого давления приводится в действие через компрессор низкого давления и редуктор, и распылительный промежуточный охладитель размещается вдоль протока для сжатого окислителя низкого давления между компрессорами низкого и высокого давления;
[0028] Фиг.19 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы, причем компрессор низкого давления приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, а компрессор высокого давления приводится в действие через компрессор низкого давления и редуктор, и охладитель размещается вдоль протока для сжатого окислителя низкого давления между компрессорами низкого и высокого давления;
[0029] Фиг.20 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы, причем компрессор низкого давления приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, а компрессор высокого давления приводится в действие через компрессор низкого давления и редуктор, и парогенератор и подогреватель подаваемой воды размещаются вдоль протока для сжатого окислителя низкого давления между компрессорами низкого и высокого давления;
[0030] Фиг.21 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, приводимый в действие посредством SEGR GT-системы через паровую турбину и электрический генератор;
[0031] Фиг.22 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, приводимый в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор и паровую турбину;
[0032] Фиг.23 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, частично приводимый в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, и компрессор основного окислителя также частично приводится в действие посредством паровой турбины;
[0033] Фиг.24 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, частично приводимый в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, и компрессор основного окислителя также частично приводится в действие посредством паровой турбины через муфту.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0034] Ниже описываются один или более конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения. С целью предоставления точного описания этих вариантов осуществления, все признаки фактической реализации могут не описываться в подробном описании. Следует принимать во внимание, что при работе в ходе таких фактических реализаций, как и в любом инженерном или расчетном проекте, должно приниматься множество конкретных для реализации решений с тем, чтобы достигать конкретных целей разработчиков, таких как совместимость с системно-ориентированными и бизнес-ориентированными ограничениями, которые могут варьироваться между реализациями. Кроме того, следует принимать во внимание, что такие опытно-конструкторские работы могут быть комплексными и длительными, однако должны быть стандартной процедурой расчета, изготовления и производства для специалистов в данной области техники с использованием преимущества этого раскрытия сущности.
[0035] При представлении элементов различных вариантов осуществления изобретения артикли "a", "an", "the" и "упомянутый" предназначены для того, чтобы означать, что предусмотрен один или более элементов. Термины "содержащий", "включающий в себя" и "имеющий" предназначены для того, чтобы быть включающими, и означают то, что могут быть дополнительные элементы, отличные от перечисленных элементов.
[0036] Как подробно пояснено ниже, раскрытые варианты осуществления, в общем, относятся к газотурбинным системам с рециркуляцией выхлопного газа (EGR) и, в частности, к стехиометрическому режиму работы газотурбинных систем с использованием EGR. Например, газотурбинные системы могут быть выполнены с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа, обеспечивать стехиометрическое сгорание топлива и окислителя вместе, по меньшей мере, с частью рециркуляционного выхлопного газа и улавливать выхлопной газ для использования в различных целевых системах. Рециркуляция выхлопного газа вместе со стехиометрическим сгоранием может помогать увеличивать уровень концентрации углекислого газа (CO2) в выхлопном газе, который затем может доочищаться для того, чтобы отделять и очищать CO2 и азот (N2) для использования в различных целевых системах. Газотурбинные системы также могут использовать различную обработку выхлопного газа (например, рекуперацию тепла, каталитические реакции и т.д.) вдоль канала рециркуляции выхлопного газа, за счет этого повышая уровень концентрации CO2, уменьшая уровни концентрации других выбросов (например, моноксида углерода, оксидов азота и несгоревших углеводородов) и увеличивая рекуперацию энергии (например, с помощью установок для рекуперации тепла).
[0037] Кроме того, газотурбинные двигатели могут быть выполнены с возможностью использовать отдельную систему сжатия основного окислителя для сжатия окислителя, вместо или помимо использования компрессора газовой турбины для такого сжатия. Использование отдельной системы сжатия основного окислителя позволяет управляемо и надежно производить окислитель при требуемых расходах, температурах, давлениях и т.п., что, в свою очередь, помогает повышать эффективность сгорания и работы различных компонентов системы на основе турбин. Системы на основе турбин, в свою очередь, позволяют надежно и управляемо производить выхлопной газ, имеющий различные требуемые параметры (например, состав, расход, давление, температура) для дополнительного использования в последующем технологическом процессе. Возможные целевые системы включают в себя трубопроводы, резервуары для хранения, системы секвестрации углерода и системы добычи углеводородов, такие как системы добычи нефти вторичным методом (EOR).
[0038] Фиг.1 является схемой варианта осуществления системы 10, имеющей систему 12 добычи углеводородов, ассоциированную с системой 14 предоставления услуг на основе турбин. Как подробнее пояснено ниже, различные варианты осуществления системы 14 предоставления услуг на основе турбин выполнены с возможностью предоставлять различные услуги, к примеру, электроэнергию, механическую энергию и текучие среды (например, выхлопной газ), в систему 12 добычи углеводородов, чтобы упрощать добычу или извлечение нефти и/или газа. В проиллюстрированном варианте осуществления, система 12 добычи углеводородов включает в себя систему 16 отбора нефти/газа и систему 18 добычи нефти вторичным методом (EOR), которые соединяются с подземным пластовым резервуаром 20 (например, пластовым резервуаром нефти, газа или углеводородов). Система 16 отбора нефти/газа включает в себя множество видов поверхностного оборудования 22, к примеру, фонтанную арматуру 24 или устьевую арматуру, соединенную с нефтегазовой скважиной 26. Кроме того, скважина 26 может включать в себя одну или более труб 28, идущих через буровой ствол 30 в земле 32 в подземный пластовый резервуар 20. Арматура 24 включает в себя один или более клапанов, заслонок, изоляционных втулок, противовыбросовых превенторов и различных устройств регулирования расхода, которые регулируют давления и регулируют расход в/из подземного пластового резервуара 20. Хотя арматура 24, в общем, используется для того, чтобы управлять потоком скважинной текучей среды (например, нефти или газа) из подземного пластового резервуара 20, EOR-система 18 может увеличивать добычу нефти или газа посредством нагнетания одной или более текучих сред в подземный пластовый резервуар 20.
[0039] Соответственно, EOR-система 18 может включать в себя систему 34 нагнетания текучей среды, которая имеет одну или более труб 36, идущих через ствол 38 в земле 32 в подземный пластовый резервуар 20. Например, EOR-система 18 может направлять одну или более текучих сред 40, таких как газ, пар, вода, химикаты либо любую комбинацию вышеозначенного, в систему 34 нагнетания текучей среды. Например, как подробнее пояснено ниже, EOR-система 18 может соединяться с системой 14 предоставления услуг на основе турбин, так что система 14 направляет выхлопной газ 42 (например, практически или полностью не содержащий кислород) в EOR-систему 18 для использования в качестве нагнетаемой текучей среды 40. Система 34 нагнетания текучей среды направляет текучую среду 40 (например, выхлопной газ 42) через одну или более труб 36 в подземный пластовый резервуар 20, как указано посредством стрелок 44. Нагнетаемая текучая среда 40 входит в подземный пластовый резервуар 20 через трубу 36 на большом расстоянии 46 смещения от трубы 28 нефтегазовой скважины 26. Соответственно, нагнетаемая текучая среда 40 смещает нефть/газ 48, расположенный в подземном пластовом резервуаре 20, и поднимает нефть/газ 48 через одну или более труб 28 системы 12 добычи углеводородов, как указано посредством стрелок 50. Как подробнее пояснено ниже, нагнетаемая текучая среда 40 может включать в себя выхлопной газ 42, исходящий из системы 14 предоставления услуг на основе турбин, которая имеет возможность формировать выхлопной газ 42 на месте по мере необходимости посредством системы 12 добычи углеводородов. Другими словами, система на основе турбин 14 может одновременно формировать одну или более услуг (например, электроэнергию, механическую энергию, пар, воду (например, опресненную воду) и выхлопной газ (например, практически не содержащий кислород)) для использования посредством системы 12 добычи углеводородов, за счет этого уменьшая или исключая базирование на внешних источниках таких услуг.
[0040] В проиллюстрированном варианте осуществления, система 14 предоставления услуг на основе турбин включает в себя газотурбинную систему 52 на основе стехиометрической рециркуляции выхлопного газа (SEGR) и систему 54 обработки выхлопного газа (EG). Газотурбинная система 52 может быть выполнена с возможностью работать в режиме работы на основе стехиометрического сгорания (например, в стехиометрическом режиме управления) и в режиме работы на основе нестехиометрического сгорания (например, в нестехиометрическом режиме управления), к примеру, в обедненном топливом режиме управления или обогащенном топливом режиме управления. В стехиометрическом режиме, управления сгорание, в общем, возникает практически при стехиометрическом составе топлива и окислителя, в силу этого приводя практически к стехиометрическому сгоранию. В частности, стехиометрическое сгорание, в общем, заключает в себе потребление практически всего топлива и окислителя в реакции сгорания, так что продукты сгорания практически или полностью не содержат несгоревшее топливо и окислитель. Одним показателем стехиометрического сгорания является соотношение компонентов или phi (ϕ), которое является соотношением фактического состава смеси топлива и окислителя относительно стехиометрического состава смеси топлива и окислителя. Соотношение компонентов, большее 1,0, приводит к обогащенному топливом сгоранию топлива и окислителя, тогда как соотношение компонентов, меньшее 1,0, приводит к обедненному топливом сгоранию топлива и окислителя. Напротив, соотношение компонентов в 1,0 приводит к сгоранию, которое является ни обогащенным топливом, ни обедненным топливом, в силу этого потребляя практически все топливо и окислитель в реакции сгорания. В контексте раскрытых вариантов осуществления, термин "стехиометрический" или "практически стехиометрический" может означать соотношение компонентов приблизительно 0,95-1,05. Тем не менее, раскрытые варианты осуществления также могут включать в себя соотношение компонентов 1,0 плюс или минус 0,01, 0,02, 0,03, 0,04, 0,05 или больше. С другой стороны, стехиометрическое сгорание топлива и окислителя в системе 14 предоставления услуг на основе турбин может приводить к продуктам сгорания или выхлопному газу (например, 42) практически без оставшегося несгоревшего топлива или окислителя. Например, выхлопной газ 42 может иметь меньше 1, 2, 3, 4 или 5 процентов по объему окислителя (например, кислорода), несгоревшего топлива или углеводородов (например, HC), оксидов азота (например, NOX), моноксида углерода (CO), оксидов серы (например, SOX), водорода и других продуктов неполного сгорания. В качестве дополнительного примера, выхлопной газ 42 может иметь меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 частей на миллион по объему (ppmv) окислителя (например, кислорода), несгоревшего топлива или углеводородов (например, HC), оксидов азота (например, NOX), моноксида углерода (CO), оксидов серы (например, SOX), водорода и других продуктов неполного сгорания. Тем не менее, раскрытые варианты осуществления также могут производить другие диапазоны остаточного топлива, окислителя и других уровней выбросов в выхлопном газе 42. При использовании в данном документе, термины "выбросы", "уровни выбросов" и "целевые показатели по выбросам" могут означать уровни концентрации определенных продуктов сгорания (например, NOX, CO, SOX, O2, N2, H2, HC и т.д.), которые могут присутствовать в потоках рециркуляционного газа, потоках отходящего газа (например, выпускаемого в атмосферу) и потоках газа, используемых в различных целевых системах (например, в системе 12 добычи углеводородов).
[0041] Хотя газотурбинная SEGR-система 52 и система 54 EG-обработки могут включать в себя множество компонентов в различных вариантах осуществления, проиллюстрированная система 54 EG-обработки включает в себя парогенератор-рекуператор 56 (HRSG) и систему 58 рециркуляции выхлопного газа (EGR), которые принимают и обрабатывают выхлопной газ 60, исходящий из газотурбинной SEGR-системы 52. HRSG 56 может включать в себя один или более теплообменников, конденсаторов и различное оборудование для рекуперации тепла, которые совместно функционируют таким образом, чтобы переносить тепло из выхлопного газа 60 в поток воды, за счет этого формируя пар 62. Пар 62 может использоваться в одной или более паровых турбинах, EOR-системе 18 или любой другой части системы 12 добычи углеводородов. Например, HRSG 56 может генерировать пар 62 низкого давления, среднего давления и/или высокого давления, который может избирательно применяться к ступеням паровой турбины низкого, среднего и высокого давления или различным вариантам применения EOR-системы 18. В дополнение к пару 62, очищенная вода 64, к примеру, опресненная вода, может формироваться посредством HRSG 56, EGR-системы 58 и/или другой части системы 54 EG-обработки или газотурбинной SEGR-системы 52. Очищенная вода 64 (например, опресненная вода) может быть особенно полезной в областях с дефицитом воды, к примеру, в регионах вглубь страны или в глуши. Очищенная вода 64 может формироваться, по меньшей мере, частично вследствие большого объема воздуха, обеспечивающего сгорание топлива в газотурбинной SEGR-системе 52. Хотя генерирование пара 62 и воды 64 на месте может быть полезным во множестве вариантов применения (включающих в себя систему 12 добычи углеводородов), генерирование выхлопного газа 42, 60 на месте может быть особенно полезным для EOR-системы 18 вследствие ее низкого содержания кислорода, высокого давления и тепла, извлекаемого из газотурбинной SEGR-системы 52. Соответственно, HRSG 56, EGR-система 58 и/или другая часть системы 54 EG-обработки могут выводить или обеспечивать рециркуляцию выхлопного газа 66 в газотурбинную SEGR-систему 52 при одновременном направлении выхлопного газа 42 в EOR-систему 18 для использования с системой 12 добычи углеводородов. Аналогично, выхлопной газ 42 может отбираться непосредственно из газотурбинной SEGR-системы 52 (т.е. без прохождения через систему 54 EG-обработки) для использования в EOR-системе 18 системы 12 добычи углеводородов.
[0042] Рециркуляция выхлопного газа обрабатывается посредством EGR-системы 58 системы 54 EG-обработки. Например, EGR-система 58 включает в себя одну или более труб, клапанов, нагнетателей воздуха, систем очистки выхлопного газа (например, фильтров, установок для удаления макрочастиц, установок для разделения газов, установок для подготовки газов, теплообменников, установок для рекуперации тепла, установок для удаления влаги, катализаторных установок, установок для закачки химических реагентов либо любую комбинацию вышеозначенного) и блоков управления для того, чтобы обеспечивать рециркуляцию выхлопного газа вдоль канала циркуляции выхлопного газа из выхода (например, выпускаемого выхлопного газа 60) на вход (например, впускной выхлопной газ 66) газотурбинной SEGR-системы 52. В проиллюстрированном варианте осуществления, газотурбинная SEGR-система 52 впускает выхлопной газ 66 в секцию компрессора, имеющую один или более компрессоров, за счет этого сжимая выхлопной газ 66 для использования в секции камеры сгорания вместе с впуском окислителя 68 и одного или более топлив 70. Окислитель 68 может включать в себя окружающий воздух, чистый кислород, обогащенный кислородом воздух, воздух с уменьшенным содержанием кислорода, кислородно-азотные смеси или любой подходящий окислитель, который упрощает сгорание топлива 70. Топливо 70 может включать в себя одно или более газовых топлив, жидких топлив либо любую комбинацию вышеозначенного. Например, топливо 70 может включать в себя природный газ, сжиженный природный газ (LNG), сингаз, метан, этан, пропан, бутан, нафту, керосин, дизельное топливо, этанол, метанол, биотопливо либо любую комбинацию вышеозначенного.
[0043] Газотурбинная SEGR-система 52 смешивает и обеспечивает сгорание выхлопного газа 66, окислителя 68 и топлива 70 в секции камеры сгорания, за счет этого формируя горячие горючие газы или выхлопной газ 60, чтобы приводить в действие одну или более ступеней турбины в секции турбины. В конкретных вариантах осуществления, каждая камера сгорания в секции камеры сгорания включает в себя одну или более топливных форсунок для предварительно перемешанной смеси, одну или более диффузионных топливных форсунок либо любую комбинацию вышеозначенного. Например, каждая топливная форсунка для предварительно перемешанной смеси может быть выполнена с возможностью смешивать окислитель 68 и топливо 70 внутренне в топливной форсунке и/или частично выше топливной форсунки, за счет этого нагнетая смесь окислителя и топлива из топливной форсунки в зону сгорания для сгорания предварительно перемешанной смеси (например, пламени предварительно перемешанной смеси). В качестве дополнительного примера, каждая диффузионная топливная форсунка может быть выполнена с возможностью изолировать потоки окислителя 68 и топлива 70 в топливной форсунке, за счет этого отдельно нагнетая окислитель 68 и топливо 70 из топливной форсунки в зону сгорания для диффузионного сгорания (например, диффузионного пламени). В частности, диффузионное сгорание, предоставленное посредством диффузионных топливных форсунок, задерживает смешивание окислителя 68 и топлива 70 до точки первоначального сгорания, т.е. области пламени. В вариантах осуществления с использованием диффузионных топливных форсунок, диффузионное пламя может предоставлять повышенную устойчивость пламени, поскольку диффузионное пламя, в общем, формируется при стехиометрии между отдельными потоками окислителя 68 и топлива 70 (т.е. по мере того, как смешиваются окислитель 68 и топливо 70). В конкретных вариантах осуществления, один или более разбавителей (например, выхлопной газ 60, пар, азот или другой инертный газ) могут предварительно перемешиваться с окислителем 68, топливом 70 или обоими, в диффузионной топливной форсунке или в топливной форсунке для предварительно перемешанной смеси. Помимо этого, один или более разбавителей (например, выхлопной газ 60, пар, азот или другой инертный газ) могут нагнетаться в камеру сгорания в/ниже точки сгорания в каждой камере сгорания. Использование этих разбавителей может помогать умерять пламя (например, пламя предварительно перемешанной смеси или диффузионное пламя), за счет этого помогая уменьшать выбросы NOx, к примеру, моноксид азота (NO) и диоксид азота (NO2). Независимо от типа пламени, сгорание производит горячие горючие газы или выхлопной газ 60, чтобы приводить в действие одну или более ступеней турбины. По мере того, как каждая ступень турбины приводится в действие посредством выхлопного газа 60, газотурбинная SEGR-система 52 генерирует механическую энергию 72 и/или электроэнергию 74 (например, через электрический генератор). Система 52 также выводит выхлопной газ 60 и дополнительно может выводить воду 64. С другой стороны, вода 64 может представлять собой очищенную воду, к примеру, опресненную воду, которая может быть полезной во множестве вариантов применения на месте или внешне.
[0044] Отбор выхлопного газа также предоставляется посредством газотурбинной SEGR-системы 52 с использованием одной или более точек 76 отбора. Например, проиллюстрированный вариант осуществления включает в себя систему 78 подачи выхлопного газа (EG), имеющую систему 80 отбора выхлопного газа (EG) и систему 82 очистки выхлопного газа (EG), которые принимают выхлопной газ 42 из точек 76 отбора, очищают выхлопной газ 42 и затем подают или распределяют выхлопной газ 42 в различные целевые системы. Целевые системы могут включать в себя EOR-систему 18 и/или другие системы, такие как трубопровод 86, резервуар 88 для хранения или система 90 секвестрации углерода. Система 80 EG-отбора может включать в себя одну или более труб, клапанов, блоков управления и разделения потока, которые упрощают изоляцию выхлопного газа 42 от окислителя 68, топлива 70 и других загрязнителей, при одновременном управлении температурой, давлением и расходом отобранного выхлопного газа 42. Система 82 EG-очистки может включать в себя один или более теплообменников (например, установок для рекуперации тепла, таких как парогенераторы-рекуператоры, конденсаторы, охладители или подогреватели), каталитических систем (например, систем катализатора окисления), систем удаления макрочастиц и/или воды (например, установок для дегидратации газа, инерционных сепараторов, коалесцирующих фильтров, водонепроницаемых фильтров и других фильтров), систем закачки химических реагентов, систем очистки на основе растворителя (например, амортизаторов, испарительных резервуаров и т.д.), систем улавливания углерода, систем разделения газов, систем подготовки газов и/или систем очистки на основе растворителя, компрессоров выхлопного газа, любую комбинацию вышеозначенного. Эти подсистемы для системы 82 EG-очистки обеспечивают управление температурой, давлением, расходом, влагосодержанием (например, объемом удаления воды), содержанием макрочастиц (например, объемом удаления макрочастиц) и составом газа (например, процентом CO2, N2 и т.д.).
[0045] Отобранный выхлопной газ 42 очищается посредством одной или более подсистем системы 82 EG-очистки, в зависимости от целевой системы. Например, система 82 EG-очистки может направлять весь или часть выхлопного газа 42 через систему улавливания углерода, систему разделения газов, систему подготовки газов и/или систему очистки на основе растворителя, которая управляется с возможностью разделять и очищать углеродистый газ (например, углекислый газ) 92 и/или азот (N2) 94 для использования в различных целевых системах. Например, варианты осуществления системы 82 EG-очистки могут выполнять разделение газов и очистку для того, чтобы производить множество различных потоков 95 выхлопного газа 42, к примеру, первый поток 96, второй поток 97 и третий поток 98. Первый поток 96 может иметь первый состав, который является обогащенным углекислым газом и/или обедненным азотом (например, обогащенный CO2 и обедненный N2 поток). Второй поток 97 может иметь второй состав, который имеет промежуточные уровни концентрации углекислого газа и/или азота (например, поток с промежуточной концентрацией CO2, N2). Третий поток 98 может иметь третий состав, который является обедненным углекислым газом и/или обогащенным азотом (например, обедненный CO2 и обогащенный N2 поток). Каждый поток 95 (например, 96, 97 и 98) может включать в себя установку для дегидратации газа, фильтр, газовый компрессор либо любую комбинацию вышеозначенного для того, чтобы упрощать доставку потока 95 в целевую систему. В конкретных вариантах осуществления, обогащенный CO2 и обедненный N2 поток 96 может иметь чистоту или уровень концентрации CO2, больший приблизительно 70, 75, 80, 85, 90, 95, 96, 97, 98 или 99 процентов по объему и чистоту или уровень концентрации N2 меньше приблизительно 1, 2, 3, 4, 5, 10, 15, 20, 25 или 30 процентов по объему. Напротив, обедненный CO2 и обогащенный N2 поток 98 может иметь чистоту или уровень концентрации CO2 меньше приблизительно 1, 2, 3, 4, 5, 10, 15, 20, 25 или 30 процентов по объему, и чистоту или уровень концентрации N2, больший приблизительно 70, 75, 80, 85, 90, 95, 96, 97, 98 или 99 процентов по объему. Поток 97 с промежуточной концентрацией CO2, N2 может иметь чистоту или уровень концентрации CO2 и/или чистоту или уровень концентрации N2 приблизительно между 30-70, 35-65, 40-60 или 45-55 процентов по объему. Хотя вышеприведенные диапазоны являются просто неограничивающими примерами, обогащенный CO2 и обедненный N2 поток 96 и обедненный CO2 и обогащенный N2 поток 98 могут оптимально подходить для использования с EOR-системой 18 и другими системами 84. Тем не менее, любой из этих потоков 95, обогащенных, обедненных или с промежуточной концентрацией CO2 может использоваться, отдельно или в различных комбинациях, с EOR-системой 18 и другими системами 84. Например, EOR-система 18 и другие системы 84 (например, трубопровод 86, резервуар 88 для хранения и система 90 секвестрации углерода) могут принимать один или более обогащенных CO2 и обедненных N2 потоков 96, один или более обедненных CO2 и обогащенных N2 потоков 98, один или более потоков 97 с промежуточной концентрацией CO2, N2 и один или более потоков неочищенного выхлопного газа 42 (т.е. перепуск системы 82 EG-очистки).
[0046] Система 80 EG-отбора отбирает выхлопной газ 42 в одной или более точек 76 отбора вдоль секции компрессора, секции камеры сгорания и/или секции турбины, так что выхлопной газ 42 может использоваться в EOR-системе 18 и других системах 84 при подходящих температурах и давлениях. Система 80 EG-отбора и/или система 82 EG-очистки также могут обеспечивать циркуляцию потоков текучей среды (например, выхлопного газа 42) в/из системы 54 EG-обработки. Например, часть выхлопного газа 42, проходящего через систему 54 EG-обработки, может отбираться посредством системы 80 EG-отбора для использования в EOR-системе 18 и других системах 84. В конкретных вариантах осуществления, система 78 EG-подачи и система 54 EG-обработки могут быть независимыми или составлять одно целое с друг с другом и в силу этого могут использовать независимые или общие подсистемы. Например, система 82 EG-очистки может использоваться и посредством системы 78 EG-подачи и посредством системы 54 EG-обработки. Выхлопной газ 42, отобранный из системы 54 EG-обработки, может подвергаться нескольким стадиям очистки газа, к примеру, одной или более стадий очистки газа в системе 54 EG-обработки, после чего выполняется одна или более дополнительных стадий очистки газа в системе 82 EG-очистки.
[0047] В каждой точке 76 отбора, отобранный выхлопной газ 42 может практически не содержать окислитель 68 и топливо 70 (например, несгоревшее топливо или углеводороды) вследствие практически стехиометрического сгорания и/или очистки газа в системе 54 EG-обработки. Кроме того, в зависимости от целевой системы, отобранный выхлопной газ 42 может подвергаться дополнительной очистке в системе 82 EG-очистки системы 78 EG-подачи, за счет этого дополнительно уменьшая остаточный окислитель 68, топливо 70 или другие нежелательные продукты сгорания. Например, до или после очистки в системе 82 EG-очистки, отобранный выхлопной газ 42 может иметь меньше 1, 2, 3, 4 или 5 процентов по объему окислителя (например, кислорода), несгоревшего топлива или углеводородов (например, HC), оксидов азота (например, NOX), моноксида углерода (CO), оксидов серы (например, SOX), водорода и других продуктов неполного сгорания. В качестве дополнительного примера, до или после очистки в системе 82 EG-очистки, отобранный выхлопной газ 42 может иметь меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 частей на миллион по объему (ppmv) окислителя (например, кислорода), несгоревшего топлива или углеводородов (например, HC), оксидов азота (например, NOX), моноксида углерода (CO), оксидов серы (например, SOX), водорода и других продуктов неполного сгорания. Таким образом, выхлопной газ 42 оптимально подходит для использования с EOR-системой 18.
[0048] EGR-операция системы 52 турбины, в частности, обеспечивает отбор выхлопного газа во множестве местоположений 76. Например, секция компрессора системы 52 может использоваться для того, чтобы сжимать выхлопной газ 66 без окислителя 68 (т.е. только сжатие выхлопного газа 66), так что практически бескислородный выхлопной газ 42 может отбираться из секции компрессора и/или секции камеры сгорания до поступления окислителя 68 и топлива 70. Точки 76 отбора могут быть расположены в межступенчатых портах между смежными ступенями компрессора, в портах вдоль выпускного кожуха компрессора, в портах вдоль каждой камеры сгорания в секции камеры сгорания либо в любой комбинации вышеозначенного. В конкретных вариантах осуществления, выхлопной газ 66 может не смешиваться с окислителем 68 и топливом 70 до тех пор, пока он не достигнет передней концевой части и/или топливных форсунок каждой камеры сгорания в секции камеры сгорания. Кроме того, один или более сепараторов потока (например, стенок, разделительных перегородок, щитов и т.п.) могут использоваться для того, чтобы изолировать окислитель 68 и топливо 70 от точек 76 отбора. С помощью этих сепараторов потока, точки 76 отбора могут располагаться непосредственно вдоль стенки каждой камеры сгорания в секции камеры сгорания.
[0049] После того, как выхлопной газ 66, окислитель 68 и топливо 70 протекает через переднюю концевую часть (например, через топливные форсунки) в часть сгорания (например, отсек сгорания) каждой камеры сгорания, газотурбинная SEGR-система 52 управляется с возможностью предоставлять практически стехиометрическое сгорание выхлопного газа 66, окислителя 68 и топлива 70. Например, система 52 может поддерживать соотношение компонентов приблизительно в 0,95-1,05. Как результат, продукты сгорания смеси выхлопного газа 66, окислителя 68 и топлива 70 в каждой камере сгорания практически не содержат кислород и несгоревшее топливо. Таким образом, продукты сгорания (или выхлопной газ) могут отбираться из секции турбины газотурбинной SEGR-системы 52 для использования в качестве выхлопного газа 42, направленного в EOR-систему 18. Вдоль секции турбины точки 76 отбора могут быть расположены в любой ступени турбины, к примеру, в межступенчатых портах между смежными ступенями турбины. Таким образом, с использованием любой из вышеприведенных точек 76 отбора, система 14 предоставления услуг на основе турбин может формировать, отбирать и доставлять выхлопной газ 42 в систему 12 добычи углеводородов (например, EOR-систему 18) для использования при добыче нефти/газа 48 из подземного пластового резервуара 20.
[0050] Фиг.2 является схемой варианта осуществления системы 10 по фиг.1, иллюстрирующей систему 100 управления, соединенную с системой 14 предоставления услуг на основе турбин и системой 12 добычи углеводородов. В проиллюстрированном варианте осуществления, система 14 предоставления услуг на основе турбин включает в себя систему 102 с комбинированным циклом, которая включает в себя газотурбинную SEGR-систему 52 в качестве надстроечного цикла, паровую турбину 104 в качестве утилизационного цикла и HRSG 56 для того, чтобы рекуперировать тепло из выхлопного газа 60, чтобы генерировать пар 62 для приведения в действие паровой турбины 104. С другой стороны, газотурбинная SEGR-система 52 принимает, смешивает и обеспечивает стехиометрическое сгорание выхлопного газа 66, окислителя 68 и топлива 70 (например, пламени предварительно перемешанной смеси и/или диффузионного пламени), за счет этого производя выхлопной газ 60, механическую энергию 72, электроэнергию 74 и/или воду 64. Например, газотурбинная SEGR-система 52 может приводить в действие одну или более нагрузок или машинное оборудование 106, к примеру, электрический генератор, компрессор окислителя (например, основной воздушный компрессор), редуктор, насос, оборудование системы 12 добычи углеводородов либо любую комбинацию вышеозначенного. В некоторых вариантах осуществления, машинное оборудование 106 может включать в себя другие приводы, к примеру, электромоторы или паровые турбины (например, паровая турбина 104), совместно с газотурбинной SEGR-системой 52. Соответственно, вывод машинного оборудования 106, приводимого в действие посредством системы 52 газовых SEGR-турбин (и любых дополнительных приводов), может включать в себя механическую энергию 72 и электроэнергию 74. Механическая энергия 72 и/или электроэнергия 74 могут использоваться на месте для подачи питания в систему 12 добычи углеводородов, электроэнергия 74 может быть распределена в энергосистему либо любую комбинацию вышеозначенного. Вывод машинного оборудования 106 также может включать в себя сжатую текучую среду, к примеру, сжатый окислитель 68 (например, воздух или кислород), для впуска в секцию сгорания газотурбинной SEGR-системы 52. Каждый из этих выводов (например, выхлопной газ 60, механическая энергия 72, электроэнергия 74 и/или вода 64) может считаться услугой системы 14 предоставления услуг на основе турбин.
[0051] Газотурбинная SEGR-система 52 производит выхлопной газ 42, 60, который может практически не содержать кислород, и направляет этот выхлопной газ 42, 60 в систему 54 EG-обработки и/или систему 78 EG-подачи. Система 78 EG-подачи может очищать и доставлять выхлопной газ 42 (например, потоки 95) в систему 12 добычи углеводородов и/или другие системы 84. Как пояснено выше, система 54 EG-обработки может включать в себя HRSG 56 и EGR-систему 58. HRSG 56 может включать в себя один или более теплообменников, конденсаторов и различное оборудование для рекуперации тепла, которое может использоваться для того, чтобы рекуперировать или переносить тепло из выхлопного газа 60 в воду 108, чтобы генерировать пар 62 для приведения в действие паровой турбины 104. Аналогично газотурбинной SEGR-системе 52, паровая турбина 104 может приводить в действие одну или более нагрузок или машинное оборудование 106, за счет этого формируя механическую энергию 72 и электроэнергию 74. В проиллюстрированном варианте осуществления, газотурбинная SEGR-система 52 и паровая турбина 104 размещаются совместно, чтобы приводить в действие идентичное машинное оборудование 106. Тем не менее, в других вариантах осуществления, газотурбинная SEGR-система 52 и паровая турбина 104 могут отдельно приводить в действие различное машинное оборудование 106, чтобы независимо формировать механическую энергию 72 и/или электроэнергию 74. По мере того, как паровая турбина 104 приводится в действие посредством пара 62 из HRSG 56, температура и давление пара 62 постепенно уменьшается. Соответственно, паровая турбина 104 обеспечивает рециркуляцию используемого пара 62 и/или воды 108 обратно в HRSG 56 для дополнительного парогенерирования через рекуперацию тепла из выхлопного газа 60. В дополнение к парогенерированию, HRSG 56, EGR-система 58 и/или другая часть системы 54 EG-обработки могут производить воду 64, выхлопной газ 42 для использования с системой 12 добычи углеводородов и выхлопным газом 66 для использования в качестве ввода в газотурбинную SEGR-систему 52. Например, вода 64 может быть очищенной водой 64, к примеру, опресненной водой для использования в других вариантах применения. Опресненная вода может быть особенно полезной в областях с низкой доступностью воды. Относительно выхлопного газа 60, варианты осуществления системы 54 EG-обработки могут быть выполнены с возможностью обеспечивать рециркуляцию выхлопного газа 60 через EGR-систему 58 с/без прохождения выхлопного газа 60 через HRSG 56.
[0052] В проиллюстрированном варианте осуществления, газотурбинная SEGR-система 52 имеет канал 110 рециркуляции выхлопного газа, который идет из выпускного отверстия выхлопной системы во впускное отверстие выхлопной системы для системы 52. Вдоль канала 110, выхлопной газ 60 проходит через систему 54 EG-обработки, которая включает в себя HRSG 56 и EGR-систему 58 в проиллюстрированном варианте осуществления. EGR-система 58 может включать в себя одну или более труб, клапанов, нагнетателей воздуха, систем очистки газа (например, фильтров, установок для удаления макрочастиц, установок для разделения газов, установок для подготовки газов, теплообменников, установок для рекуперации тепла, таких как парогенераторы-рекуператоры, установок для удаления влаги, катализаторных установок, установок для закачки химических реагентов либо любую комбинацию вышеозначенного) в последовательных и/или параллельных компоновках вдоль канала 110. Другими словами, EGR-система 58 может включать в себя любые компоненты регулирования расхода, компоненты регулирования давления, компоненты регулирования температуры, компоненты регулирования влажности и компоненты регулирования состава газа вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа между выпускным отверстием выхлопной системы и впускным отверстием выхлопной системы для системы 52. Соответственно, в вариантах осуществления с HRSG 56 вдоль канала 110, HRSG 56 может считаться компонентом EGR-системы 58. Тем не менее, в конкретных вариантах осуществления, HRSG 56 может располагаться вдоль выпускного канала, независимого от канала 110 рециркуляции выхлопного газа. Независимо от того, располагается HRSG 56 вдоль отдельного канала или общего канала с EGR-системой 58, HRSG 56 и EGR-система 58 впускают выхлопной газ 60 и выводят либо рециркуляционный выхлопной газ 66, выхлопной газ 42 для использования с системой 78 EG-подачи (например, для системы 12 добычи углеводородов и/или других систем 84), либо другой вывод выхлопного газа. С другой стороны, газотурбинная SEGR-система 52 впускает, смешивает и обеспечивает стехиометрическое сгорание выхлопного газа 66, окислителя 68 и топлива 70 (например, пламени предварительно перемешанной смеси и/или диффузионного пламени), чтобы производить практически бескислородный и бестопливный выхлопной газ 60 для распределения в систему 54 EG-обработки, систему 12 добычи углеводородов или другие системы 84.
[0053] Как отмечено выше со ссылкой на фиг.1, система 12 добычи углеводородов может включать в себя множество видов оборудования, чтобы упрощать извлечение или добычу нефти/газа 48 из подземного пластового резервуара 20 через нефтегазовую скважину 26. Например, система 12 добычи углеводородов может включать в себя EOR-систему 18, имеющую систему 34 нагнетания текучей среды. В проиллюстрированном варианте осуществления, система 34 нагнетания текучей среды включает в себя EOR-систему 112 для нагнетания выхлопного газа и EOR-систему 114 для нагнетания пара. Хотя система 34 нагнетания текучей среды может принимать текучие среды из множества источников, проиллюстрированный вариант осуществления может принимать выхлопной газ 42 и пар 62 из системы 14 предоставления услуг на основе турбин. Выхлопной газ 42 и/или пар 62, произведенные посредством системы 14 предоставления услуг на основе турбин, также могут направляться в систему 12 добычи углеводородов для использования в других нефтегазовых системах 116.
[0054] Количество, качество и поток выхлопного газа 42 и/или пара 62 могут управляться посредством системы 100 управления. Система 100 управления может быть полностью выделена для системы 14 предоставления услуг на основе турбин, или система 100 управления необязательно может также предоставлять управление (или, по меньшей мере, некоторые данные, чтобы упрощать управление) для системы 12 добычи углеводородов и/или других систем 84. В проиллюстрированном варианте осуществления, система 100 управления включает в себя контроллер 118, имеющий процессор 120, запоминающее устройство 122, блок 124 управления паровой турбиной, блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой и блок 128 управления машинным оборудованием. Процессор 120 может включать в себя один процессор или два или более избыточных процессора, к примеру, тройные избыточные процессоры для управления системой 14 предоставления услуг на основе турбин. Запоминающее устройство 122 может включать в себя энергозависимое и/или энергонезависимое запоминающее устройство. Например, запоминающее устройство 122 может включать в себя один или более жестких дисков, флэш-память, постоянное запоминающее устройство, оперативное запоминающее устройство либо любую комбинацию вышеозначенного. Блоки 124, 126 и 128 управления могут включать в себя программные и/или аппаратные блоки управления. Например, блоки 124, 126 и 128 управления могут включать в себя различные инструкции или код, сохраненный на запоминающем устройстве 122 и выполняемый посредством процессора 120. Блок 124 управления выполнен с возможностью управлять работой паровой турбины 104, блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой выполнен с возможностью управлять системой 52, а блок 128 управления машинным оборудованием выполнен с возможностью управлять машинным оборудованием 106. Таким образом, контроллер 118 (например, блоки 124, 126 и 128 управления) может быть выполнен с возможностью координировать различные подсистемы для системы 14 предоставления услуг на основе турбин, чтобы предоставлять подходящий поток выхлопного газа 42 в систему 12 добычи углеводородов.
[0055] В конкретных вариантах осуществления системы 100 управления, каждый элемент (например, система, подсистема и компонент), проиллюстрированный на чертежах или описанный в данном документе, включает в себя (например, непосредственно внутри, выше или ниже такого элемента) один или более признаков управления производственным процессом, таких как датчики и устройства управления, которые функционально соединяются между собой по сети управления производственным процессом вместе с контроллером 118. Например, устройства управления, ассоциированные с каждым элементом, могут включать в себя специализированный контроллер устройства (например, включающий в себя процессор, запоминающее устройство и управляющие инструкции), один или более актуаторов, клапанов, переключателей и оборудование для управления производственным процессом, которые обеспечивают управление на основе обратной связи 130 из датчиков, управляющих сигналов из контроллера 118, управляющих сигналов от пользователя либо любой комбинации вышеозначенного. Таким образом, любая функциональность управления, описанная в данном документе, может реализовываться с помощью управляющих инструкций, сохраненных и/или выполняемых посредством контроллера 118, специализированных контроллеров устройств, ассоциированных с каждым элементом, либо комбинации вышеозначенного.
[0056] Чтобы упрощать такую функциональность управления, система 100 управления включает в себя один или более датчиков, распределенных по всей системе 10, чтобы получать обратную связь 130 из датчиков для использования при выполнении различных блоков управления, например, блоков 124, 126 и 128 управления. Например, обратная связь 130 из датчиков может получаться из датчиков, распределенных по газотурбинной SEGR-системе 52, машинному оборудованию 106, системе 54 EG-обработки, паровой турбине 104, системе 12 добычи углеводородов или любым другим компонентам по всей системе 14 предоставления услуг на основе турбин или системе 12 добычи углеводородов. Например, обратная связь 130 из датчиков может включать в себя обратную связь по температуре, обратную связь по давлению, обратную связь по расходу, обратную связь по температуре пламени, обратную связь по динамике сгорания, обратную связь по составу впускного окислителя, обратную связь по составу впускного топлива, обратную связь по составу выхлопного газа, уровень на выходе механической энергии 72, уровень на выходе электроэнергии 74, выходное количество выхлопного газа 42, 60, выходное количество или качество воды 64 либо любую комбинацию вышеозначенного. Например, обратная связь 130 из датчиков может включать в себя состав выхлопного газа 42, 60 для того, чтобы упрощать стехиометрическое сгорание в газотурбинной SEGR-системе 52. Например, обратная связь 130 из датчиков может включать в себя обратную связь из одного или более датчиков впускного окислителя вдоль канала подачи окислителя для окислителя 68, одного или более датчиков впускного топлива вдоль канала подачи топлива для топлива 70 и одного или более датчиков выбросов выхлопного газа, расположенных вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа и/или в газотурбинной SEGR-системе 52. Датчики впускного окислителя, датчики впускного топлива и датчики выбросов выхлопного газа могут включать в себя температурные датчики, датчики давления, датчики расхода и датчики состава. Датчики выбросов могут включать в себя датчики для оксидов азота (например, датчики NOx), оксидов углерода (например, CO-датчики и датчики CO2), оксидов серы (например, датчики SOX), водорода (например, H2 датчики), кислорода (например, датчики O2), несгоревших углеводородов (например, датчики HC) или других продуктов неполного сгорания либо любой комбинации вышеозначенного.
[0057] С использованием этой обратной связи 130, система 100 управления может регулировать (например, увеличивать, уменьшать или поддерживать) впускной поток выхлопного газа 66, окислителя 68 и/или топлива 70 в газотурбинную SEGR-систему 52 (в числе других рабочих параметров), для того чтобы поддерживать соотношение компонентов в подходящем диапазоне, например, приблизительно в диапазоне 0,95-1,05, приблизительно в диапазоне 0,95-1,0, приблизительно в диапазоне 1,0-1,05 или практически равным 1,0. Например, система 100 управления может анализировать обратную связь 130, чтобы отслеживать выбросы выхлопного газа (например, уровни концентрации оксидов азота, оксидов углерода, таких как CO и CO2, оксидов серы, водорода, кислорода, несгоревших углеводородов и других продуктов неполного сгорания) и/или определять соотношение компонентов и затем управлять одним или более компонентов, чтобы регулировать выбросы выхлопного газа (например, уровни концентрации в выхлопном газе 42) и/или соотношение компонентов. Управляемые компоненты могут включать в себя любые из компонентов, проиллюстрированных и описанных со ссылкой на чертежи, включающих в себя, но не только, клапаны вдоль каналов подачи для окислителя 68, топлива 70 и выхлопного газа 66; компрессор окислителя, топливный насос или любые компоненты в системе 54 EG-обработки; любые компоненты газотурбинной SEGR-системы 52 либо любую комбинацию вышеозначенного. Управляемые компоненты могут регулировать (например, увеличивать, уменьшать или поддерживать) расходы, температуры, давления или процентные отношения (например, соотношение компонентов) окислителя 68, топлива 70 и выхлопного газа 66, которые сгорают в газотурбинной SEGR-системе 52. Управляемые компоненты также могут включать в себя одну или более систем очистки газа, к примеру, катализаторных установок (например, окислительных катализаторных установок), подаваемых компонентов для катализаторных установок (например, топлива, тепла, электричества для окисления и т.д.), установок для подготовки и/или разделения газов (например, сепараторов на основе растворителя, амортизаторов, испарительных резервуаров и т.д.) и фильтровальных установок. Системы очистки газа могут помогать уменьшать различные выбросы выхлопного газа вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа, дренажного канала (например, выпуск в атмосферу) или канала отбора в систему 78 EG-подачи.
[0058] В конкретных вариантах осуществления, система 100 управления может анализировать обратную связь 130 и управлять одним или более компонентов, чтобы поддерживать или уменьшать уровни выбросов (например, уровни концентрации в выхлопном газе 42, 60, 95) в целевом диапазоне, к примеру, меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000, 5000 или 10000 частей на миллион по объему (ppmv). Эти целевые диапазоны могут быть идентичными или отличающимися для каждого из выбросов выхлопного газа, например, уровней концентрации оксидов азота, моноксида углерода, оксидов серы, водорода, кислорода, несгоревших углеводородов и других продуктов неполного сгорания. Например, в зависимости от соотношения компонентов, система 100 управления может избирательно управлять выбросами выхлопного газа (например, уровнями концентрации) окислителя (например, кислорода) в целевом диапазоне меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 250, 500, 750 или 1000 ppmv; моноксида углерода (CO) в целевом диапазоне меньше приблизительно 20, 50, 100, 200, 500, 1000, 2500 или 5000 ppmv; и оксидов азота (NOx) в целевом диапазоне меньше приблизительно 50, 100, 200, 300, 400 или 500 ppmv. В конкретных вариантах осуществления, работающих с практически стехиометрическим соотношением компонентов, система 100 управления может избирательно управлять выбросами выхлопного газа (например, уровнями концентрации) окислителя (например, кислорода) в целевом диапазоне меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90 или 100 ppmv; и моноксида углерода (CO) в целевом диапазоне меньше приблизительно 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 ppmv. В конкретных вариантах осуществления, работающих с обедненным топливом соотношением компонентов (например, приблизительно в диапазоне 0,95-1,0), система 100 управления может избирательно управлять выбросами выхлопного газа (например, уровнями концентрации) окислителя (например, кислорода) в целевом диапазоне меньше приблизительно 500, 600, 700, 800, 900, 1000, 1100, 1200, 1300, 1400 или 1500 ppmv; моноксида углерода (CO) в целевом диапазоне меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 150 или 200 ppmv; и оксидов азота (например, NOX) в целевом диапазоне меньше приблизительно 50, 100, 150, 200, 250, 300, 350 или 400 ppmv. Вышеприведенные целевые диапазоны являются просто примерами и не имеют намерение ограничивать объем раскрытых вариантов осуществления.
[0059] Система 100 управления также может соединяться с локальным интерфейсом 132 и удаленным интерфейсом 134. Например, локальный интерфейс 132 может включать в себя компьютерную рабочую станцию, расположенную на месте в системе 14 предоставления услуг на основе турбин и/или системе 12 добычи углеводородов. Напротив, удаленный интерфейс 134 может включать в себя компьютерную рабочую станцию, расположенную внешне по отношению к системе 14 предоставления услуг на основе турбин и системе 12 добычи углеводородов, к примеру, через Интернет-подключение. Эти интерфейсы 132 и 134 упрощают мониторинг и управление системой 14 предоставления услуг на основе турбин, к примеру, через один или более графических дисплеев обратной связи 130 из датчиков, рабочих параметров и т.д.
[0060] С другой стороны, как отмечено выше, контроллер 118 включает в себя множество блоков 124, 126 и 128 управления, чтобы упрощать управление системой 14 предоставления услуг на основе турбин. Блок 124 управления паровой турбиной может принимать обратную связь 130 из датчиков и выводить команды управления для того, чтобы упрощать работу паровой турбины 104. Например, блок 124 управления паровой турбиной может принимать обратную связь 130 из датчиков из HRSG 56, машинного оборудования 106, датчиков температуры и давления вдоль канала пара 62, датчиков температуры и давления вдоль канала воды 108 и различных датчиков, указывающих механическую энергию 72 и электроэнергию 74. Аналогично, блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой может принимать обратную связь 130 из датчиков из одного или более датчиков, расположенных вдоль газотурбинной SEGR-системы 52, машинного оборудования 106, системы 54 EG-обработки либо любой комбинации вышеозначенного. Например, обратная связь 130 из датчиков может получаться из температурных датчиков, датчиков давления, датчиков зазора, датчиков вибрации, датчиков пламени, датчиков состава топлива, датчиков состава выхлопного газа либо любой комбинации вышеозначенного, расположенных внутри или внешне для газотурбинной SEGR-системы 52. В завершение, блок 128 управления машинным оборудованием может принимать обратную связь 130 из датчиков из различных датчиков, ассоциированных с механической энергией 72 и электроэнергией 74, а также датчиков, расположенных в машинном оборудовании 106. Каждый из этих блоков 124, 126 и 128 управления использует обратную связь 130 из датчиков для того, чтобы улучшать работу системы 14 предоставления услуг на основе турбин.
[0061] В проиллюстрированном варианте осуществления, блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой может выполнять инструкции, чтобы управлять количеством и качеством выхлопного газа 42, 60, 95 в системе 54 EG-обработки, системе 78 EG-подачи, системе 12 добычи углеводородов и/или других системах 84. Например, блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой может поддерживать уровень окислителя (например, кислорода) и/или несгоревшего топлива в выхлопном газе 60 ниже порогового значения, подходящего для использования с EOR-системой 112 для нагнетания выхлопного газа. В конкретных вариантах осуществления, пороговые уровни могут быть меньше 1, 2, 3, 4 или 5 процентов окислителя (например, кислорода) и/или несгоревшего топлива по объему выхлопного газа 42, 60; или пороговые уровни окислителя (например, кислорода) и/или несгоревшего топлива (и других выбросов выхлопного газа) может быть меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 частей на миллион по объему (ppmv) в выхлопном газе 42, 60. В качестве дополнительного примера, чтобы достигать этих низких уровней окислителя (например, кислорода) и/или несгоревшего топлива, блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой может поддерживать соотношение компонентов для сгорания в газотурбинной SEGR-системе 52 приблизительно в диапазоне 0,95-1,05. Блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой также может управлять системой 80 EG-отбора и системой 82 EG-очистки, чтобы поддерживать температуру, давление, расход и состав газа выхлопного газа 42, 60, 95 в подходящих диапазонах для EOR-системы 112 для нагнетания выхлопного газа, трубопровода 86, резервуара 88 для хранения и системы 90 секвестрации углерода. Как пояснено выше, система 82 EG-очистки может управляться с возможностью очищать и/или разделять выхлопной газ 42 на один или более потоков 95 газа, таких как обогащенный CO2 и обедненный N2 поток 96, поток 97 с промежуточной концентрацией CO2, N2 и обедненный CO2 и обогащенный N2 поток 98. В дополнение к блокам управления для выхлопного газа 42, 60 и 95, блоки 124, 126 и 128 управления могут выполнять одну или более инструкций, чтобы поддерживать механическую энергию 72 в подходящем диапазоне мощности или поддерживать электроэнергию 74 в подходящем диапазоне частоты и мощности.
[0062] Фиг.3 является схемой варианта осуществления системы 10, дополнительно иллюстрирующей подробности газотурбинной SEGR-системы 52 для использования с системой 12 добычи углеводородов и/или другими системами 84. В проиллюстрированном варианте осуществления, газотурбинная SEGR-система 52 включает в себя газотурбинный двигатель 150, соединенный с системой 54 EG-обработки. Проиллюстрированный газотурбинный двигатель 150 включает в себя секцию 152 компрессора, секцию 154 камеры сгорания и секцию 156 расширителя или секцию турбины. Секция 152 компрессора включает в себя один или более компрессоров 158 или ступеней компрессоров выхлопного газа, к примеру, 1-20 ступеней вращающихся лопаток компрессора, расположенных в последовательной компоновке. Аналогично, секция 154 камеры сгорания включает в себя одну или более камер 160 сгорания, к примеру, 1-20 камер 160 сгорания, распределенных по окружности вокруг оси 162 вращения газотурбинной SEGR-системы 52. Кроме того, каждая камера 160 сгорания может включать в себя одну или более топливных форсунок 164, выполненных с возможностью нагнетать выхлопной газ 66, окислитель 68 и/или топливо 70. Например, передняя концевая часть 166 каждой камеры 160 сгорания может размещать 1, 2, 3, 4, 5, 6 или более топливных форсунок 164, которые могут нагнетать потоки или смеси выхлопного газа 66, окислителя 68 и/или топлива 70 в часть 168 сгорания (например, отсек сгорания) камеры 160 сгорания.
[0063] Топливные форсунки 164 могут включать в себя любую комбинацию топливных форсунок 164 для предварительно перемешанной смеси (например, выполненных с возможностью предварительно перемешивать окислитель 68 и топливо 70 для формирования пламени предварительно перемешанной смеси окислителя и топлива) и/или диффузионных топливных форсунок 164 (например, выполненных с возможностью нагнетать отдельные потоки окислителя 68 и топлива 70 для формирования диффузионного пламени смеси окислителя и топлива). Варианты осуществления топливных форсунок 164 для предварительно перемешанной смеси могут включать в себя вихревые лопасти, смесительные камеры или другие признаки, чтобы внутренне смешивать окислитель 68 и топливо 70 в форсунках 164, до нагнетания и сгорания в отсеке 168 сгорания. Топливные форсунки 164 для предварительно перемешанной смеси также могут принимать, по меньшей мере, некоторый частично смешанный окислитель 68 и топливо 70. В конкретных вариантах осуществления, каждая диффузионная топливная форсунка 164 может изолировать потоки окислителя 68 и топлива 70 до точки нагнетания при одновременной изоляции потоков одного или более разбавителей (например, выхлопного газа 66, пара, азота или другого инертного газа) до точки нагнетания. В других вариантах осуществления, каждая диффузионная топливная форсунка 164 может изолировать потоки окислителя 68 и топлива 70 до точки нагнетания, при одновременном частичном смешивании одного или более разбавителей (например, выхлопного газа 66, пара, азота или другой инертного газа) с окислителем 68 и/или топливом 70 до точки нагнетания. Помимо этого, один или более разбавителей (например, выхлопной газ 66, пар, азот или другой инертный газ) могут нагнетаться в камеру сгорания (например, в горячие продукты сгорания) в/ниже зоны сгорания, за счет этого помогая уменьшать температуру горячих продуктов сгорания и сокращать выбросы NOX (например, NO и NO2). Независимо от типа топливной форсунки 164, газотурбинная SEGR-система 52 может управляться с возможностью предоставлять практически стехиометрическое сгорание окислителя 68 и топлива 70.
[0064] В вариантах осуществления диффузионного сгорания с использованием диффузионных топливных форсунок 164, топливо 70 и окислитель 68, в общем, не смешиваются выше диффузионного пламени, а вместо этого топливо 70 и окислитель 68 смешиваются и реагируют непосредственно на поверхности пламени, и/или поверхность пламени предусмотрена в местоположении смешивания между топливом 70 и окислителем 68. В частности, топливо 70 и окислитель 68 отдельно приближаются к поверхности пламени (или границе/поверхности раздела диффузии) и затем диффундируют (например, через молекулярную и вязкую диффузию) вдоль поверхности пламени (или границе/поверхности раздела диффузии), чтобы формировать диффузионное пламя. Примечательно, что топливо 70 и окислитель 68 могут иметь практически стехиометрический состав вдоль этой поверхности пламени (или границе/поверхности раздела диффузии), что может приводить к большей температуре пламени (например, пиковой температуре пламени) вдоль этой поверхности пламени. Стехиометрический состав смеси топлива и окислителя, в общем, приводит к большей температуре пламени (например, пиковой температуре пламени), по сравнению с обедненным топливом или обогащенным топливом составом смеси топлива и окислителя. Как результат, диффузионное пламя может быть значительно более устойчивым по сравнению с пламенем предварительно перемешанной смеси, поскольку диффузия топлива 70 и окислителя 68 помогает поддерживать стехиометрический состав (и большую температуру) вдоль поверхности пламени. Хотя большие температуры пламени также могут приводить к большим выбросам выхлопного газа, к примеру, выбросов NOx, раскрытые варианты осуществления используют один или более разбавителей для того, чтобы помогать управлять температурой и выбросами, при одновременном недопущении предварительного перемешивания топлива 70 и окислителя 68. Например, раскрытые варианты осуществления могут вводить один или более разбавителей, отдельных от топлива 70 и окислителя 68 (например, после точки сгорания и/или ниже диффузионного пламени), за счет этого помогая уменьшать температуру и сокращать выбросы (например, выбросы NOx), произведенные посредством диффузионного пламени.
[0065] При работе, как проиллюстрировано, секция 152 компрессора принимает и сжимает выхлопной газ 66 из системы 54 EG-обработки и выводит сжатый выхлопной газ 170 в каждую из камер 160 сгорания в секции 154 камеры сгорания. После сгорания топлива 60, окислителя 68 и выхлопного газа 170 в каждой камере 160 сгорания, дополнительный выхлопной газ или продукты 172 сгорания (т.е. горючий газ) направляются в секцию 156 турбины. Аналогично секции 152 компрессора, секция 156 турбины включает в себя одну или более турбин 174 или ступеней турбины, которые могут включать в себя последовательность вращающихся лопаток турбины. Эти лопатки турбины затем приводятся в действие посредством продуктов 172 сгорания, сформированных в секции 154 камеры сгорания, за счет этого приводя в действие вращение вала 176, соединенного с машинным оборудованием 106. С другой стороны, машинное оборудование 106 может включать в себя множество видов оборудования, соединенных с любым концом газотурбинной SEGR-системы 52, таких как машинное оборудование 106, 178, соединенное с секцией 156 турбины, и/или машинное оборудование 106, 180, соединенное с секцией 152 компрессора. В конкретных вариантах осуществления, машинное оборудование 106, 178, 180 может включать в себя один или более электрических генераторов, компрессоров окислителя для окислителя 68, топливных насосов для топлива 70, редукторов или дополнительных приводов (например, паровую турбину 104, электромотор и т.д.), соединенных с газотурбинной SEGR-системой 52. Неограничивающие примеры пояснены подробнее ниже в отношении таблицы 1. Как проиллюстрировано, секция 156 турбины выводит выхлопной газ 60, который должен рециркулировать вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа из выпускного отверстия 182 выхлопной системы секции 156 турбины во впускное отверстие 184 выхлопной системы в секцию 152 компрессора. Вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа выхлопной газ 60 проходит через систему 54 EG-обработки (например, HRSG 56 и/или EGR-систему 58), как подробно пояснено выше.
[0066] С другой стороны, каждая камера 160 сгорания в секции 154 камеры сгорания принимает, смешивает и обеспечивает стехиометрическое сгорание сжатого выхлопного газа 170, окислителя 68 и топлива 70, чтобы производить дополнительный выхлопной газ или продукты 172 сгорания, чтобы приводить в действие секцию 156 турбины. В конкретных вариантах осуществления, окислитель 68 сжимается посредством системы 186 сжатия окислителя, такой как система сжатия основного окислителя (MOC) (например, система сжатия основного воздуха (MAC)), имеющая один или более компрессоров окислителя (MOC). Система 186 сжатия окислителя включает в себя компрессор 188 окислителя, соединенный с приводом 190. Например, привод 190 может включать в себя электромотор, двигатель внутреннего сгорания либо любую комбинацию вышеозначенного. В конкретных вариантах осуществления, привод 190 может представлять собой турбинный двигатель, к примеру, газотурбинный двигатель 150. Соответственно, система 186 сжатия окислителя может быть неразъемной частью машинного оборудования 106. Другими словами, компрессор 188 может прямо или непрямо приводиться в действие посредством механической энергии 72, поданной посредством вала 176 газотурбинного двигателя 150. В таком варианте осуществления, привод 190 может исключаться, поскольку компрессор 188 основывается на выходной мощности из турбинного двигателя 150. Тем не менее, в конкретных вариантах осуществления с использованием нескольких компрессоров окислителя, первый компрессор окислителя (например, компрессор окислителя низкого давления (LP)) может приводиться в действие посредством привода 190, в то время как вал 176 приводит в действие второй компрессор окислителя (например, компрессор окислителя высокого давления (HP)), или наоборот. Например, в другом варианте осуществления, HP MOC приводится в действие посредством привода 190, и LP-компрессор окислителя приводится в действие посредством вала 176. В проиллюстрированном варианте осуществления, система 186 сжатия окислителя является отдельной от машинного оборудования 106. В каждом из этих вариантов осуществления, система 186 сжатия сжимает и подает окислитель 68 в топливные форсунки 164 и камеры 160 сгорания. Соответственно, часть или все машинное оборудование 106, 178, 180 может быть выполнено с возможностью повышать эффективность эксплуатации системы 186 сжатия (например, компрессора 188 и/или дополнительных компрессоров).
[0067] Множество компонентов машинного оборудования 106, указываемых посредством номеров 106А, 106B, 106C, 106D, 106E и 106F элементов, могут располагаться вдоль линии вала 176 и/или параллельным с линией вала 176 в одной или более последовательных компоновок, параллельных компоновок либо в любой комбинации последовательных и параллельных компоновок. Например, машинное оборудование 106, 178, 180 (например, 106A-106F) может включать в себя любую последовательную и/или параллельную компоновку, в любом порядке: один или более редукторов (например, редуктора с параллельными валами, планетарных редукторов), один или более компрессоров (например, компрессоров окислителя, бустерных компрессоров, таких как бустерные EG-компрессоры), один или более блоков выработки электроэнергии (например, электрических генераторов), один или более приводов (например, паротурбинных двигателей, электромоторов), теплообменных установок (например, прямых или непрямых теплообменников), муфт либо любую комбинацию вышеозначенного. Компрессоры могут включать в себя осевые компрессоры, радиальные или центробежные компрессоры либо любую комбинацию вышеозначенного, имеющую одну или более ступеней сжатия. Относительно теплообменников прямые теплообменники могут включать в себя распылительные охладители (например, распылительные промежуточные охладители), которые впрыскивают жидкий распылитель в поток газа (например, поток окислителя) для непосредственного охлаждения потока газа. Непрямые теплообменники могут включать в себя, по меньшей мере, одну стенку (например, кожухотрубный теплообменник), разделяющую первый и второй потоки, к примеру, поток текучей среды (например, поток окислителя), разделенный от потока хладагента (например, воды, воздуха, охлаждающей среды или любого другого жидкого или газового хладагента), при этом поток хладагента переносит тепло из потока текучей среды без прямого контакта. Примеры непрямых теплообменников включают в себя теплообменники с промежуточным охладителем и установки для рекуперации тепла, к примеру, парогенераторы-рекуператоры. Теплообменники также могут включать в себя подогреватели. Как подробнее пояснено ниже, каждый из этих компонентов машинного оборудования может использоваться в различных комбинациях, как указано посредством неограничивающих примеров, изложенных в таблице 1.
[0068] Обычно машинное оборудование 106, 178, 180 может быть выполнено с возможностью повышать эффективность системы 186 сжатия, например, посредством регулирования рабочих частот вращения одного или более компрессоров окислителя в системе 186, упрощения сжатия окислителя 68 посредством охлаждения и/или отбора избыточной мощности. Раскрытые варианты осуществления имеют намерение включать в себя все перестановки вышеприведенных компонентов в машинном оборудовании 106, 178, 180 в последовательной и параллельной компоновках, при этом один, более одного, все или нуль из компонентов извлекают мощность из вала 176. Как проиллюстрировано ниже, таблица 1 иллюстрирует некоторые неограничивающие примеры компоновок машинного оборудования 106, 178, 180, расположенных рядом и/или соединенных с секциями 152, 156 компрессора и турбины.
Таблица 1
106A 106B 106C 106D 106E 106F
MOC GEN
MOC GBX GEN
LP
MOC		 HP
MOC		 GEN
HP
MOC		 GBX LP
MOC		 GEN
MOC
MOC		 GBX GEN
HP
MOC		 GBX GEN LP
MOC
MOC
MOC		 GBX
GBX		 GEN
DRV
DRV GBX LP
MOC		 HP
MOC		 GBX GEN
DRV GBX HP
MOC		 LP
MOC		 GEN
HP
MOC		 GBX
CLR		 LP
MOC		 GEN
HP
MOC		 GBX
CLR		 LP
MOC		 GBX GEN
HP
MOC		 GBX
HTR
STGN		 LP
MOC		 GEN
MOC GEN DRV
MOC DRV GEN
DRV MOC GEN
DRV CLU MOC GEN
DRV CLU MOC GBX GEN
[0069] Как проиллюстрировано выше в таблице 1, охладительная установка представляется как CLR, муфта представляется как CLU, привод представлен посредством DRV, редуктор представляется как GBX, генератор представлен посредством GENА, нагревательная установка представлена посредством HTR, компрессорная установка для основного окислителя представлена посредством MOC, при этом варианты низкого давления и высокого давления представляются как LP MOC и HP MOC, соответственно, и парогенераторная установка представляется как STGN. Хотя таблица 1 иллюстрирует машинное оборудование 106, 178, 180 последовательно к секции 152 компрессора или секции 156 турбины, таблица 1 также предназначена для того, чтобы охватывать обратную последовательность машинного оборудования 106, 178, 180. В таблице 1 любая ячейка, включающая в себя два или более компонентов, имеет намерение охватывать параллельную компоновку компонентов. Таблица 1 не имеет намерение исключать все непроиллюстрированные перестановки машинного оборудования 106, 178, 180. Эти компоненты машинного оборудования 106, 178, 180 могут обеспечивать управление с обратной связью температурой, давлением и расходом окислителя 68, отправленного в газотурбинный двигатель 150. Как подробнее пояснено ниже, окислитель 68 и топливо 70 могут подаваться в газотурбинный двигатель 150 в местоположениях, конкретно выбранных для того, чтобы упрощать изоляцию и отбор сжатого выхлопного газа 170 без окислителя 68 или топлива 70, ухудшающего характеристики качества выхлопного газа 170.
[0070] Система 78 EG-подачи, как проиллюстрировано на фиг.3, располагается между газотурбинным двигателем 150 и целевыми системами (например, системой 12 добычи углеводородов и другими системами 84). В частности, система 78 EG-подачи, например, система 80 EG-отбора (EGES)) может соединяться с газотурбинным двигателем 150 в одной или более точек 76 отбора вдоль секции 152 компрессора, секции 154 камеры сгорания и/или секции 156 турбины. Например, точки 76 отбора могут быть расположены между смежными ступенями компрессора, к примеру, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или 10 точек 76 межступенчатого отбора между ступенями компрессора. Каждая из этих точек 76 межступенчатого отбора предоставляет различную температуру и давление отобранного выхлопного газа 42. Аналогично, точки 76 отбора могут быть расположены между смежными ступенями турбины, к примеру, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или 10 точек 76 межступенчатого отбора между ступенями турбины. Каждая из этих точек 76 межступенчатого отбора предоставляет различную температуру и давление отобранного выхлопного газа 42. В качестве дополнительного примера, точки 76 отбора могут быть расположены во множестве местоположений по секции 154 камеры сгорания, что позволяет предоставлять различные температуры, давления, расходы и составы газа. Каждая из этих точек 76 отбора может включать в себя трубу для EG-отбора, один или более клапанов, датчиков и блоков управления, которые могут использоваться для того, чтобы избирательно управлять потоком отобранного выхлопного газа 42 в систему 78 EG-подачи.
[0071] Отобранный выхлопной газ 42, который распределен посредством системы 78 EG-подачи, имеет управляемый состав, подходящий для целевых систем (например, системы 12 добычи углеводородов и других систем 84). Например, в каждой из этих точек 76 отбора, выхлопной газ 170 может быть практически изолирован от точек нагнетания (или потоков) окислителя 68 и топлива 70. Другими словами, система 78 EG-подачи может быть специально сконструирована с возможностью отбирать выхлопной газ 170 из газотурбинного двигателя 150 без добавленного окислителя 68 или топлива 70. Кроме того, с учетом стехиометрического сгорания в каждой из камер 160 сгорания, отобранный выхлопной газ 42 может практически не содержать кислород и топливо. Система 78 EG-подачи может направлять отобранный выхлопной газ 42 прямо или непрямо в систему 12 добычи углеводородов и/или другие системы 84 для использования в различных процессах, к примеру, в добыче нефти вторичным методом, секвестрации, хранении или транспортировке углерода во внешнее местоположение. Тем не менее, в конкретных вариантах осуществления, система 78 EG-подачи включает в себя систему 82 EG-очистки (EGTS) для дополнительной очистки выхлопного газа 42 до использования с целевыми системами. Например, система 82 EG-очистки может очищать и/или разделять выхлопной газ 42 на один или более потоков 95, к примеру, обогащенный CO2 и обедненный N2 поток 96, поток 97 с промежуточной концентрацией CO2, N2 и обедненный CO2 и обогащенный N2 поток 98. Эти потоки 95 очищенного выхлопного газа могут использоваться по отдельности или в любой комбинации, с системой 12 добычи углеводородов и другими системами 84 (например, трубопроводом 86, резервуаром 88 для хранения и системой 90 секвестрации углерода).
[0072] Аналогично очисткам выхлопного газа, выполняемым в системе 78 EG-подачи, система 54 EG-обработки может включать в себя множество компонентов 192 очистки выхлопного газа (EG), к примеру, указываемых посредством номеров 194, 196, 198, 200, 202, 204, 206, 208 и 210 элементов. Эти компоненты 192 EG-очистки (например, 194-210) могут располагаться вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа в одной или более последовательных компоновок, параллельных компоновок либо в любой комбинации последовательных и параллельных компоновок. Например, компоненты 192 EG-очистки (например, 194-210) могут включать в себя любую последовательную и/или параллельную компоновку, в любом порядке: один или более теплообменников (например, установок для рекуперации тепла, таких как парогенераторы-рекуператоры, конденсаторы, охладители или подогреватели), каталитических систем (например, систем катализатора окисления), систем удаления макрочастиц и/или воды (например, инерционных сепараторов, коалесцирующих фильтров, водонепроницаемых фильтров и других фильтров), систем закачки химических реагентов, систем очистки на основе растворителя (например, амортизаторов, испарительных резервуаров и т.д.), систем улавливания углерода, систем разделения газов, систем подготовки газов и/или систему очистки на основе растворителя либо любую комбинацию вышеозначенного. В конкретных вариантах осуществления, каталитические системы могут включать в себя катализатор окисления, катализатор восстановления моноксида углерода, катализатор восстановления оксидов азота, оксид алюминия, оксид циркония, оксид кремния, оксид титана, оксид платины, оксид палладия, оксид кобальта или смешанный оксид металла либо комбинацию вышеозначенного. Раскрытые варианты осуществления имеют намерение включать в себя все перестановки вышеприведенных компонентов 192 в последовательной и параллельной компоновках. Как проиллюстрировано ниже, таблица 2 иллюстрирует некоторые неограничивающие примеры компоновок компонентов 192 вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа.
Таблица 2
194 196 198 200 202 204 206 208 210
CU HRU BB MRU PRU
CU HRU HRU BB MRU PRU DIL
CU HRSG HRSG BB MRU PRU
OCU HRU OCU HRU OCU BB MRU PRU
HRU
CU		 HRU
CU		 BB MRU PRU
HRSG
OCU		 HRSG
OCU		 BB MRU PRU DIL
OCU HRSG
OCU		 OCU HRSG
OCU		 OCU BB MRU PRU DIL
OCU HRSG
ST		 HRSG
ST		 BB COND INER WFIL CFIL DIL
OCU
HRSG
ST		 OCU
HRSG
ST		 BB COND INER FIL DIL
OCU HRSG
ST		 HRSG
ST		 OCU
 BB MRU
HE
COND		 MRU
WFIL		 PRU
INER
 PRU
FIL
CFIL
CU HRU
COND		 HRU
COND		 HRU
COND		 BB MRU
HE
COND
WFIL		 PRU
INER		 PRU
FIL
CFIL		 DIL
[0073] Как проиллюстрировано выше в таблице 2, катализаторная установка представлена посредством CU, окислительная катализаторная установка представлена посредством OCU, бустерный нагнетатель воздуха представлен посредством BB, теплообменник представлен посредством HX, установка для рекуперации тепла представлена посредством HRU, парогенератор-рекуператор представлен посредством HRSG, конденсатор представлен посредством COND, паровая турбина представлена посредством ST, установка для удаления макрочастиц представлена посредством PRU, установка для удаления влаги представлена посредством MRU, фильтр представлен посредством FIL, коалесцирующий фильтр представлен посредством CFIL, водонепроницаемый фильтр представлен посредством WFIL, инерционный сепаратор представлен посредством INER, и система подачи разбавителей (например, пара, азота или другого инертного газа) представлена посредством DIL. Хотя таблица 2 иллюстрирует компоненты 192 последовательно от выпускного отверстия 182 выхлопной системы секции 156 турбины к впускному отверстию 184 выхлопной системы секции 152 компрессора, таблица 2 также предназначена для того, чтобы охватывать обратную последовательность проиллюстрированных компонентов 192. В таблице 2 любая ячейка, включающая в себя два или более компонентов, имеет намерение охватывать интегрированную установку с компонентами, параллельную компоновку компонентов либо любую комбинацию вышеозначенного. Кроме того, в контексте таблицы 2, HRU, HRSG и COND являются примерами HE; HRSG является примером HRU; COND, WFIL и CFIL являются примерами WRU; INER, FIL, WFIL и CFIL являются примерами PRU; и WFIL и CFIL являются примерами FIL. С другой стороны, таблица 2 не предназначена для того, чтобы исключать все непроиллюстрированные перестановки компонентов 192. В конкретных вариантах осуществления, проиллюстрированные компоненты 192 (например, 194-210) могут частично или полностью интегрироваться в HRSG 56, EGR-системе 58 либо любой комбинации вышеозначенного. Эти компоненты 192 EG-очистки могут обеспечивать управление с обратной связью температурой, давлением, расходом и составом газа, при одновременном удалении влаги и макрочастиц из выхлопного газа 60. Кроме того, очищенный выхлопной газ 60 может отбираться в одной или более точек 76 отбора для использования в системе 78 EG-подачи и/или рециркулировать во впускное отверстие 184 выхлопной системы секции 152 компрессора.
[0074] По мере того, как очищенный рециркуляционный выхлопной газ 66 проходит через секцию 152 компрессора, газотурбинная SEGR-система 52 может отводить часть сжатого выхлопного газа вдоль одной или более линий 212 (например, отводных труб или обводных труб). Каждая линия 212 может направлять выхлопной газ в один или более теплообменников 214 (например, охладительных установок), за счет этого охлаждая выхлопной газ для рециркуляции обратно в газотурбинную SEGR-систему 52. Например, после прохождения через теплообменник 214, часть охлажденного выхлопного газа может направляться в секцию 156 турбины вдоль линии 212 для охлаждения и/или герметизации кожуха турбины, бандажа турбины, подшипников и других компонентов. В таком варианте осуществления, газотурбинная SEGR-система 52 не направляет окислитель 68 (или другие потенциальные загрязнители) через секцию 156 турбины для целей охлаждения и/или герметизации, и в силу этого утечки охлажденного выхлопного газа не должны загрязнять горячие продукты сгорания (например, рабочий выхлопной газ), протекающие и приводящие в действие ступени турбины секции 156 турбины. В качестве дополнительного примера, после прохождения через теплообменник 214, часть охлажденного выхлопного газа может направляться вдоль линии 216 (например, обратной трубы) в вышерасположенную ступень компрессора секции 152 компрессора, за счет этого повышая эффективность сжатия посредством секции 152 компрессора. В таком варианте осуществления, теплообменник 214 может быть сконфигурирован как межступенчатая охладительная установка для секции 152 компрессора. Таким образом, охлажденный выхлопной газ помогает повышать эффективность эксплуатации газотурбинной SEGR-системы 52, одновременно помогая поддерживать чистоту выхлопного газа (например, практически не содержащего окислитель и топливо).
[0075] Фиг.4 является блок-схемой последовательности операций способа для варианта осуществления рабочего процесса 220 системы 10, проиллюстрированной на фиг.1-3. В конкретных вариантах осуществления, процесс 220 может быть машинореализованным процессом, который осуществляет доступ к одной или более инструкций, сохраненных на запоминающем устройстве 122, и выполняет инструкции на процессоре 120 контроллера 118, показанного на фиг.2. Например, каждый этап в процессе 220 может включать в себя инструкции, выполняемые посредством контроллера 118 системы 100 управления, описанной со ссылкой на фиг.2.
[0076] Процесс 220 может начинаться посредством инициирования режима запуска газотурбинной SEGR-системы 52 фиг.1-3, как указано посредством этапа 222. Например, режим запуска может заключать в себе постепенное линейное повышение газотурбинной SEGR-системы 52, чтобы поддерживать тепловые градиенты, вибрацию и зазор (например, между вращающимися и стационарными частями) в пределах приемлемых пороговых значений. Например, в ходе режима 222 запуска, процесс 220 может начинать подавать сжатый окислитель 68 в камеры 160 сгорания и топливные форсунки 164 секции 154 камеры сгорания, как указано посредством этапа 224. В конкретных вариантах осуществления, сжатый окислитель может включать в себя сжатый воздух, кислород, обогащенный кислородом воздух, воздух с уменьшенным содержанием кислорода, кислородно-азотные смеси либо любую комбинацию вышеозначенного. Например, окислитель 68 может сжиматься посредством системы 186 сжатия окислителя, проиллюстрированной на фиг.3. Процесс 220 также может начинать подавать топливо в камеры 160 сгорания и топливные форсунки 164 в ходе режима 222 запуска, как указано посредством этапа 226. В ходе режима 222 запуска процесс 220 также может начинать подавать выхлопной газ (когда доступен) в камеры 160 сгорания и топливные форсунки 164, как указано посредством этапа 228. Например, топливные форсунки 164 могут производить одно или более диффузионного пламени, пламени предварительно перемешанной смеси либо комбинацию диффузионного пламени и пламени предварительно перемешанной смеси. В ходе режима 222 запуска выхлопной газ 60, формируемый посредством газотурбинного двигателя 156, может быть недостаточным или нестабильным по количеству и/или качеству. Соответственно, в ходе режима запуска, процесс 220 может подавать выхлопной газ 66 из одной или более установок для хранения (например, резервуара 88 для хранения), трубопровода 86, других газотурбинных SEGR-систем 52 или других источников выхлопного газа.
[0077] Процесс 220 затем может обеспечивать сгорание смеси сжатого окислителя, топливного и выхлопного газа в камерах 160 сгорания, чтобы производить горячий газ 172 сгорания, как указано посредством этапа 230. В частности, процесс 220 может управляться посредством системы 100 управления по фиг.2, чтобы упрощать стехиометрическое сгорание (например, стехиометрическое диффузионное сгорание, сгорание предварительно перемешанной смеси или оба) смеси в камерах 160 сгорания секции 154 камеры сгорания. Тем не менее, в ходе режима 222 запуска, может быть особенно затруднительным поддерживать стехиометрическое сгорание смеси (и в силу этого низкие уровни окислителя и несгоревшего топлива могут присутствовать в горячем газе 172 сгорания). Как результат, в режиме 222 запуска, горячий газ 172 сгорания может иметь большие количества остаточного окислителя 68 и/или топлива 70, чем во время установившегося режима, как подробнее пояснено ниже. По этой причине, процесс 220 может выполнять одну или более управляющих инструкций, чтобы уменьшать или исключать остаточный окислитель 68 и/или топливо 70 в горячем газе 172 сгорания в ходе режима запуска.
[0078] Процесс 220 затем приводит в действие секцию 156 турбины с горячим газом 172 сгорания, как указано посредством этапа 232. Например, горячий газ 172 сгорания может приводить в действие одну или более ступеней 174 турбины, расположенных в секции 156 турбины. Ниже секции 156 турбины процесс 220 может очищать выхлопной газ 60 из конечной ступени 174 турбины, как указано посредством этапа 234. Например, очистка 234 выхлопного газа может включать в себя фильтрацию, каталитическую реакцию любого остаточного окислителя 68 и/или топлива 70, химическую очистку, рекуперацию тепла с помощью HRSG 56 и т.д. Процесс 220 также может обеспечивать рециркуляцию, по меньшей мере, части выхлопного газа 60 обратно в секцию 152 компрессора газотурбинной SEGR-системы 52, как указано посредством этапа 236. Например, рециркуляция 236 выхлопного газа может заключать в себе прохождение через канал 110 рециркуляции выхлопного газа, имеющий систему 54 EG-обработки, как проиллюстрировано на фиг.1-3.
[0079] В свою очередь, рециркуляционный выхлопной газ 66 может сжиматься в секции 152 компрессора, как указано посредством этапа 238. Например, газотурбинная SEGR-система 52 может последовательно сжимать рециркуляционный выхлопной газ 66 в одной или более ступеней 158 компрессора секции 152 компрессора. Затем, сжатый выхлопной газ 170 может подаваться в камеры 160 сгорания и топливные форсунки 164, как указано посредством этапа 228. Этапы 230, 232, 234, 236 и 238 затем могут повторяться до тех пор, пока процесс 220 в конечном счете не перейдет в установившийся режим, как указано посредством этапа 240. После перехода 240, процесс 220 может продолжать выполнять этапы 224-238, но также может начинать отбирать выхлопной газ 42 через систему 78 EG-подачи, как указано посредством этапа 242. Например, выхлопной газ 42 может отбираться из одной или более точек 76 отбора вдоль секции 152 компрессора, секции 154 камеры сгорания и секции 156 турбины, как указано на фиг.3. В свою очередь, процесс 220 может подавать отобранный выхлопной газ 42 из системы 78 EG-подачи в систему 12 добычи углеводородов, как указано посредством этапа 244. Система 12 добычи углеводородов затем может нагнетать выхлопной газ 42 в землю 32 для добычи нефти вторичным методом, как указано посредством этапа 246. Например, отобранный выхлопной газ 42 может использоваться посредством EOR-системы 112 для нагнетания выхлопного газа EOR-системы 18, проиллюстрированной на фиг.1-3.
[0080] Как подробнее пояснено выше относительно фиг.1-4, газотурбинная SEGR-система 52 использует комбинацию топлива 70 и сжатого окислителя 68 для сгорания, чтобы формировать выхлопной газ 42. С другой стороны, выхлопной газ 42, сформированный посредством газотурбинной SEGR-системы 52, предоставляется или в одну или в обе из системы 54 EG-обработки и системы 78 EG-подачи для рециркуляции обратно в газотурбинную SEGR-систему 52 или систему 12 добычи углеводородов (фиг.1). Как также пояснено выше относительно фиг.3, система 186 сжатия окислителя соединена с возможностью обмена текучей средой с двигателем 150 газовой SEGR-турбины и предоставляет окислитель 68 в сжатой форме для сгорания. Конкретная конфигурация системы 186 сжатия окислителя может оказывать прямое влияние на общую эффективность цикла газотурбинной SEGR-системы 52. Фактически, любой один либо комбинация компонентов машинного оборудования 106, поясненных выше в таблице 1, могут быть использованы для того, чтобы повышать эффективность работы системы 186 сжатия окислителя, в свою очередь, повышая эффективность всего процесса сжатия, сгорания и производства выхлопного газа. В качестве неограничивающего примера, система 186 сжатия окислителя может включать в себя признаки отклонения тепла, вырабатываемого во время сжатия, формирования электроэнергии из избыточной энергии, сформированной посредством двигателя 150 газовой SEGR-турбины, и отбора мощности в форме электрической и/или механической энергии для приведения в действие установок, которые могут работать последовательно или параллельно. Фиг.5-23 предоставляют определенное число вариантов осуществления, направленных на повышение эффективности работы системы 186 сжатия окислителя.
[0081] Следует отметить, что определенные признаки системы 14 предоставления услуг на основе турбин опущены для понятности, в том числе система 100 управления, имеющая блок 126 управления SEGR GT-системой и блок 128 управления машинным оборудованием. Соответственно, следует отметить, что все варианты осуществления, поясненные ниже, могут частично или полностью управляться посредством системы 100 управления с системой 100 управления с использованием обратной связи 130 из датчиков, полученной из датчиков, расположенных на любом либо на комбинации компонентов системы 186 сжатия окислителя, описанной ниже. Фактически, такая обратная связь 130 из датчиков может обеспечивать синхронный режим работы машинного оборудования 106 с тем, чтобы повышать эффективность каждого компонента машины, и следовательно, по меньшей мере, системы 186 сжатия окислителя.
[0082] Переходя теперь к фиг.5, один вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя проиллюстрирован как включающий в себя компрессор 300 основного окислителя (MOC), конкретная конфигурация которого подробнее пояснена ниже. MOC 300 соединяется с генератором 302 (например, двусторонним генератором), который прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52. В ходе работы, компрессор 300 основного окислителя принимает окислитель 68 и приводится в действие посредством генератора 302, чтобы сжимать окислитель 68, чтобы производить сжатый окислитель 304. Одновременно, генератор 302, приводимый в действие посредством SEGR GT-системы 52, производит электроэнергию 74. Электроэнергия 74 может использоваться рядом способов. Например, электроэнергия 74 может предоставляться в энергосистему или использоваться посредством дополнительного компонента машинного оборудования 106, работающего параллельно генератору 302.
[0083] В частности, генератор 302 и MOC 300 располагаются вдоль линии 306 валов SEGR GT-системы 52, которая также может упоминаться в качестве "агрегата" SEGR GT-системы 52. В проиллюстрированном варианте осуществления, генератор 302 имеет входной вал 308, который принимает мощность из вала 176 SEGR GT-системы 52, и выходной вал 310, который предоставляет входную мощность в MOC 300 для сжатия окислителя при конкретном расходе, давлении и температуре. Иными словами, выходной вал 310 генератора 302 представляет собой или соединяется с входным валом 312 MOC 300. Фактически, в то время как конкретные варианты осуществления, поясненные ниже, описываются как имеющие выходной вал, "соединенный" или "механически соединенный" с входным валом, чтобы упрощать описание, это также имеет намерение обозначать варианты осуществления, в которых выходной вал определенного компонента представляет собой входной вал для другого компонента (т.е. входные валы и выходные валы могут быть идентичным компонентом или различными компонентами). Таким образом, в проиллюстрированном варианте осуществления, в то время как выходной вал 310 генератора 302 в настоящее время описывается как соединенный с входным валом 312 MOC 300, это также имеет намерение означать конфигурацию, в которой выходной вал 310 генератора 302 и входной вал 312 MOC 300 являются идентичными. Другими словами, выходной вал 310 и входной вал 312 могут быть идентичным компонентом либо могут быть различными компонентами.
[0084] Дополнительно, в то время как MOC 300 проиллюстрирован в варианте осуществления по фиг.5 в качестве осевого поточного компрессора, MOC 300 может иметь любую подходящую конфигурацию компрессора, допускающую формирование сжатого окислителя 304 в требуемых рабочих состояниях (например, давление, температура). Обычно MOC 300 и любой из компрессоров, подробно поясненных ниже, могут включать в себя один или более рядов комплекта вращающихся и неподвижных лопаток, чтобы формировать ступени сжатия, которые могут быть осевыми и/или радиальными. В некоторых вариантах осуществления, MOC 300 дополнительно или альтернативно может включать в себя одну или более радиальных ступеней компрессора, таких как рабочие колеса центробежного компрессора. Например, MOC 300 может включать в себя последовательность осевых поточных ступеней, после которой идет последовательность радиальных поточных ступеней. Такая конфигурация может упоминаться в качестве осерадиального или осерадиального компрессора. В еще дополнительных вариантах осуществления, MOC 300 может включать в себя только радиальные ступени. В таком варианте осуществления, MOC 300 может представлять собой центробежный компрессор. Таким образом, MOC 300, хотя проиллюстрирован как один блок, размещенный в одном кожухе компрессора, может фактически включать в себя один, два, три или более ступеней, размещенных в одном, двух, трех или более кожухов компрессора, с/без признаков охлаждения, расположенных между ступенями охлаждения. Следует отметить, что MOC 300, в осевой поточной конфигурации, может обеспечивать производство сжатого окислителя 304 при высоких температурах на выходе и при относительно высокой эффективности без использования межступенчатого охлаждения. Следовательно, в одном варианте осуществления, MOC 300 не включает в себя межступенчатое охлаждение.
[0085] Также следует отметить, что в варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг.5, выходной вал 310 генератора 302 может быть сконструирован с возможностью доставлять полную мощность, используемую посредством MOC 300, чтобы формировать сжатый окислитель 304 при требуемых условиях. Вал 310, следовательно, может иметь относительно большой диаметр по сравнению с типичным электрическим генератором, имеющим аналогичную емкость. В качестве неограничивающего примера, диаметр вала 310 генератора 302 может составлять приблизительно между 40% и 120% от диаметра вала 176 SEGR GT-системы 52, к примеру, приблизительно между 60% и 100% или приблизительно между 80% и 90%.
[0086] Переходя теперь к фиг.6, проиллюстрирован другой вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя. На фиг.6, MOC 300 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52. В частности, MOC 300 на фиг.6 представляет собой двусторонний компрессор, в котором SEGR GT-система 52 предоставляет входную мощность в MOC 300, и MOC 300 предоставляет входную мощность в генератор 302. Другими словами, в конфигурации, проиллюстрированной на фиг.6, соответствующие позиции MOC 300 и генератора 302 меняются местами по сравнению с конфигурацией на фиг.5. Таким образом, выходной вал 314 MOC 300 механически зацепляется с входным валом 308 генератора 302.
[0087] Может быть желательной такая конфигурация, в которой генератор 302 не приводит в действие MOC 300, что обеспечивает возможность использования более широкого спектра генераторов (т.е. генераторов, которые не обязательно имеют валы увеличенного размера). Фактически, генератор 302 может представлять собой одно- или двусторонний генератор, который приводится в действие посредством MOC 300, чтобы производить электроэнергию 74. В вариантах осуществления, в которых генератор 302 представляет собой двусторонний генератор, генератор 302, в свою очередь, может приводить в действие один или более дополнительных признаков системы 186 сжатия окислителя и/или системы 14 предоставления услуг на основе турбин, таких как различные насосы, бустерные компрессоры и т.п.
[0088] С другой стороны, MOC 300 может представлять собой осевой поточный компрессор, центробежный компрессор либо комбинацию вышеозначенного. Другими словами, MOC 300 может включать в себя только осевые поточные ступени, только радиальные поточные ступени либо комбинацию осевых и радиальных ступеней. Дополнительно, следует отметить, что в конфигурациях, проиллюстрированных на фиг.5 и 6, поскольку вал 176 прямо приводит в действие MOC 300 (или прямо приводит в действие признак, который, в свою очередь, прямо приводит в действие MOC 300), MOC 300 может иметь такую конфигурацию, в которой его рабочая частота вращения является практически идентичной рабочей частоте вращения секции 152 компрессора и секции 156 турбины газотурбинного двигателя 150. Такая конфигурация, при высокой эффективности, не позволяет обеспечивать эксплуатационную гибкость. Кроме того, может быть затруднительным реализовывать осевой поточный компрессор, который работает на типичных рабочих частотах вращения газотурбинного двигателя. Фактически, только часть пропускной способности MOC 300 может быть использована при работе SEGR GT-системы 52, по меньшей мере, частично вследствие использования выхлопного газа в качестве разбавителя во время сгорания в дополнение к сжатому окислителю 304. Соответственно, может быть желательным предоставлять признаки, которые обеспечивают возможность MOC 300 работать на определенной частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой. Например, может быть желательным для MOC 300 работать на первой рабочей частоте вращения, которая отличается от первой рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52 (например, первой частоты вращения вала 176).
[0089] Один такой вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя проиллюстрирован на фиг.7. В частности, система 186 сжатия окислителя включает в себя редуктор 320, который предоставляет возможность MOC 300 работать на другой частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52. В частности, генератор 302 прямо приводит в действие редуктор 320, и SEGR GT-система 52 прямо приводит в действие генератор 302. Редуктор 320 может представлять собой повышающий или понижающий редуктор, которая приводит в действие MOC 300 на расчетной частоте вращения. Следовательно, MOC 300 может быть сконструирован или выбран с возможностью предоставлять требуемое количество (например, расход и давление) сжатого окислителя 304 в SEGR GT-систему 52 при работе на другой частоте вращения по сравнению с секцией 152 компрессора SEGR GT-системы 52. Например, в одном варианте осуществления, MOC 300 может представлять собой осевой поточный компрессор, который является аналогичным по размерам компрессору секции 152 компрессора SEGR GT-системы 52, который также может представлять собой осевой поточный компрессор. Тем не менее, в других вариантах осуществления, MOC 300 может быть компактнее или крупнее компрессора SEGR GT-системы 52.
[0090] В качестве примера, в котором MOC 300 и SEGR GT-система 52 работают на различных частотах вращения в конфигурации, в которой расход MOC 300 составляет 40% от расчетного расхода компрессора секции 152 компрессора, рабочая частота вращения MOC 300 может составлять приблизительно 1,6 от рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52. Фактически, в качестве примера, редуктор 320 может предоставлять возможность MOC 300 работать на частоте вращения, которая, по меньшей мере, на 1% выше, к примеру, между 10% и 200%, между 20% и 150%, между 30% и 100% или между 40% и 75% выше частоты вращения SEGR GT-системы 52. С другой стороны в вариантах осуществления, в которых редуктор 320 представляет собой понижающий редуктор, редуктор 320, в качестве примера, может предоставлять возможность MOC 300 работать на частоте вращения, которая, по меньшей мере, на 1% ниже, к примеру, между 10% и 90%, между 20% и 80%, между 30% и 70% или между 40% и 60% ниже частоты вращения SEGR GT-системы 52.
[0091] В соответствии с настоящими вариантами осуществления, редуктор 320 может иметь любую подходящую конфигурацию. Например, в одном варианте осуществления, редуктор 320 может представлять собой редуктор с параллельными валами, в которой входной вал 322 редуктора 320 не расположен в один ряд, а является, в общем, параллельным выходному валу 324 редуктора 320. В другом варианте осуществления, редуктор 320 может быть планетарным редуктором или другим повышающим или понижающим редуктором, в котором входной вал 322 редуктора 320 расположен в один ряд с выходным валом 324 редуктора 320 и, в конкретных вариантах осуществления, располагается вдоль линии 306 валов. Кроме того, в настоящее время рассматриваются другие компоновки редуктора. Например, рассматриваются компоновки редуктора, в которых промежуточные шестерни увеличивают разделение валов, и/или также в настоящее время рассматриваются варианты осуществления редукторов, имеющих несколько выходных и/или входных валов, чтобы приводить в действие другое оборудование или обеспечивать использование дополнительного привода, к примеру, дополнительного турбинного двигателя.
[0092] Как отмечено выше, MOC 300 может включать в себя одну или более ступеней сжатия, размещенных в одном или более кожухов компрессора. Фиг.8 иллюстрирует вариант осуществления системы 186 компрессоров окислителя, в которой ступени сжатия предоставляются в качестве нескольких ступеней, размещенных в отдельных кожухах. В частности, проиллюстрированная система 186 сжатия окислителя включает в себя MOC 330 низкого давления (LP) и MOC 332 высокого давления (HP). LP MOC 330 принимает окислитель 68 (например, во впускном отверстии LP MOC 330) и сжимает окислитель 68 до первого давления, при этом производя и затем выпуская (например, из выпускного отверстия LP MOC 330) LP-сжатый окислитель 334. HP MOC 332 принимает (например, во впускном отверстии HP MOC 332) и сжимает LP-сжатый окислитель 334, чтобы производить сжатый окислитель 304, используемый посредством SEGR GT-системы 52.
[0093] В проиллюстрированном варианте осуществления, HP MOC 332 приводится в действие посредством генератора 302, который является двусторонним, чтобы сжимать сжатый окислитель 334 низкого давления. Генератор 302, в свою очередь, прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52. HP MOC 332 также является двусторонним. Таким образом, вход 336 (например, входной вал) в HP MOC 332 представляет собой выходной вал 310 генератора 302, а выход 338 HP MOC 332 (например, выходной вал) представляет собой вход 339 (например, входной вал) LP MOC 330. Иными словами, HP MOC 332 механически зацепляется с выходным валом 310 генератора 302 для механической энергии и, в свою очередь, предоставляет мощность в LP MOC 330, который механически зацепляется с выходным валом 338 HP MOC 332.
[0094] LP MOC 330 может производить сжатый окислитель 334 низкого давления при давлении, которое составляет в диапазоне между 10% и 90% от давления сжатого окислителя 304. Например, сжатый окислитель 334 низкого давления может составлять в диапазоне между 20% и 80%, 30% и 70% или между 40% и 60% от давления сжатого окислителя 304. С другой стороны, HP MOC 332 затем сжимает сжатый окислитель 334 низкого давления до давления, потока и температуры, требуемых для использования в SEGR GT-системе 52 в качестве сжатого окислителя 304.
[0095] Следует отметить, что размещение генератора 302 является просто примером. Фактически, генератор 302 может быть размещен в ряде местоположений вдоль SEGR GT-агрегата. Например, генератор 302 может, в общем, размещаться вдоль линии 306 валов между LP MOC 330 и HP MOC 332. В таком варианте осуществления, входной вал 308 генератора 302 может представлять собой выход HP MOC 332, и выходной вал 310 генератора 302 может представлять собой вход в LP MOC 330. Альтернативно, генератор 302 может быть размещен на конце агрегата, как пояснено выше. Таким образом, в соответствии с настоящими вариантами осуществления, генератор 302, LP MOC 330 и HP MOC 332 по фиг.8 могут работать на практически идентичной рабочей частоте вращения с SEGR GT-системой 52.
[0096] Как пояснено выше относительно MOC 300 фиг.5-7, LP MOC 330 и HP MOC 332 могут представлять собой осевые поточные компрессоры, имеющие одну или более ступеней сжатия, размещенных в одном кожухе или нескольких кожухах. Фактически, любое число ступеней может использоваться в LP MOC 330 и HP MOC 332, с/без признаков охлаждения для межступенчатого охлаждения. Кроме того, LP MOC 330 и HP MOC 332 могут независимо представлять собой осевые поточные компрессоры, центробежные компрессоры либо комбинацию признаков сжатия, включающих в себя осевые ступени сжатия и радиальные ступени сжатия. Таким образом, LP MOC 330 и HP MOC 332 могут представлять собой осерадиальные (или осерадиальные) компрессоры. Кроме того, в одном варианте осуществления, LP MOC 330, HP MOC 332 и генератор 302 могут располагаться в одном кожухе.
[0097] Переходя теперь к фиг.9, проиллюстрирован вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя, в котором сжатие основного окислителя разделено на осевой поточный LP MOC 340 и центробежный HP MOC 342. Как проиллюстрировано, осевой поточный LP MOC 340 приводится в действие посредством генератора 302, который, в свою очередь, прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52. Аналогично, центробежный HP MOC 342 прямо приводится в действие посредством осевого поточного LP MOC 340, который является двусторонним. Таким образом, осевой поточный LP MOC 340 механически зацепляется с выходным валом 310 генератора 302, и центробежный HP MOC 342 механически зацепляется с выходом 344 (например, выходным валом) осевого поточного LP MOC 340.
[0098] В ходе работы, осевой поточный LP MOC 340 принимает окислитель 68 и производит сжатый окислитель 334 низкого давления, который предоставляется в центробежный HP MOC 342, чтобы предоставлять ступенчатое сжатие (например, последовательное сжатие). Центробежный HP MOC 342 затем производит сжатый окислитель 304 из сжатого окислителя 334 низкого давления. Осевой поточный LP MOC 340 и/или центробежный HP MOC 342 могут быть размещены в одном или более кожухов и могут включать в себя одну или более ступеней сжатия. Например, осевой поточный LP MOC 340 может включать в себя одну или более ступеней сжатия окислителя, так что окислитель 68 сжимается вдоль последовательности осевых ступеней сжатия до тех пор, пока окислитель не достигнет требуемого давления, которое является подходящим для предоставления в центробежный HP MOC 342. Как отмечено выше относительно LP MOC 330 по фиг.8, LP MOC 340 может производить сжатый окислитель 334 низкого давления при давлении, которое составляет в диапазоне между 10% и 90% от давления сжатого окислителя 304. Например, сжатый окислитель 334 низкого давления может составлять в диапазоне между 20% и 80%, 30% и 70% или между 40% и 60% от давления сжатого окислителя 304. Аналогично, центробежный HP MOC 342 может постепенно сжимать сжатый окислитель 334 низкого давления в последовательности радиальных ступеней сжатия до тех пор, пока окислитель не сожмется до подходящего давления для предоставления в SEGR GT-систему 52.
[0099] Аналогично поясненному выше относительно фиг.8, генератор 302 по фиг.9 может быть размещен во множестве позиций вдоль GT-агрегата. Например, генератор 302, вместо размещения между осевым поточным LP MOC 340 и SEGR GT-системой 52, вместо этого может быть размещен между центробежным HP MOC 342 и осевым поточным LP MOC 340. Таким образом, вход в генератор 302 может представлять собой выходной вал 344 осевого поточного LP MOC 340, и выходной вал 310 генератора 302 может представлять собой вход для центробежного HP MOC 342. Дополнительно, генератор 302 может быть расположен на конце GT-агрегата. В таком варианте осуществления, центробежный HP MOC 342 может быть двусторонним, так что вход центробежного HP MOC 342 представляет собой выход осевого поточного LP MOC 340, а выход центробежного HP MOC 342 представляет собой вход для генератора 302.
[00100] Как проиллюстрировано на фиг.10, настоящее раскрытие сущности также предоставляет варианты осуществления, в которых повышающий или понижающий редуктор 320 располагается между LP MOC 330 и HP MOC 332, работающим последовательно (например, ступенчатое сжатие). Таким образом, HP MOC 332 и LP MOC 330 могут работать на идентичных или различных рабочих частотах вращения. Например, как проиллюстрировано, LP MOC 330 может работать практически на идентичной рабочей частоте вращения с SEGR GT-системой 52. Тем не менее, HP MOC 332, приводимый в действие посредством LP MOC 330 через редуктор 320, может работать на большей или меньшей рабочей частоте вращения по сравнению с LP MOC 330 и, сопутствующее, SEGR GT-системой 52. Например, HP MOC 332 может работать на частоте вращения, которая составляет в диапазоне между 10% и 200% от рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52. Более конкретно, HP MOC 332 может работать на частоте вращения, которая составляет приблизительно между 20% и 180%, 40% и 160%, 60% и 140%, 80% и 120% от рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52.
[00101] В вариантах осуществления, в которых HP MOC 332 работает на более низкой рабочей частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52, HP MOC 332 может работать на частоте вращения, которая составляет приблизительно между 10% и 90%, 20% и 80%, 30% и 70% или 40% и 60% от рабочей частоты вращения в SEGR GT-системе 52. С другой стороны в вариантах осуществления, в которых HP MOC 332 работает на более высокой рабочей частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52, HP MOC 332 может работать на частоте вращения, которая, по меньшей мере, приблизительно на 10% больше рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52. Более конкретно, HP MOC 332 может работать на частоте вращения, которая приблизительно на между 20% и 200% больше, на 50% и 150% больше или приблизительно на 100% больше по сравнению с SEGR GT-системой 52.
[00102] Аналогично вариантам осуществления, поясненным выше относительно фиг.5-10, следует отметить, что генератор 302 может быть размещен в различных позициях вдоль SEGR-агрегата. Например, переходя к фиг.11, генератор 302 проиллюстрирован как размещаемый между осевым поточным LP MOC 330 и SEGR GT-системой 52. Таким образом, генератор 302 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52 и прямо приводит в действие осевой поточный LP MOC 330. Другими словами, по сравнению с конфигурацией по фиг.10, соответствующие позиции генератора 302 и LP MOC 330 меняются местами. Дополнительно, как проиллюстрировано, осевой поточный HP MOC 332 приводится в действие посредством осевого поточного LP MOC 330 через повышающий или понижающий редуктор 320. С другой стороны, редуктор 320 может представлять собой любой повышающий или понижающий редуктор, к примеру, редуктор с параллельными валами или планетарный редуктор.
[00103] Как пояснено выше относительно фиг.10, настоящее раскрытие сущности также предоставляет варианты осуществления, включающие в себя комбинации центробежных и осевых поточных компрессоров. Следовательно, в одном варианте осуществления, HP MOC 332 фиг.10 и 11 может быть заменен центробежным HP MOC 342. Ссылаясь на фиг.12, центробежный HP MOC 342 приводится в действие через редуктор 320 посредством осевого поточного LP MOC 330. Дополнительно, как пояснено выше, осевой поточный LP MOC 330 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302. Как подробно пояснено выше, в альтернативной конфигурации, осевой поточный LP MOC 330 и генератор 302 могут меняться местами, так что генератор 302 расположен вдоль агрегата между центробежным HP MOC 342 и осевым поточным LP MOC 330. Кроме того, следует отметить, что настоящее раскрытие сущности также рассматривает использование двух или более центробежных компрессоров окислителя. Таким образом, в таких вариантах осуществления, осевой поточный LP MOC 330 может быть заменен одним или более центробежными LP MOC.
[00104] Хотя несколько из вышеприведенных вариантов осуществления направлены на конфигурации системы 186 сжатия окислителя, в которых компрессоры основного окислителя размещаются в последовательной конфигурации, настоящее раскрытие сущности также предоставляет варианты осуществления, в которых компрессоры окислителя работают параллельно (например, параллельное сжатие). Переходя теперь к фиг.13, предоставляется вариант осуществления системы 186 компрессоров окислителя, имеющей первый и второй компрессоры 370, 372 окислителя, выполненные с возможностью работать параллельно. В проиллюстрированном варианте осуществления, первый и второй MOC 370, 372 принимают отдельный приток окислителя 68. Следует принимать во внимание, что первый MOC 370 формирует первый поток сжатого окислителя 374, а второй MOC 372 формирует второй поток сжатого окислителя 376. Первый и второй потоки 374, 376 сжатого окислителя комбинируются вдоль канала 378, чтобы обеспечивать протекание сжатого окислителя 304 в SEGR GT-систему 52.
[00105] Как описано выше относительно MOC 300, первый и второй MOC могут иметь любую подходящую конфигурацию, включающую в себя общеосевое поточное сжатие, осерадиальное (или осерадиальное) сжатие либо общерадиальное сжатие. Кроме того, первый и второй MOC могут иметь практически идентичный размер либо могут отличаться. Иными словами, первый и второй потоки сжатого окислителя могут иметь идентичное давление и расход, либо их соответствующие давления и/или расходы могут отличаться. В качестве неограничивающего примера, первый и второй MOC могут независимо производить между 10% и 90% всего сжатого окислителя 304, при этом остаток производится посредством, по меньшей мере, оставшегося MOC. Например, первый MOC 370 может производить приблизительно 40% всего сжатого окислителя 304, в то время как второй MOC 372 может производить остаток, т.е. приблизительно 60%, или наоборот.
[00106] Такая эксплуатационная гибкость может обеспечиваться посредством использования редуктора 320, хотя в конкретных вариантах осуществления редуктор 320 может не присутствовать. В конкретных вариантах осуществления, также могут использоваться один или более дополнительных редукторов. Например, дополнительный редуктор может размещаться между первым и вторым MOC 370, 372, чтобы предоставлять возможность каждому MOC работать на частоте вращения, независимой от другого. Следовательно, в некоторых вариантах осуществления, первый и второй MOC 370, 372 могут работать на идентичных или различных частотах вращения по сравнению друг с другом и могут работать независимо на идентичных или различных частотах вращения по сравнению с SEGR GT-агрегатом 52. Кроме того, первый и второй MOC 370, 372 могут располагаться в отдельных кожухах, как проиллюстрировано, либо могут располагаться в идентичном кожухе компрессора, в зависимости от используемой конкретной конфигурации (например, того, размещаются или нет дополнительные признаки между ними).
[00107] Например, в вариантах осуществления, в которых первый и второй MOC 370, 372 работают на меньшей частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52, их рабочая частота вращения может составлять в диапазоне между 10% и 90% от рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52. Кроме того, в вариантах осуществления, в которых первый и второй MOC 370, 372 работают на большей частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52, их частота вращения может быть, по меньшей мере, на 10%, по меньшей мере, на 20%, по меньшей мере, на 50%, по меньшей мере, на 100% или, по меньшей мере, на 150% больше рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52.
[00108] Настоящее раскрытие сущности также предоставляет варианты осуществления системы 186 сжатия окислителя, в которой не присутствует редуктор 320. Таким образом, в таком варианте осуществления, первый и второй компрессоры основного окислителя 370, 372 могут работать практически на идентичной частоте вращения с SEGR GT-системой 52. Таким образом, первый и второй MOC 370, 372 могут прямо приводиться в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302. В других вариантах осуществления, генератор 302 может быть размещен вдоль GT-агрегата между первым и вторым MOC 370, 372, так что второй MOC 372 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52. Следовательно, второй MOC 372 может прямо приводить в действие первый MOC 370 через генератор 302. Дополнительно, как пояснено относительно вариантов осуществления выше, генератор 302 может размещаться на конце SEGR GT-агрегата. В таком варианте осуществления, первый MOC 370 может быть двусторонним, так что выход первого MOC 370 предоставляет входную мощность для генератора 302.
[00109] Хотя варианты осуществления, поясненные выше, в общем, включают в себя конфигурации, в которых компрессоры окислителя извлекают большую часть или всю мощность из SEGR GT-системы 52, настоящее раскрытие сущности также предоставляет варианты осуществления, в которых один или более компрессоров окислителя приводятся в действие посредством дополнительного привода, такого как паровая турбина или электромотор. Такие варианты осуществления пояснены относительно фиг.14-17. Ссылаясь теперь на фиг.14, вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя проиллюстрирован как имеющий первый MOC 370, отсоединенный от агрегата SEGR GT-системы 52. Другими словами, первый MOC 370 не размещается вдоль линии 306 валов.
[00110] В частности, первый MOC 370 приводится в действие посредством дополнительного привода 390, который может представлять собой паровую турбину, электромотор или любой другой подходящий первичный двигатель. Как проиллюстрировано, первый MOC 370 приводится в действие посредством дополнительного привода 390 через первый редуктор 392, которая может представлять собой любой повышающий или понижающий редуктор. Фактически, первый редуктор 392 может представлять собой редуктор с параллельными валами или планетарный редуктор. Соответственно, первый MOC 370, в общем, извлекает мощность из вала 394 дополнительного привода 390. В частности, вал 394 дополнительного привода 390 предоставляет входную мощность в первый редуктор 392. Первый редуктор 392, в свою очередь, предоставляет входную мощность в первый MOC 370 через выходной вал 395, который может располагаться в один ряд с валом 394 дополнительного привода 390 или может быть практически параллельным валу 394.
[00111] С другой стороны, первый MOC 370 и второй MOC 372 работают параллельно (например, параллельное сжатие), чтобы предоставлять первый и второй потоки 374, 376, которые комбинируются, чтобы производить сжатый окислитель 304, который направлен на SEGR GT-систему 52. Хотя первый MOC 370 отсоединяется из SEGR GT-агрегата, второй MOC 372 проиллюстрирован как извлекающий энергию из SEGR GT-системы 52. В частности, второй MOC 372 проиллюстрирован как приводимый в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302 и второго редуктора 396. Второй редуктор 396 принимает входную мощность из выходного вала 310 генератора 302 и, в свою очередь, предоставляет выходную мощность во второй MOC 372 через вал 398. С другой стороны, второй редуктор 396 может представлять собой редуктор с параллельными валами или планетарный редуктор, так что ее выходной вал 398 является практически параллельным с входным валом 399 (например, выходным валом 310 генератора 302) или располагается в один ряд с входным валом 399. Таким образом, второй MOC 372 может приводиться в действие на другой частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52 в ходе работы при одновременном производстве требуемого количества сжатого окислителя 304.
[00112] В некоторых вариантах осуществления, первый и второй MOC 370, 372 могут работать практически на идентичной частоте вращения или на различных частотах вращения. Фактически, первый и второй MOC 370, 372 могут независимо работать на более высокой или более низкой частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52. В качестве неограничивающего примера, в вариантах осуществления, в которых первый и второй MOC 370, 372 независимо работают на большей частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой, они могут независимо работать, по меньшей мере, приблизительно на 10% быстрее, к примеру, между 10% и 200%, 50% и 150% или приблизительно на 100% быстрее. С другой стороны в вариантах осуществления, в которых первый и второй MOC 370, 372 независимо работают на меньшей частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой, они могут независимо работать, по меньшей мере, приблизительно на 10% медленнее, к примеру, между 10% и 90%, 20% и 80%, 30% и 70% или 40% и 60% медленнее.
[00113] Кроме того, следует отметить, что отсоединение первого MOC 370 от SEGR GT-агрегата может позволять дополнительному приводу 390 питать первый MOC 370, когда активируется SEGR GT-система 52. Например, в ходе процедуры запуска, SEGR GT-система 52 необязательно может производить достаточную мощность, чтобы приводить в действие второй MOC 372. Тем не менее, поскольку первый MOC 370 приводится в действие посредством дополнительного привода 390, первый MOC 370 имеет возможность производить достаточное количество сжатого окислителя 304, чтобы предоставлять сгорание (например, стехиометрическое сгорание) в ходе процедуры запуска.
[00114] В еще дополнительных вариантах осуществления, первый и второй редукторы 392, 396 могут не присутствовать. Таким образом, в таких вариантах осуществления, первый MOC 370 может прямо приводиться в действие посредством дополнительного привода 390, и второй MOC 372 может прямо приводиться в действие через генератор 302 посредством SEGR GT-системы 52. Тем не менее, следует отметить, что первый редуктор 392 и второй редуктор 396 могут иметь меньший размер по сравнению с типичной редуктором. Это частично обусловлено тем, что каждый редуктор 392, 396 просто приводит в действие один MOC, а не два. Кроме того, пусковая нагрузка на SEGR GT-систему 52 может уменьшаться, поскольку дополнительный привод 390 может формировать пусковую нагрузку для первого MOC 370, а не для обоих из первого и второго MOC 370, 372.
[00115] Как отмечено выше, в некоторых вариантах осуществления, дополнительный привод 390 может представлять собой паровую турбину. Паровая турбина, в общем, извлекает мощность из любого источника пара, произведенного в системе, к примеру, пара 62, сгенерированного посредством HRSG 56 системы 54 EG-обработки. Например, HRSG 56 может генерировать пар 62 при первом давлении (например, пар высокого или среднего давления), и работа может отбираться из пара 62 посредством паровой турбины, чтобы генерировать пар, имеющий второе давление, которое ниже первого (например, пар среднего или низкого давления). В конкретных вариантах осуществления, паровая турбина может отбирать достаточную работу из пара 62, с тем чтобы формировать воду 64. Таким образом, эффективность системы 186 сжатия может повышаться в том, что паровая турбина (т.е. дополнительный привод 390) и HRSG 56 могут производить подаваемый поток друг для друга.
[00116] Аналогично, в вариантах осуществления, в которых дополнительный привод 390 представляет собой электромотор, электромотор может извлекать мощность из любого источника электроэнергии. Тем не менее, для того чтобы повышать эффективность системы 186 сжатия окислителя, электроэнергия, используемая посредством электромотора, может представлять собой электроэнергию 74, сгенерированную посредством генератора 302, который располагается вдоль SEGR GT-агрегата.
[00117] Кроме того, следует отметить, что первый MOC 370 и второй MOC 372, хотя проиллюстрированы как осевые поточные компрессоры, могут представлять собой любой подходящий компрессор. Например, первый MOC 370, второй MOC 372 либо комбинация вышеозначенного может представлять собой осевые поточные компрессоры, центробежные компрессоры или компрессоры, имеющие любое число подходящих ступеней, имеющих осевые и/или радиальные поточные компоненты.
[00118] Хотя варианты осуществления, поясненные выше относительно фиг.14, предоставляются в контексте двух или более компрессоров окислителя, работающих параллельно, также следует отметить, что варианты осуществления, в которых, по меньшей мере, один компрессор окислителя, который функционально отсоединяется из SEGR GT-агрегата, может быть соединен с возможностью обмена текучей средой последовательно с другим компрессором окислителя, который соединяется с SEGR GT-агрегатом. Другими словами, в настоящее время рассматриваются варианты осуществления, в которых, по меньшей мере, один компрессор окислителя работает в последовательной конфигурации и приводится в действие посредством дополнительного привода 390. Например, как проиллюстрировано на фиг.15, который иллюстрирует вариант осуществления системы 186 компрессоров окислителя, HP MOC 332 приводится в действие посредством дополнительного привода 390 через первый редуктор 392. Как также проиллюстрировано, LP MOC 330 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302. Другими словами, первая ступень сжатия или первый набор ступеней сжатия приводятся в действие посредством SEGR GT-системы 52, в то время как вторая ступень сжатия или набор ступеней сжатия.
[00119] Аналогично поясненному выше относительно фиг.14, первый редуктор 392 по фиг.15 может присутствовать в некоторых вариантах осуществления и не присутствовать в других. Таким образом, HP MOC 332 может прямо приводиться в действие посредством дополнительного привода 390 или может непрямо приводиться в действие посредством первого редуктора 392. Дополнительно, первый редуктор 392 предоставляет возможность HP MOC 332 работать на более высокой или более низкой частоте вращения по сравнению с дополнительным приводом 390.
[00120] В вариантах осуществления, в которых дополнительный привод 390 представляет собой паровую турбину, пар может представлять собой пар 62, произведенный посредством HRSG 56, повышая полную эффективность цикла. Альтернативно, в вариантах осуществления, в которых дополнительный привод 390 представляет собой электромотор, электромотор может принимать мощность из генератора 302, который производит электроэнергию 74. Соответственно, в вариантах осуществления, когда присутствует такое соединение, HP MOC 332 может считаться отсоединенным с возможностью приведения в действие от SEGR GT-системы 52.
[00121] Аналогично вариантам осуществления, поясненным выше, могут меняться местами относительные позиции LP MOC 330 и двустороннего генератора 302. Следовательно, LP MOC 330 может прямо приводиться в действие посредством SEGR GT-системы 52, и ее выход может представлять собой вход генератора 302. В таком варианте осуществления, следует принимать во внимание, что генератор 302 может не быть двусторонним, а вместо этого может просто принимать вход. Тем не менее, также в настоящее время предполагается, что в вариантах осуществления, в которых генератор 302 принимает входную мощность из LP MOC 330, генератор 302 может приводить в действие другой элемент оборудования, такой как, например, насос, бустерный компрессор или аналогичный признак машины.
[00122] Фиг.16 иллюстрирует другой вариант осуществления системы 186 компрессоров окислителя, в которой осевой поточный HP MOC 332 заменен центробежным HP MOC 342. Таким образом, центробежный HP MOC 342 принимает LP-сжатый окислитель 334 из LP MOC 330 и сжимает LP-сжатый окислитель 334, чтобы производить сжатый окислитель 304 (например, через ступенчатое или последовательное сжатие). Следует отметить, что любая конфигурация сжатия может быть использована с любым из компрессоров окислителя из системы 186 сжатия окислителя. Следовательно, в то время как вариант осуществления, проиллюстрированный на фиг.16 использует один осевой поточный компрессор и один центробежный компрессор, может использоваться любое число осевых поточных и/или центробежных компрессоров, размещенных в одном или более кожухов компрессора. Фактически, центробежный HP MOC 342 может включать в себя одну или более ступеней сжатия, в которых некоторые, нуль или все ступени являются радиальными или осевыми. Аналогично, LP MOC 330, хотя проиллюстрирован как осевой поточный компресс, может включать в себя одну или более ступеней сжатия, размещенных в одном или более кожухов компрессора, в которых некоторые, нуль или все ступени сжатия являются осевыми и/или радиальными.
[00123] Аналогично предыдущим конфигурациям, следует отметить, что первый редуктор 392, расположен между центробежным HP MOC 342 и дополнительным приводом 390, может присутствовать или не присутствовать. Первый редуктор 392, как следует принимать во внимание на основе вышеприведенных пояснений, предоставляет возможность центробежному HP MOC 342 работать на другой рабочей частоте вращения по сравнению с дополнительным приводом 390. Как также пояснено выше, позиции LP MOC 330 и генератора 302 могут меняться местами, так что LP MOC 330 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52 и, в свою очередь, приводит в действие генератор 302. Кроме того, дополнительный редуктор (например, второй редуктор 396) может размещаться вдоль SEGR GT-агрегата между LP MOC 330 и SEGR GT-валом 176, с тем чтобы предоставлять возможность LP MOC 300 работать на другой частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52.
[00124] Также в настоящее время рассматриваются варианты осуществления, в которых позиции LP MOC 330 и HP MOC 332 меняются местами. Фиг.17 иллюстрирует один такой вариант осуществления сжатия окислителя 186, в котором HP MOC 332, в общем, располагается вдоль SEGR GT-агрегата, и LP MOC 330 отсоединяется от него. В частности, HP MOC 332 приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302 и через второй редуктор 396. С другой стороны, второй редуктор 396 предоставляет возможность HP MOC 332 работать на другой частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52.
[00125] Как проиллюстрировано, HP MOC 332 формирует сжатый окислитель 304 из впускного потока LP-сжатого окислителя 334, сформированного посредством LP MOC 330. LP MOC 330, в общем, располагается вдоль агрегата дополнительного привода 390, который, как описано выше, может представлять собой паровую турбина, электромотор или аналогичный привод. В частности, LP MOC 330 извлекает мощность из вала 394 дополнительного привода 390 через первый редуктор 392. Первый редуктор 392 предоставляет возможность LP MOC 330 работать на идентичной или отличной рабочей частоте вращения по сравнению с дополнительным приводом 390.
[00126] Следует отметить, что также рассматриваются варианты осуществления, в которых один или оба редуктора 392, 396 не присутствуют. Таким образом, HP MOC 332 может прямо приводиться в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302, и LP MOC 330 может прямо приводиться в действие посредством дополнительного привода 390. Кроме того, также в настоящее время рассматриваются варианты осуществления, в которых меняется позиция HP MOC 332 и генератора 302. В таких вариантах осуществления, генератор 302 может быть одно- или двусторонним. В таких вариантах осуществления, в которых генератор 302 является двусторонним, дополнительный признак системы 186 сжатия окислителя может приводиться в действие посредством генератора 302.
[00127] В вариантах осуществления, поясненных выше, в которых несколько компрессоров работают последовательно, к примеру, в вариантах осуществления, в которых окислитель, выпускаемый из LP MOC, доставляется через впускное отверстие HP MOC, одна или более охладительных установок также могут предоставляться между ними. Другими словами, в вариантах осуществления, в которых предоставляются последовательные компоновки LP MOC и HP MOC, такой вариант осуществления также может включать в себя одну или более охладительных установок, расположенных между HP MOC и LP MOC вдоль протока LP-сжатого окислителя 334.
[00128] Один вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя, имеющей такую охладительную установку, проиллюстрирован на фиг.18. В частности, в варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг.18, система 186 сжатия окислителя включает в себя LP MOC 330 и HP MOC 332, работающие в последовательной компоновке (например, ступенчатое или последовательное сжатие), при этом оба из MOC 330, 332 располагаются вдоль агрегата SEGR GT-системы 52 (т.е. извлекают всю или большую часть мощности из SEGR GT-системы 52). LP MOC 330 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302. HP MOC 332, с другой стороны, приводится в действие посредством LP MOC 330 через редуктор 320, так что HP MOC 332 имеет возможность работать на другой частоте вращения по сравнению с LP MOC 330 или SEGR GT-системой 52.
[00129] В дополнение к этим признакам, система 186 сжатия окислителя также включает в себя распылительный промежуточный охладитель 400, расположенный вдоль протока 402 LP-сжатого окислителя 334, идущего из выпускного отверстия LP MOC 300 во впускное отверстие HP MOC 332. Хотя может использоваться любая подходящая охлаждающая текучая среда в проиллюстрированном варианте осуществления, распылительный промежуточный охладитель 400 использует деминерализированную или очищенную воду 404, чтобы охлаждать LP-сжатый окислитель 334. Деминерализированная или очищенная вода 404, в общем, практически не содержит минералы, макрочастицы или другие материалы, которые могут отрицательно влиять на различные рабочие компоненты (например, трубы, насосы, комплект лопаток и/или корпус компрессора). В качестве неограничивающего примера, вода может проходить через биологический, химический или физический фильтр либо любую комбинацию вышеозначенного для того, чтобы формировать очищенную или деминерализованную воду.
[00130] В частности, распылительный промежуточный охладитель 400 использует психрометрическое охлаждение для того, чтобы охлаждать LP-сжатый окислитель 334 посредством впрыскивания распылителя в виде деминерализированной или очищенной воды 404 в поток 334. Деминерализированная или очищенная вода 404 испаряется, что уменьшает температуру потока окислителя LP-компрессора 334 посредством восстановления его границы точки перегрева или точки росы. Хотя может использоваться любая текучая среда, допускающая участие в этом типе охлаждения, может быть желательным деминерализировать или очищать воду с тем, чтобы не допускать нароста загрязнений или других отложений внутри системы труб протока 402. Такой способ охлаждения может быть желательным в том, что падение давления через трубы из LP MOC 330 в HP MOC 332 может уменьшаться или смягчаться. Помимо этого, такой способ охлаждения также может исключать потребность в дорогостоящем оборудовании для теплообмена.
[00131] Как подробно пояснено выше, один кожух может размещать одну или более ступеней сжатия. Например, в варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг.18, LP MOC 330 и HP MOC 332 могут быть размещены в одном кожухе компрессора. В таких вариантах осуществления, настоящее раскрытие сущности также рассматривает использование одного или более признаков охлаждения, расположенных между ними. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления, распылительный промежуточный охладитель 400 может располагаться на, внутри или отдельно от одного кожуха, размещающего LP MOC 330 и HP MOC 332. Например, промежуточный охладитель 400 может частично или полностью размещаться в кожухе, размещающем LP и HP MOC 330, 332, и может быть выполнен с возможностью охлаждать сжатый окислитель между ступенями сжатия.
[00132] Обращаясь теперь к фиг.19, предоставляется вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя, в которой охладитель 420 предоставляет охлаждение вдоль протока 402 LP-сжатого окислителя 334. В частности, охладитель 420 может представлять собой промежуточный охладитель (например, теплообменник), который предоставляет межступенчатое охлаждение между LP MOC 330 и HP MOC 332. Как подробно пояснено выше, охладитель 420 может располагаться на, внутри или отдельно от одного или более кожухов, размещающих LP MOC 330 и HP MOC 332.
[00133] Охладитель 420, который может представлять собой промежуточный охладитель, использует охлаждающую воду 422 или другую охлаждающую среду, такую как окружающий воздух, для того чтобы охлаждать LP-сжатый окислитель 334 посредством теплообмена. Таким образом, охладитель 420 может представлять собой теплообменник, который отклоняет тепло в охлаждающую воду 422 или в окружающую среду. Чтобы обеспечивать такое охлаждение, охладитель 420 может представлять собой любой подходящий тип теплообменника. В качестве неограничивающего примера, теплообменник может представлять собой кожухотрубный теплообменник, теплообменник с оребрением либо любую аналогичную конфигурацию. В одном варианте осуществления, может быть желательным использовать такую конфигурацию, чтобы не допускать непосредственного контакта воды с LP-сжатым окислителем 334, которая может использовать очищенную или деминерализованную воду, как пояснено выше относительно фиг.18.
[00134] В другом варианте осуществления, несколько установок может использоваться для того, чтобы охлаждать LP-сжатый окислитель 334. Например, как проиллюстрировано на фиг.20, парогенератор 440 и/или подогреватель 442 подаваемой воды может располагаться вдоль протока 402 LP-сжатого окислителя 334, с тем чтобы предоставлять охлаждение окислителя до доставки в HP MOC 332. Парогенератор 440 использует подачу подаваемой воды, к примеру, котловой подаваемой воды и возвращает насыщенный пар для использования посредством другого компонента машины, такого как паровая турбина. Другими словами, парогенератор 440 использует подачу 444 подаваемой воды и возврат насыщенного пара. В одном варианте осуществления, возврат насыщенного пара, сгенерированного посредством парогенератора 440, может быть использован посредством паровой турбины, используемой для того, чтобы приводить в действие один или более компрессоров окислителя.
[00135] Подогреватель 442 подаваемой воды, с другой стороны, использует подачу подаваемой воды, к примеру, котловой подаваемой воды, и возвращает нагретую воду, в силу этого используя подачу 446 и возврат подаваемой воды. Эта нагретая вода может использоваться в качестве подачи для парогенератора 440 и/или для HRSG 56 системы 54 EG-обработки.
[00136] В одном варианте осуществления, LP MOC 330 производит LP-сжатый окислитель 334, таким образом, который позволяет парогенератору 440 формировать насыщенный пар среднего давления. Насыщенный пар среднего давления может иметь давление, по меньшей мере, приблизительно в 300 фунтов на квадратный дюйм, к примеру, между 350 фунтами на квадратный дюйм и 500 фунтами на квадратный дюйм, между 375 фунтами на квадратный дюйм и 450 фунтами на квадратный дюйм или приблизительно в 400 фунтов на квадратный дюйм. LP-сжатый окислитель 334, после прохождения через парогенератор 440, затем может использоваться для того, чтобы нагревать котловую подаваемую воду высокого давления в подогревателе 442 подаваемой воды. В некоторых вариантах осуществления, LP-сжатый окислитель 334 может иметь давление, достаточное для того, чтобы формировать требуемый уровень давления насыщенного пара в парогенераторе 440, при охлаждении затем посредством подогревателя 442 подаваемой воды, так что вывод сжатого окислителя 304 посредством HP MOC 332, по меньшей мере, равен или ниже температуры наибольшего выхода HP MOC 332.
[00137] В дополнение или вместо вариантов осуществления, поясненных выше, другие приводы (например, паровая турбина) могут предоставляться вдоль агрегата SEGR GT-системы 52. Такая конфигурация может быть желательной для того, чтобы генерировать дополнительную энергию, к примеру, электроэнергию в ходе работы системы 14 предоставления услуг на основе турбин. Например, электрическая или механическая энергия, сгенерированная посредством паровой турбины, может быть использована посредством определенных компонентов системы 186 сжатия окислителя, к примеру, посредством электромотора 390, поясненного выше относительно фиг.14-17. Такие варианты осуществления пояснены относительно фиг.21-24.
[00138] Переходя теперь к фиг.21, проиллюстрирован вариант осуществления, аналогичный конфигурации, проиллюстрированной на фиг.5, включающий в себя компрессор 300 основного окислителя, генератор 302 и паровую турбину 460, расположенные вдоль линии 306 вала 176 SEGR GT-системы 52. В проиллюстрированном варианте осуществления, паровая турбина 460 является двусторонней, причем ее входной вал 462 механически зацепляется с валом 176 SEGR GT-системы 52, а выходной вал 464 механически зацепляется с генератором 302. Таким образом, паровая турбина 460 и SEGR GT-система 52 предоставляют мощность последовательно в генератор 302. Генератор 302, в свою очередь, предоставляет входную мощность в компрессор 300 основного окислителя, который сжимает окислитель 68, чтобы производить сжатый окислитель 304.
[00139] Хотя проиллюстрированный вариант осуществления иллюстрирует каждый из компонентов машины, поясненных выше (MOC 300, генератор 302, паровую турбину 460), как прямо приводимый в действие, также в настоящее время рассматриваются варианты осуществления, в которых используются один или более редукторов. Например, редуктор может размещаться между SEGR GT-системой 52 и паровой турбиной 460, между паровой турбиной 460 и генератором 302 или между генератором 302 и MOC 300 либо в любой комбинации вышеозначенного. Таким образом, любое одно либо комбинация паровой турбины 460, генератора 302 или MOC 300 могут приводиться в действие на частоте вращения, которая, по меньшей мере, на 10% меньше частоты вращения SEGR GT-системы 52, к примеру, приблизительно между 10% и 90%, 20% и 80%, 30% и 70% или 40% и 60%, от частоты вращения SEGR GT-системы 52. С другой стороны, любое одно либо комбинация паровой турбины 460, генератора 302 или MOC 300 могут приводиться в действие на частоте вращения, которая, по меньшей мере, на 10% больше, к примеру, приблизительно на между 10% и 200%, 20% и 175%, 30% и 150% или 40% и 125% больше частоты вращения SEGR GT-системы 52.
[00140] В проиллюстрированном варианте осуществления, паровая турбина 460 проиллюстрирована как включающая в себя ввод, обозначаемый в качестве "A", и вывод, обозначаемый в качестве "B". Ввод A может представлять собой пар, сформированный посредством одного или более признаков системы 14 предоставления услуг на основе турбин. В качестве неограничивающего примера, ввод A может представлять собой пар 62, сформированный посредством HRSG 56 системы 54 EG-обработки. Аналогично, вывод B может представлять собой конденсат, сформированный посредством удаления работы из входного пара, и конденсат может предоставляться в любой признак, который использует подаваемую воду. В качестве неограничивающего примера, выходная вода или конденсат B может предоставляться в качестве входного потока в HRSG 56, например, в качестве источника воды для парогенерирования. В других вариантах осуществления, конденсат может использоваться в качестве рабочей или другой охлаждающей текучей среды, например, в любой одной либо в комбинации охладительных установок, описанных выше.
[00141] Кроме того, в то время как MOC 300 проиллюстрирован как одна установка, имеющая осевую поточную конфигурацию, MOC 300 может быть разделен на любое число ступеней, к примеру, на LP MOC и HP MOC, описанные выше, и эти ступени могут представлять собой осевые ступени, радиальные ступени или любую подходящую комбинацию ступеней сжатия. Кроме того, компрессоры могут быть размещены в одном или более кожухов компрессора и могут быть использованы в сочетании с любым из признаков охлаждения, дополнительных признаков привода, редукторов, насосов, бустерных компрессоров и т.д., описанных выше, для того чтобы повышать эффективность эксплуатации системы 186 сжатия окислителя.
[00142] Относительное позиционирование проиллюстрированных признаков не ограничено конкретной конфигурацией, которая проиллюстрирована на фиг.21. Наоборот, в некоторых вариантах осуществления, относительные позиции компонентов машины могут меняться местами или иначе перекомпоновываться. Например, соответствующие позиции генератора 302 и паровой турбины 460 могут меняться местами, как проиллюстрировано на фиг.22. На фиг.22, паровая турбина 460 и SEGR GT-система 52 непосредственно предоставляют мощность в генератор 302. В частности, входной вал 462 паровой турбины 460 механически зацепляется с выходным валом 310 генератора 302. Паровая турбина 460 и SEGR GT-система 52 также предоставляют мощность последовательно в MOC 300. В частности, выходной вал 464 паровой турбины 460 механически зацепляется с входным валом 312 MOC 300. Как описано выше, паровая турбина 460 может использовать входной пар A, сгенерированный посредством любых признаков парогенерирования, таких как HRSG 56, и может формировать конденсат B из него, который может возвращаться в признак парогенерирования (например, HRSG 56).
[00143] В дополнение к смене местами соответствующих позиций генератора 302 и паровой турбины 460, паровая турбина 460 может размещаться в любой точке вдоль агрегата SEGR GT-системы 52. Например, как проиллюстрировано на фиг.23, паровая турбина 460 может быть расположена на конце агрегата таким образом, что она вводит мощность в выходной вал 314 MOC 300. Другими словами, выходной вал 314 MOC 300 механически зацепляется с входным валом 462 парогенератора 460. Таким образом, как проиллюстрировано, генератор 302 приводит в действие MOC 300, и SEGR GT-система 52 прямо приводит в действие генератор 302. Соответственно, SEGR GT-система 52 и паровая турбина 460 предоставляют мощность в MOC 300, хотя и на противоположных концах.
[00144] В определенных ситуациях, к примеру, во время запуска, производство пара посредством SEGR GT-системы 52 может не способствовать работе паровой турбины 460 (например, может не быть достаточным для того, чтобы приводить в действие паровую турбину 460). Соответственно, в некоторых вариантах осуществления, паровая турбина 460 может быть отсоединена из SEGR GT-системы 52 в ходе работы. Например, как проиллюстрировано на фиг.24, входной вал 462 паровой турбины 460 может соединяться с муфтой 480, которая, в свою очередь, соединена с агрегатом SEGR GT-системы 52. Следовательно, в ситуациях, в которых количество пара 62, произведенного посредством SEGR GT-системы 52 (или другого компонента парогенерирования), является недостаточным для того, чтобы приводить в действие паровую турбину 460, действие муфты 480 может отсоединять паровую турбину 460 от агрегата.
Дополнительное описание
[00145] Настоящие варианты осуществления предоставляют систему и способ для сжатия окислителя (например, окружающего воздуха, обогащенного кислородом воздуха, обедненного кислородом воздуха, практически чистого кислорода) для использования в газотурбинных двигателях на основе рециркуляции выхлопного газа. Следует отметить, что любой один либо комбинация признаков, описанных выше, могут быть использованы в любой подходящей комбинации. Фактически, в настоящее время рассматриваются все перестановки таких комбинаций. В качестве примера, следующие разделы предлагаются в качестве дополнительного описания настоящего раскрытия сущности.
[00146] Вариант 1 осуществления. Система, имеющая газотурбинную систему, которая включает в себя камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя включает в себя: первый компрессор окислителя; и первый редуктор, выполненный с возможностью предоставления возможности первому компрессору окислителя работать на первой частоте вращения, отличающейся от первой рабочей частоты вращения газотурбинной системы.
[00147] Вариант 2 осуществления. Система по варианту 1 осуществления, в которой первый редуктор включает в себя редуктор с параллельными валами, имеющую входной и выходной валы, которые являются, в общем, параллельными между собой, входной вал расположен в один ряд с линией валов газотурбинной системы, и выходной вал соединен с возможностью приведения в действие с первым компрессором окислителя.
[00148] Вариант 3 осуществления. Система по варианту 1 осуществления, в которой первый редуктор представляет собой планетарный редуктор, имеющий входной и выходной валы, расположенные в один ряд между собой и с линией валов газотурбинной системы, и выходной вал соединен с возможностью приведения в действие с первым компрессором окислителя.
[00149] Вариант 4 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, в которой система сжатия основного окислителя, по меньшей мере, частично приводится в действие посредством газотурбинной системы, и система сжатия основного окислителя содержит множество ступеней сжатия, включающих в себя первый компрессор окислителя и второй компрессор окислителя.
[00150] Вариант 5 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, в которой первый компрессор окислителя приводится в действие посредством газотурбинной системы через первый редуктор.
[00151] Вариант 6 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, содержащая: электрический генератор, соединенный с валом газотурбинной системы, при этом первый компрессор окислителя соединяется с электрическим генератором через первый редуктор; привод, соединенный со вторым компрессором окислителя, при этом привод содержит паровую турбину или электромотор; и второй редуктор, соединяющий второй компрессор окислителя и привод, при этом второй редуктор выполнен с возможностью предоставления возможности второму компрессору окислителя работать на второй частоте вращения, отличающейся от второй рабочей частоты вращения привода.
[00152] Вариант 7 осуществления. Система по варианту 4 осуществления, в которой второй компрессор окислителя прямо приводится в действие посредством газотурбинной системы.
[00153] Вариант 8 осуществления. Система по вариантам 4 или 7 осуществления, в которой второй компрессор окислителя располагается вдоль линии валов газотурбинной системы и соединяется с входным валом электрического генератора, и первый компрессор окислителя соединяется с выходным валом электрического генератора через первый редуктор.
[00154] Вариант 9 осуществления. Система по вариантам 4, 7 или 8 осуществления, имеющая электрический генератор, расположенный вдоль линии валов газотурбинной системы, при этом второй компрессор окислителя соединяется с электрическим генератором и с входным валом первой редуктора, и первый компрессор окислителя соединяется со вторым компрессором окислителя через первый редуктор.
[00155] Вариант 10 осуществления. Система по вариантам 4, 7, 8 или 9 осуществления, имеющая межступенчатую охлаждающую систему, расположенную вдоль протока для окислителя между первым и вторым компрессорами окислителя.
[00156] Вариант 11 осуществления. Система по варианту 10 осуществления, в которой межступенчатая охлаждающая система включает в себя систему распыления, выполненную с возможностью выводить распылитель вдоль протока для окислителя.
[00157] Вариант 12 осуществления. Система по вариантам 10 или 11 осуществления, в которой межступенчатая охлаждающая система включает в себя теплообменник, расположенный вдоль протока для окислителя, и теплообменник содержит канал для хладагента, выполненный с возможностью обеспечивать циркуляцию хладагента, чтобы поглощать тепло вдоль протока для окислителя.
[00158] Вариант 13 осуществления. Система по вариантам 10, 11 или 12 осуществления, в которой межступенчатая охлаждающая система включает в себя парогенератор, подогреватель подаваемой воды либо комбинацию вышеозначенного, выполненную с возможностью охлаждать сжатый окислитель вдоль протока для окислителя посредством переноса тепла в подачу подаваемой воды, при этом парогенератор выполнен с возможностью генерировать пар для генератора паровой турбины, имеющего паровую турбину, соединенную с электрическим генератором, и подогреватель подаваемой воды выполнен с возможностью предварительно нагревать подачу подаваемой воды для конечной подачи в парогенератор-рекуператор (HRSG).
[00159] Вариант 14 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, имеющая привод, соединенный с первым компрессором окислителя, при этом привод включает в себя паровую турбину или электромотор, соединенный с входным валом первой редуктора.
[00160] Вариант 15 осуществления. Система по вариантам 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 или 14 осуществления, в которой, по меньшей мере, один из первого или второго компрессоров окислителя содержит множество ступеней сжатия.
[00161] Вариант 16 осуществления. Система по вариантам 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 или 15 осуществления, в которой, по меньшей мере, один из первого или второго компрессоров окислителя содержит один или более осевых поточных компрессоров, один или более центробежных компрессоров либо комбинацию вышеозначенного.
[00162] Вариант 17 осуществления. Система по вариантам 1, 2 или 3 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя включает в себя второй компрессор окислителя, первый и второй компрессоры окислителя соединены с возможностью обмена текучей средой параллельно с газотурбинной системой, и второй компрессор окислителя соединяется с первым редуктором через первый компрессор окислителя.
[00163] Вариант 18 осуществления. Система по вариантам 1, 2 или 3 осуществления, имеющая: электрический генератор, соединенный с валом газотурбинной системы; и привод, соединенный с первым компрессором окислителя, при этом привод включает в себя паровую турбину или электромотор, и привод соединяется с входным валом первого редуктора; при этом система сжатия основного окислителя имеет второй компрессор окислителя, соединенный с электрическим генератором через второй редуктор, и первый и второй компрессоры окислителя соединены с возможностью обмена текучей средой параллельно с газотурбинной системой.
[00164] Вариант 19 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, включающая в себя систему стехиометрического сгорания, имеющую камеру сгорания турбины, выполненную с возможностью обеспечивать сгорание смеси топлива и окислителя в соотношении компонентов сгорания 1,0 плюс или минус 0,01, 0,02, 0,03, 0,04 или 0,05 топлива к кислороду в окислителе.
[00165] Вариант 20 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, включающая в себя парогенератор-рекуператор (HRSG), соединенный с газотурбинной системой, при этом HRSG выполнен с возможностью генерирования пара посредством переноса тепла из выхлопного газа в подаваемую воду.
[00166] Вариант 21 осуществления. Система по варианту 20 осуществления, в которой HRSG соединен с возможностью обмена текучей средой с генератором паровой турбины, имеющим паровую турбину, соединенную с электрическим генератором, паровая турбина выполнена с возможностью приводить в действие первый компрессор окислителя через первый редуктор, приводить в действие второй компрессор окислителя из системы сжатия основного окислителя либо любой комбинации вышеозначенного.
[00167] Вариант 22 осуществления. Система по вариантам 20 или 21 осуществления, в которой EGR-система выполнена с возможностью направлять выхлопной газ из турбины через HRSG и обратно в компрессор выхлопного газа, при этом EGR-система включает в себя нагнетатель воздуха, выполненный с возможностью принудительно направлять выхлопной газ в компрессор выхлопного газа; охладитель, выполненный с возможностью охлаждать выхлопной газ; и установку для удаления влаги, выполненную с возможностью удалять влагу из выхлопного газа.
[00168] Вариант 23 осуществления. Система по вариантам 20, 21 или 22 осуществления, в которой HRSG включает в себя катализатор, выполненный с возможностью уменьшать концентрацию кислорода в выхлопном газе.
[00169] Вариант 24 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, включающая в себя систему отбора выхлопного газа, соединенную с газотурбинной системой, при этом система отбора выхлопного газа выполнена с возможностью удалять часть выхлопного газа из газотурбинной системы.
[00170] Вариант 25 осуществления. Система по варианту 24 осуществления, включающая в себя систему добычи углеводородов, соединенную с возможностью обмена текучей средой с системой отбора выхлопного газа, при этом система отбора выхлопного газа выполнена с возможностью использовать часть выхлопного газа в качестве текучей среды под давлением для добычи нефти вторичным методом.
[00171] Вариант 26 осуществления. Система по варианту 24 осуществления, в которой система отбора выхлопного газа содержит катализатор, выполненный с возможностью уменьшать концентрацию кислорода в части выхлопного газа.
[00172] Вариант 27 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, в которой система сжатия основного окислителя выполнена с возможностью подачи сжатого окислителя в качестве атмосферного воздуха, обогащенного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 21% и 80% по объему кислорода, обедненного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 1% и 21% по объему кислорода, или практически чистого кислорода, содержащего более 80% по объему кислорода.
[00173] Вариант 28 осуществления. Система, включающая в себя газотурбинную систему, имеющую: камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины. Газотурбинная система также включает в себя систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя имеет первый компрессор окислителя; и второй компрессор окислителя, при этом первый и второй компрессоры окислителя приводятся в действие посредством газотурбинной системы.
[00174] Вариант 29 осуществления. Система по варианту 28 осуществления, в которой выпускное отверстие для окислителя второго компрессора окислителя соединено с возможностью обмена текучей средой с впускным отверстием для окислителя первого компрессора окислителя.
[00175] Вариант 30 осуществления. Система по вариантам 28 или 29 осуществления, в которой первый и второй компрессоры окислителя приводятся в действие посредством газотурбинной системы через электрический генератор, соединенный с возможностью приведения в действие с валом газотурбинной системы, при этом второй компрессор окислителя соединен с возможностью приведения в действие с выходным валом электрического генератора.
[00176] Вариант 31 осуществления. Система по вариантам 28, 29 или 30 осуществления, в которой первый компрессор окислителя содержит центробежный компрессор, и второй компрессор окислителя содержит осевой поточный компрессор.
[00177] Вариант 32 осуществления. Система по вариантам 28, 29, 30 или 31 осуществления, содержащая первый редуктор, соединяющий первый и второй компрессоры окислителя, при этом второй компрессор окислителя соединен с возможностью приведения в действие с входным валом первого редуктора, и первый компрессор окислителя соединен с возможностью приведения в действие с выходным валом первого редуктора.
[00178] Вариант 33 осуществления. Система по вариантам 28 или 29 осуществления, в которой первый компрессор окислителя приводится в действие посредством газотурбинной системы через электрический генератор, при этом второй компрессор окислителя соединен с возможностью приведения в действие с входным валом электрического генератора, и первый компрессор окислителя соединен с возможностью приведения в действие с выходным валом электрического генератора.
[00179] Вариант 34 осуществления. Система по вариантам 28, 29, 30, 31, 32 или 33 осуществления, включающая в себя межступенчатую охлаждающую систему, расположенную вдоль протока для окислителя между первым и вторым компрессорами окислителя.
[00180] Вариант 35 осуществления. Система по варианту 34 осуществления, в которой межступенчатая охлаждающая система включает в себя систему распыления, выполненную с возможностью выводить распылитель вдоль протока для окислителя.
[00181] Вариант 36 осуществления. Система по вариантам 34 или 35 осуществления, в которой межступенчатая охлаждающая система включает в себя теплообменник, расположенный вдоль протока для окислителя, и теплообменник включает в себя канал для хладагента, выполненный с возможностью обеспечивать циркуляцию хладагента, чтобы поглощать тепло вдоль протока для окислителя.
[00182] Вариант 37 осуществления. Система по вариантам 34, 35 или 36 осуществления, в которой межступенчатая охлаждающая система включает в себя парогенератор, подогреватель подаваемой воды либо комбинацию вышеозначенного, выполненную с возможностью охлаждать сжатый окислитель вдоль протока для окислителя посредством переноса тепла в подачу подаваемой воды, при этом парогенератор выполнен с возможностью генерировать пар для генератора паровой турбины, имеющего паровую турбину, соединенную с электрическим генератором, и подогреватель подаваемой воды выполнен с возможностью предварительно нагревать подачу подаваемой воды для конечной подачи в парогенератор-рекуператор (HRSG).
[00183] Вариант 38 осуществления. Система по вариантам 28, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36 или 37 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя включает в себя первый редуктор, выполненный с возможностью предоставления возможности первому компрессору окислителя работать на первой частоте вращения, отличающейся от первой рабочей частоты вращения газотурбинной системы, первый и второй компрессоры окислителя соединены с возможностью обмена текучей средой параллельно с газотурбинной системой, и второй компрессор окислителя соединяется с первым редуктором через первый компрессор окислителя.
[00184] Вариант 39 осуществления. Система по вариантам 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37 или 38 осуществления, включающая в себя систему стехиометрического сгорания, имеющую камеру сгорания турбины, выполненную с возможностью обеспечивать сгорание смеси топлива и окислителя в соотношении компонентов сгорания 1,0 плюс или минус 0,01, 0,02, 0,03, 0,04 или 0,05 топлива к кислороду в окислителе.
[00185] Вариант 40 осуществления. Система по вариантам 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36 или 38 осуществления, включающая в себя парогенератор-рекуператор (HRSG), соединенный с газотурбинной системой, при этом HRSG выполнен с возможностью генерирования пара посредством переноса тепла из выхлопного газа в подаваемую воду.
[00186] Вариант 41 осуществления. Система по варианту 40 осуществления, в которой HRSG соединен с возможностью обмена текучей средой с генератором паровой турбины, имеющим паровую турбину, соединенную с электрическим генератором, паровая турбина выполнена с возможностью приводить в действие первый компрессор окислителя через первый редуктор, приводить в действие второй компрессор окислителя из системы сжатия основного окислителя либо любой комбинации вышеозначенного.
[00187] Вариант 42 осуществления. Система по вариантам 38, 40 или 41 осуществления, в которой EGR-система выполнена с возможностью направлять выхлопной газ из турбины через HRSG и обратно в компрессор выхлопного газа, при этом EGR-система включает в себя: нагнетатель воздуха, выполненный с возможностью принудительно направлять выхлопной газ в компрессор выхлопного газа; охладитель, выполненный с возможностью охлаждать выхлопной газ; и установку для удаления влаги, выполненную с возможностью удалять влагу из выхлопного газа.
[00188] Вариант 43 осуществления. Система по вариантам 38, 40, 41 или 42 осуществления, в которой HRSG содержит катализатор, выполненный с возможностью уменьшать концентрацию кислорода в выхлопном газе.
[00189] Вариант 44 осуществления. Система по вариантам 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42 или 43 осуществления, включающая в себя систему отбора выхлопного газа, соединенную с газотурбинной системой, при этом система отбора выхлопного газа выполнена с возможностью удалять часть выхлопного газа из газотурбинной системы.
[00190] Вариант 45 осуществления. Система по варианту 44 осуществления, включающая в себя систему добычи углеводородов, соединенную с возможностью обмена текучей средой с системой отбора выхлопного газа, при этом система отбора выхлопного газа выполнена с возможностью использовать часть выхлопного газа в качестве текучей среды под давлением для добычи нефти вторичным методом.
[00191] Вариант 46 осуществления. Система по вариантам 44 или 45 осуществления, в которой система отбора выхлопного газа содержит катализатор, выполненный с возможностью уменьшать концентрацию кислорода в части выхлопного газа.
[00192] Вариант 47 осуществления. Система по вариантам 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46 или 47 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя выполнена с возможностью подачи сжатого окислителя в качестве атмосферного воздуха, обогащенного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 21% и 80% по объему кислорода, обедненного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 1% и 21% по объему кислорода, или практически чистого кислорода, содержащего более 80% по объему кислорода.
[00193] Вариант 48 осуществления. Система, включающая в себя газотурбинную систему, имеющую: камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя содержит один или более компрессоров окислителя; парогенератор-рекуператор (HRSG), соединенный с газотурбинной системой, при этом HRSG выполнен с возможностью генерирования пара посредством переноса тепла из выхлопного газа в подаваемую воду, и канал рециркуляции выхлопного газа EGR-системы проходит через HRSG; и паровую турбину, расположенную вдоль линии валов газотурбинной системы и, по меньшей мере, частично приводимую в действие посредством пара из HRSG, при этом паровая турбина выполнена с возможностью возвращения конденсата в качестве, по меньшей мере, части подаваемой воды в HRSG.
[00194] Вариант 49 осуществления. Система по варианту 48 осуществления, в которой, по меньшей мере, один компрессор окислителя из одного или более компрессоров окислителя из системы сжатия основного окислителя располагается вдоль линии валов газотурбинной системы.
[00195] Вариант 50 осуществления. Система по вариантам 48 или 49 осуществления, в которой паровая турбина располагается вдоль линии валов между системой сжатия основного окислителя и газотурбинной системой.
[00196] Вариант 51 осуществления. Система по вариантам 49 или 50 осуществления, имеющая электрический генератор, расположенный между паровой турбиной и, по меньшей мере, одним компрессором окислителя из системы сжатия основного окислителя.
[00197] Вариант 52 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50 или 51 осуществления, имеющая электрический генератор, расположенный между паровой турбиной и газотурбинной системой, при этом газотурбинная система механически зацепляется с входным валом электрического генератора, и паровая турбина механически зацепляется с выходным валом электрического генератора.
[00198] Вариант 53 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51 или 52 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя приводится в действие посредством газотурбинной системы, и система сжатия основного окислителя размещается вдоль линии валов между паровой турбиной и газотурбинной системой.
[00199] Вариант 54 осуществления. Система по вариантам 49, 50, 51, 52 или 53 осуществления, включающая в себя муфту, расположенную, по меньшей мере, между одним компрессором системы сжатия основного окислителя и паровой турбиной, при этом муфта предоставляет возможность паровой турбине работать на идентичной частоте вращения с газотурбинной системой при зацеплении и работать отдельно от газотурбинной системы при отсутствии зацепления.
[00200] Вариант 55 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51, 52, 53 или 54 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя включает в себя множество компрессоров в последовательной компоновке сжатия.
[00201] Вариант 56 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51, 52, 53 или 54 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя содержит множество компрессоров в параллельной компоновке сжатия.
[00202] Вариант 57 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55 или 56 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя содержит, по меньшей мере, один компрессор окислителя, соединенный с возможностью приведения в действие с понижающим или повышающим редукторами, который предоставляет возможность, по меньшей мере, одному компрессору окислителя работать на частоте вращения, которая отличается от рабочей частоты вращения газотурбинной системы.
[00203] Вариант 58 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56 или 57 осуществления, в которой HRSG содержит катализатор, выполненный с возможностью уменьшать концентрацию кислорода в выхлопном газе.
[00204] Вариант 59 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57 или 58 осуществления, включающая в себя систему отбора выхлопного газа, соединенную с газотурбинной системой, при этом система отбора выхлопного газа выполнена с возможностью удалять часть выхлопного газа из газотурбинной системы.
[00205] Вариант 60 осуществления. Система по варианту 59 осуществления, включающая в себя систему добычи углеводородов, соединенную с возможностью обмена текучей средой с системой отбора выхлопного газа, при этом система отбора выхлопного газа выполнена с возможностью использовать часть выхлопного газа в качестве текучей среды под давлением для добычи нефти вторичным методом.
[00206] Вариант 61 осуществления. Система по вариантам 59 или 60 осуществления, в которой система отбора выхлопного газа включает в себя катализатор, выполненный с возможностью уменьшать концентрацию кислорода в части выхлопного газа.
[00207] Вариант 62 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60 или 61 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя выполнена с возможностью подачи сжатого окислителя в качестве атмосферного воздуха, обогащенного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 21% и 80% по объему кислорода, обедненного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 1% и 21% по объему кислорода, или практически чистого кислорода, содержащего более 80% по объему кислорода.
[00208] Вариант 63 осуществления. Система, включающая в себя: газотурбинную систему, имеющую: камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, содержащую один или более компрессоров окислителя, при этом один или более компрессоров окислителя являются отдельными от компрессора выхлопного газа, и один или более компрессоров окислителя выполнены с возможностью подачи всего сжатого окислителя, используемого камерой сгорания турбины при формировании продуктов сгорания.
[00209] Вариант 64 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, в которой продукты сгорания практически не имеют несгоревшего топлива или оставшегося окислителя.
[00210] Вариант 65 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, в которой продукты сгорания имеют меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 частей на миллион по объему (ppmv) окислителя, несгоревшего топлива, оксидов азота (например, NOX), моноксида углерода (CO), оксидов серы (например, SOX), водорода и других продуктов неполного сгорания.
[00211] Это письменное описание использует примеры для того, чтобы раскрывать изобретение, включающее в себя наилучший режим, а также для того, чтобы давать возможность специалистам в данной области техники осуществлять на практике изобретение, включающее в себя формирование и использование всех устройств или систем и осуществление всех включенных способов. Патентоспособный объем изобретения задается посредством формулы изобретения и может включать в себя другие примеры, которые должны быть очевидными для специалистов в данной области техники. Такие другие примеры имеют намерение находиться в пределах объема формулы изобретения, если они имеют конструктивные элементы, которые не отличаются от дословного языка формулы изобретения, либо если они включают в себя эквивалентные конструктивные элементы с несущественными отличиями от дословного языка формулы изобретения.

Claims (23)

1. Система, содержащая:
- газотурбинную систему, содержащую:
- камеру сгорания турбины;
- турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и
- компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и
- систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа;
- систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя содержит:
- первый компрессор окислителя и
- первый редуктор, выполненный с возможностью предоставления возможности первому компрессору окислителя работать на частоте вращения, отличающейся от частоты вращения газотурбинной системы;
причем система сжатия основного окислителя приводится в действие, по меньшей мере частично, посредством газотурбинной системы и система сжатия основного окислителя содержит множество ступеней сжатия, включающих в себя первый компрессор окислителя и второй компрессор окислителя, причем первый компрессор окислителя приводится в действие посредством газотурбинной системы через первый редуктор;
- электрический генератор, соединенный с валом газотурбинной системы, при этом первый компрессор окислителя соединяется с электрическим генератором через первый редуктор;
- привод, соединенный со вторым компрессором окислителя, при этом привод содержит паровую турбину или электромотор; и
- второй редуктор, соединяющий второй компрессор окислителя и привод, при этом второй редуктор выполнен с возможностью предоставления возможности второму компрессору окислителя работать на частоте вращения, отличающейся от частоты вращения привода.
2. Система по п.1, в которой первый редуктор представляет собой редуктор с параллельными валами, имеющий входной и выходной валы, которые являются, в общем, параллельными между собой, входной вал расположен в один ряд с линией валов газотурбинной системы, и выходной вал соединен с возможностью приведения в действие с первым компрессором окислителя, или
в которой первый редуктор представляет собой планетарный редуктор, имеющий входной и выходной валы, расположенные в один ряд между собой и с линией валов газотурбинной системы, и выходной вал соединен с возможностью приведения в действие с первым компрессором окислителя.
3. Система по п.1, содержащая:
систему стехиометрического сгорания, имеющую камеру сгорания турбины, выполненную с возможностью обеспечения сгорания смеси топлива и окислителя в соотношении компонентов сгорания приблизительно между 0,95 и 1,05 топлива к кислороду в окислителе; и
парогенератор-рекуператор (HRSG), соединенный с газотурбинной системой, при этом HRSG выполнен с возможностью генерирования пара посредством переноса тепла из выхлопного газа в подаваемую воду;
причем HRSG соединен по текучей среде с генератором паровой турбины, имеющим паровую турбину, причем паровая турбина выполнена с возможностью приведения в действие второго компрессора окислителя через второй редуктор, и причем EGR-система выполнена с возможностью направления выхлопного газа из турбины через HRSG и обратно в компрессор выхлопного газа, при этом EGR-система содержит:
- нагнетатель, выполненный с возможностью принудительного направления выхлопного газа в компрессор выхлопного газа;
- охладитель, выполненный с возможностью охлаждения выхлопного газа; и
- установку для удаления влаги, выполненную с возможностью удаления влаги из выхлопного газа.
4. Система по п.1, в которой система сжатия основного окислителя выполнена с возможностью подачи сжатого окислителя в качестве атмосферного воздуха, обогащенного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 21% и 80% по объему кислорода, обедненного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 1% и 21% по объему кислорода, или практически чистого кислорода, содержащего более 80% по объему кислорода.
RU2015120738A 2012-11-02 2013-10-31 Система и способ для сжатия окислителя в газотурбинной системе на основе стехиометрической рециркуляции выхлопного газа RU2655896C2 (ru)

Applications Claiming Priority (13)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261722115P 2012-11-02 2012-11-02
US201261722111P 2012-11-02 2012-11-02
US201261722114P 2012-11-02 2012-11-02
US201261722118P 2012-11-02 2012-11-02
US61/722,114 2012-11-02
US61/722,111 2012-11-02
US61/722,115 2012-11-02
US61/722,118 2012-11-02
US201261747192P 2012-12-28 2012-12-28
US61/747,192 2012-12-28
US14/066,579 2013-10-29
US14/066,579 US9599070B2 (en) 2012-11-02 2013-10-29 System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
PCT/US2013/067803 WO2014071037A2 (en) 2012-11-02 2013-10-31 System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015120738A RU2015120738A (ru) 2016-12-27
RU2655896C2 true RU2655896C2 (ru) 2018-05-29

Family

ID=50621080

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015120738A RU2655896C2 (ru) 2012-11-02 2013-10-31 Система и способ для сжатия окислителя в газотурбинной системе на основе стехиометрической рециркуляции выхлопного газа

Country Status (11)

Country Link
US (2) US9599070B2 (ru)
EP (1) EP2914829B8 (ru)
JP (2) JP6444880B2 (ru)
CN (2) CN104937239B (ru)
AU (2) AU2013337830B2 (ru)
BR (1) BR112015009962A2 (ru)
CA (1) CA2890088A1 (ru)
MY (1) MY179973A (ru)
RU (1) RU2655896C2 (ru)
SG (1) SG11201503406VA (ru)
WO (1) WO2014071037A2 (ru)

Families Citing this family (57)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2934541C (en) 2008-03-28 2018-11-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US9222671B2 (en) 2008-10-14 2015-12-29 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for controlling the products of combustion
EP2499332B1 (en) 2009-11-12 2017-05-24 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated system for power generation and method for low emission hydrocarbon recovery with power generation
WO2013095829A2 (en) 2011-12-20 2013-06-27 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
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
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
CA2896165C (en) 2013-01-25 2016-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Contacting a gas stream with a liquid stream
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
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
CN105008499A (zh) * 2013-03-08 2015-10-28 埃克森美孚上游研究公司 发电和从甲烷水合物中回收甲烷
AR096132A1 (es) 2013-05-09 2015-12-09 Exxonmobil Upstream Res Co Separar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno de un flujo de gas natural con sistemas de co-corriente en contacto
AR096078A1 (es) 2013-05-09 2015-12-02 Exxonmobil Upstream Res Co Separación de impurezas de una corriente de gas usando un sistema de contacto en equicorriente orientado verticalmente
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
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
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
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
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
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
AU2015243729A1 (en) * 2014-04-07 2016-09-29 Siemens Aktiengesellschaft Device and method for separating carbon dioxide from a gas stream, in particular from a flue gas stream, comprising a cooling water system
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10088507B2 (en) * 2014-12-03 2018-10-02 Saudi Arabian Oil Company Energy performance metric in hydrocarbon-producing facilities
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
SG11201704529RA (en) 2015-01-09 2017-07-28 Exxonmobil Upstream Res Co Separating impurities from a fluid steam using multiple co-current contactors
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
WO2016133647A1 (en) 2015-02-17 2016-08-25 Exxonmobil Upstream Research Company Inner surface featurees for co-current contactors
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
CN107427738A (zh) 2015-03-13 2017-12-01 埃克森美孚上游研究公司 用于共流接触器的聚结器
US10731501B2 (en) * 2016-04-22 2020-08-04 Hamilton Sundstrand Corporation Environmental control system utilizing a motor assist and an enhanced compressor
MX2019002533A (es) 2016-09-14 2019-08-01 Exxonmobil Upstream Res Co Aparato y sistema para procesos de remocion de contaminantes selectivos, mejorados relacionados con los mismos.
WO2018094338A1 (en) * 2016-11-20 2018-05-24 XDI Holdings, LLC Dirty water distillation and salt harvesting system, method, and apparatus
CA3053921A1 (en) * 2017-02-17 2018-08-23 XDI Holdings, LLC Dirty water distillation and salt harvesting system, method, and apparatus
US10118129B2 (en) * 2017-03-31 2018-11-06 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Natural-gas purification apparatus
WO2018213299A1 (en) 2017-05-15 2018-11-22 XDI Holdings, LLC Controlled fluid concentrator
CN110740795B (zh) 2017-06-15 2022-02-25 埃克森美孚上游研究公司 使用成束的紧凑并流接触系统的分馏系统
BR112019026289B1 (pt) 2017-06-15 2023-10-10 ExxonMobil Technology and Engineering Company Sistema de fracionamento com o uso de sistemas de contato de cocorrente compactos e método para remover hidrocarbonetos pesados em corrente de gás
MX2019014920A (es) 2017-06-20 2020-02-07 Exxonmobil Upstream Res Co Sistemas de contacto compactos y metodos para depurar compuestos que contienen azufre.
KR102330891B1 (ko) 2017-08-21 2021-12-02 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 냉 용매 및 산성 가스 제거의 통합
FR3093769B1 (fr) * 2019-03-15 2021-04-02 Safran Aircraft Engines Procédé de régulation de la température des gaz d’échappement d’une turbomachine
US11668239B2 (en) 2020-06-24 2023-06-06 General Electric Company System and method for controlling temperature in an air intake
WO2022160060A1 (en) * 2021-01-29 2022-08-04 Industriasys Corp. Zero emission power generation systems and methods

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2669092A (en) * 1953-02-03 1954-02-16 Nils W Hammaren Gas turbine power plant with exhaust gas recycling
RU2094636C1 (ru) * 1993-02-24 1997-10-27 Виктор Исаакович Особов Способ работы газотурбинной установки (варианты) и газотурбинная установка
US20080104939A1 (en) * 2006-11-07 2008-05-08 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
WO2012128923A2 (en) * 2011-03-22 2012-09-27 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission turbine systems incorporating inlet compressor oxidant control apparatus and methods related thereto

Family Cites Families (685)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
GB1168081A (en) 1966-02-18 1969-10-22 Ass Elect Ind Improvements relating to Gas Turbine Plants
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.
US4077206A (en) 1976-04-16 1978-03-07 The Boeing Company Gas turbine mixer apparatus for suppressing engine core noise and engine fan noise
JPS531738A (en) * 1976-06-28 1978-01-10 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Heat reuse method for cooler used with compressor
US4204401A (en) 1976-07-19 1980-05-27 The Hydragon Corporation Turbine engine with exhaust gas recirculation
DE2731387A1 (de) 1976-07-19 1978-01-26 Hydragon Corp Gasturbinen-kraftmaschine mit abgas-rezirkulation
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
JPS61113196U (ru) * 1984-12-28 1986-07-17
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
US4684465A (en) 1986-10-10 1987-08-04 Combustion Engineering, Inc. Supercritical fluid chromatograph with pneumatically controlled pump
US4681678A (en) 1986-10-10 1987-07-21 Combustion Engineering, Inc. Sample dilution system for supercritical fluid chromatography
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
US5044932A (en) 1989-10-19 1991-09-03 It-Mcgill Pollution Control Systems, Inc. Nitrogen oxide control using internally recirculated flue gas
US5135387A (en) 1989-10-19 1992-08-04 It-Mcgill Environmental 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
US5238395A (en) 1992-03-27 1993-08-24 John Zink Company Low nox gas burner apparatus and methods
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
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
CA2093683C (en) * 1992-05-14 2002-10-15 William Miller Farrell Intercooled gas turbine engine
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
SE500150C2 (sv) 1992-08-28 1994-04-25 Abb Carbon Ab Sätt och anordning för att tillföra tillskottsluft till en brännkammare vid en gasturbinanläggning
US5680752A (en) * 1992-08-28 1997-10-28 Abb Carbon Ab Gas turbine plant with additional compressor
US5622044A (en) * 1992-11-09 1997-04-22 Ormat Industries Ltd. Apparatus for augmenting power produced from gas turbines
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
US5638674A (en) 1993-07-07 1997-06-17 Mowill; R. Jan Convectively cooled, single stage, fully premixed controllable fuel/air combustor with tangential admission
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
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
WO1995016105A1 (en) 1993-12-10 1995-06-15 Cabot Corporation An improved liquefied natural gas fueled combined cycle power plant
US5458481A (en) 1994-01-26 1995-10-17 Zeeco, Inc. Burner for combusting gas with low NOx production
US5542840A (en) 1994-01-26 1996-08-06 Zeeco Inc. Burner for combusting gas and/or liquid fuel 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
CA2198252C (en) 1994-08-25 2005-05-10 Rudi Beichel 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
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
EP0747635B1 (en) 1995-06-05 2003-01-15 Rolls-Royce Corporation Dry low oxides of nitrogen lean premix module for industrial gas turbine engines
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
US5680764A (en) 1995-06-07 1997-10-28 Clean Energy Systems, Inc. Clean air engines transportation and other power applications
US5992388A (en) 1995-06-12 1999-11-30 Patentanwalt Hans Rudolf Gachnang Fuel gas admixing process and device
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
JP2883030B2 (ja) * 1995-11-28 1999-04-19 三菱重工業株式会社 水素酸素燃焼タービンプラント
CN1079885C (zh) 1995-12-27 2002-02-27 国际壳牌研究有限公司 无焰燃烧器和其点火方法
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
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
US6062026A (en) 1997-05-30 2000-05-16 Turbodyne Systems, Inc. Turbocharging systems for internal combustion engines
US5937634A (en) 1997-05-30 1999-08-17 Solar Turbines Inc Emission control for a gas turbine engine
US6012279A (en) * 1997-06-02 2000-01-11 General Electric Company Gas turbine engine with water injection
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
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
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
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
DE69923403T2 (de) 1998-10-14 2005-07-07 Nissan Motor Co., Ltd., Yokohama Abgasreinigungseinrichtung
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
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
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
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
US6283087B1 (en) 1999-06-01 2001-09-04 Kjell Isaksen Enhanced method of closed vessel combustion
US6345493B1 (en) 1999-06-04 2002-02-12 Air Products And Chemicals, Inc. Air separation process and system with gas turbine drivers
US6263659B1 (en) 1999-06-04 2001-07-24 Air Products And Chemicals, Inc. Air separation process integrated with gas turbine combustion engine driver
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
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
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
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.
US6248794B1 (en) 1999-08-05 2001-06-19 Atlantic Richfield Company Integrated process for converting hydrocarbon gas to liquids
WO2001011215A1 (en) 1999-08-09 2001-02-15 Technion Research And 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
EP1217299B1 (en) 1999-08-16 2011-11-16 Nippon Furnace Co., Ltd. Device and method for feeding fuel
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
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
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
JP3593488B2 (ja) * 2000-02-25 2004-11-24 株式会社日立製作所 ガスタービン
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
CA2409700C (en) 2000-05-12 2010-02-09 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
WO2002055851A1 (en) 2001-01-08 2002-07-18 Catalytica Energy Systems, Inc. CATALYST PLACEMENT IN COMBUSTION CYLINDER FOR REDUCTION OF 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
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
CA2441272C (en) 2001-03-15 2008-09-23 Alexei Leonidovich Zapadinski Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants)
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
US7040400B2 (en) 2001-04-24 2006-05-09 Shell Oil Company In situ thermal processing of a relatively impermeable formation using an open wellbore
US7096942B1 (en) 2001-04-24 2006-08-29 Shell Oil Company In situ thermal processing of a relatively permeable formation while controlling pressure
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
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
EP1432889B1 (de) 2001-10-01 2006-07-12 Alstom Technology Ltd Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
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
US7077199B2 (en) 2001-10-24 2006-07-18 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil reservoir formation
DE10152803A1 (de) 2001-10-25 2003-05-15 Daimler Chrysler Ag Brennkraftmaschine mit einem Abgasturbolader und einer Abgasrückführungsvorrichtung
WO2003036064A1 (en) 2001-10-26 2003-05-01 Alstom Technology Ltd Gas turbine_adapted to operatoe with a high exhaust gas recirculation rate and a method for operation thereof
GB2397349B (en) 2001-11-09 2005-09-21 Kawasaki Heavy Ind Ltd Gas turbine system
US6790030B2 (en) 2001-11-20 2004-09-14 The Regents Of The University Of California Multi-stage combustion using nitrogen-enriched air
US6505567B1 (en) 2001-11-26 2003-01-14 Alstom (Switzerland) Ltd Oxygen fired circulating fluidized bed steam generator
AU2002360505A1 (en) 2001-12-03 2003-06-17 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
EP1561010B1 (en) 2002-11-08 2012-09-05 Alstom Technology Ltd Gas turbine power plant and method of operating the same
WO2004046523A2 (en) 2002-11-15 2004-06-03 Clean Energy Systems, Inc. Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation
EP1563169A1 (en) 2002-11-15 2005-08-17 Catalytica Energy Systems, Inc. Devices and methods for reduction of nox emissions from lean burn engines
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
JP2006515659A (ja) 2003-01-17 2006-06-01 カタリティカ エナジー システムズ， インコーポレイテッド 複数燃焼室触媒ガスタービンエンジンのための動的制御システムおよび方法
CA2513982C (en) 2003-01-22 2013-12-24 David L. Hagen Reactor
US8631657B2 (en) 2003-01-22 2014-01-21 Vast Power Portfolio, Llc Thermodynamic cycles with thermal diluent
US9254729B2 (en) 2003-01-22 2016-02-09 Vast Power Portfolio, Llc Partial load combustion cycles
US6820428B2 (en) 2003-01-30 2004-11-23 Wylie Inventions Company, Inc. Supercritical combined cycle for generating electric power
GB2398863B (en) 2003-01-31 2007-10-17 Alstom Combustion Chamber
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
US7618606B2 (en) 2003-02-06 2009-11-17 The Ohio State University Separation of carbon dioxide (CO2) from gas mixtures
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
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
US7053128B2 (en) 2003-02-28 2006-05-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming
US20040170559A1 (en) 2003-02-28 2004-09-02 Frank Hershkowitz 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
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
US7513099B2 (en) 2003-03-28 2009-04-07 Siemens Aktiengesellschaft Temperature measuring device and regulation of the temperature of hot gas of a gas turbine
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
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
US7104918B2 (en) * 2003-07-29 2006-09-12 Pratt & Whitney Canada Corp. Compact epicyclic gear carrier
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
PL1720632T3 (pl) 2004-01-20 2018-03-30 Fluor Technologies Corporation Sposoby i konfiguracje do wzbogacania gazu kwaśnego
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
WO2005095855A1 (de) 2004-03-30 2005-10-13 Alstom Technology Ltd Vorrichtung und verfahren zur flammenstabilisierung in einem brenner
WO2005095863A1 (de) 2004-03-31 2005-10-13 Alstom Technology Ltd Brenner
WO2005100754A2 (en) 2004-04-16 2005-10-27 Clean Energy Systems, Inc. Zero emissions closed rankine cycle power system
US7302801B2 (en) 2004-04-19 2007-12-04 Hamilton Sundstrand Corporation Lean-staged pyrospin combustor
DE102004020753A1 (de) * 2004-04-27 2005-12-29 Man Turbo Ag Vorrichtung zur Ausnutzung der Abwärme von Verdichtern
US7185497B2 (en) 2004-05-04 2007-03-06 Honeywell International, Inc. Rich quick mix combustion system
US7934926B2 (en) 2004-05-06 2011-05-03 Deka Products Limited Partnership 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
US7438744B2 (en) 2004-05-14 2008-10-21 Eco/Technologies, Llc Method and system for sequestering carbon emissions from a combustor/boiler
US20080034727A1 (en) 2004-05-19 2008-02-14 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
EP1819964A2 (en) 2004-06-11 2007-08-22 Vast Power Systems, Inc. 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
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
DK1795510T3 (da) 2004-09-29 2014-06-16 Taiheiyo Cement Corp System og fremgangsmåde til behandling af gasstøv udtaget fra cementovnsforbrændingsgas
DK1795509T3 (da) 2004-09-29 2014-09-01 Taiheiyo Cement Corp System og fremgangsmåde til behandling af støv i gas udtage fra cementovnsforbrændingsgas
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
EP1666823A1 (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
DE502005000780D1 (de) 2005-01-17 2007-07-12 Balcke Duerr Gmbh Vorrichtung und Verfahren zum Mischen eines Fluidstroms in einem Strömungskanal
US20060183009A1 (en) 2005-02-11 2006-08-17 Berlowitz Paul J Fuel cell fuel processor with hydrogen buffering
CN1847766A (zh) 2005-02-11 2006-10-18 林德股份公司 通过与冷却液体直接热交换而冷却气体的方法和装置
US7875402B2 (en) 2005-02-23 2011-01-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Proton conducting solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming
US7137256B1 (en) 2005-02-28 2006-11-21 Peter Stuttaford Method of operating a combustion system for increased turndown capability
US20060196812A1 (en) 2005-03-02 2006-09-07 Beetge Jan H Zone settling aid and method for producing dry diluted bitumen with reduced losses of asphaltenes
US7194869B2 (en) 2005-03-08 2007-03-27 Siemens Power Generation, Inc. Turbine exhaust water recovery system
US20090117024A1 (en) 2005-03-14 2009-05-07 Geoffrey Gerald Weedon 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
WO2006104799A2 (en) 2005-03-30 2006-10-05 Fluor Technologies Corporation Integrated of lng regasification with refinery and power generation
US8196413B2 (en) 2005-03-30 2012-06-12 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for thermal integration of LNG regasification and power plants
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
RU2378519C2 (ru) 2005-04-05 2010-01-10 Саргас Ас Тепловая электростанция с уменьшенным содержанием co2 и способ выработки электроэнергии из угольного топлива
DE102005017905A1 (de) 2005-04-18 2006-10-19 Behr Gmbh & Co. Kg Vorrichtung zur gekühlten Rückführung von Abgas einer Brennkraftmaschine eines Kraftfahrzeuges
DE112006001149B4 (de) 2005-05-02 2013-04-04 Vast Power Portfolio, Llc Verfahren und Vorrichtung für die Nasskompression
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
JP5334576B2 (ja) 2005-06-27 2013-11-06 ソリッド・ガス・テクノロジーズ・リミテッド・ライアビリティ・カンパニー クラスレートハイドレート生成および解離モジュールを用いたガス流の処理方法
US7966822B2 (en) 2005-06-30 2011-06-28 General Electric Company Reverse-flow gas turbine combustion system
US7481048B2 (en) 2005-06-30 2009-01-27 Caterpillar Inc. Regeneration assembly
US7752850B2 (en) 2005-07-01 2010-07-13 Siemens Energy, Inc. Controlled pilot oxidizer for a gas turbine combustor
US7670135B1 (en) 2005-07-13 2010-03-02 Zeeco, Inc. Burner and method for induction of flue gas
US20070044479A1 (en) 2005-08-10 2007-03-01 Harry Brandt Hydrogen production from an oxyfuel combustor
DE112006002198T9 (de) 2005-08-16 2009-02-26 CO2CRC Technologies Pty. Ltd., Parkville Anlage und Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen
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
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
EA016697B1 (ru) 2005-11-07 2012-06-29 Спешиэлист Проусес Текнолоджиз Лимитед Функциональная жидкость и способ получения функциональной жидкости
US7765810B2 (en) 2005-11-15 2010-08-03 Precision Combustion, Inc. Method for obtaining ultra-low NOx emissions from gas turbines operating at high turbine inlet temperatures
EP1954915A4 (en) 2005-11-18 2015-08-12 Exxonmobile Upstream Res Company METHOD FOR DRILLING AND PRODUCING HYDROCARBONS FROM SUBSURFACE FORMATIONS
US20070144747A1 (en) 2005-12-02 2007-06-28 Hce, Llc Coal bed pretreatment for enhanced carbon dioxide sequestration
US7726114B2 (en) 2005-12-07 2010-06-01 General Electric Company Integrated combustor-heat exchanger and systems for power generation using the same
WO2007068682A1 (en) 2005-12-12 2007-06-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Enhanced oil recovery process and a process for the sequestration of carbon dioxide
US7634915B2 (en) 2005-12-13 2009-12-22 General Electric Company Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation
US7655071B2 (en) 2005-12-16 2010-02-02 Shell Oil Company Process for cooling down a hot flue gas stream
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
CA2645450A1 (en) 2006-03-07 2007-09-13 Western Oil Sands Usa, Inc. Processing asphaltene-containing tailings
US7650744B2 (en) 2006-03-24 2010-01-26 General Electric Company Systems and methods of reducing NOx emissions in gas turbine systems and internal combustion engines
JP4418442B2 (ja) 2006-03-30 2010-02-17 三菱重工業株式会社 ガスタービンの燃焼器及び燃焼制御方法
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
US20070245736A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Eastman Chemical Company Process for superheated steam
US20070249738A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Haynes Joel M Premixed partial oxidation syngas generator
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
US20090301099A1 (en) 2006-06-23 2009-12-10 Nello Nigro Power Generation
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
WO2008003732A1 (en) 2006-07-07 2008-01-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery
KR100735841B1 (ko) 2006-07-31 2007-07-06 한국과학기술원 천연가스 하이드레이트로부터 메탄가스를 회수하는 방법
CA2661493C (en) 2006-08-23 2012-04-24 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
WO2008034777A1 (en) 2006-09-18 2008-03-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for the manufacture of carbon disulphide
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
US7566394B2 (en) 2006-10-20 2009-07-28 Saudi Arabian Oil Company Enhanced solvent deasphalting process for heavy hydrocarbon feedstocks utilizing solid adsorbent
GB0620883D0 (en) 2006-10-20 2006-11-29 Johnson Matthey Plc Exhaust system for a lean-burn internal combustion engine
US7763163B2 (en) 2006-10-20 2010-07-27 Saudi Arabian Oil Company Process for removal of nitrogen and poly-nuclear aromatics from hydrocracker feedstocks
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
US7827778B2 (en) 2006-11-07 2010-11-09 General Electric Company Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions
US7739864B2 (en) 2006-11-07 2010-06-22 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
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
US7802434B2 (en) 2006-12-18 2010-09-28 General Electric Company Systems and processes for reducing NOx emissions
EP1944268A1 (en) 2006-12-18 2008-07-16 BP Alternative Energy Holdings Limited Process
US20080155984A1 (en) 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture
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.
US20100162703A1 (en) 2007-01-25 2010-07-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for reducing carbon dioxide emission in a power plant
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
NZ579550A (en) 2007-02-12 2011-01-28 Sasol Tech Pty Ltd 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
CA2587166C (en) 2007-05-03 2008-10-07 Imperial Oil Resources Limited An improved process for recovering solvent from asphaltene containing tailings resulting from a separation process
WO2008137815A1 (en) 2007-05-04 2008-11-13 Clark Steve L Reduced-emission gasification and oxidation of hydrocarbon materials for liquid fuel production
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
CN101680293B (zh) 2007-05-25 2014-06-18 埃克森美孚上游研究公司 结合原位加热、动力装置和天然气处理装置产生烃流体的方法
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
CA2697944A1 (en) 2007-08-30 2009-03-05 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
CA2698238C (en) 2007-10-22 2014-04-01 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
US8220268B2 (en) 2007-11-28 2012-07-17 Caterpillar Inc. Turbine engine having fuel-cooled air intercooling
CN101939075B (zh) 2007-11-28 2013-08-14 布莱阿姆青年大学 从废气中捕集二氧化碳
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
CA2713536C (en) 2008-02-06 2013-06-25 Osum Oil Sands Corp. Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservoir
CA2715973C (en) 2008-02-12 2014-02-11 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
CA2934541C (en) 2008-03-28 2018-11-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CA2718803C (en) 2008-03-28 2016-07-12 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
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
US8209192B2 (en) 2008-05-20 2012-06-26 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
US7753972B2 (en) 2008-08-17 2010-07-13 Pioneer Energy, Inc Portable apparatus for extracting low carbon petroleum and for generating low carbon electricity
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
WO2010032077A1 (en) 2008-09-19 2010-03-25 Renault Trucks Mixing device in an exhaust gas pipe
US7931888B2 (en) 2008-09-22 2011-04-26 Praxair Technology, Inc. Hydrogen production method
US8316784B2 (en) 2008-09-26 2012-11-27 Air Products And Chemicals, Inc. Oxy/fuel combustion system with minimized flue gas recirculation
US9222671B2 (en) 2008-10-14 2015-12-29 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for controlling the products of combustion
US8454350B2 (en) 2008-10-29 2013-06-04 General Electric Company Diluent shroud for combustor
PE20120245A1 (es) 2008-11-24 2012-04-21 Ares Turbine As Turbina de gas con combustion externa, aplicando intercambiador termico regenerativo giratorio
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
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
MX336605B (es) 2009-06-05 2016-01-25 Exxonmobil Upstream Res Co Sistemas de camara de combustion y metodos para usar los mismos.
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
JP6076088B2 (ja) 2009-09-01 2017-02-08 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 低排出発電および炭化水素回収のシステムおよび方法
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
EP2499332B1 (en) 2009-11-12 2017-05-24 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated system for power generation and method for low emission hydrocarbon recovery with power generation
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
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
JP5535713B2 (ja) * 2010-03-24 2014-07-02 三菱重工業株式会社 ガス化複合発電システム
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
MY164051A (en) 2010-07-02 2017-11-15 Exxonmobil Upstream Res Co Low emission triple-cycle power generation systems and methods
US9903316B2 (en) 2010-07-02 2018-02-27 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
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
JP5913305B2 (ja) 2010-07-02 2016-04-27 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 低エミッション発電システム及び方法
US9732673B2 (en) 2010-07-02 2017-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler
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
US8268044B2 (en) 2010-07-13 2012-09-18 Air Products And Chemicals, Inc. Separation of a sour syngas stream
US8206669B2 (en) 2010-07-27 2012-06-26 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for treating a sour gas
US9019108B2 (en) 2010-08-05 2015-04-28 General Electric Company Thermal measurement system for fault detection within a power generation system
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
WO2012018457A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion
US9399950B2 (en) 2010-08-06 2016-07-26 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods 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
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)
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
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
EA201391364A1 (ru) 2011-03-22 2014-01-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способы улавливания диоксида углерода в турбинных системах с низким уровнем выбросов загрязняющих веществ
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
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
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
US8205455B2 (en) 2011-08-25 2012-06-26 General Electric Company Power plant and method of operation
US8453462B2 (en) 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US20120023954A1 (en) 2011-08-25 2012-02-02 General Electric Company Power plant and method of operation
US8713947B2 (en) 2011-08-25 2014-05-06 General Electric Company Power plant with gas separation system
US9127598B2 (en) 2011-08-25 2015-09-08 General Electric Company Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
US8347600B2 (en) 2011-08-25 2013-01-08 General Electric Company Power plant and method of operation
US8266883B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant start-up method and method of venting the power plant
US8266913B2 (en) 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant and method of use
US8245492B2 (en) 2011-08-25 2012-08-21 General Electric Company Power plant and method of operation
US20130086917A1 (en) 2011-10-06 2013-04-11 Ilya Aleksandrovich Slobodyanskiy Apparatus for head end direct air injection with enhanced mixing capabilities
US9097424B2 (en) 2012-03-12 2015-08-04 General Electric Company System for supplying a fuel and working fluid mixture to a combustor
CA2868732C (en) 2012-03-29 2017-02-14 Exxonmobil Upstream Research 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
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
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
US20150040574A1 (en) 2012-04-12 2015-02-12 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US20130269310A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
CA2881606C (en) 2012-04-12 2017-07-04 General Electric 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
US8539749B1 (en) 2012-04-12 2013-09-24 General Electric Company 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
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
US20130269357A1 (en) 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a secondary flow system
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine
EP2841740B1 (en) 2012-04-26 2020-04-01 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
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
US20140060073A1 (en) 2012-08-28 2014-03-06 General Electric Company Multiple point overboard extractor for gas turbine
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
WO2014071118A1 (en) 2012-11-02 2014-05-08 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US20140182298A1 (en) 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US20140182304A1 (en) 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for a turbine combustor
US10138815B2 (en) 2012-11-02 2018-11-27 General Electric Company System and method for diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
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
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
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
US10215412B2 (en) 2012-11-02 2019-02-26 General Electric Company System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US20140182305A1 (en) 2012-12-28 2014-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for a 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
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
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
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
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
US20150033751A1 (en) 2013-07-31 2015-02-05 General Electric Company System and method for a water injection system
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
US20160313340A1 (en) 2013-12-19 2016-10-27 Norwegian Antibodies As Improved vertical flow immunoassay
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
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
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
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2669092A (en) * 1953-02-03 1954-02-16 Nils W Hammaren Gas turbine power plant with exhaust gas recycling
RU2094636C1 (ru) * 1993-02-24 1997-10-27 Виктор Исаакович Особов Способ работы газотурбинной установки (варианты) и газотурбинная установка
US20080104939A1 (en) * 2006-11-07 2008-05-08 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
WO2012128923A2 (en) * 2011-03-22 2012-09-27 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission turbine systems incorporating inlet compressor oxidant control apparatus and methods related thereto

Also Published As

Publication number Publication date
WO2014071037A2 (en) 2014-05-08
AU2017261468A1 (en) 2017-12-07
US9599070B2 (en) 2017-03-21
AU2013337830B2 (en) 2017-08-17
SG11201503406VA (en) 2015-05-28
AU2013337830A1 (en) 2015-05-21
CN108590856A (zh) 2018-09-28
EP2914829A2 (en) 2015-09-09
JP6444880B2 (ja) 2018-12-26
CA2890088A1 (en) 2014-05-08
BR112015009962A2 (pt) 2017-07-11
JP2019031979A (ja) 2019-02-28
JP7029378B2 (ja) 2022-03-03
CN104937239B (zh) 2018-03-13
US20140123620A1 (en) 2014-05-08
EP2914829B8 (en) 2020-12-23
RU2015120738A (ru) 2016-12-27
AU2017261468B2 (en) 2020-02-27
CN108590856B (zh) 2021-06-08
US10683801B2 (en) 2020-06-16
US20170184021A1 (en) 2017-06-29
JP2016502619A (ja) 2016-01-28
WO2014071037A3 (en) 2014-07-17
EP2914829B1 (en) 2020-10-21
MY179973A (en) 2020-11-19
CN104937239A (zh) 2015-09-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2655896C2 (ru) Система и способ для сжатия окислителя в газотурбинной системе на основе стехиометрической рециркуляции выхлопного газа
RU2637609C2 (ru) Система и способ для камеры сгорания турбины
US9708977B2 (en) System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
AU2013245959B2 (en) System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9951658B2 (en) System and method for an oxidant heating system
US20140182301A1 (en) System and method for a turbine combustor
WO2014071118A1 (en) System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US20150040574A1 (en) System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
WO2014209659A1 (en) System and method for a fuel nozzle
EP3014076A1 (en) Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
WO2014071065A2 (en) System and method for a turbine combustor
WO2014071063A1 (en) System and method for a turbine combustor
TWI654369B (zh) 在化學計量廢氣再循環氣渦輪系統中用於氧化劑壓縮之系統