EA025457B1 - Система и способ генерации энергии с низкими выбросами, включающие отделение диоксида углерода - Google Patents
Система и способ генерации энергии с низкими выбросами, включающие отделение диоксида углерода Download PDFInfo
- Publication number
- EA025457B1 EA025457B1 EA201391365A EA201391365A EA025457B1 EA 025457 B1 EA025457 B1 EA 025457B1 EA 201391365 A EA201391365 A EA 201391365A EA 201391365 A EA201391365 A EA 201391365A EA 025457 B1 EA025457 B1 EA 025457B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- solvent
- pressure
- bicarbonate
- solvent solution
- Prior art date
Links
Classifications
-
- 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
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/62—Carbon oxides
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
- F02C1/04—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
- F02C1/08—Semi-closed cycles
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/30—Alkali metal compounds
- B01D2251/306—Alkali metal compounds of potassium
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/60—Inorganic bases or salts
- B01D2251/606—Carbonates
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—Carbon dioxide
-
- 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
- F05D2260/60—Fluid transfer
- F05D2260/61—Removal of CO2
-
- 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
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- 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]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
Abstract
Предлагаются способы и системы отделения COв тепловых электростанциях с низкими выбросами. Одна из систем содержит газотурбинную систему, которая сжигает топливо и окислитель в присутствии потока сжатого рецикла с получением механической энергии и газообразного выхлопа. Продувочный поток отбирают из потока сжатого рецикла и направляют в сепаратор CO, выполненный с возможностью поглощения COиз продувочного потока с использованием растворителя на основе карбоната калия. Летучие вещества удаляют из обогащенного растворителя посредством отделения или посредством быстрого понижения давления до промежуточного давления, перед тем как обогащенный растворитель регенерируют, и удаляют CO.
Description
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к системам генерации энергии с низкими выбросами. Более конкретно варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу и устройству для сжигания топлива для генерации энергии, к улучшенному производству диоксида углерода (СО2) и к использованию технологии с абсорбциями для улавливания СО2.
Уровень техники
Этот раздел предназначен для введения в различные аспекты современного уровня техники, которые могут ассоциироваться с иллюстративными вариантами осуществления настоящего изобретения. Это обсуждение, как считается, поможет в создании рамок для облегчения лучшего понимания конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, необходимо понять, что этот раздел должен рассматриваться именно в этом свете, а не обязательно как признание современного уровня техники.
Множество стран, добывающих нефть, испытывают сильный внутренний рост потребности в энергии и заинтересованы в увеличении добычи нефти (БОК) для улучшения добычи нефти из своих резервуаров. Две распространенных технологии ЕОК включают нагнетание азота (Ν2) для поддержания давления в резервуаре и нагнетание диоксида углерода (СО2) для осуществления смешанного заводнения для ЕОК. Имеется также глобальная проблема относительно выбросов тепличного газа (ОНО). Эта проблема в сочетании с внедрением политики ограничения промышленных выбросов с помощью квот во многих странах делает уменьшение выбросов СО2 приоритетом для этих и других стран, а также для компаний, которые управляют в них системами добычи углеводородов.
Некоторые подходы для понижения выбросов СО2 включают декарбонизацию топлива или улавливание после сгорания с использованием абсорбции, таких как амины. Однако оба эти решения являются дорогостоящими и понижают эффективность генерации энергии, что приводит к понижению производства энергии, к увеличению потребности в топливе и к увеличению стоимости электричества для удовлетворения потребности в бытовой энергии. В частности, присутствие кислорода, оксидов серы (8Ох) и оксидов азота ^Ох) делает использование абсорбции оксидов азота ^Ох) очень проблематичным. Другой подход представляет собой кислородно-топливную газовую турбину в объединенном цикле (например, когда избыток тепла из цикла Брайтона газовой турбины улавливается для получения водяного пара и производства дополнительной энергии в цикле Ренкина). Однако нет коммерчески доступных газовых турбин, которые могут работать в таком цикле, и энергия, необходимая для получения кислорода высокой чистоты, значительно понижает общую эффективность способа.
Кроме того, при растущей проблеме глобального изменения климата и воздействия выбросов СО2, ударение делается на доведении до минимума выбросов СО2 от тепловых электростанций. Газотурбинные тепловые электростанции являются эффективными, и они имеют более низкую стоимость по сравнению с ядерными или угольными технологиями генерации энергии. Однако улавливание СО2 из выбросов из газотурбинной тепловой электростанции является очень дорогостоящим, поскольку концентрация СО2 в выбросах является низкой, необходимо обрабатывать большой объем газа и давление выпускаемого потока является низким. Эти факторы, среди прочего, приводят к повышению стоимости улавливания СО2.
Ранее описывались улавливание и извлечение СО2 из системы генерации энергии с низкими выбро- 1 025457 сами, которые включают контур рециклирования выпускаемого газа. Например, заявка на патент США, серийный № 61/361173, которая включается в настоящий документ в качестве ссылки во всей ее полноте, иллюстрирует использование карбонатно-калиевого растворителя (К2СО3) для абсорбции и извлечения СО2 из таких систем. Однако когда СО2 извлекают с помощью абсорбции растворителем, растворитель абсорбирует также небольшие количества летучих компонентов (таких, например, как азот, кислород, аргон и монооксид углерода), которые будут иметь малую растворимость в растворителе на водной основе, таком как К2СО3. При регенерации растворителя для высвобождения абсорбированного СО2 эти летучие компоненты будут также выделяться и будут оставаться вместе с СО2. Если СО2 используют для БОК или нагнетают в резервуар для пассивирования, присутствие летучих веществ может быть нежелательным. Например, присутствие кислорода может увеличить скорости коррозии, в то время как присутствие монооксида углерода (СО) может создавать опасность для людей или окружающей среды, если он выпускается во время запуска или в условиях неполадок в способе.
Соответственно, по-прежнему имеется существенная потребность в высокоэффективном способе генерации энергии с низкими выбросами, который включает улавливание СО2 и извлечение при пониженных затратах. В дополнение к этому, когда для отделения СО2 используют карбонатно-калиевый (К2СО3) растворитель, имеется также интерес к удалению летучих веществ из извлеченного СО2.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение направлено на системы генерации энергии с низкими выбросами, которые содержат контур рециклирования выпускаемого газа, и улавливание и извлечение диоксида углерода (СО2) с использованием системы разделения на основе карбоната калия (К2СО3). В системах генерации энергии с низкими выбросами, описанных в настоящем документе, выпускаемые газы из газовых турбин с низкими выбросами, которые принудительно удаляются в типичной установке с объединенным циклом на природном газе, вместо этого, рециклируются, и часть рециклированного выпускаемого газа отделяется и извлекается. Устройство, системы и способы по настоящему изобретению разделяют выпускаемый газ с использованием карбонатно-калиевого К2СО3 растворителя с абсорбцией и извлечением СО2. Такие способы разделения на основе К2СО3 иногда упоминаются как горячие способы на основе карбоната калия или способы горячего выщелачивания. Устройство и способы удаления летучих компонентов из растворителя, обогащенного СО2, перед регенерацией растворителя и удалением СО2 дополнительно включаются в настоящий документ, с получением в результате СО2 высокой чистоты с малым количеством загрязняющих примесей или вообще без них. Извлеченный СО2 можно использовать для увеличения нефтеотдачи пласта (ЕОК), пассивирования, хранения или для ряда других целей.
В системах и способах по настоящему изобретению топливо и сжатый окислитель сжигают в присутствии потока сжатого рецикла в камере сгорания с генерированием выходящего потока. Выходящий поток расширяют с получением энергии и генерированием выпускаемого газового потока, и выпускаемый газовый поток охлаждают и рециркулируют в главный компрессор. Главный компрессор генерирует поток сжатого рецикла. Часть потока сжатого рецикла направляется обратно в камеру сгорания, чтобы он действовал как разбавитель во время горения, в то время как остальную часть потока сжатого рецикла направляют в систему отделения СО2. В системе отделения СО2 выпускаемые газы охлаждают и направляют в абсорбционную колонну, где карбонатно-калиевый К2СО3 растворитель используют для абсорбции СО2 из выпускаемых газов, с генерированием обогащенного азотом остаточного потока и раствора бикарбонатного растворителя.
В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения летучие компоненты удаляют из раствора бикарбонатного растворителя посредством отделения раствора растворителя с помощью паров, таких как азот, аргон или водяной пар. В других вариантах осуществления летучие компоненты удаляют из раствора бикарбонатного растворителя посредством быстрого понижения давления раствора растворителя до давления, достаточного для высвобождения газообразных летучих веществ из растворителя, в то же время удерживая СО2 в жидком растворе. Затем летучие компоненты могут рециклироваться в систему рециркуляции выпускаемого газа (ЕОК), например, посредством объединения летучих веществ с потоком охлажденного рецикла, поступающим в главный компрессор. При обоих сценариях после удаления летучих веществ из раствора бикарбонатного растворителя давление раствора быстро понижают до атмосферного давления или давления близкого к атмосферному давлению и регенерируют с помощью кипячения раствора бикарбонатного растворителя для удаления СО2 и воды с получением обедненного регенерированного карбонатно-калиевого К2СО3 растворителя. Регенерированный растворитель может рециклироваться в абсорбционную колонну, в то время как СО2 и вода, удаленные из раствора растворителя, могут охлаждаться и конденсироваться с генерированием потока воды и потока извлеченного СО2. При удалении летучих веществ из раствора бикарбонатного растворителя перед регенерированием растворителя и извлечением СО2 получают продукт СО2 более высокой чистоты.
Краткое описание чертежей
Указанные выше и другие преимущества настоящего изобретения могут стать понятными при изучении следующего далее подробного описания и чертежей и неограничивающих примеров вариантов осуществления, в которых фиг. 1 изображает объединенную систему генерации энергии с низкими выбросами и улучшенным
- 2 025457 извлечением СО2;
фиг. 2 - иллюстративную систему улавливания СО2, используемую в объединенной системе генерации энергии с низкими выбросами и улучшенным извлечением СО2;
фиг. 3 - другую иллюстративную систему для улавливания СО2, содержащую отпарную секцию для удаления летучих веществ перед регенерацией раствора бикарбонатного растворителя и удалением СО2;
фиг. 4 - другую иллюстративную систему для улавливания СО2, содержащую ступень быстрого понижения давления для удаления летучих веществ перед регенерацией раствора бикарбонатного растворителя и удалением СО2;
фиг. 5 - объединенную систему генерации энергии с низкими выбросами и улучшенным извлечением СО2, в которой летучие вещества, удаляемые в системе улавливания СО2, рециклируются в систему рециркуляции выпускаемого газа.
Подробное описание изобретения
В следующем далее разделе подробного описания конкретные варианты осуществления настоящего изобретения описываются в связи с предпочтительными вариантами осуществления. Однако до той степени, до которой следующее далее описание является отличным для конкретного варианта осуществления или конкретного использования настоящего изобретения, они предлагаются только для целей иллюстрации и просто предлагают описание иллюстративных вариантов осуществления. Соответственно, настоящее изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, но скорее оно включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы истинного духа и рамок прилагаемой формулы изобретения.
Различные термины, как используется в настоящем документе, определены ниже. До той степени, до которой термин, используемый в формуле изобретения, не определен ниже, он должен приводиться в самом широком определении, понятном специалистам в данной области, при условии, что этот термин отражен по меньшей мере в одной печатной публикации или в выданном патенте.
Как используется в настоящем документе, термин природный газ относится к многокомпонентному газу, полученному из скважины с сырой нефтью (попутный газ) или из подземной газоносной формации (непопутный газ). Композиция и давление природного газа могут сильно различаться. Типичный поток природного газа содержит метан (СН4) в качестве главного компонента, то есть больше 50 мол.% потока природного газового составляет метан. Поток природного газа может также содержать этан (С2Н6), более высокомолекулярные углеводороды (например, С3-С20 углеводороды), один или несколько кислотных газов (например, сероводород, диоксид углерода) или любое их сочетание. Природный газ может также содержать малые количества загрязняющих примесей, таких как вода, азот, сульфид железа, воск, сырая нефть или любое их сочетание.
Как используется в настоящем документе, термин стехиометрическое горение относится к реакции горения, имеющей некоторый объем реагентов, содержащих топливо и окислитель, и некоторый объем продуктов, образующихся посредством горения реагентов, где весь объем реагентов используют для образования продуктов. Как используется в настоящем документе, термин по существу, стехиометрическое горение относится к реакции горения, имеющей отношение эквивалентности в пределах примерно от 0,9:1 примерно до 1,1:1 или более предпочтительно примерно от 0,95:1 примерно до 1,05:1.
Как используется в настоящем документе, термин поток относится к некоторому объему текучих сред, хотя использование термина поток, как правило, означает движущийся поток текучих сред (например, имеющий некоторую линейную скорость или массовую скорость потока). Однако термин поток не требует наличия линейной скорости, массовой скорости потока или конкретного типа прохода для заключения в нем потока.
Как используется в настоящем документе, фраза давление близкое к атмосферному давлению относится к давлению в пределах примерно 10 процентов или, предпочтительно, в пределах примерно 5% от реального атмосферного давления. Например, если атмосферное давление составляет 14,7 фунт/кв.дюйм (1 атм), любое давление в пределах примерно от 13,2 фунт/кв.дюйм (0,9 атм) примерно до 16,2 фунт/кв.дюйм (1,1 атм) считается давлением близким к атмосферному давлению.
Варианты осуществления описанных в настоящее время систем и способов можно использовать для получения электрической энергии со сверхнизкими выбросами и СО2 для применений для БОК или пассивирования. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления, описанными в настоящем документе, смесь воздуха и топлива может сжигаться и одновременно смешиваться с потоком рециклированного выпускаемого газа. Поток рециклированного выпускаемого газа охлаждается и сжимается и его можно использовать в качестве разбавителя для контроля или поддержания иным образом температуры горения и выпускаемого газа, поступающего в следующий далее расширитель. В одном или нескольких вариантах осуществления условия горения являются нестехиометрическими. В других вариантах осуществления условия горения являются стехиометрическими или, по существу, стехиометрическими.
Выпускаемые газы не рециклируемые в камеру сгорания, разделяются с улавливанием СО2 и генерированием остаточного потока, содержащего азот. В применениях для ЕОК, извлеченный СО2 нагнетают в добываюдие нефтяные скважины или рядом с ними, обычно, при сверхкритических условиях. СО2 действует и как агент для повышения давления, так и, когда растворяется в подземной сырой нефти, зна- 3 025457 чительно понижает вязкость нефти, давая возможность нефти для более быстрого протекания через землю в скважину для удаления. Остаточный поток, содержащий азот (а часто также кислород и аргон), можно использовать для генерирования дополнительной энергии и можно также использовать для разнообразных целей, включая поддержание давления. При применениях для поддержания давления инертный газ, такой как азот, сжимают и нагнетают в углеводородный резервуар для поддержания исходного давления в резервуаре, таким образом, делая возможным повышение добычи углеводородов. Результат, для систем, описанных в настоящем документе, представляет собой получение энергии и концентрирование и улавливание СО2 экономически более эффективным образом.
Горение при условиях близких к стехиометрическим (или слегка обогащенное горение) может обеспечить преимущества, устраняя затраты на удаление избыточного кислорода. Посредством охлаждения выпускаемого газа и конденсации воды из потока можно получить поток с относительно высоким содержанием СО2. Хотя часть рециклированного выпускаемого газа можно использовать для регулировки температуры в замкнутом цикле Брайтона, остальной продувочный поток можно использовать для применений при БОК, и электрическую энергию можно получать с небольшими выбросами 8ОХ, ΝΟΧ или СО2 в атмосферу или вообще без них. Результатом этого процесса является получение энергии и производство дополнительного СО2.
Стехиометрическое или, по существу, стехиометрическое горение топлива в сочетании с резким увеличением давления выпускаемого газа перед сжатием для рециркуляции может сделать парциальное давление СО2 гораздо выше, чем в обычном выхлопе от газовой турбины. В результате, улавливание диоксида углерода в способе отделения СО2 может предприниматься с использованием менее энергоемких растворителей, таких как карбонат калия (К2СО3). Присутствие кислорода (О2), оксидов серы (8ОХ) и оксидов азота ^ОХ) в выпускаемом газе делает использование растворителей на основе амина (например, МЕА, БЕЛ, МБЕЛ и родственных растворителей) сложным, даже при более высоком давлении и повышенном содержании СО2, поскольку растворители на основе амина могут деградировать в их присутствии. Кроме того, К2СО3 легко абсорбирует 8ОХ и NΟХ, преобразуя их в простые удобрения, такие как сульфит калия (К28О3) и нитрат калия (КNΟ3). Эти удобрения могут легко выпускаться способом, безвредным для окружающей среды.
В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения предлагаются объединенные системы генерации энергии, содержащие газотурбинную систему, систему рециркуляции выпускаемого газа и систему отделения СО2. Различные варианты осуществления каждого из этих компонентов описаны более подробно ниже.
Газотурбинная система.
Газотурбинная система содержит камеру сгорания, входной компрессор и расширитель, где камера сгорания выполнена с возможностью для сжигания одного или нескольких сжатых окислителей и одного или нескольких топлив в присутствии потока сжатого рецикла с генерированием выходящего потока. Выходящий поток расширяется в расширителе с генерированием выпускаемого газового потока. Один или несколько окислителей могут содержать любую кислородсодержащую текучую среду, такую как атмосферный воздух, воздух, обогащенный кислородом, по существу, чистый кислород или их сочетания. Одно или несколько топлив могут содержать природный газ, попутный газ, дизельное топливо, топливное масло, газифицированный уголь, кокс, нафту, метан, этан, бутан, пропан, синтез-газ, керосин, авиационное топливо, биологическое топливо, окисленные углеводородные материалы, другие пригодные для использования углеводородсодержащие газы или жидкости, водород, монооксид углерода или их сочетания. В дополнение к этому топливо может содержать инертные компоненты, включая, но не ограничиваясь этим, Ν2 или СО2. В некоторых вариантах осуществления топливо может, по меньшей мере частично, поставляться углеводородным резервуаром, его получают благодаря ЕОК с помощью нагнетания СО2 уловленного с использованием способа, описанного в настоящем документе. В определенных вариантах осуществления топливо содержит природный газ.
В одном или нескольких вариантах осуществления условия горения в камере сгорания являются стехиометрическими или, по существу, стехиометрическими. Разбавитель может подаваться в камеру сгорания для контроля или иным образом поддержания температуры горения и топочного газа для удовлетворения требований к материалу следующего далее расширителя. Поток разбавителя может регулироваться, чтобы помочь в поддержании стехиометрических условий в камере сгорания, уменьшения изменений композиции, объемного потока или других изменений в потоках окислителя и топлива. В одном или нескольких вариантах осуществления разбавитель, поступающий в камеру сгорания, содержит по меньшей мере часть потока сжатого рецикла.
В некоторых вариантах осуществления водяной пар высокого давления также может использоваться в качестве разбавителя в камере сгорания. В таких вариантах осуществления добавление водяного пара уменьшило бы требования относительно энергии и размеров в системе, но потребовало бы добавления контура рециклирования воды.
В дополнение к этому в других вариантах осуществления сжатый окислитель, вводимый в камеру сгорания, может содержать аргон. Например, окислитель может содержать примерно от 0,1 примерно до 5,0 об.% аргона или примерно от 1,0 примерно до 4,5 об.% аргона, или примерно от 2,0 примерно до 4,0
- 4 025457 об.% аргона, или примерно от 2,5 примерно до 3,5 об.% аргона, или примерно 3,0 об.% аргона.
Входной компрессор может представлять собой один компрессор или два или более компрессоров, работающих параллельно или последовательно. Каждый компрессор может содержать отдельную ступень или множество ступеней. В многоступенчатых компрессорах необязательно может использоваться охлаждение между ступенями, чтобы сделать возможным более высокие общие отношения сжатия и более высокую общую выходную мощность. Если используют несколько компрессоров для сжатия потока окислителя, эти компрессоры, взятые вместе, считаются в настоящем документе входным компрессором. Входной компрессор может принадлежать к любому типу, пригодному для способа, описанного в настоящем документе. Такие компрессоры включают, но не ограничиваясь этим, аксиальные, центробежные, возвратно-поступательные или двухвинтовые компрессоры и их сочетания. В одном или нескольких вариантах осуществления входной компрессор содержит аксиальный компрессор.
Горение окислителя и топлива в камере сгорания генерирует выходящий поток. Выходящий поток содержит продукты горения, и их индивидуальные композиции будут изменяться в зависимости от композиции топлива и окислителя, используемых в камере сгорания. В одном или нескольких вариантах осуществления выходящий поток может содержать парообразную воду, СО2, О2, монооксид углерода (СО), азот (Ν2), аргон (Аг), ΝΟΧ, 8ОХ, сероводород (Н28) или их сочетания. Выходящий поток может расширяться в расширителе с образованием выпускаемого газового потока.
Расширитель может представлять собой отдельный расширитель или два или более расширителей, работающих параллельно или последовательно. Каждый расширитель может содержать отдельную ступень или множество ступеней. Когда для расширения выходящего потока используют несколько расширителей, расширители, взятые вместе, рассматриваются в настоящем документе как расширитель. Расширитель может принадлежать к любому типу, пригодному для способа, описанного в настоящем документе, включая, но не ограничиваясь этим, аксиальные или центробежные расширители или их сочетания. Расширение выходящего потока генерирует энергию, которая может использоваться для приведения в действие одного или нескольких компрессоров или электрических генераторов. В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения расширитель соединен с главным компрессором, описанным более подробно ниже, с помощью общего вала или другого механического, электрического или другого силового соединения, так что главный компрессор, по меньшей мере частично, приводится в действие расширителем. В других вариантах осуществления главный компрессор может механически соединяться с электрическим двигателем с устройством для повышения или понижения скорости, таким как коробка передач, или без него. Взятые вместе главный компрессор, камера сгорания и расширитель могут быть характеризоваться как цикл Брайтона.
Система рециркуляции выпускаемого газа (ЕОК).
Система рециркуляции выпускаемого газа (ЕОК) содержит бустерный компрессор или воздуходувку и один или несколько блоков охлаждения, соединенных по текучей среде с бустерным компрессором, где бустерный компрессор выполнен с возможностью для приема и повышения давления выпускаемого газового потока, и один или несколько блоков охлаждения выполняются с возможностью охлаждения выпускаемого газового потока и подачи потока охлажденного рецикла в главный компрессор. Главный компрессор сжимает поток охлажденного рецикла и генерирует поток сжатого рецикла. По меньшей мере часть потока сжатого рецикла направляется обратно в камеру сгорания, в то время как продувочный поток, составляющий другую часть потока сжатого рецикла, охлаждается с генерированием охлажденного продувочного потока, который направляется в систему отделения СО2.
Бустерный компрессор (или воздуходувка) и один или несколько блоков охлаждения могут размещаться любым способом, пригодным для предполагаемой цели. Например, один или несколько блоков охлаждения могут располагаться до или после бустерного компрессора или могут располагаться как до, так и после бустерного компрессора. Один или несколько блоков охлаждения могут представлять собой любой тип устройства, пригодный для понижения температуры выпускаемых газов, таких, например, как теплоутилизатор (НКИ), теплообменник, регенератор, прямой контактный охладитель (БСС), концевой холодильник, блок механического охлаждения или их сочетания. В некоторых вариантах осуществления блок охлаждения представляет собой НКИ, который может располагаться перед бустерным компрессором. Когда его используют, НКИ может выполняться с возможностью приема выпускаемого газового потока и использования остаточного тепла в потоке для генерирования водяного пара, например, в котлеутилизаторе тепла выпускаемых газов (НК8О). Водяной пар, генерируемый с помощью НК8О, может использоваться для разнообразных целей, таких как приведение в действие паротурбинного генератора в цикле Ренкина или для опреснения воды. В этом же или других вариантах осуществления блок охлаждения представляет собой БСС. который может располагаться до или после бустерного компрессора. При использовании БСС может выполняться с возможностью удаления части конденсированной воды из потока охлажденного рецикла с помощью удаляемого потока воды. В некоторых вариантах осуществления удаляемый поток воды может необязательно направляться в НК8О с получением источника воды для генерирования дополнительного водяного пара. В некоторых вариантах осуществления как НК8О, так и БСС используют для охлаждения выпускаемого газового потока, и они находятся, каждый, перед бустерным компрессором.
- 5 025457
В одном или нескольких вариантах осуществления поток охлажденного рецикла направляется в главный компрессор и сжимается с генерированием потока сжатого рецикла. Г лавный компрессор может представлять собой один компрессор или два или более компрессоров, работающих параллельно или последовательно. Каждый компрессор может содержать отдельную ступень или множество ступеней. В многоступенчатых компрессорах необязательно может использоваться охлаждение между ступенями, чтобы сделать возможными более высокие общие отношения сжатия и более высокую общую выходную мощность. Когда для сжатия потока охлажденного рецикла используют несколько компрессоров, компрессоры, взятые вместе, рассматриваются в настоящем документе как главный компрессор. Главный компрессор может представлять собой любой тип, пригодный для способа, описанного в настоящем документе. Такие компрессоры включают, но не ограничиваясь этим, аксиальные, центробежные, возвратно-поступательные или двухвинтовые компрессоры и их сочетания. В одном или нескольких вариантах осуществления главный компрессор содержит аксиальный компрессор. Охлаждение и сжатие выпускаемых газов помогает решить проблемы, связанные с большим объемом газа, который должен обрабатываться, и с низким давлением выпускаемых потоков, которые обычно приводят к высоким затратам на улавливание СО2, делая таким образом улавливание и извлечение СО2 в настоящих системах более эффективным и более экономичным.
При выходе из главного компрессора поток сжатого рецикла может направляться в камеру сгорания для использования в качестве разбавителя для контроля или иным образом поддержания температуры горения и топочного газа, чтобы удовлетворить требования к материалам для следующего далее расширителя и, когда это желательно, поддержать условия стехиометрического горения в камере сгорания. В одном или нескольких вариантах осуществления продувочный поток может отводиться от потока сжатого рецикла и направляться в систему отделения СО2. Специалисты в данной области заметят, что может потребоваться промежуточный нагрев, охлаждение или другие технологические операции так, чтобы продувочный поток поступал в систему отделения СО2 при условиях, оптимизированных для конкретного используемого способа разделения. В одном или нескольких вариантах осуществления можно использовать, например, теплообменник или другой блок охлаждения для охлаждения продувочного потока с генерированием охлажденного продувочного потока, который направляется в систему отделения СО2. Теплообменник может использовать любую охлаждающую текучую среду, пригодную для получения желаемой величины охлаждения, включая, но не ограничиваясь этим, морскую воду, охлажденную воду, один или несколько хладагентов, другие технологические потоки или их сочетания. В некоторых вариантах осуществления продувочный поток может охлаждаться в перекрестном теплообменнике, выполненном с возможностью использования остаточного потока, обогащенного азотом, покидающего абсорбционную колонну системы отделения СО2 для охлаждения. В вариантах осуществления, в которых остаточный поток позднее расширяют для генерации энергии, перекрестный теплообмен продувочного и остаточного потоков может быть особенно преимущественным, поскольку дополнительное тепло, доставляемое остаточным потоком, может позволить увеличение генерации энергии.
Система отделения диоксида углерода.
Сочетание стехиометрического горения (когда оно используется) в камере сгорания и удаления воды через один или несколько блоков охлаждения позволяет аккумулировать содержание СО2 в выпускаемом газе примерно при 10 об/% или выше, что выше, чем содержание выпускаемых газов в обычных системах с объединенным циклом. Эти воздействия плюс воздействия более высоких давлений в результате применения бустерного компрессора делают парциальное давление СО2 гораздо выше, чем в обычном выхлопе газовой турбины. Как следствие, это делает возможным улавливание диоксида углерода в системе отделения СО2 с использованием менее энергоемких растворителей, например технологии с карбонатно-калиевыми К2СО3 растворителями.
Присутствие О2, 8ОХ и ЫОХ делает использование растворителей на основе амина (например, МЕА, ΌΕΑ, ΜΌΕΑ и родственных растворителей) сложным даже при более высоком давлении и при повышенном содержании СО2, поскольку эти газы могут вызвать деградацию амина. Карбонат калия, однако, является не активным химически и стойким к любым воздействиям кислорода. Хотя реакция, осуществляемая в камере сгорания, может в некоторых вариантах осуществления быть стехиометрической, тем не менее, некоторая доля О2 может присутствовать в охлажденном продувочном потоке из-за равновесных ограничений горения. В то время как растворители МЕА потребуют значительного восстановления растворителя и безопасного удаления, использование К2СО3 устраняет деградацию растворителя на основе кислорода.
Карбонат калия легко абсорбирует 8ОХ или ЫОХ в выпускаемом газе, превращая эти соединения в простые удобрения, такие как сульфит калия (К28О3) и нитрат калия (КЫО3). В частности, 8О2, 8О3 и ЫО2, все они образуют в воде умеренно сильные кислоты, гораздо более сильные, чем СО2. Таким образом, они будут предпочтительно абсорбироваться в растворе растворителя, но станут термически стойкими солями (Н88) и не будут удаляться с помощью регенерации. С другой стороны, ЫО и Ы2О имеют низкую растворимость и являются более сложными для абсорбции, чем ЫО2, и имеют тенденцию к присутствию при более низких концентрациях. В качестве простых удобрений К28О3 и КЫО3 могут легко выпускаться безвредным для окружающей среды образом постольку, поскольку другие токсичные со- 6 025457 единения, такие как ингибиторы коррозии, активаторы и тому подобное, не добавляются в систему растворителей. Когда сульфатные и нитратные соединения удаляют, для восполнения растворителя может добавляться гидроксид калия (КОН). Поскольку гидроксид калия является весьма недорогим химикалием, это может осуществляться скорее экономически выгодным образом.
Соответственно, в одном или нескольких вариантах осуществления система отделения СО2 включает абсорбционную колонну, выполненную с возможностью абсорбции СО2 из охлажденного продувочного потока с использованием карбонатно-калиевого К2СО3 растворителя. Когда СО2 абсорбируется К2СО3 в абсорбционной колонне, он взаимодействует с водой с образованием угольной кислоты (Н2СО3), а затем бикарбоната (НСО3). Кислотная часть угольной кислоты (Н+) может взаимодействовать с карбонатным ионом (СО3 -2) с образованием дополнительного бикарбонатного иона. Таким образом, реакция в целом может представлять собой следующее:
СОг+НгО+К2СОз<->2КНСОз
В результате абсорбционная колонна генерирует обогащенный азотом остаточный поток и раствор бикарбонатного растворителя, как описано выше.
Обогащенный азотом остаточный поток из абсорбционной колонны можно использовать, полностью или частично, для разнообразных применений. Например, остаточный поток может нагнетаться в углеводородный резервуар для поддержания давления. Остаточный поток может также продаваться, храниться или удаляться. В одном или нескольких вариантах осуществления, когда поддержание давления не является целесообразным выбором (или когда только часть остаточного потока необходима для поддержания давления), остаточный поток может охлаждаться посредством расширения или другого способа и использоваться для обеспечения глубокого охлаждения в системах, описанных в настоящем документе. Например, охлажденный остаточный поток можно использовать для получения глубокого охлаждения с целью понижения температуры отсоса одного или нескольких компрессоров в системе или для охлаждения воды с целью использования в одном или нескольких блоках охлаждения в системе.
В других вариантах осуществления, когда весь остаточный поток или часть его не используется для поддержания давления, остаточный поток вместо этого может нагреваться перед расширением в турбине, так что может генерироваться дополнительная энергия для использования в другом месте системы или для продажи. Некоторые способы нагрева остаточного потока включают перекрестный теплообмен остаточного потока с другим технологическим потоком (таким как продувочный поток, как описано выше, или другой поток в системе разделения или в системе генерации энергии в целом) в теплообменнике или с использованием вспомогательной горелки для подачи дополнительного тепла в остаточный поток. Будет очевидно, что использование дополнительной горелки потребует дополнительного топлива. Если в горелке используют углеродсодержащее топливо, будет генерироваться дополнительный СО2, который будет неизвлекаемым из остаточного потока. По этой причине в некоторых вариантах осуществления топливо, используемое в горелке, может представлять собой неуглеродный источник топлива, такой как водород. Окислитель, необходимый для вспомогательной горелки, может подаваться посредством отдельного потока окислителя, или в остаточном потоке может иметься достаточное количество окислителя, так что дополнительная подача окислителя не является необходимой. Другие возможные способы нагрева остаточного потока абсорбционной колонны включают использование нагревательного змеевика в НКБО для нагрева остаточного потока, использование катализатора для горения любого СО, присутствующего в остаточном потоке, или нагрев потока вследствие использования остаточного потока для охлаждения (то есть поскольку остаточный поток обеспечивает охлаждение других потоков или устройств, сам поток нагревается).
В одном или нескольких вариантах осуществления раствор бикарбонатного растворителя, покидающего абсорбционную колонну, быстро доводят до давления, близкого к атмосферному давлению, с помощью клапана или другого устройства для понижения давления. В некоторых вариантах осуществления устройство для понижения давления может представлять собой гидравлическую турбину, выполненную с возможностью генерации дополнительной энергии. После быстрого доведения до давления, близкого к атмосферному давлению, раствор бикарбонатного растворителя может кипятиться в регенерационной колонне для удаления СО2 и воды с получением регенерированного карбонатно-калиевого растворителя, который может рециклироваться в абсорбционную колонну.
В некоторых вариантах осуществления регенерационная колонна может работать при температурах, превышающих температуру кипения воды. Например, регенерационная колонна может работать в диапазоне температур от нижнего предела примерно 220°Р (85°С), или примерно 230°Р (89°С), или примерно 240°Р (95°С) до верхнего предела примерно 280°Р (112°С), примерно 290°Р (116°С) или примерно 300°Р (121°С). В этом же или других вариантах осуществления регенерационная колонна может работать при давлениях, находящихся в пределах примерно от 0 примерно до 10 фунт/кв.дюйм в датчике (0,62 кг/см2). По меньшей мере в одном из вариантов осуществления регенерационная колонна может выполняться с возможностью работы при давлении примерно 3 фунт/кв.дюйм в датчике (0,21 кг/см2).
Регенерационная колонна может выполняться с возможностью использования водяного пара, циркулирующего в ней, для кипячения бикарбонатного растворителя и обращения хода реакции, осуществ- 7 025457 ляемой в абсорбционной колонне, с получением при этом регенерированного обедненного бикарбонатного растворителя калия, пригодного для рециркуляции в абсорбционную колонну. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления встроенный насос или что-либо подобное можно использовать для закачки по меньшей мере части обедненного калиевого растворителя обратно в абсорбционную колонну.
В одном или нескольких вариантах осуществления часть обедненного карбонатно-калиевого растворителя, рециркулируемого в абсорбционную колонну, может необязательно удаляться в виде термически стабильной соли (Ηδδ). Иллюстративные Ηδδ могут включать соединения удобрений, включая, но не ограничиваясь этим, сульфит калия и/или нитрат калия. Для восполнения потерь содержания карбоната калия, когда удаляется ΗΗδ, и поддержания общей крепости раствора поток гидроксида калия может подаваться впоследствии в обедненный поток карбоната калия, направляемый в абсорбционную колонну, или в саму абсорбционную колонну. В одном илл нескольких вариантах осуществления, гидроксид калия служит для восполнения растворителя.
Обедненный карбонатно-калиевый растворитель, направляемый в абсорбционную колонну, может необязательно направляться через первый блок охлаждения перед поступлением в абсорбционную колонну. В одном или нескольких вариантах осуществления, первый блок охлаждения может представлять собой, например, воздушный охладитель или теплообменник радиаторного типа, выполняемый с возможностью понижения температуры растворителя. При использовании первый блок охлаждения может выполняться с возможностью понижения температуры обедненного карбонатно-калиевого растворителя до температур в пределах примерно от 230°Р (116°С) примерно до 60°Р (13°С).
Для генерирования водяного пара, циркулирующего в регенерационной колонне, и поддержания необходимого тепла регенерации в одном или нескольких вариантах осуществления регенерационная колонна дополнительно содержит ребойлер, соединенный по текучей среде с регенерационной колонной. Ребойлер может выполняться для нагрева по меньшей мере части обедненного карбонатно-калиевого растворителя, не рециркулируемого в абсорбционную колонну, с получением нагретого обедненного карбонатно-калиевого растворителя. Нагретый обедненный карбонатно-калиевый растворитель может затем рециклироваться в регенерационную колонну с получением водяного пара для кипячения раствора бикарбонатного растворителя. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления ребойлер может снабжаться теплом от ΗΚδΟ в системе ЕСР. В других вариантах осуществления однако ребойлер может снабжаться теплом из другого источника, например из промежуточного извлечения или выпуска из паровой турбины.
Вода, содержащаяся в охлажденном продувочном потоке, может конденсироваться в растворе бикарбонатного растворителя в абсорбционной колонне и затем выкипать в регенерационной колонне. Как следствие, регенерационная колонна может дополнительно выпускать СО2, выделенный из растворителя во время способа регенерации, и любую остаточную воду посредством потока из верхней части колонны. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления СО2 (который, как правило, представляет собой пары) и остаточная вода могут направляться через второй блок охлаждения, такой как воздушный охладитель или теплообменник радиаторного типа, перед введением в конденсор или другую разделительную емкость. Конденсор может выполняться с возможностью отделения остаточной воды от любого извлеченного СО2 для генерирования потока воды и потока, содержащего в основном СО2.
В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть воды, покидающей конденсатор, может рециркулироваться обратно в регенерационную колонну, чтобы сделать возможным поддержание баланса воды в системе. Воду постоянно вводят в растворитель с помощью охлажденного продувочного потока, а впоследствии удаляют через конденсатор. Для поддержания условий и крепости растворителя вода должна оставаться в балансе с системой отделения СО2. Соответственно, вода, рециркулируемая в регенерационную колонну, может сделать возможным возвращение воды так, что водяной пар, генерируемый ребойлером, может контролироваться независимо от этого баланса воды. Другими словами, рециркулируемая вода может использоваться в качестве исходной воды для генерирования водяного пара в регенерационной колонне или для повышения давления водяного пара низкого давления из охлаждения на входе. В этом же или других вариантах осуществления часть воды, покидающей конденсатор, может заменяться и выпускаться как пресная технологическая вода. Например, хотя в некоторых вариантах осуществления она может содержать часть растворенного СО2, вода, покидающая конденсатор, может использоваться в качестве воды для орошения, обрабатываться для использования в качестве исходной воды для бойлера и/или для использования в качестве чистой технологической воды.
В некоторых вариантах осуществления отделенный СО2, покидающий конденсатор, может впоследствии сжиматься для таких применений, как пассизирование или хранение СО2, увеличение нефтеотдачи пласта, продажа СО2, улавливание диоксида углерода и/или их сочетаний. В одном или нескольких вариантах осуществления поток СО2, покидающей конденсатор, имеет высокую чистоту и содержит по меньшей мере 95 мол.% СО2, или по меньшей мере 98 мол.% СО2, или по меньшей мере 99 мол.% СО2, или по меньшей мере 99,5% моль СО2.
Удаление летучих компонентов.
Когда СО2 извлекают посредством абсорбции растворителем, как описано в настоящем документе, растворитель может также абсорбировать небольшие количества летучих компонентов (таких, например,
- 8 025457 как Ν2, О2, Аг и СО), которые будут иметь малую растворимость в растворителе на водной основе, таком как К2СО3. При регенерации растворителя для высвобождения абсорбированного СО2 эти летучие компоненты также выделяются и остаются вместе с СО2. В определенных ситуациях, например, когда СО2 используют для БОК или нагнетают в резервуар для пассивирования, присутствие летучих веществ может быть нежелательным. Например, присутствие кислорода может увеличивать скорости коррозии, в то время как присутствие СО может приводить к возникновению опасности для людей или окружающей среды, если СО2 высвобождается во время запуска или неполадок в условиях способа.
Соответственно, в определенных вариантах осуществления настоящего изобретения обогащенный раствор бикарбонатного растворителя, покидающий абсорбционную колонну, обрабатывается при повышенном давлении или промежуточном давлении для удаления летучих компонентов до того, как давление раствора быстро понижают до давления, близкого к атмосферному давлению, и регенерируют в регенерационной колонне. Удаляемые летучие компоненты могут включать, но не ограничиваясь этим, О2, Ν2, Аг и СО. В настоящем документе описываются два способа удаления летучих веществ, отделение с помощью паров и двухстадийное быстрое понижение давления. Для специалиста в данной области будет очевидно, что варианты этих способов могут также быть эффективными при удалении летучих веществ из раствора бикарбонатного растворителя и что любые такие способы, сконструированные для удаления летучих веществ из раствора без удаления при этом СО2 (или удаления при этом только пренебрежимо малого количества СО2), рассматриваются как находящиеся в рамках настоящего изобретения.
Отделение с помощью отпаривания.
В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения летучие вещества удаляются из обогащенного раствора бикарбонатного растворителя посредством отделения растворителя с помощью паров в отпарной колонне или отпарной секции. Пары могут представлять собой любые (предпочтительно чистые) пары, которые не взаимодействуют с СО2 в растворе растворителя. Соответствующие пары могут включать, но не ограничиваясь этим, азот, аргон, водяной пар и их сочетания.
В одном или нескольких вариантах осуществления отпарная секция включается в качестве дополнительных ступеней в абсорбционную колонну (как правило, в нижней части колонны), так что поток паров поступает в абсорбционную колонну на нижней ступени колонны или рядом с ней, при этом охлажденный продувочный поток вводят в среднюю часть колонны непосредственно над ступенями для отделения. Обогащенный раствор бикарбонатного растворителя, от которого должны отделяться летучие вещества, покидает нижнюю часть абсорбционной колонны, в то время как пар для отпаривания (содержащие летучие вещества, удаленные из растворителя) продвигается вверх по абсорбционной колонне и покидает колонну как часть обогащенного азотом остаточного потока.
В других вариантах осуществления отпарная секция может представлять собой дополнительную колонну, отдельную от абсорбционной колонны. В таких вариантах осуществления поток паров вводится в нижнюю часть отпарной колонны или вблизи нее, а обогащенный бикарбонатный растворитель, покидающий абсорбционную колонну, вводится в верхнюю часть отпарной колонны или вблизи нее. Таким образом, пары и раствор бикарбонатного растворителя протекают противоточным образом через отпарную колонну. При этом отпарная колонна генерирует первый (или выходящий из верхней части колонны) поток, содержащий пар для отпаривания, и летучие вещества, удаляемые из раствора бикарбонатного растворителя, и второй (или покидающий нижнюю часть колонны) поток, содержащий раствор бикарбонатного растворителя, от которого отделены летучие вещества. Поток из верхней части колонны может рециклироваться в абсорбционную колонну, так что пар для отпаривания (содержащий летучие вещества, удаленные из растворителя) покидает абсорбционную колонну как часть обогащенного азотом остаточного потока.
При любом сценарии отпаривание раствора бикарбонатного растворителя имеет место при повышенном давлении, как правило, при давлении охлажденного продувочного потока, поступающего в абсорбционную колонну, или при близком к нему давлении. Посредством отпаривания обогащенного бикарбонатного растворителя при повышенном давлении, летучие вещества удаляются из раствора растворителя, в то время как, по существу, весь СО2 остается в потоке раствора бикарбоната, покидающего отпарную секцию или колонну. Раствор бикарбонатного растворителя может затем быстро испаряться через клапан или другое устройство для понижения давления (такое как гидравлическая турбина) до давления, близкого к атмосферному давлению, и направляться в регенерационную колонну. Посредством удаления летучих веществ таким образом (то есть перед быстрым понижением давления раствора растворителя до давления близкого к атмосферному давлению и регенерирования растворителя), чистый или почти чистый поток СО2 может быть извлечен из системы отделения СО2.
Как описано выше, когда используют отпарную секцию или колонну, пар для отпаривания будет покидать абсорбционную колонну в обогащенном азотом остаточном потоке. Будет очевидно, что может потребоваться дополнительная обработка этого потока с учетом паров, присутствующих в потоке. В дополнение к этому в вариантах осуществления, в которых обогащенный азотом остаточный поток расширяют для генерации энергии, или если остаточный поток позднее выпускается, может быть желательным прохождение остаточного потока над окислительным катализатором с тем, чтобы не испускался СО. Из- 9 025457 быточный кислород может добавляться к потоку перед введением катализатора окисления для обеспечения полного сгорания всего СО. Такое горение будет преимущественно дополнительно нагревать остаточный поток, делая, таким образом, возможной повышенную генерацию энергии.
Двухстадийное быстрое понижение давления.
В одном или нескольких других вариантах осуществления вместо использования отпарной колонны или секции для удаления летучих веществ, у обогащенного раствора бикарбонатного растворителя, покидающего абсорбционную колонну, может вместо этого быстро понижаться давление посредством клапана или другого устройства для понижения давления до промежуточного (или пониженного) давления между давлением охлажденного продувочного потока и атмосферным давлением. Посредством быстрого понижения давления до пониженного, но по-прежнему повышенного давления, раствор бикарбонатного растворителя превращается в двухфазный поток, содержащий газовую фазу и жидкую фазу. В одном или нескольких вариантах осуществления пониженное давление, до которого быстро понижается давление растворителя, выбирается таким образом, что газообразная фаза содержит летучие компоненты в растворе (такие как азот, кислород, аргон, монооксид углерода и их сочетания), в то время как, по существу, весь СО2 остается в жидкой фазе раствора. В некоторых вариантах осуществления, например, газообразная фаза раствора бикарбонатного растворителя содержит примерно меньше чем 5 мол.%, или меньше чем 3 мол.%, или меньше чем 2 мол.%, или меньше чем 1 мол.%, или меньше чем 0,5 мол.%, или меньше чем 0,1 мол.% СО2.
В определенных вариантах осуществления двухфазный раствор растворителя может направляться в емкость для быстрого понижения давления или другое разделительное устройство, выполняемое с возможностью отделения газообразных летучих веществ от жидкого раствора бикарбонатного растворителя, содержащего СО2. В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере примерно 95 мол.%, или по меньшей мере примерно 97 мол.%, или по меньшей мере примерно 98 мол.%, или по меньшей мере примерно 99 мол.% от всего СО2, поступающего в емкость для быстрого понижения давления, остается в растворе и удаляется вместе с жидким раствором бикарбонатного растворителя из емкости для быстрого понижения давления. Летучие вещества, покидающие емкость для быстрого понижения давления, могут затем рециклироваться в систему рециркуляции выпускаемого газа. Например, летучие вещества могут рециклироваться и объединяться с потоком охлажденного рецикла перед главным компрессором. Посредством такого рециклирования летучих веществ СО и О2 могут повторно использоваться для горения, повышая, таким образом, эффективность системы генерации энергии. В дополнение к этому, если какойлибо СО2 удаляется из летучих веществ, он повторно сжимается и повторно обрабатывается в системе отделения СО2 для извлечения.
В одном или нескольких вариантах осуществления давление раствора бикарбонатного растворителя, покидающего емкость для быстрого понижения давления, может быстро понижаться посредством второго клапана или другого устройства для понижения давления до давления, близкого к атмосферному давлению, и направляться в регенерационную колонну. Посредством удаления летучих веществ таким образом (то есть при промежуточном давлении и перед быстрым понижением давления раствора растворителя до давления, близкого к атмосферному давлению, и регенерацией растворителя), чистый или почти чистый поток СО2 может извлекаться из системы отделения СО2.
Как могут заметить специалисты в данной области, выбор способа и устройства, используемого для удаления летучих веществ из обогащенного раствора бикарбонатного растворителя, может зависеть от разнообразных факторов. Например, предполагаемое использование обогащенного азотом остаточного потока, покидающего абсорбционную колонну, может помочь определить, какой из способов удаления летучих веществ является предпочтительным. Как описано ранее, использование отпаривания для удаления летучих веществ может быть преимущественным в вариантах осуществления, где обогащенный азотом остаточный поток расширяют для генерации энергии, в частности, когда остаточный поток проходит через катализатор окисления для сгорания СО. Такое сгорание будет дополнительно нагревать остаточный поток, делая возможным, таким образом, увеличение генерации энергии. Альтернативно, когда обогащенный азотом остаточный поток используют для поддержания давления в углеводородных резервуарах, удаление летучих веществ с помощью двухстадийного быстрого понижения давления, описанное выше, может быть предпочтительным. Посредством рециклирования летучих веществ, удаляемых из бикарбонатного растворителя, в БОК в способе двухстадийного быстрого понижения давления вместо объединения летучих веществ с остаточным потоком (как в способе отпаривания), эффективность топлива доводится до максимума, поскольку и все, что есть ценного для топлива и/или окислителя, в летучих веществах рециклируется и извлекается.
Варианты осуществления настоящего изобретения могут быть поняты лучше всего со ссылками на основной случай, изображенный на фиг. 1 и 2. Фиг. 1 изображает схему иллюстративной объединенной системы 100 для генерации энергии и извлечения СО2. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления система 100 генерации энергии может включать газотурбинную систему 102, характеризуемую как закрытый цикл Брайтона с получением энергии. Газотурбинная система 102 может иметь первый или главный компрессор 104, соединенный с расширителем 106 через вал 108. Вал 108 может представлять собой любое механическое, электрическое или другое силовое соединение, тем самым делая возможным
- 10 025457 приведение в действие главного компрессора 104 с помощью части механической энергии, генерируемой расширителем 106. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления газотурбинная система 102 может представлять ссбой стандартную газовую турбину, где главный компрессор 104 и расширитель 106 образуют части компрессора и расширителя соответственно. В других вариантах осуществления, однако, главный компрессор 104 и расширитель 106 могут представлять собой индивидуальные компоненты в системе 102.
Газотурбинная система 102 может также включать камеру сгорания 110, выполняемую с возможностью сгорания топлива в линии 112, смешанного со сжатым окислителем в линии 114. В одном или нескольких вариантах осуществления топливо в линии 112 может включать любой пригодный для использования газообразный или жидкий углеводород, такой как природный газ, метан, этан, нафта, бутан, пропан, синтез-газ, дизельное топливо, керосин, авиационное топливо, топливо, полученное из угля, биологическое топливо, окисленные углеводородные материалы, водород, монооксид углерода или их сочетания. Сжатый окислитель в линии 114 может быть получен из второго или входного компрессора 118, соединенного по текучей среде с камерой 110 сгорания и адаптированного для сжатия поступающего окислителя 120. В одном или нескольких вариантах осуществления поступающий окислитель 120 может содержать любой пригодный для использования газ, содержащий кислород, такой как воздух, кислород, воздух, обогащенный кислородом, или их сочетания.
Как будет описано более подробно ниже, камера 110 сгорания может также принимать поток сжатого рецикла 144, содержащий выпускаемый газ, содержащий в основном компоненты СО2 и азота. Сжатый поток 144 рецикла может быть получен из главного компрессора 104 и в некоторых вариантах осуществления может адаптироваться, чтобы облегчить стехиометрическое или, по существу, стехиометрическое горение сжатого окислителя в линии 114 и топлива в линии 112, а также, чтобы повысить концентрацию СО2 в выпускаемом газе. Выпускаемый газ в линии 116 может генерироваться как продукт горения топлива в линии 112 и сжатого окислителя в линии 114 в присутствии потока сжатого рецикла 144. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления топливо в линии 112 может в основном представлять собой природный газ, при этом генерируется выпускаемый газ в линии 116, содержащей значительные объемные части испаренной воды, СО2, азота, оксидов азота (ΝΟΧ) и оксидов серы (8ОХ). В некоторых вариантах осуществления небольшая часть несгоревшего топлива или других соединений может также присутствовать в выпускаемом газе в линии 116 из-за равновесных ограничений горения. Выпускаемый газ в линии 116 может направляться на вход расширителя 106. Когда выпускаемый газ в линии 116 расширяется с помощью расширителя 106, он генерирует механическую энергию для приведения в действие главного компрессора 104, а также производит газообразный выхлоп в линии 122, имеющий повышенное содержание СО2, в результате притока сжатого рециклированного выпускаемого газа в линии 144.
Система 100 генерации энергии может также содержать систему 124 рециркуляции выпускаемых газов (ИСК). В одном или нескольких вариантах осуществления система БОК 124 может содержать котел-утилизатор (НК8С) 126 или сходное устройство. Газообразный выхлоп в линии 122 может направляться в НК8С 126 для генерирования водяного пара в линии 130 и охлажденного выпускаемого газа в линии 132. В некоторых вариантах осуществления водяной пар в линии 130 может направляться в паровую турбину (не показана) для генерации дополнительной электрической энергии или в сепаратор 148 СО2 для получения тепла ребойлера. В таких вариантах осуществления сочетание НК8С 126 и паровой турбины может характеризоваться как цикл Ренкина. В сочетании с газотурбинной системой 102 НК8С 126 и паровая турбина, когда они имеются, могут составлять часть тепловой электростанции с объединенным циклом, такой как электростанции с объединенным циклом на природном газе (ΝΟί'.'ί'.').
Охлажденный выпускаемый газ в линии 132 может направляться по меньшей мере в один блок 134 охлаждения, выполненный с возможностью понижения температуры охлажденного выпускаемого газа в линии 132 и генерирования охлажденного газового потока 140 рецикла. В одном или нескольких вариантах осуществления блок 134 охлаждения может представлять собой прямой контактный охладитель, концевой холодильник, блок механического охлаждения или их сочетания. Блок 134 охлаждения может также выполняться с возможностью удаления части конденсированной воды с помощью удаляемого потока воды (не показан), который может по меньшей мере в одном из вариантов осуществления направляться в НК8С 126 с получением источника воды для генерирования дополнительного водяного пара в линии 130. В одном или нескольких вариантах осуществления охлажденный газовый поток 140 рецикла может направляться в бустерный компрессор 142, соединенный по текучей среде с блоком 134 охлаждения. Охлаждение охлажденного выпускаемого газа в линии 132 в блоке 134 охлаждения может уменьшить энергию, необходимую для сжатия охлажденного газового потока 140 рецикла в бустерном компрессоре 142.
Бустерный компрессор 142 может выполняться с возможностью повышения давления охлажденного газового потока рецикла 140 перед его введением в главный компрессор 104. В противоположность обычной системе с крыльчаткой или воздуходувкой бустерный компрессор 142 повышает общую плотность охлажденного газового потока 140 рецикла, тем самым направляя поток с повышенной массовой скоростью при той же объемной скорости потока в главный компрессор 104. Поскольку главный ком- 11 025457 прессор 104, как правило, имеет ограниченную объемную скорость потока, направление большего массового потока через главный компрессор 104 может приводить к возникновению более высокого давления выпуска из главного компрессора 104, которое преобразуется в более высокое отношение давлений на расширителе 106. Более высокое отношение давлений, генерируемое на расширителе 106, может сделать возможными получение более высоких температур на входе и, по этой причине, увеличение мощности и эффективности расширителя 106. Это может быть преимущественным, поскольку обогащенный СО2, выпускаемый газ в линии 116, в целом, поддерживает более высокую удельную теплоемкость.
Главный компрессор 104 может выполняться с возможностью сжатия охлажденного газового потока 140 рецикла, принимаемого из бустерного компрессора 142, до давления, номинально превышающего давление в камере 110 сгорания, тем самым генерируя сжатый поток 144 рецикла. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления продувочный поток 146 может отводиться от сжатого потока 144 рецикла и затем обрабатываться в сепараторе 148 для СО2 для улавливания СО2 посредством линии 150. Отделенный СО2 в линии 150 можно использовать для продажи, использовать в другом способе, требующем диоксида углерода, и/или сжимать и нагнетать в подземный резервуар для увеличения нефтеотдачи пласта (ЕОК), пассивирования или другой цели.
Остаточный поток 151, по существу, обедненный СО2 и состоящий в основном из азота, может быть получен из сепаратора 148 для СО2. В одном или нескольких вариантах осуществления остаточный поток 151 может расширяться в газовом расширителе (не показан), таком как азотный расширитель, производящий энергию, соединенный но текучей среде с сепаратором 148 для СО2. В таких вариантах осуществления газовый расширитель может необязательно соединяться с входным компрессором 118 с помощью общего вала или другого механического, электрического или другого силового соединения, тем самым делая возможным генерацию части энергии с помощью газового расширителя для приведения в действие входного компрессора 118. Остаточный поток 151, либо расширенный, как описано в настоящем документе, либо нет, может выпускаться в атмосферу или использоваться в других последующих применениях, известных в данной области. Например, расширенный поток азота можно использовать в способе испарительного охлаждения, выполненном с возможностью дополнительного понижения температуры выпускаемого газа. В одном или нескольких вариантах осуществления выпускаемый газ в линии 151 может быть пригодным для нагнетания в резервуар, для применения при поддержании давления. В применениях, где газообразный метан, обычно, повторно нагнетается в углеводородные скважины для поддержания давления в скважине, сжатие остаточного потока 151 может быть преимущественным. Например, газообразный азот под давлением из линии 151 может вместо этого нагнетаться в углеводородные скважины, а остаточный газообразный метан может продаваться или иным образом использоваться в качестве топлива в родственных применениях, таких как обеспечение линии 112 топливом.
Горение в камере 110 сгорания может иметь место при стехиометрических или нестехиометрических условиях. В некоторых вариантах осуществления стехиометрические или, по существу, стехиометрические условия горения могут быть желательными. Например, система ЕОК 124, как описано в настоящем документе, в частности, при добавлении бустерного компрессора 142 может использоваться для достижения более высокой концентрации СО2 в выпускаемом газе системы 100 генерации энергии, тем самым делая возможным более эффективное отделение СО2 для последующего пассивирования, поддержания давления или применений ЕОК. В определенных вариантах осуществления, описанных в настоящем документе, концентрация СО2 в потоке выпускаемого газа может быть эффективно повышена примерно до 10 об.% или выше. Для осуществления этого камера 110 сгорания может адаптироваться для стехиометрического сжигания поступающей смеси топлива в линии 112 и сжатого окислителя в линии 114. Для поддержания температуры стехиометрического горения, чтобы удовлетворить требованиям для входной температуры расширителя 106, и для охлаждения компонентов часть сжатого потока 144 рецикла может одновременно инжектироваться в камеру 110 сгорания в качестве разбавителя. Таким образом, варианты осуществления настоящего изобретения могут уменьшить или, по существу, устранить любой избыток кислорода из выпускаемого газа, в то же время повышая его содержание СО2. Как таковой газообразный выхлоп в линии 122 может иметь примерно меньше чем 3,0 об.% кислорода, или примерно меньше чем 1,0 об.% кислорода, или примерно меньше чем 0,1 об.% кислорода, или даже примерно меньше чем 0,001 об.% кислорода.
На фиг. 2 изображена система 200 отделения СО2, которая может использовать технологию с карбонатно-калиевого (К2СО3) растворителя, как описано в настоящем документе. Система 200 отделения СО2 может представлять собой по меньшей мере часть сепаратора 148 для СО2, как описано в целом в настоящем документе со ссылкой на фиг. 1, или образовывать его. В одном или нескольких вариантах осуществления система 200 может выполняться с возможностью приема продувочного потока 146, отводимого от сжатого потока 144 рецикла (фиг. 1), при температуре примерно 800°Р (346°С) и при давлении примерно от 270 фунт/кв.дюйм абс (16 кг/см2) примерно до 280 фунт/кв.дюйм абс. (17 кг/см2).
Продувочный поток 146, содержащий в основном азот, СО2 и избыточную воду от горения, может охлаждаться в теплообменнике 202, тем самым генерируя охлажденный продувочный поток в линии 204. В одном из вариантов осуществления теплообменник 202 может генерировать водяной пар, который может в некоторых случаях объединяться с потоком 130 водяного пара из НКБО 126 (фиг. 1). Извлечение
- 12 025457
СО2 из продувочного потока 146 в системе 200 отделения СО2 генерирует обогащенный азотом остаточный поток 151 при давлении, примерно равном или превышающем давление продувочного потока 146. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления теплообменник 202 может представлять собой перекрестный теплообменник, соединенный по текучей среде с остаточным потоком 151 и выполненный с возможностью извлечения тепловой энергии, связанной с охлаждением продувочного потока 146, для повторного нагрева остаточного потока 151. После повторного нагрева остаточный поток 151 может впоследствии расширяться с генерированием механической энергии, как в целом описано выше.
Охлажденный продувочный поток в линии 204 может направляться в абсорбционную колонну 206, где циркулирует растворитель из линии 208, и остаточный поток 151 одновременно с этим выпускается из верхней части колонны для дополнительной последующей обработки. В одном или нескольких вариантах осуществления растворитель представляет собой раствор соли К2СО3 на водной основе. По сравнению с конкурирующими растворителями, такими как МЕА, карбонатно-калиевый К2СО3 растворитель является совершенно температурно-толерантным. В результате, охлаждение продувочного потока 146 может быть сведено к минимуму, по потребности, и может быть получена возможность для поступления продувочного потока 146 с более высокой температурой в абсорбционную колонну 206 без возникновения проблем, связанных с термической деградацией. Соответственно, уровень охлаждения продувочного потока 146 может модифицироваться для согласования с требованиями к технологическому теплу вместо охлаждения для того, чтобы избежать термической деградации.
В результате абсорбции СО2 карбонатно-калиевого растворителя в абсорбционной колонне 206, обогащенный бикарбонатным растворителем, может выпускаться из нижней части абсорбционной колонны 206 через линию 210 и направляться в регенерационную колонну 212. В одном из вариантов осуществления первый или промежуточный клапан 214, расположенный в линии 210, может выполняться с возможностью быстрого понижения давления бикарбонатного растворителя до более низкого давления, близкого к атмосферному давлению, перед введением в регенерационную колонну 212. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления первый клапан 214 может представлять собой гидравлическую турбину, выполняемую с возможностью генерации дополнительной энергии.
Регенерационная колонна 212 может выполняться с возможностью использования водяного пара, циркулирующего в ней, для кипячения бикарбонатного растворителя, и обращать ход реакции, осуществляемой в абсорбционной колонне 206, с получением при этом регенерированного обедненного карбонатно-калиевого растворителя, пригодного для рециркуляции через линию 216 ниже. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления встроенный насос 218 или что-либо подобное может перемещать по меньшей мере часть обедненного карбонатно-калиевого растворителя через линии 220 обратно в абсорбционную колонну 206.
Обедненный карбонатно-калиевый растворитель в линии 220 может затем необязательно направляться через первый блок 222 охлаждения. В одном или нескольких вариантах осуществления первый блок 222 охлаждения может представлять собой, например, воздушный охладитель или теплообменник радиаторного типа, выполняемый с возможностью понижения температуры растворителя.
Для генерирования водяного пара, циркулирующего в регенерационной колонне 212, и поддержания необходимого тепла регенерации по меньшей мере часть обедненного карбонатно-калиевого растворителя в линии 216 может направляться в ребойлер 219 через линию 217. Ребойлер 219 может выполняться с возможностью повышения температуры обедненного карбонатно-калиевого растворителя в линии 217 и возвращения нагретого регенерированного карбонатно-калиевого растворителя обратно в регенерационную колонну через линию 221. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления ребойлер 219 может снабжаться теплом от НК8О 126 (фиг. 1). В других вариантах осуществления, однако, ребойлер 219 может снабжаться теплом от выпуска из паровой турбины типа с обратным давлением или из извлекаемого бокового потока из паровой турбины конденсирующего типа.
Вода, содержащаяся в продувочном потоке 146, может конденсироваться в растворе растворителя в абсорбционной колонне 206, а затем выкипать в регенерационной колонне 212. Впоследствии, регенерационная колонна 212 может дополнительно выпускать пары СО2 и любую остаточную воду через линию 224 в верхней части колонны. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления пары СО2 и остаточная вода могут направляться через второй блок 226 охлаждения, такой как воздушный охладитель или теплообменник радиаторного типа, перед введением в конденсатор 228. Конденсатор 228 может выполняться с возможностью отделения остаточной воды от любого извлеченного СО2 и направления отделенной воды в линию 230, ниже, вводя при этом извлеченный СО2 в линию 150 в верхней части колонны. Как может быть понятно, линия 150 может представлять собой такую же линию 150, как описано выше со ссылкой на фиг. 1. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления отделенный СО2 в линии 150 может впоследствии сжиматься для таких применений, как пассивирование СО2, увеличение нефтеотдачи пласта, продажа СО2, улавливание диоксида углерода и/или их сочетания.
В одном из вариантов осуществления по меньшей мере часть отделенной воды в линии 230 может рециркулировать обратно в регенерационную колонну 212 через линию 234 с использованием насоса 232, чтобы сделать возможным поддержание баланса воды в системе. Воду постоянно вводят в растворитель с помощью потока 204, а затем удаляют через линии 236, 150 и 151. Для поддержания условий и
- 13 025457 крепости растворителя вода в системе 200 должна оставаться в равновесии. Соответственно, вода, рециркулируемая в линию 234, может сделать возможным возвращение воды, так что водяной пар, возникающий в линии 221, может контролироваться независимо от этого баланса воды. В других вариантах осуществления часть остаточной воды в линии 230 может выпускаться как пресная технологическая вода через линию 236. Например, воду в линии 236 можно использовать в качестве воды для орошения, обрабатывать для использования в качестве исходной воды для бойлера и/или другой технологической воды.
На фиг. 3 изображен иллюстративный вариант осуществления системы 300 отделения СО2 в соответствии с настоящим изобретением, сходный в некоторых аспектах с системой 200 на фиг. 2, но содержащий отпарную секцию для удаления летучих веществ из обогащенного раствора бикарбоната перед регенерацией растворителя. Как таковая система 300 не будет описываться подробно, но может быть понята лучше всего со ссылкой на фиг. 2. Как изображено в системе 300 на фиг. 3, обогащенный бикарбонатом растворитель, выпускаемый из нижней части абсорбционной колонны 206 с помощью потока 210, может направляться в отпарную секцию 310, где летучие компоненты могут отделяться от обогащенного бикарбонатом растворителя с использованием потока 312 паров. Поток 312 паров предпочтительно содержит чистые пары, которые могут представлять собой любые пары, выполненные с возможностью удаления летучих компонентов, которые не будут взаимодействовать с СО2. В некоторых вариантах осуществления поток 312 паров может содержать азот, аргон, водяной пар или их сочетания. В одном или нескольких вариантах осуществления (не показано), отпарная секция 310 может включаться в качестве дополнительных ступеней в нижней части абсорбционной колонны 206. В других вариантах осуществления, отпарная секция 310 может представлять собой колонну, отдельную от абсорбционной колонны, как показано на фиг. 3. В одном или нескольких вариантах осуществления отпарная секция 310 работает при повышенном давлении, сходном с давлением охлажденного продувочного потока 204.
Отпарная секция 310 генерирует первый или выходящий из верхней части колонны поток 314, содержащий пар для отпаривания и летучие компоненты, отделенные от обогащенного бикарбонатом раствора, и второй поток 316, содержащий отделенный раствор бикарбонатного растворителя. Выходящий из верхней части колонны поток 314 рециркулируется в абсорбционную колонну 206, в то время как раствор бикарбонатного растворителя в линии 316 направляется в регенерационную колонну 212. Линия 316 может включать клапан 318, расположенный в ней, выполнен с возможностью быстрого понижения давления бикарбонатного растворителя до более низкого давления, близкого к атмосферному давлению, перед введением в регенерационную колонну 212. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления первый клапан 318 может представлять собой гидравлическую турбину, выполненную с возможностью генерации дополнительной энергии. Затем может иметь место полная регенерация растворителя, как описано выше со ссылкой на систему 200.
На фиг. 4 изображен один из иллюстративных вариантов осуществления системы 400 отделения СО2 в соответствии с настоящим изобретением, сходной в некоторых отношениях с системой 200 на фиг. 2, но содержащей предварительное быстрое понижение давления до промежуточного давления с целью удаления летучих веществ из обогащенного раствора бикарбоната перед регенерацией растворителя. Как таковая, система 400 в целом не будет описываться подробно, но может быть понята наилучшим образом со ссылкой на фиг. 2. Как изображено в системе 400 на фиг. 4, обогащенный бикарбонатным растворителем может выпускаться из нижней части абсорбционной колонны 206 через линию 210, и его давление может понижаться с помощью первого клапана 408 перед введением в емкость 410 для быстрого понижения давления. В одном или нескольких вариантах осуществления первый клапан 408 может выполняться с возможностью понижения давления бикарбонатного растворителя от давления, равного давлению охлажденного продувочного потока 204 или близкого к нему давления, до промежуточного давления, достаточного для высвобождения летучих компонентов, таких как Ν2, О2, Аг и СО, из бикарбонатного растворителя, в то же время удерживая СО2 в жидкой фазе раствора. Полученный двухфазный раствор растворителя при пониженном давлении, покидающий первый клапан 408, может затем направляться в емкость 410 для быстрого понижения давления, где фазы разделяются. Газообразная фаза раствора растворителя при пониженном давлении, содержащая летучие компоненты, описанные ранее, удаляется из емкости 410 для быстрого понижения давления с помощью потока 412 летучих веществ, при этом жидкая фаза раствора растворителя при пониженном давлении удаляется из емкости для быстрого понижения давления через линию 414 и направляется в регенерационную колонну 212.
В одном или нескольких вариантах осуществления поток 412 летучих веществ может рециклироваться в систему 124 рециркуляции выпускаемого газа (фиг. 1). Например, как иллюстрируется в системе 500 на фиг. 5, поток 412 летучих веществ может рециклироваться и добавляться к охлажденному газовому рециклу 140 перед тем, как охлажденный газовый рецикл 140 направляется в главный компрессор 104.
В системе 400 (фиг. 4) раствор растворителя при пониженном давлении в линии 414 может быстро испаряться до более низкого давления, близкого к атмосферному давлению, с использованием второго клапана 416 перед тем, как он направляется в регенерационную колонну 212. Затем может иметь место полная регенерация растворителя, как описано выше со ссылкой на систему 200.
По меньшей мере один выигрыш, получаемый от систем 300 и 400 разделения на фиг. 3 и 4 соот- 14 025457 ветственно, представляет собой способность к получению чистого или почти чистого потока СО2 из регенерационной колонны 212. Загрязняющие примеси, присутствующие в потоке СО2 в линии 210, могут содержать воду и летучие газы (описанные выше), растворенные в циркулирующем растворителе. Поскольку системы на фиг. 3 и 4 адаптированы для удаления, по существу, всех летучих газов, сохраняя при этом СО2 в растворе, поток 224 из верхней части регенерационный колонны 212 остается, по существу, только с СО2 высокой чистоты и водой. В одном или нескольких вариантах осуществления часть СО2 в линии 150 может необязательно направляться в продувочную линию (не показана) и улавливаться для использований, не связанных с БОК, таких как химические исходные материалы, пищевое производство и тому подобное.
Определенные варианты осуществления и признаки описаны с использованием набора численных верхних пределов и набора численных нижних пределов. Должно быть понятно, что включаются диапазоны от любого нижнего предела до любого верхнего предела, если не указано иное. Все численные значения считаются около или примерно от указанного значения. Кроме того, все патенты и другие документы, цитируемые в настоящей заявке, являются полностью включенными в качестве ссылки до той степени, до которой описание не является несовместимым с настоящей заявкой, и для всех юрисдикций, в которых такое включение разрешается.
Хотя настоящее изобретение может быть подвержено разнообразным модификациям и альтернативным формам, иллюстративные варианты осуществления, обсуждаемые выше, показаны только в качестве примера. Однако, опять же, необходимо понять, что настоящее изобретение не считается ограниченным конкретными вариантами осуществления, описанными в настоящем документе. На самом деле, настоящее изобретение включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы истинного духа и рамок прилагаемой формулы изобретения.
Claims (40)
1. Объединенная система генерации энергии, содержащая газотурбинную систему, содержащую камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания сжатого окислителя и топлива в присутствии потока сжатого рецикла для генерирования выходящего потока, который расширяется в расширителе, тем самым генерируя выпускаемый газовый поток;
систему рециркуляции выпускаемого газа, содержащую бустерный компрессор и один или более блоков охлаждения, соединенных по текучей среде с бустерным компрессором, бустерный компрессор выполнен с возможностью приема и повышения давления выпускаемого газового потока, и один или более блоков охлаждения выполнены с возможностью охлаждения выпускаемого газового потока и получения охлажденного газового рецикла для главного компрессора, причем главный компрессор сжимает охлажденный газовый рецикл и генерирует поток сжатого рецикла;
теплообменник для продувочного потока, соединенного по текучей среде со сжатым потоком рецикла, выполненный с возможностью понижения температуры продувочного потока и генерирования охлажденного продувочного потока; и систему отделения СО2, соединенную по текучей среде с теплообменником, причем система отделения СО2 содержит абсорбционную колонну, выполненную с возможностью приема охлажденного продувочного потока и абсорбции СО2 из охлажденного продувочного потока с помощью карбонатно-калиевого растворителя для генерирования обогащенного азотом остаточного потока и раствора бикарбонатного растворителя;
отпарную секцию для растворителя, выполненную с возможностью приема раствора бикарбонатного растворителя и отделения летучих компонентов из раствора бикарбонатного растворителя с паром для отпаривания; и регенерационную колонну, соединенную по текучей среде с отпарной секцией, выполненную с возможностью приема и кипячения раствора бикарбонатного растворителя для удаления из него СО2 и воды, с получением регенерированного карбонатно-калиевого растворителя, подлежащего рециклированию в абсорбционную колонну.
2. Система по п.1, в которой отпарная секция для растворителя включена в качестве дополнительных ступеней в абсорбционную колонну.
3. Система по п.1, в которой отпарная секция для растворителя представляет собой колонну, отдельную от абсорбционной колонны, выполненную с возможностью генерирования первого потока, содержащего пар для отпаривания и летучие компоненты, отделенные от раствора растворителя на основе бикарбоната, и второй поток, содержащий раствор растворителя на основе бикарбоната.
4. Система по п.3, в которой пар для отпаривания содержит азот, аргон, водяной пар или их сочетание.
5. Система по п.2, дополнительно содержащая первый клапан, соединенный по текучей среде с отпарной секцией для растворителя и выполненный с возможностью быстрого понижения давления раствора растворителя на основе бикарбоната до давления, близкого к атмосферному давлению, перед по- 15 025457 ступлением раствора растворителя на основе бикарбоната в регенерационную колонну.
6. Система по п.5, в которой первый клапан представляет собой гидравлическую турбину, выполненную с возможностью генерации энергии.
7. Система по п.1, дополнительно содержащая ребойлер, соединенный по текучей среде с регенерационной колонной и выполненный с возможностью приема и нагрева части регенерированного растворителя на основе карбоната калия и получения нагретого регенерированного растворителя на основе карбоната калия.
8. Система по п.7, в которой ребойлер выполнен с возможностью рециклирования нагретого регенерированного растворителя на основе карбоната калия в регенерационную колонну с получением пара.
9. Система по п.1, дополнительно содержащая конденсатор, соединенный по текучей среде с регенерационной колонной, выполненный с возможностью приема СО2 и воды, удаленных из раствора растворителя на основе бикарбоната, и отделения воды от СО2.
10. Система по п.9, в которой часть воды, отделенной от СО2, закачивается обратно в регенерационную колонну с получением пара.
11. Система по п.1, в которой камера сгорания выполнена с возможностью стехиометрического сжигания сжатого окислителя и топлива в присутствии потока сжатого рецикла.
12. Система по п.1, в которой поток сжатого рецикла действует в качестве разбавителя для контролирования температуры выходящего потока.
13. Объединенная система генерации энергии, содержащая газотурбинную систему, содержащую камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания сжатого окислителя и топлива в присутствии потока сжатого рецикла для генерирования выходящего потока, который расширяется в расширителе, тем самым генерируя выпускаемый газовый поток;
систему рециркуляции выпускаемого газа, содержащую бустерный компрессор и один или более блоков охлаждения, соединенных по текучей среде с бустерным компрессором, бустерный компрессор выполнен с возможностью приема и повышения давления выпускаемого газового потока, а один или более блоков охлаждения выполнены с возможностью охлаждения выпускаемого газового потока и получения охлажденного газового рецикла для главного компрессора, причем главный компрессор сжимает охлажденный газовый рецикл и генерирует поток сжатого рецикла;
теплообменник для продувочного потока, соединенного по текучей среде со сжатым потоком рецикла, выполненный с возможностью понижения температуры продувочного потока и генерирования охлажденного продувочного потока; и систему отделения СО2, соединенную по текучей среде с теплообменником, причем система отделения СО2 содержит абсорбционную колонну, выполненную с возможностью приема охлажденного продувочного потока и абсорбции СО2 из охлажденного продувочного потока с помощью карбонатно-калиевого растворителя для генерирования обогащенного азотом остаточного потока и раствора бикарбонатного растворителя;
первый клапан, соединенный по текучей среде с абсорбционной колонной, выполненной с возможностью быстрого понижения давления раствора бикарбонатного растворителя до давления, достаточного для отделения летучих компонентов от раствора бикарбонатного растворителя, тем самым генерируя двухфазный раствор растворителя при пониженном давлении, имеющий газовую фазу, содержащую летучие компоненты, и жидкую фазу, содержащую раствор бикарбонатного растворителя;
емкость для быстрого понижения давления, соединенную по текучей среде с первым клапаном, выполненную с возможностью приема раствора растворителя при пониженном давлении и удаления газовой фазы из раствора растворителя при пониженном давлении из жидкой фазы раствора растворителя при пониженном давлении;
второй клапан, соединенный по текучей среде с упомянутой емкостью для быстрого понижения давления, выполненной с возможностью приема жидкой фазы раствора растворителя при пониженном давлении и быстрого понижения давления жидкой фазы до давления, близкого к атмосферному давлению, тем самым генерируя раствор бикарбонатного растворителя при давлении, близком к атмосферному давлению; и регенерационную колонну, соединенную по текучей среде со вторым клапаном, выполненную с возможностью приема и кипячения раствора бикарбонатного растворителя при давлении, близком к атмосферному давлению, для удаления из него СО2 и воды, с получением регенерированного карбонатнокалиевого растворителя, подлежащего рециклированию в абсорбционную колонну.
14. Система по п.13, в которой первый клапан выполнен с возможностью быстрого понижения давления раствора растворителя на основе бикарбоната до такого давления, что газообразная фаза раствора растворителя на основе бикарбоната содержит менее 1,0 мол.% диоксида углерода.
15. Система по п.14, в которой первый клапан выполнен с возможностью быстрого понижения давления раствора растворителя на основе бикарбоната до такого давления, что по меньшей мере 98 мол.% всего диоксида углерода в растворе растворителя на основе бикарбоната остается в жидкой фазе раствора растворителя при пониженном давлении.
- 16 025457
16. Система по п.13, дополнительно содержащая ребойлер, соединенный по текучей среде с регенерационной колонной и выполненный с возможностью приема и нагрева части регенерированного растворителя на основе карбоната калия и получения нагретого регенерированного растворителя на основе карбоната калия.
17. Система по п.16, где ребойлер выполнен с возможностью рециклирования нагретого регенерированного растворителя на основе карбоната калия в регенерационную колонну с получением пара.
18. Система по п.13, дополнительно содержащая конденсатор, соединенный по текучей среде с регенерационной колонной, выполненный с возможностью приема СО2 и воды, удаленных из раствора растворителя на основе бикарбоната, и отделения воды от СО2.
19. Система по п.18, в которой часть воды, отделенной от СО2, закачивается обратно в регенерационную колонну для получения пара.
20. Система по п.13, в которой по меньшей мере часть газообразной фазы раствора при пониженном давлении, удаленного из емкости для быстрого понижения давления, рециклируется в систему рециркуляции выпускаемого газа.
21. Система по п.20, в которой по меньшей мере часть газообразной фазы раствора при пониженном давлении, рециклированной в систему рециркуляции выпускаемого газа, объединяется с охлажденным газовым рециклом, поступающим в главный компрессор.
22. Система по п.13, в которой камера сгорания выполнена с возможностью для стехиометрического сжигания сжатого окислителя и топлива в присутствии потока сжатого рецикла.
23. Система по п.13, в которой поток сжатого рецикла действует в качестве разбавителя, выполненного с возможностью регулировки температуры выходящего потока.
24. Система по п.13, в которой один или оба из первого и второго клапанов представляют собой гидравлическую турбину, выполненную с возможностью генерации энергии.
25. Способ генерации энергии при помощи системы по п.1, включающий этапы, на которых сжигают сжатый окислитель и топливо в камере сгорания и в присутствии потока сжатого рецикла, тем самым генерируя выходящий поток, и расширяют выходящий поток для генерирования выпускаемого газового потока;
повышают давление выпускаемого газового потока и охлаждают выпускаемый газовый поток для генерирования охлажденного газового рецикла, который сжимается для генерирования потока сжатого рецикла;
охлаждают продувочный поток, соединенный по текучей среде со сжатым потоком рецикла для генерирования охлажденного продувочного потока;
направляют охлажденный продувочный поток в абсорбционную колонну и абсорбируют СО2 из охлажденного продувочного потока с помощью карбонатно-калиевого растворителя;
выпускают обогащенный азотом остаточный поток и раствор бикарбонатного растворителя из абсорбционной колонны;
отделяют летучие компоненты от раствора бикарбонатного растворителя с помощью пара для отпаривания;
кипятят раствор бикарбонатного растворителя в регенерационной колонне для удаления из него СО2 и воды с генерированием регенерированного карбонатно-калиевого растворителя и рециклируют регенерированный карбонатно-калиевый растворитель в абсорбционную колонну.
26. Способ по п.25, в котором пар для отпаривания содержит азот, аргон, водяной пар или их сочетание.
27. Способ по п.25, дополнительно включающий этап, на котором быстро понижают давление раствора растворителя на основе бикарбоната через клапан до давления близкого к атмосферному давлению перед кипячением раствора бикарбоната в регенерационной колонне.
28. Способ по п.27, в котором клапан представляет собой гидравлическую турбину, выполненную с возможностью генерации энергии.
29. Способ по п.25, дополнительно включающий этап, на котором принимают СО2 и воду, удаленные из раствора растворителя на основе бикарбоната, в конденсаторе, соединенном по текучей среде с регенерационной колонной, и отделяют воду от СО2.
30. Способ по п.29, в котором часть воды, отделенной от СО2 в конденсаторе, направляют в регенерационную колонну для получения пара.
31. Способ по п.25, в котором сжатый окислитель и топливо сжигают в присутствии потока сжатого рецикла при стехиометрических условиях.
32. Способ по п.25, в котором температуру выходящего потока регулируют потоком сжатого рецикла.
33. Способ генерации энергии при помощи системы по п.13, включающий этапы, на которых сжигают сжатый окислитель и топливо в камере сгорания и в присутствии потока сжатого рецикла, тем самым генерируя выходящий поток, и расширяют выходящий поток для генерирования выпускаемого газового потока;
повышают давление выпускаемого газового потока и охлаждают выпускаемый газовый поток для
- 17 025457 генерирования охлажденного газового рецикла, который сжимают для генерирования потока сжатого рецикла;
охлаждают продувочный поток, соединенный по текучей среде со сжатым потоком рецикла для генерирования охлажденного продувочного потока;
направляют охлажденный продувочный поток в абсорбционную колонну и абсорбируют СО2 из охлажденного продувочного потока с помощью карбонатно-калиевого растворителя;
выпускают обогащенный азотом остаточный поток и раствор бикарбонатного растворителя из абсорбционной колонны;
быстро понижают давление раствора бикарбонатного растворителя до давления, достаточного для отделения летучих компонентов из раствора бикарбонатного растворителя, генерируют двухфазный раствор растворителя при пониженном давлении, имеющего газовую фазу, содержащую летучие компоненты, и жидкую фазу, содержащую раствор бикарбонатного растворителя;
отделяют газовую фазу раствора растворителя при пониженном давлении от жидкой фазы раствора при пониженном давлении;
быстро понижают давление жидкой фазы раствора растворителя при пониженном давлении до давления, близкого к атмосферному давлению, для генерирования раствора растворителя при давлении, близком к атмосферному давлению;
кипятят раствор растворителя при давлении, близком к атмосферному давлению, в регенерационной колонне для удаления из него СО2 и воды, тем самым генерируя регенерированный карбонатнокалиевый растворитель; и рециклируют регенерированный карбонатно-калиевый растворитель в абсорбционную колонну.
34. Способ по п.33, в котором раствор на основе бикарбоната быстро испаряют до такого давления, что газообразная фаза раствора растворителя при пониженном давлении содержит меньше 1,0 мол.% СО2.
35. Способ по п.34, в котором раствор на основе бикарбоната быстро испаряют до такого давления, что по меньшей мере 98 мол.% всего СО2 в растворе бикарбонатного растворителя остается в жидкой фазе раствора растворителя при пониженном давлении.
36. Способ по п.33, дополнительно включающий этап, на котором принимают СО2 и воду, удаленные из раствора растворителя при давлении, близком к атмосферному давлению, в конденсаторе, соединенном по текучей среде с регенерационной колонной, и отделяют воду от СО2.
37. Способ по п.36, в котором часть воды, отделенной от СО2 в конденсаторе, направляется в регенерационную колонну с получением пара.
38. Способ по п.33, в котором по меньшей мере часть газовой фазы раствора растворителя при пониженном давлении рециклируется и объединяется с охлажденным газовым рециклом.
39. Способ по п.33, в котором сжатый окислитель и топливо сжигают в присутствии потока сжатого рецикла при стехиометрических условиях.
40. Способ по п.33, в котором температуру выходящего потока регулируют потоком сжатого рецикла.
Фиг. 1
- 18 025457
Фиг. 2
Фиг. 3
Фиг. 4
- 19 025457
Фиг. 5
Applications Claiming Priority (8)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201161466381P | 2011-03-22 | 2011-03-22 | |
US201161466385P | 2011-03-22 | 2011-03-22 | |
US201161466384P | 2011-03-22 | 2011-03-22 | |
US201161542030P | 2011-09-30 | 2011-09-30 | |
US201161542041P | 2011-09-30 | 2011-09-30 | |
US201161542035P | 2011-09-30 | 2011-09-30 | |
US201161542031P | 2011-09-30 | 2011-09-30 | |
PCT/US2012/027781 WO2012128929A2 (en) | 2011-03-22 | 2012-03-05 | Low emission power generation systems and methods incorporating carbon dioxide separation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201391365A1 EA201391365A1 (ru) | 2014-01-30 |
EA025457B1 true EA025457B1 (ru) | 2016-12-30 |
Family
ID=46879961
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201391365A EA025457B1 (ru) | 2011-03-22 | 2012-03-05 | Система и способ генерации энергии с низкими выбросами, включающие отделение диоксида углерода |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9463417B2 (ru) |
EP (1) | EP2691616A4 (ru) |
JP (1) | JP6186650B2 (ru) |
CN (1) | CN103917490B (ru) |
AR (1) | AR085453A1 (ru) |
AU (1) | AU2012231392B2 (ru) |
BR (1) | BR112013021628A2 (ru) |
CA (1) | CA2828278C (ru) |
EA (1) | EA025457B1 (ru) |
MX (1) | MX360773B (ru) |
MY (1) | MY165028A (ru) |
SG (1) | SG192902A1 (ru) |
TW (1) | TWI563166B (ru) |
WO (1) | WO2012128929A2 (ru) |
Families Citing this family (69)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011059567A1 (en) | 2009-11-12 | 2011-05-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
CA2934541C (en) | 2008-03-28 | 2018-11-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
JP5580320B2 (ja) | 2008-10-14 | 2014-08-27 | 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 | 燃焼生成物を制御するための方法およびシステム |
CN107575308A (zh) | 2010-07-02 | 2018-01-12 | 埃克森美孚上游研究公司 | 低排放三循环动力产生***和方法 |
SG186158A1 (en) | 2010-07-02 | 2013-01-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation systems and methods |
WO2012003078A1 (en) | 2010-07-02 | 2012-01-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler |
MY156099A (en) * | 2010-07-02 | 2016-01-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Systems and methods for controlling combustion of a fuel |
EA029336B1 (ru) * | 2010-07-02 | 2018-03-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Системы и способ производства энергии путем стехиометрического сгорания с обогащенным воздухом и рециркуляцией отработавшего газа |
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 |
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 |
TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
TWI563166B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated generation systems and methods for generating power |
KR101619754B1 (ko) * | 2011-12-19 | 2016-05-11 | 제네럴 일렉트릭 테크놀러지 게엠베하 | 연도 가스 재순환을 갖는 가스 터빈 발전소에서의 가스 조성물의 제어 |
WO2013095829A2 (en) | 2011-12-20 | 2013-06-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced coal-bed methane production |
US9353682B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-31 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation |
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 |
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 |
US9631815B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US10107495B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-23 | General Electric Company | Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent |
US10100741B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-16 | General Electric Company | System and method for diffusion combustion with oxidant-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
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 |
US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
US9574496B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-02-21 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US9611756B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-04-04 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
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 |
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 |
US10208677B2 (en) | 2012-12-31 | 2019-02-19 | General Electric Company | Gas turbine load control system |
US9581081B2 (en) | 2013-01-13 | 2017-02-28 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
US9512759B2 (en) | 2013-02-06 | 2016-12-06 | General Electric Company | System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation |
US9938861B2 (en) | 2013-02-21 | 2018-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fuel combusting method |
TW201502356A (zh) | 2013-02-21 | 2015-01-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | 氣渦輪機排氣中氧之減少 |
WO2014133406A1 (en) | 2013-02-28 | 2014-09-04 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US9618261B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
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 |
TW201500635A (zh) * | 2013-03-08 | 2015-01-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | 處理廢氣以供用於提高油回收 |
US20140250945A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Richard A. Huntington | Carbon Dioxide Recovery |
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 |
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 |
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 |
JP6250332B2 (ja) | 2013-08-27 | 2017-12-20 | 8 リバーズ キャピタル,エルエルシー | ガスタービン設備 |
US9752458B2 (en) | 2013-12-04 | 2017-09-05 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine |
US10030588B2 (en) | 2013-12-04 | 2018-07-24 | General Electric Company | Gas turbine combustor diagnostic system and method |
US10227920B2 (en) | 2014-01-15 | 2019-03-12 | General Electric Company | Gas turbine oxidant separation system |
US9915200B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-03-13 | General Electric Company | System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation |
US9863267B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-01-09 | General Electric Company | System and method of control for a gas turbine engine |
US10079564B2 (en) | 2014-01-27 | 2018-09-18 | General Electric Company | System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
US10047633B2 (en) | 2014-05-16 | 2018-08-14 | General Electric Company | Bearing housing |
US9885290B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-02-06 | General Electric Company | Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system |
US10655542B2 (en) | 2014-06-30 | 2020-05-19 | General Electric Company | Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation |
US10060359B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-08-28 | General Electric Company | Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation |
JP6384916B2 (ja) | 2014-09-30 | 2018-09-05 | 東芝エネルギーシステムズ株式会社 | ガスタービン設備 |
US9869247B2 (en) | 2014-12-31 | 2018-01-16 | General Electric Company | Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation |
US9819292B2 (en) | 2014-12-31 | 2017-11-14 | General Electric Company | Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine |
US10788212B2 (en) | 2015-01-12 | 2020-09-29 | General Electric Company | System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation |
US10094566B2 (en) | 2015-02-04 | 2018-10-09 | General Electric Company | Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
US10316746B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-06-11 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
US10253690B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-04-09 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
US10267270B2 (en) | 2015-02-06 | 2019-04-23 | General Electric Company | Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation |
US10145269B2 (en) | 2015-03-04 | 2018-12-04 | General Electric Company | System and method for cooling discharge flow |
US10480792B2 (en) | 2015-03-06 | 2019-11-19 | General Electric Company | Fuel staging in a gas turbine engine |
CN105070328A (zh) * | 2015-08-31 | 2015-11-18 | 上海核工程研究设计院 | 一种核电站海水淡化和余热排出*** |
KR102410191B1 (ko) * | 2020-08-21 | 2022-06-20 | 한국에너지기술연구원 | 개선된 co2 포집 공정 시스템 및 이를 활용한 co2 포집 방법 |
KR20230165342A (ko) * | 2021-04-14 | 2023-12-05 | 제이. 레이 맥더모트 에스.에이. | 플랜트 시스템에서 탄소 발자국을 효율적으로 저감하기 위한 스팀 순환 방법, 시스템 및 장치 |
CN216617683U (zh) * | 2022-02-16 | 2022-05-27 | 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 | 涡轮发动机进气冷却***以及涡轮发动机设备 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080317651A1 (en) * | 2005-08-16 | 2008-12-25 | Co2Crc Technologies Pty Ltd. | Plant And Process For Removing Carbon Dioxide From Gas Streams |
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 |
Family Cites Families (651)
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 |
US2884758A (en) | 1956-09-10 | 1959-05-05 | Bbc Brown Boveri & Cie | Regulating device for burner operating with simultaneous combustion of gaseous and liquid fuel |
US3561895A (en) | 1969-06-02 | 1971-02-09 | Exxon Research Engineering Co | Control of fuel gas combustion properties in inspirating burners |
US3631672A (en) | 1969-08-04 | 1972-01-04 | Gen Electric | Eductor cooled gas turbine casing |
US3643430A (en) | 1970-03-04 | 1972-02-22 | United Aircraft Corp | Smoke reduction combustion chamber |
US3705492A (en) | 1971-01-11 | 1972-12-12 | Gen Motors Corp | Regenerative gas turbine system |
DE2259803C3 (de) * | 1972-12-06 | 1979-09-13 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren und Vorrichtung zur Entfernung von CO2 und H2 S aus ungesättigte Kohlenwasserstoffe enthaltenden Gasen |
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 |
US4002721A (en) * | 1974-09-26 | 1977-01-11 | Chevron Research Company | Process improvement in the absorption of acid gas from a feed gas |
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 |
US4204401A (en) | 1976-07-19 | 1980-05-27 | The Hydragon Corporation | Turbine engine with exhaust gas recirculation |
US4380895A (en) | 1976-09-09 | 1983-04-26 | Rolls-Royce Limited | Combustion chamber for a gas turbine engine having a variable rate diffuser upstream of air inlet means |
US4066214A (en) | 1976-10-14 | 1978-01-03 | The Boeing Company | Gas turbine exhaust nozzle for controlled temperature flow across adjoining airfoils |
US4117671A (en) | 1976-12-30 | 1978-10-03 | The Boeing Company | Noise suppressing exhaust mixer assembly for ducted-fan, turbojet engine |
US4165609A (en) | 1977-03-02 | 1979-08-28 | The Boeing Company | Gas turbine mixer apparatus |
US4092095A (en) | 1977-03-18 | 1978-05-30 | Combustion Unlimited Incorporated | Combustor for waste gases |
US4112676A (en) | 1977-04-05 | 1978-09-12 | Westinghouse Electric Corp. | Hybrid combustor with staged injection of pre-mixed fuel |
US4271664A (en) | 1977-07-21 | 1981-06-09 | Hydragon Corporation | Turbine engine with exhaust gas recirculation |
RO73353A2 (ro) | 1977-08-12 | 1981-09-24 | Institutul De Cercetari Si Proiectari Pentru Petrol Si Gaze,Ro | Procedeu de desulfurare a fluidelor din zacamintele de hidrocarburi extrase prin sonde |
US4101294A (en) | 1977-08-15 | 1978-07-18 | General Electric Company | Production of hot, saturated fuel gas |
US4160640A (en) | 1977-08-30 | 1979-07-10 | Maev Vladimir A | Method of fuel burning in combustion chambers and annular combustion chamber for carrying same into effect |
US4222240A (en) | 1978-02-06 | 1980-09-16 | Castellano Thomas P | Turbocharged engine |
US4236378A (en) | 1978-03-01 | 1980-12-02 | General Electric Company | Sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas |
DE2808690C2 (de) | 1978-03-01 | 1983-11-17 | Messerschmitt-Bölkow-Blohm GmbH, 8000 München | Einrichtung zur Erzeugung von Heißdampf für die Gewinnung von Erdöl |
US4253301A (en) | 1978-10-13 | 1981-03-03 | General Electric Company | Fuel injection staged sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas |
US4498288A (en) | 1978-10-13 | 1985-02-12 | 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 |
US4488865A (en) | 1980-12-22 | 1984-12-18 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
US4637792A (en) | 1980-12-22 | 1987-01-20 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
US4480985A (en) | 1980-12-22 | 1984-11-06 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
US4479484A (en) | 1980-12-22 | 1984-10-30 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
US4344486A (en) | 1981-02-27 | 1982-08-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for enhanced oil recovery |
US4399652A (en) | 1981-03-30 | 1983-08-23 | Curtiss-Wright Corporation | Low BTU gas combustor |
US4414334A (en) | 1981-08-07 | 1983-11-08 | Phillips Petroleum Company | Oxygen scavenging with enzymes |
US4434613A (en) | 1981-09-02 | 1984-03-06 | General Electric Company | Closed cycle gas turbine for gaseous production |
US4445842A (en) | 1981-11-05 | 1984-05-01 | Thermal Systems Engineering, Inc. | Recuperative burner with exhaust gas recirculation means |
GB2117053B (en) | 1982-02-18 | 1985-06-05 | Boc Group Plc | Gas turbines and engines |
US4498289A (en) | 1982-12-27 | 1985-02-12 | Ian Osgerby | Carbon dioxide power cycle |
US4548034A (en) | 1983-05-05 | 1985-10-22 | Rolls-Royce Limited | Bypass gas turbine aeroengines and exhaust mixers therefor |
US4528811A (en) * | 1983-06-03 | 1985-07-16 | General Electric Co. | Closed-cycle gas turbine chemical processor |
GB2149456B (en) | 1983-11-08 | 1987-07-29 | Rolls Royce | Exhaust mixing in turbofan aeroengines |
US4561245A (en) | 1983-11-14 | 1985-12-31 | Atlantic Richfield Company | Turbine anti-icing system |
US4602614A (en) | 1983-11-30 | 1986-07-29 | United Stirling, Inc. | Hybrid solar/combustion powered receiver |
SE439057B (sv) | 1984-06-05 | 1985-05-28 | United Stirling Ab & Co | Anordning for forbrenning av ett brensle med syrgas och inblandning av en del av de vid forbrenningen bildade avgaserna |
EP0169431B1 (en) | 1984-07-10 | 1990-04-11 | Hitachi, Ltd. | Gas turbine combustor |
US4606721A (en) | 1984-11-07 | 1986-08-19 | Tifa Limited | Combustion chamber noise suppressor |
US4653278A (en) | 1985-08-23 | 1987-03-31 | General Electric Company | Gas turbine engine carburetor |
US4651712A (en) | 1985-10-11 | 1987-03-24 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
NO163612C (no) | 1986-01-23 | 1990-06-27 | Norsk Energi | Fremgangsmaate og anlegg for fremstilling av nitrogen for anvendelse under hoeyt trykk. |
US4858428A (en) | 1986-04-24 | 1989-08-22 | Paul Marius A | Advanced integrated propulsion system with total optimized cycle for gas turbines |
US4753666A (en) | 1986-07-24 | 1988-06-28 | Chevron Research Company | Distillative processing of CO2 and hydrocarbons for enhanced oil recovery |
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 |
US5332036A (en) | 1992-05-15 | 1994-07-26 | The Boc Group, Inc. | Method of recovery of natural gases from underground coal formations |
US5295350A (en) | 1992-06-26 | 1994-03-22 | Texaco Inc. | Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas |
US5355668A (en) | 1993-01-29 | 1994-10-18 | General Electric Company | Catalyst-bearing component of gas turbine engine |
US5628184A (en) | 1993-02-03 | 1997-05-13 | Santos; Rolando R. | Apparatus for reducing the production of NOx in a gas turbine |
US5361586A (en) | 1993-04-15 | 1994-11-08 | Westinghouse Electric Corporation | Gas turbine ultra low NOx combustor |
US5388395A (en) | 1993-04-27 | 1995-02-14 | Air Products And Chemicals, Inc. | Use of nitrogen from an air separation unit as gas turbine air compressor feed refrigerant to improve power output |
US5444971A (en) | 1993-04-28 | 1995-08-29 | Holenberger; Charles R. | Method and apparatus for cooling the inlet air of gas turbine and internal combustion engine prime movers |
US5359847B1 (en) | 1993-06-01 | 1996-04-09 | Westinghouse Electric Corp | Dual fuel ultra-flow nox combustor |
US5638674A (en) | 1993-07-07 | 1997-06-17 | Mowill; R. Jan | Convectively cooled, single stage, fully premixed controllable fuel/air combustor with tangential admission |
US5628182A (en) | 1993-07-07 | 1997-05-13 | Mowill; R. Jan | Star combustor with dilution ports in can portions |
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 |
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 |
EP0683847B1 (en) | 1993-12-10 | 1998-08-12 | 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 |
JPH10505145A (ja) | 1994-08-25 | 1998-05-19 | クリーン エナジー システムズ, インコーポレイテッド | 汚染を減少した動力発生システム及びそのためのガス発生機 |
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 |
DE69625744T2 (de) | 1995-06-05 | 2003-10-16 | Rolls-Royce Corp., Indianapolis | Magervormischbrenner mit niedrigem NOx-Ausstoss für industrielle Gasturbinen |
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 |
US7336649B1 (en) * | 1995-12-20 | 2008-02-26 | Verizon Business Global Llc | Hybrid packet-switched and circuit-switched telephony system |
DE69607485T2 (de) | 1995-12-27 | 2000-09-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V., Den Haag/S'gravenhage | Flamenlose verbrennvorrichtung und verfahren |
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 |
NO308399B1 (no) | 1997-06-06 | 2000-09-11 | Norsk Hydro As | Prosess for generering av kraft og/eller varme |
NO308400B1 (no) | 1997-06-06 | 2000-09-11 | Norsk Hydro As | Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess |
US6256976B1 (en) | 1997-06-27 | 2001-07-10 | Hitachi, Ltd. | Exhaust gas recirculation type combined plant |
US5771868A (en) | 1997-07-03 | 1998-06-30 | Turbodyne Systems, Inc. | Turbocharging systems for internal combustion engines |
US5771867A (en) | 1997-07-03 | 1998-06-30 | Caterpillar Inc. | Control system for exhaust gas recovery system in an internal combustion engine |
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 |
EP0939199B1 (de) | 1998-02-25 | 2004-03-31 | ALSTOM Technology Ltd | Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess |
US6082113A (en) | 1998-05-22 | 2000-07-04 | Pratt & Whitney Canada Corp. | Gas turbine fuel injector |
US6082093A (en) | 1998-05-27 | 2000-07-04 | Solar Turbines Inc. | Combustion air control system for a gas turbine engine |
NO982504D0 (no) | 1998-06-02 | 1998-06-02 | Aker Eng As | Fjerning av CO2 i r°kgass |
US6244338B1 (en) | 1998-06-23 | 2001-06-12 | The University Of Wyoming Research Corp., | System for improving coalbed gas production |
US7717173B2 (en) | 1998-07-06 | 2010-05-18 | Ecycling, LLC | Methods of improving oil or gas production with recycled, increased sodium water |
US6089855A (en) | 1998-07-10 | 2000-07-18 | Thermo Power Corporation | Low NOx multistage combustor |
US6125627A (en) | 1998-08-11 | 2000-10-03 | Allison Advanced Development Company | Method and apparatus for spraying fuel within a gas turbine engine |
US6148602A (en) | 1998-08-12 | 2000-11-21 | Norther Research & Engineering Corporation | Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor |
GB9818160D0 (en) | 1998-08-21 | 1998-10-14 | Rolls Royce Plc | A combustion chamber |
US6314721B1 (en) | 1998-09-04 | 2001-11-13 | United Technologies Corporation | Tabbed nozzle for jet noise suppression |
NO319681B1 (no) | 1998-09-16 | 2005-09-05 | Statoil Asa | Fremgangsmate for fremstilling av en H2-rik gass og en CO2-rik gass ved hoyt trykk |
NO317870B1 (no) | 1998-09-16 | 2004-12-27 | Statoil Asa | Fremgangsmate for a fremstille en H<N>2</N>-rik gass og en CO<N>2</N>-rik gass ved hoyt trykk |
US6370870B1 (en) | 1998-10-14 | 2002-04-16 | Nissan Motor Co., Ltd. | Exhaust gas purifying device |
NO984956D0 (no) | 1998-10-23 | 1998-10-23 | Nyfotek As | Brenner |
US5968349A (en) | 1998-11-16 | 1999-10-19 | Bhp Minerals International Inc. | Extraction of bitumen from bitumen froth and biotreatment of bitumen froth tailings generated from tar sands |
US6230103B1 (en) | 1998-11-18 | 2001-05-08 | Power Tech Associates, Inc. | Method of determining concentration of exhaust components in a gas turbine engine |
NO308401B1 (no) | 1998-12-04 | 2000-09-11 | Norsk Hydro As | FremgangsmÕte for gjenvinning av CO2 som genereres i en forbrenningsprosess samt anvendelse derav |
US6216549B1 (en) | 1998-12-11 | 2001-04-17 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior | Collapsible bag sediment/water quality flow-weighted sampler |
DE19857234C2 (de) | 1998-12-11 | 2000-09-28 | Daimler Chrysler Ag | Vorrichtung zur Abgasrückführung |
WO2000040851A1 (en) | 1999-01-04 | 2000-07-13 | Allison Advanced Development Company | Exhaust mixer and apparatus using same |
US6183241B1 (en) | 1999-02-10 | 2001-02-06 | Midwest Research Institute | Uniform-burning matrix burner |
NO990812L (no) | 1999-02-19 | 2000-08-21 | Norsk Hydro As | Metode for Õ fjerne og gjenvinne CO2 fra eksosgass |
US6202442B1 (en) | 1999-04-05 | 2001-03-20 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'expoitation Des Procedes Georges Claude | Integrated apparatus for generating power and/or oxygen enriched fluid and process for the operation thereof |
US6276171B1 (en) | 1999-04-05 | 2001-08-21 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Integrated apparatus for generating power and/or oxygen enriched fluid, process for the operation thereof |
GB9911867D0 (en) | 1999-05-22 | 1999-07-21 | Rolls Royce Plc | A combustion chamber assembly and a method of operating a combustion chamber assembly |
US6305929B1 (en) | 1999-05-24 | 2001-10-23 | Suk Ho Chung | Laser-induced ignition system using a cavity |
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 |
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 |
US6263659B1 (en) | 1999-06-04 | 2001-07-24 | Air Products And Chemicals, Inc. | Air separation process integrated with gas turbine combustion engine driver |
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 |
US6367258B1 (en) | 1999-07-22 | 2002-04-09 | Bechtel Corporation | Method and apparatus for vaporizing liquid natural gas in a combined cycle power plant |
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 |
KR100827869B1 (ko) | 1999-08-16 | 2008-05-07 | 가부시키가이샤 에누에프케이 홀딩스 | 연료공급장치 및 연료공급방법 |
US7015271B2 (en) | 1999-08-19 | 2006-03-21 | Ppg Industries Ohio, Inc. | Hydrophobic particulate inorganic oxides and polymeric compositions containing same |
US6298654B1 (en) | 1999-09-07 | 2001-10-09 | VERMES GéZA | Ambient pressure gas turbine system |
DE19944922A1 (de) | 1999-09-20 | 2001-03-22 | Asea Brown Boveri | Steuerung von Primärmassnahmen zur Reduktion der thermischen Stickoxidbildung in Gasturbinen |
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 |
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 |
US6698412B2 (en) | 2001-01-08 | 2004-03-02 | Catalytica Energy Systems, Inc. | Catalyst placement in combustion cylinder for reduction on NOx and particulate soot |
US6467270B2 (en) | 2001-01-31 | 2002-10-22 | Cummins Inc. | Exhaust gas recirculation air handling system for an internal combustion engine |
US6715916B2 (en) | 2001-02-08 | 2004-04-06 | General Electric Company | System and method for determining gas turbine firing and combustion reference temperatures having correction for water content in fuel |
US6490858B2 (en) | 2001-02-16 | 2002-12-10 | Ashley J. Barrett | Catalytic converter thermal aging method and apparatus |
US6606861B2 (en) | 2001-02-26 | 2003-08-19 | United Technologies Corporation | Low emissions combustor for a gas turbine engine |
US7578132B2 (en) | 2001-03-03 | 2009-08-25 | Rolls-Royce Plc | Gas turbine engine exhaust nozzle |
US6821501B2 (en) | 2001-03-05 | 2004-11-23 | Shell Oil Company | Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system |
US6412302B1 (en) | 2001-03-06 | 2002-07-02 | Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division | LNG production using dual independent expander refrigeration cycles |
US6499990B1 (en) | 2001-03-07 | 2002-12-31 | Zeeco, Inc. | Low NOx burner apparatus and method |
GB2373299B (en) | 2001-03-12 | 2004-10-27 | Alstom Power Nv | Re-fired gas turbine engine |
JP4050620B2 (ja) | 2001-03-15 | 2008-02-20 | レオニドビチ ザパディンスキ,アレクセイ | 炭化水素貯留地層からの炭化水素の回収方法及びそれを実施するための装置 |
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 |
US6966374B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-11-22 | Shell Oil Company | In situ thermal recovery from a relatively permeable formation using gas to increase mobility |
US20030079877A1 (en) | 2001-04-24 | 2003-05-01 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a relatively impermeable formation in a reducing environment |
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 |
WO2002095852A2 (en) | 2001-05-24 | 2002-11-28 | Clean Energy Systems, Inc. | Combined fuel cell and fuel combustion power generation systems |
WO2002097252A1 (en) | 2001-05-30 | 2002-12-05 | Conoco Inc. | Lng regasification process and system |
EP1262714A1 (de) | 2001-06-01 | 2002-12-04 | ALSTOM (Switzerland) Ltd | Brenner mit Abgasrückführung |
US6484507B1 (en) | 2001-06-05 | 2002-11-26 | Louis A. Pradt | Method and apparatus for controlling liquid droplet size and quantity in a stream of gas |
FR2825935B1 (fr) * | 2001-06-14 | 2003-08-22 | Inst Francais Du Petrole | Generateur de puissance a faibles rejets de co2 et procede associe |
US6622645B2 (en) | 2001-06-15 | 2003-09-23 | Honeywell International Inc. | Combustion optimization with inferential sensor |
DE10131798A1 (de) | 2001-06-30 | 2003-01-16 | Daimler Chrysler Ag | Kraftfahrzeug mit Aktivkohlefilter und Verfahren zur Regeneration eines Aktivkohlefilters |
US6813889B2 (en) | 2001-08-29 | 2004-11-09 | Hitachi, Ltd. | Gas turbine combustor and operating method thereof |
JP3984957B2 (ja) | 2001-08-30 | 2007-10-03 | ティーディーエイ リサーチ インコーポレイテッド | 燃焼フラーレンから不純物を除去する方法 |
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 |
US6640548B2 (en) | 2001-09-26 | 2003-11-04 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Apparatus and method for combusting low quality fuel |
WO2003029618A1 (de) | 2001-10-01 | 2003-04-10 | Alstom Technology Ltd. | Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken |
US6969123B2 (en) | 2001-10-24 | 2005-11-29 | Shell Oil Company | Upgrading and mining of coal |
US7104319B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
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 |
AU2002354393B2 (en) | 2001-11-09 | 2005-06-23 | Kawasaki Jukogyo Kabushiki Kaisha | Gas turbine system comprising closed system between fuel and combustion gas using underground coal layer |
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 |
DE60313392T2 (de) | 2002-05-16 | 2007-08-09 | Rolls-Royce Plc | Gasturbine |
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 |
BR0316367A (pt) | 2002-11-15 | 2005-10-04 | Catalytica Energy Sys Inc | Dispositivos e métodos para redução de emissões de nox de motores de queima pobre |
DK1576266T3 (en) | 2002-11-15 | 2014-12-01 | Clean Energy Systems Inc | Low pollutant energy generation system with air separation using an ion transfer membrane |
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 |
US20040118126A1 (en) * | 2002-12-19 | 2004-06-24 | Ong James O.Y. | Use of a chemical solvent to separate CO2 from a H2S-rich stream |
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 |
EP1592924A2 (en) | 2003-01-17 | 2005-11-09 | Catalytica Energy Systems, Inc. | Dynamic control system and method for multi-combustor catalytic gas turbine engine |
US8631657B2 (en) | 2003-01-22 | 2014-01-21 | Vast Power Portfolio, Llc | Thermodynamic cycles with thermal diluent |
WO2004065763A2 (en) | 2003-01-22 | 2004-08-05 | Vast Power Systems Inc. | Thermodynamic cycles using 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 |
US7618606B2 (en) | 2003-02-06 | 2009-11-17 | The Ohio State University | Separation of carbon dioxide (CO2) from gas mixtures |
US6675579B1 (en) | 2003-02-06 | 2004-01-13 | Ford Global Technologies, Llc | HCCI engine intake/exhaust systems for fast inlet temperature and pressure control with intake pressure boosting |
US7490472B2 (en) * | 2003-02-11 | 2009-02-17 | Statoil Asa | Efficient combined cycle power plant with CO2 capture and a combustor arrangement with separate flows |
US7053128B2 (en) | 2003-02-28 | 2006-05-30 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming |
US7217303B2 (en) | 2003-02-28 | 2007-05-15 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Pressure swing reforming for fuel cell systems |
US20040170559A1 (en) | 2003-02-28 | 2004-09-02 | Frank Hershkowitz | Hydrogen manufacture using pressure swing reforming |
US7045553B2 (en) | 2003-02-28 | 2006-05-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming |
US7914764B2 (en) | 2003-02-28 | 2011-03-29 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hydrogen manufacture using pressure swing reforming |
AU2004220584B2 (en) * | 2003-03-10 | 2009-07-23 | Board Of Regents - The University Of Texas System | Regeneration of an aqueous solution from an acid gas absorption process by multistage flashing and stripping |
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 |
EP1618335A1 (en) | 2003-04-29 | 2006-01-25 | Her Majesty the Queen in Right of Canada as Represented by The Minister of 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 |
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 |
CA2552644C (en) | 2004-01-20 | 2009-10-06 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configurations for acid gas enrichment |
US7305817B2 (en) | 2004-02-09 | 2007-12-11 | General Electric Company | Sinuous chevron exhaust nozzle |
JP2005226847A (ja) | 2004-02-10 | 2005-08-25 | Ebara Corp | 燃焼装置及び燃焼方法 |
US7468173B2 (en) | 2004-02-25 | 2008-12-23 | Sunstone Corporation | Method for producing nitrogen to use in under balanced drilling, secondary recovery production operations and pipeline maintenance |
DE102004009794A1 (de) | 2004-02-28 | 2005-09-22 | Daimlerchrysler Ag | Brennkraftmaschine mit zwei Abgasturboladern |
US8951951B2 (en) | 2004-03-02 | 2015-02-10 | Troxler Electronic Laboratories, Inc. | Solvent compositions for removing petroleum residue from a substrate and methods of use thereof |
US6971242B2 (en) | 2004-03-02 | 2005-12-06 | Caterpillar Inc. | Burner for a gas turbine engine |
US7752848B2 (en) | 2004-03-29 | 2010-07-13 | General Electric Company | System and method for co-production of hydrogen and electrical energy |
EP1730441B1 (de) | 2004-03-30 | 2008-03-19 | Alstom Technology Ltd | Vorrichtung und verfahren zur flammenstabilisierung in einem brenner |
EP1730447A1 (de) | 2004-03-31 | 2006-12-13 | Alstom Technology Ltd | Brenner |
US20050241311A1 (en) | 2004-04-16 | 2005-11-03 | Pronske Keith L | Zero emissions closed rankine cycle power system |
US7302801B2 (en) | 2004-04-19 | 2007-12-04 | Hamilton Sundstrand Corporation | Lean-staged pyrospin combustor |
US7185497B2 (en) | 2004-05-04 | 2007-03-06 | Honeywell International, Inc. | Rich quick mix combustion system |
WO2005108865A1 (en) | 2004-05-06 | 2005-11-17 | New Power Concepts Llc | Gaseous fuel burner |
ITBO20040296A1 (it) | 2004-05-11 | 2004-08-11 | Itea Spa | Combustori ad alta efficienza e impatto ambientale ridotto, e procedimenti per la produzione di energia elettrica da esso derivabili |
WO2005123237A2 (en) | 2004-05-14 | 2005-12-29 | Eco/Technologies, Llc | Method and system for sequestering carbon emissions from a combustor/boiler |
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 |
WO2005124231A2 (en) | 2004-06-11 | 2005-12-29 | Vast Power Systems, Inc. | Low emissions combustion apparatus and method |
US7472550B2 (en) | 2004-06-14 | 2009-01-06 | University Of Florida Research Foundation, Inc. | Combined cooling and power plant with water extraction |
AU2005275156B2 (en) | 2004-07-14 | 2011-03-24 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for power generation with integrated LNG regasification |
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 |
US7789944B2 (en) | 2004-09-29 | 2010-09-07 | Taiheiyo Cement Corporation | System and method for treating dust contained in extracted cement kiln combustion gas |
US7749311B2 (en) | 2004-09-29 | 2010-07-06 | Taiheiyo Cement Corporation | System and method for treating dust contained in extracted cement kiln combustion gas |
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 |
US7506501B2 (en) | 2004-12-01 | 2009-03-24 | Honeywell International Inc. | Compact mixer with trimmable open centerbody |
US7389635B2 (en) | 2004-12-01 | 2008-06-24 | Honeywell International Inc. | Twisted mixer with open center body |
EP1666822A1 (de) | 2004-12-03 | 2006-06-07 | Linde Aktiengesellschaft | Vorrichtung zur Tieftemperaturzerlegung eines Gasgemisches, insbesondere von Luft |
JP2006183599A (ja) | 2004-12-28 | 2006-07-13 | Nissan Motor Co Ltd | 内燃機関の排気浄化装置 |
PL1681090T3 (pl) | 2005-01-17 | 2007-10-31 | Balcke Duerr Gmbh | Urządzenie i sposób mieszania strumienia płynu w kanale przepływowym |
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 |
CA2538464A1 (en) | 2005-03-02 | 2006-09-02 | Champion Technologies Inc. | Zone settling aid and method for producing dry diluted bitumen with reduced losses of asphaltenes |
US7194869B2 (en) | 2005-03-08 | 2007-03-27 | Siemens Power Generation, Inc. | Turbine exhaust water recovery system |
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 |
CA2600363C (en) | 2005-03-30 | 2010-10-05 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for thermal integration of lng regasification and power plants |
EA011918B1 (ru) | 2005-03-30 | 2009-06-30 | Флуор Текнолоджиз Корпорейшн | Объединенная установка для регазификации сжиженного природного газа и разделения компонентов сопутствующего газа |
DE102005015151A1 (de) | 2005-03-31 | 2006-10-26 | Alstom Technology Ltd. | Gasturbinenanlage |
WO2006107209A1 (en) | 2005-04-05 | 2006-10-12 | Sargas As | Low co2 thermal powerplant |
US7906304B2 (en) | 2005-04-05 | 2011-03-15 | Geosynfuels, Llc | Method and bioreactor for producing synfuel from carbonaceous material |
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 |
US7914749B2 (en) | 2005-06-27 | 2011-03-29 | Solid Gas Technologies | Clathrate hydrate modular storage, applications and utilization processes |
US7481048B2 (en) | 2005-06-30 | 2009-01-27 | Caterpillar Inc. | Regeneration assembly |
US7966822B2 (en) | 2005-06-30 | 2011-06-28 | General Electric Company | Reverse-flow gas turbine combustion system |
US7752850B2 (en) | 2005-07-01 | 2010-07-13 | Siemens Energy, Inc. | Controlled pilot oxidizer for a gas turbine combustor |
US7266940B2 (en) * | 2005-07-08 | 2007-09-11 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
US7670135B1 (en) | 2005-07-13 | 2010-03-02 | Zeeco, Inc. | Burner and method for induction of flue gas |
DK1907319T3 (da) * | 2005-07-18 | 2010-05-17 | Union Engineering As | Fremgangsmåde til indvending af carbondioxid med høj renhed fra en gaskilde som omfatter nitrogenforbindelser |
US20070044479A1 (en) | 2005-08-10 | 2007-03-01 | Harry Brandt | Hydrogen production from an oxyfuel combustor |
US7225623B2 (en) | 2005-08-23 | 2007-06-05 | General Electric Company | Trapped vortex cavity afterburner |
EP1757778B1 (de) | 2005-08-23 | 2015-12-23 | Balcke-Dürr GmbH | Abgasführung einer Gasturbine sowie Verfahren zum Vermischen des Abgases der Gasturbine |
US7562519B1 (en) | 2005-09-03 | 2009-07-21 | Florida Turbine Technologies, Inc. | Gas turbine engine with an air cooled bearing |
US7410525B1 (en) | 2005-09-12 | 2008-08-12 | Uop Llc | Mixed matrix membranes incorporating microporous polymers as fillers |
FR2891013B1 (fr) * | 2005-09-16 | 2011-01-14 | Inst Francais Du Petrole | Production d'energie par turbine a gaz sans emission de c02 |
DE102005048911A1 (de) | 2005-10-10 | 2007-04-12 | Behr Gmbh & Co. Kg | Anordnung zur Rückführung und Kühlung von Abgas einer Brennkraftmaschine |
US7690204B2 (en) | 2005-10-12 | 2010-04-06 | Praxair Technology, Inc. | Method of maintaining a fuel Wobbe index in an IGCC installation |
US7513100B2 (en) | 2005-10-24 | 2009-04-07 | General Electric Company | Systems for low emission gas turbine energy generation |
US7493769B2 (en) | 2005-10-25 | 2009-02-24 | General Electric Company | Assembly and method for cooling rear bearing and exhaust frame of gas turbine |
US7827794B1 (en) | 2005-11-04 | 2010-11-09 | Clean Energy Systems, Inc. | Ultra low emissions fast starting power plant |
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 |
EA013360B1 (ru) | 2005-11-18 | 2010-04-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ добычи углеводородов из подземных пластов (варианты) |
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 |
EP2040848A1 (en) | 2006-03-07 | 2009-04-01 | Marathon Oil Sands (U.S.A.) 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 |
US20070249738A1 (en) | 2006-04-25 | 2007-10-25 | Haynes Joel M | Premixed partial oxidation syngas generator |
US20070245736A1 (en) | 2006-04-25 | 2007-10-25 | Eastman Chemical Company | Process for superheated steam |
DE102006019780A1 (de) | 2006-04-28 | 2007-11-08 | Daimlerchrysler Ag | Abgasturbolader in einer Brennkraftmaschine |
WO2007134994A2 (de) * | 2006-05-18 | 2007-11-29 | Basf Se | Kohlendioxid-absorptionsmittel mit verringertem regenerations-energiebedarf |
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 |
DE112007001504T5 (de) | 2006-06-23 | 2009-05-07 | BHP Billiton Innovation Pty. Ltd., Melbourne | Stromerzeugung |
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 |
CA2656776C (en) | 2006-07-07 | 2014-09-09 | 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 |
US8409307B2 (en) | 2006-08-23 | 2013-04-02 | 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 |
US7901488B2 (en) | 2006-10-04 | 2011-03-08 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Regeneration of an aqueous solution from an acid gas absorption process by matrix stripping |
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 |
US7763163B2 (en) | 2006-10-20 | 2010-07-27 | Saudi Arabian Oil Company | Process for removal of nitrogen and poly-nuclear aromatics from hydrocracker feedstocks |
GB0620883D0 (en) | 2006-10-20 | 2006-11-29 | Johnson Matthey Plc | Exhaust system for a lean-burn internal combustion engine |
US7721543B2 (en) | 2006-10-23 | 2010-05-25 | Southwest Research Institute | System and method for cooling a combustion gas charge |
US7492054B2 (en) | 2006-10-24 | 2009-02-17 | Catlin Christopher S | River and tidal power harvester |
US7739864B2 (en) | 2006-11-07 | 2010-06-22 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
US7895822B2 (en) | 2006-11-07 | 2011-03-01 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
US7827778B2 (en) | 2006-11-07 | 2010-11-09 | General Electric Company | Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions |
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 |
US7856829B2 (en) | 2006-12-15 | 2010-12-28 | Praxair Technology, Inc. | Electrical power generation method |
US7815873B2 (en) | 2006-12-15 | 2010-10-19 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Controlled combustion for regenerative reactors with mixer/flow distributor |
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 |
WO2008099313A2 (en) | 2007-02-12 | 2008-08-21 | Sasol Technology (Proprietary) Limited | Co-production of power and hydrocarbons |
EP1959143B1 (en) | 2007-02-13 | 2010-10-20 | Yamada Manufacturing Co., Ltd. | Oil pump pressure control device |
ES2393266T3 (es) * | 2007-02-22 | 2012-12-19 | Fluor Technologies Corporation | Configuraciones para la producción de dióxido de carbono e hidrógeno a partir de corrientes de gasificación |
US8356485B2 (en) | 2007-02-27 | 2013-01-22 | Siemens Energy, Inc. | System and method for oxygen separation in an integrated gasification combined cycle system |
US20080250795A1 (en) | 2007-04-16 | 2008-10-16 | Conocophillips Company | Air Vaporizer and Its Use in Base-Load LNG Regasification Plant |
US20080251234A1 (en) | 2007-04-16 | 2008-10-16 | Wilson Turbopower, Inc. | Regenerator wheel apparatus |
CA2613873C (en) | 2007-05-03 | 2008-10-28 | Imperial Oil Resources Limited | An improved process for recovering solvent from asphaltene containing tailings resulting from a separation process |
US8038746B2 (en) | 2007-05-04 | 2011-10-18 | Clark Steve L | Reduced-emission gasification and oxidation of hydrocarbon materials for liquid fuel production |
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 |
BRPI0810590A2 (pt) | 2007-05-25 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Método in situ de produzir fluidos de hidrocarboneto de uma formação rochosa rica em matéria orgânica |
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 |
EP2158388B1 (de) | 2007-06-19 | 2019-09-11 | Ansaldo Energia IP UK Limited | Gasturbinenanlage mit abgasrezirkulation |
KR20100038204A (ko) * | 2007-06-22 | 2010-04-13 | 커먼웰쓰 사이언티픽 앤드 인더스트리얼 리서치 오가니제이션 | 가스 흐름들에서부터 암모니아 용액들로 co2 전달을 위한 개선된 방법 |
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 |
CA2638588A1 (en) | 2007-08-09 | 2009-02-09 | Tapco International Corporation | Exterior trim pieces with weather stripping and colored protective layer |
WO2009027491A1 (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 |
US8167960B2 (en) | 2007-10-22 | 2012-05-01 | Osum Oil Sands Corp. | Method of removing carbon dioxide emissions from in-situ recovery of bitumen and heavy oil |
US7861511B2 (en) | 2007-10-30 | 2011-01-04 | General Electric Company | System for recirculating the exhaust of a turbomachine |
US8220268B2 (en) | 2007-11-28 | 2012-07-17 | Caterpillar Inc. | Turbine engine having fuel-cooled air intercooling |
WO2009070785A2 (en) | 2007-11-28 | 2009-06-04 | Brigham Young University | Carbon dioxide capture from flue gas |
EP2067941A3 (de) | 2007-12-06 | 2013-06-26 | Alstom Technology Ltd | Kombikraftwerk mit Abgasrückführung und CO2-Abscheidung sowie Verfahren zum Betrieb eines solchen Kombikraftwerks |
US8133298B2 (en) | 2007-12-06 | 2012-03-13 | Air Products And Chemicals, Inc. | Blast furnace iron production with integrated power generation |
US8046986B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-11-01 | General Electric Company | Method and system for controlling an exhaust gas recirculation system |
US7536252B1 (en) | 2007-12-10 | 2009-05-19 | General Electric Company | Method and system for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas |
US20090157230A1 (en) | 2007-12-14 | 2009-06-18 | General Electric Company | Method for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas |
JP5118496B2 (ja) | 2008-01-10 | 2013-01-16 | 三菱重工業株式会社 | ガスタービンの排気部の構造およびガスタービン |
GB0800940D0 (en) | 2008-01-18 | 2008-02-27 | Milled Carbon Ltd | Recycling carbon fibre |
US7695703B2 (en) | 2008-02-01 | 2010-04-13 | Siemens Energy, Inc. | High temperature catalyst and process for selective catalytic reduction of NOx in exhaust gases of fossil fuel combustion |
US20090193809A1 (en) | 2008-02-04 | 2009-08-06 | Mark Stewart Schroder | Method and system to facilitate combined cycle working fluid modification and combustion thereof |
US8176982B2 (en) | 2008-02-06 | 2012-05-15 | Osum Oil Sands Corp. | Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservoir |
AU2009214660B2 (en) | 2008-02-12 | 2013-01-17 | Foret Plasma Labs, Llc | System, method and apparatus for lean combustion with plasma from an electrical arc |
US8051638B2 (en) | 2008-02-19 | 2011-11-08 | General Electric Company | Systems and methods for exhaust gas recirculation (EGR) for turbine engines |
EP2093403B1 (en) | 2008-02-19 | 2016-09-28 | C.R.F. Società Consortile per Azioni | EGR control system |
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 |
EP2276559A4 (en) | 2008-03-28 | 2017-10-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
WO2011059567A1 (en) | 2009-11-12 | 2011-05-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
CA2934541C (en) | 2008-03-28 | 2018-11-06 | 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 |
CA2718885C (en) | 2008-05-20 | 2014-05-06 | Osum Oil Sands Corp. | Method of managing carbon reduction for hydrocarbon producers |
US20090301054A1 (en) | 2008-06-04 | 2009-12-10 | Simpson Stanley F | Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat |
US20100003123A1 (en) | 2008-07-01 | 2010-01-07 | Smith Craig F | Inlet air heating system for a gas turbine engine |
US7955403B2 (en) | 2008-07-16 | 2011-06-07 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for producing substitute natural gas |
US20100018218A1 (en) | 2008-07-25 | 2010-01-28 | Riley Horace E | Power plant with emissions recovery |
EP2310478A2 (en) | 2008-07-31 | 2011-04-20 | Alstom Technology Ltd | System for hot solids combustion and gasification |
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 |
EP2342434B1 (en) | 2008-09-19 | 2012-08-15 | Renault Trucks | Mixing device in an exhaust gas pipe |
US7931888B2 (en) | 2008-09-22 | 2011-04-26 | Praxair Technology, Inc. | Hydrogen production method |
US8555796B2 (en) | 2008-09-26 | 2013-10-15 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process temperature control in oxy/fuel combustion system |
US8316784B2 (en) | 2008-09-26 | 2012-11-27 | Air Products And Chemicals, Inc. | Oxy/fuel combustion system with minimized flue gas recirculation |
JP5580320B2 (ja) | 2008-10-14 | 2014-08-27 | 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 | 燃焼生成物を制御するための方法およびシステム |
US8454350B2 (en) | 2008-10-29 | 2013-06-04 | General Electric Company | Diluent shroud for combustor |
CN102224332B (zh) | 2008-11-24 | 2013-11-13 | 阿瑞斯汽轮机公司 | 应用旋转的再生热交换器的具有外部燃烧的燃气涡轮机 |
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 |
US8127937B2 (en) | 2009-03-27 | 2012-03-06 | Uop Llc | High performance cross-linked polybenzoxazole and polybenzothiazole polymer membranes |
US8127936B2 (en) | 2009-03-27 | 2012-03-06 | Uop Llc | High performance cross-linked polybenzoxazole and polybenzothiazole polymer membranes |
JP4395542B1 (ja) * | 2009-04-30 | 2010-01-13 | 三菱重工業株式会社 | ガス化ガスからの高純度co2回収方法およびシステム |
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 |
US9353940B2 (en) | 2009-06-05 | 2016-05-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combustor systems and combustion burners for combusting a fuel |
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 |
US20100135881A1 (en) * | 2009-07-28 | 2010-06-03 | Lubo Zhou | Process for simultaneous removal of carbon dioxide and sulfur oxides from flue gas |
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 |
CN102482940A (zh) | 2009-09-01 | 2012-05-30 | 埃克森美孚上游研究公司 | 低排放发电和烃采收***及方法 |
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 |
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 |
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 |
WO2012003078A1 (en) | 2010-07-02 | 2012-01-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler |
EA029336B1 (ru) | 2010-07-02 | 2018-03-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Системы и способ производства энергии путем стехиометрического сгорания с обогащенным воздухом и рециркуляцией отработавшего газа |
CN107575308A (zh) | 2010-07-02 | 2018-01-12 | 埃克森美孚上游研究公司 | 低排放三循环动力产生***和方法 |
MY156099A (en) | 2010-07-02 | 2016-01-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Systems and methods for controlling combustion of a fuel |
CA2801476C (en) | 2010-07-02 | 2017-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
SG186158A1 (en) | 2010-07-02 | 2013-01-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation systems and methods |
US8268044B2 (en) | 2010-07-13 | 2012-09-18 | Air Products And Chemicals, Inc. | Separation of a sour syngas stream |
US8226912B2 (en) | 2010-07-13 | 2012-07-24 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen, carbon dioxide and hydrogen sulphide |
WO2012018459A2 (en) | 2010-07-26 | 2012-02-09 | Dresser-Rand Company | Method and system for reducing seal gas consumption and settle-out pressure reduction in high-pressure compression systems |
US8206669B2 (en) | 2010-07-27 | 2012-06-26 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method and apparatus for treating a sour gas |
US8627643B2 (en) | 2010-08-05 | 2014-01-14 | General Electric Company | System and method for measuring temperature within a turbine system |
US9097182B2 (en) | 2010-08-05 | 2015-08-04 | General Electric Company | Thermal control system for fault detection and mitigation within a power generation system |
US9019108B2 (en) | 2010-08-05 | 2015-04-28 | General Electric Company | Thermal measurement system for fault detection within a power generation system |
US9399950B2 (en) | 2010-08-06 | 2016-07-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for exhaust gas extraction |
CA2805089C (en) | 2010-08-06 | 2018-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion |
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 |
TWI563164B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated systems incorporating inlet compressor oxidant control apparatus and related methods of generating power |
WO2012128927A1 (en) | 2011-03-22 | 2012-09-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for carbon dioxide capture in low emission turbine systems |
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 |
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 |
TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
US8101146B2 (en) | 2011-04-08 | 2012-01-24 | Johnson Matthey Public Limited Company | Catalysts for the reduction of ammonia emission from rich-burn exhaust |
US8910485B2 (en) | 2011-04-15 | 2014-12-16 | General Electric Company | Stoichiometric exhaust gas recirculation combustor with extraction port for cooling air |
US8281596B1 (en) | 2011-05-16 | 2012-10-09 | General Electric Company | Combustor assembly for a turbomachine |
CA2742565C (en) | 2011-06-10 | 2019-04-02 | Imperial Oil Resources Limited | Methods and systems for providing steam |
US8347600B2 (en) | 2011-08-25 | 2013-01-08 | 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 |
US8453461B2 (en) | 2011-08-25 | 2013-06-04 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
US8266913B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-09-18 | General Electric Company | Power plant and method of use |
US9127598B2 (en) | 2011-08-25 | 2015-09-08 | General Electric Company | Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant |
US8245492B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-08-21 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
US8266883B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-09-18 | General Electric Company | Power plant start-up method and method of venting the power plant |
US8245493B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-08-21 | General Electric Company | Power plant and control method |
US8713947B2 (en) | 2011-08-25 | 2014-05-06 | General Electric Company | Power plant with gas separation system |
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 |
JP6002313B2 (ja) | 2012-03-29 | 2016-10-05 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | ターボ機械用燃焼器組立体 |
WO2013147632A1 (en) | 2012-03-29 | 2013-10-03 | General Electric Company | Bi-directional end cover with extraction capability for gas turbine combustor |
US8539749B1 (en) | 2012-04-12 | 2013-09-24 | General Electric Company | Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
US20130269361A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Methods relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
US20130269310A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
US20130269360A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling a powerplant during low-load operations |
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 |
US20130269357A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling a secondary flow system |
US20130269358A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
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 |
CA2881606C (en) | 2012-04-12 | 2017-07-04 | General Electric Company | System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
US9353682B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-31 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation |
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 |
WO2013163045A1 (en) | 2012-04-26 | 2013-10-31 | General Electric Company | System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine |
-
2012
- 2012-03-01 TW TW101106771A patent/TWI563166B/zh not_active IP Right Cessation
- 2012-03-05 JP JP2014501101A patent/JP6186650B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2012-03-05 EA EA201391365A patent/EA025457B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-03-05 MX MX2013009835A patent/MX360773B/es active IP Right Grant
- 2012-03-05 US US14/004,840 patent/US9463417B2/en active Active
- 2012-03-05 WO PCT/US2012/027781 patent/WO2012128929A2/en active Application Filing
- 2012-03-05 CA CA2828278A patent/CA2828278C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-03-05 AU AU2012231392A patent/AU2012231392B2/en not_active Ceased
- 2012-03-05 MY MYPI2013003155A patent/MY165028A/en unknown
- 2012-03-05 CN CN201280014463.2A patent/CN103917490B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-03-05 BR BR112013021628A patent/BR112013021628A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2012-03-05 SG SG2013063698A patent/SG192902A1/en unknown
- 2012-03-05 EP EP20120759991 patent/EP2691616A4/en not_active Withdrawn
- 2012-03-20 AR ARP120100909 patent/AR085453A1/es not_active Application Discontinuation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
US20080317651A1 (en) * | 2005-08-16 | 2008-12-25 | Co2Crc Technologies Pty Ltd. | Plant And Process For Removing Carbon Dioxide From Gas Streams |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
MX2013009835A (es) | 2014-04-25 |
US9463417B2 (en) | 2016-10-11 |
MX360773B (es) | 2018-11-15 |
JP6186650B2 (ja) | 2017-08-30 |
WO2012128929A2 (en) | 2012-09-27 |
JP2014517182A (ja) | 2014-07-17 |
TW201329340A (zh) | 2013-07-16 |
AU2012231392B2 (en) | 2015-11-19 |
AU2012231392A1 (en) | 2013-10-03 |
EP2691616A4 (en) | 2015-05-06 |
AR085453A1 (es) | 2013-10-02 |
EA201391365A1 (ru) | 2014-01-30 |
TWI563166B (en) | 2016-12-21 |
US20140047818A1 (en) | 2014-02-20 |
MY165028A (en) | 2018-02-28 |
CN103917490B (zh) | 2016-01-20 |
WO2012128929A3 (en) | 2014-04-17 |
SG192902A1 (en) | 2013-10-30 |
CN103917490A (zh) | 2014-07-09 |
CA2828278A1 (en) | 2012-09-27 |
BR112013021628A2 (pt) | 2017-09-26 |
EP2691616A2 (en) | 2014-02-05 |
CA2828278C (en) | 2017-09-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA025457B1 (ru) | Система и способ генерации энергии с низкими выбросами, включающие отделение диоксида углерода | |
JP5913305B2 (ja) | 低エミッション発電システム及び方法 | |
TWI593872B (zh) | 整合系統及產生動力之方法 | |
JP6147725B2 (ja) | 低エミッションタービンシステムにおける二酸化炭素捕捉及び動力発生のためのシステム及び方法 | |
TWI564475B (zh) | 低排放之三循環動力產生系統和方法 | |
US20140007590A1 (en) | Systems and Methods For Carbon Dioxide Capture In Low Emission Turbine Systems | |
EA026048B1 (ru) | Система и способ улавливания диоксида углерода в комбинированной турбине с низким уровнем выбросов | |
RU2619313C2 (ru) | Способ разделения газов с использованием мембран на основе продувки, объединённый с выработкой энергии на газовых электростанциях и извлечением co2 | |
WO2008090166A1 (en) | Process for enabling constant power output in a power plant integrated with a carbon dioxide capture unit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |