EA031165B1 - Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота - Google Patents
Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота Download PDFInfo
- Publication number
- EA031165B1 EA031165B1 EA201600057A EA201600057A EA031165B1 EA 031165 B1 EA031165 B1 EA 031165B1 EA 201600057 A EA201600057 A EA 201600057A EA 201600057 A EA201600057 A EA 201600057A EA 031165 B1 EA031165 B1 EA 031165B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- air
- turbine
- flow
- fuel
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 48
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 title claims description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title description 7
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 168
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 81
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims description 16
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 239000003570 air Substances 0.000 description 153
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 25
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 8
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 6
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000967 As alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 241001487691 Aturus Species 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical class CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001237728 Precis Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 150000002009 diols Chemical class 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 1
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 1
- 125000004494 ethyl ester group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000003303 reheating Methods 0.000 description 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
- F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
- F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K21/00—Steam engine plants not otherwise provided for
- F01K21/04—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas
- F01K21/047—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas having at least one combustion gas turbine
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
- F01N3/00—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust
- F01N3/08—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous
- F01N3/0807—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous by using absorbents or adsorbents
- F01N3/0828—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous by using absorbents or adsorbents characterised by the absorbed or adsorbed substances
- F01N3/0857—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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
- F02C1/007—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid combination of cycles
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
- F02C6/003—Gas-turbine plants with heaters between turbine stages
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
- F02C7/08—Heating air supply before combustion, e.g. by exhaust gases
- F02C7/10—Heating air supply before combustion, e.g. by exhaust gases by means of regenerative heat-exchangers
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
- F02C9/48—Control of fuel supply conjointly with another control of the plant
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02K—DYNAMO-ELECTRIC MACHINES
- H02K7/00—Arrangements for handling mechanical energy structurally associated with dynamo-electric machines, e.g. structural association with mechanical driving motors or auxiliary dynamo-electric machines
- H02K7/18—Structural association of electric generators with mechanical driving motors, e.g. with turbines
- H02K7/1807—Rotary generators
- H02K7/1823—Rotary generators structurally associated with turbines or similar engines
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
- F05D2240/00—Components
- F05D2240/40—Use of a multiplicity of similar components
-
- 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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
В патенте описаны система и способ для высокоэффективной выработки энергии. Система включает источник воздуха, выполненный с возможностью подачи потока воздуха; источник топлива, выполненный с возможностью подачи потока топлива; камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания потока топлива и потока воздуха в присутствии рециклированного потока с образованием потока продуктов горения, более чем на 50 мол.% состоящего из N, причем источник воздуха и источник топлива выполнены с возможностью подачи потока воздуха и потока топлива в таком соотношении, чтобы в камере сгорания происходило, в основном, стехиометрическое горение с избытком кислорода вплоть до приблизительно 5%; турбину, выполненную с возможностью расширения потока продуктов горения; и теплообменник, выполненный с возможностью приема по меньшей мере части выходного потока из турбины и использования этой части выходного потока для нагрева потока воздуха и по меньшей мере части рециклированного потока, образованного из выходного потока.
Description
Настоящее изобретение обеспечивает высокоэффективные способы выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота при сжигании топлива в воздухе.
Уровень техники
Во всем мире возрастает потребность в энергии (электроэнергии) и имеется возрастающая потребность в дополнительных технологиях выработки энергии. Существующий высокоэффективный способ выработки энергии с использованием топливного природного газа или дистиллятных топлив представляет работающую на природном газе по комбинированному циклу систему (ПГКЦ систему), включающую газовую турбину, действующую по циклу Брайтона, и паровую систему, действующую по циклу Ренкина. Самые мощные серийно выпускаемые газовые турбины способны обеспечить выходную мощность ПГКЦ системы в диапазоне приблизительно от 450 до 550 МВт при КПД по низшей теплотворной способности приблизительно от 56 до 60% при условиях, определяемых по ISO (Международная организация по стандартизации). Существуют в настоящее время одинарные цепочки блоков, в которых используются работающий на сжигании угля бойлер и парогенератор, и которые могут иметь выходную мощность более 1000 МВт, обеспечивая общий электрический КПД вплоть до приблизительно 45% при высших достижимых параметрах пара в лучших на настоящее время конструкциях бойлеров и при использовании лучших материалов. Ядерные реакторы с единичной паровой турбиной способны обеспечивать выходную мощность более 1000 МВт.
В добавление к вышесказанному в патентной публикации US 2011/0179799 раскрыт энергетический цикл с соответствующим отношением высокого давления к низкому давлению, в котором используется углеродное или углеводородное топливо, сжигаемое в атмосфере с большим содержанием кислорода, и поэтому требующий наличия источника кислорода высокой чистоты. Продукты горения охлаждаются рециклированным потоком CO2 с высокой температурой, под высоким давлением и с высокой степенью очистки, который нагревается выходным потоком турбины в теплообменнике.
Из вышесказанного видно, что в существующих и разрабатываемых технологиях требуется использование нескольких циклов и (или) обеспечение для сжигания материалов с высокой чистотой. Соответственно, остается потребность в энергетических системах, использующих природный газ или дистиллятные топлива, сжигаемые в воздухе, которые способны обеспечить выходную мощность с единичной цепочки оборудования вплоть до 500 МВт или даже более.
Сущность изобретения
Описываемые системы и способы выработки энергии могут быть в большой степени полезны для обеспечения высокоэффективной выработки энергии и могут обладать одной или несколькими следующими характеристиками.
Предлагаемые системы и способы могут обеспечивать при более низкой максимальной температуре турбины, чем в обычной ПГКЦ системе, кпд, сравнимый с КПД обычной ПГКЦ системы.
Предлагаемые системы и способы могут обеспечивать при температуре турбины, равной температуре в обычной ПГКЦ системе, более высокий КПД по сравнению с КПД обычной ПГКЦ системы.
В предлагаемых системах и способах могут быть существенно снижены капитальные затраты по сравнению с обычной ПГКЦ системой.
В предлагаемых системах и способах может использоваться одно рабочее тело.
В предлагаемых системах и способах может использоваться средство приведения в действие турбины, отличное от паровой системы.
Предлагаемые системы и способы могут быть значительно компактнее, чем ПГКЦ система.
Для предлагаемых систем и способов концентрация CO2 в отработанных газах может быть значительно выше, чем концентрация приблизительно в 3% в отработанных газах ПГКЦ системы, так что CO2 может более легко улавливаться соответствующей системой отвода.
В предлагаемых системах и способах может использоваться воздух как дешевый источник окислителя, а не требующий высокой очистки кислород.
В предлагаемых системах и способах могут обеспечиваться условия горения, близкие к стехиометрическим, что может приводить к образованию избытка инертных газов, которые могут быть выведены в атмосферу.
В предлагаемых системах и способах может использоваться содержащий инертные газы поток под высоким давлением для выработки энергии при расширении потока в одной или нескольких турбинах.
Предлагаемые системы и способы могут обеспечивать процесс выработки энергии, в котором ископаемое топливо в замкнутом цикле может сгорать, в воздухе в условиях, близких к стехиометрическим, при достаточном отношении высокого давления к низкому давлению, так чтобы сжатые избыточные инертные газы, остающиеся после израсходования кислорода в камере сгорания, могли расширяться до атмосферного давления с максимальной выработкой дополнительной мощности.
Для достижения указанных технических результатов изобретения и других преимуществ предлагается система выработки энергии. Система выработки энергии содержит источник воздуха, выполненный с возможностью подачи потока воздуха, источник топлива, выполненный с возможностью подачи потока топлива, и устройство для сжигания (combustor), называемое далее камерой сгорания, выполненное с
- 1 031165 возможностью сжигания потока топлива и потока воздуха в присутствии рециклированного потока с образованием потока продуктов горения, более, чем на 50 мол.%, состоящего из N2. Источник воздуха и источник топлива выполнены с возможностью подачи потока воздуха и потока топлива в соотношении, подобранном так, чтобы в камере сгорания происходило в основном стехиометрическое горение с избытком кислорода, составляющим вплоть до приблизительно 5% (относительно стехиометрического состава для реакции горения). Система выработки энергии включает турбину, выполненную с возможностью расширения потока продуктов горения, и теплообменник, выполненный с возможностью приема по меньшей мере части выходного потока из турбины, при этом теплообменник выполнен с возможностью использования этой части выходного потока для нагрева потока воздуха и по меньшей мере части рециклированного потока, образованного из выходного потока.
В некоторых вариантах выполнения система выработки энергии может включать вторую камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания второго потока топлива и второго потока воздуха в присутствии второго рециклированного потока, образованного из выходного потока, с образованием второго потока продуктов горения, вторую турбину, выполненную с возможностью расширения второго потока продуктов горения, и второй теплообменник, выполненный с возможностью нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока.
Также предлагается соответствующий способ выработки энергии. Предлагаемый способ выработки энергии включает сжигание потока топлива и потока воздуха в камере сгорания в присутствии рециклированного потока с образованием потока продуктов горения, состоящего более, чем на 50 мол.%, из N2, при этом отношение потока топлива к потоку воздуха регулируется так, чтобы обеспечивать в основном стехиометрическое горение с избытком O2, составляющим вплоть до приблизительно 5%. Предлагаемый способ выработки энергии далее включает расширение потока продуктов горения в турбине для обеспечения вращения турбины и выработки энергии, направление по меньшей мере части выходного потока из турбины в теплообменник и использование этой части выходного потока для нагрева теплообменником потока воздуха и по меньше мере части рециклированного потока, образованного из выходного потока.
В некоторых вариантах выполнения способ может также включать сжигание второго потока топлива и второго потока воздуха во второй камере сгорания в присутствии второго рециклированного потока, образованного из выходного потока, с образованием второго потока продуктов горения, расширение второго потока продуктов горения во второй турбине с целью вращения второй турбины для выработки энергии, направление второго потока воздуха и второго рециклированиого потока во второй теплообменник и нагрев второго потока воздуха и второго рециклированного потока вторым теплообменником.
В добавление к вышесказанному в различных вариантах выполнения могут использоваться некоторые из особенностей, описанных ниже. Система выработки энергии может включать первую камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания первого потока топлива и первого потока воздуха в присутствии первого рециклированного потока с образованием первого потока продуктов горения, первую турбину, выполненную с возможностью расширения первого потока продуктов горения, и первый теплообменник, выполненный с возможностью приема по меньшей мере части первого выходного потока из первой турбины. Первый теплообменник может быть выполнен с возможностью использования этой части первого выходного потока для нагрева первого потока воздуха и по меньшей мере части первого рециклированного потока, образованного из первого выходного потока. Система выработки энергии может также включать вторую камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания второго потока топлива и второго потока воздуха в присутствии второго рециклированного потока, образованного из первого выходного потока, с образованием второго потока продуктов горения, вторую турбину, выполненную с возможностью расширения второго потока продуктов горения, и второй теплообменник, выполненный с возможностью нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока.
Второй теплообменник может быть выполнен с возможностью использования второго выходного потока из второй турбины для нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока. Второй теплообменник может быть также выполнен с возможностью нагрева второй части первого рециклированного потока. Система может также включать третью камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания третьего потока топлива и третьего потока воздуха в присутствии второго выходного потока, принимаемого из второй турбины, с образованием третьего потока продуктов горении, и третью турбину, выполненную с возможностью расширения третьего потока продуктов горения. Второй теплообменник может быть выполнен с возможностью использования третьего выходного потока из третьей турбины для нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока. Второй теплообменник может быть также выполнен с возможностью нагрева третьего потока воздуха. Второй теплообменник может быть также выполнен с возможностью нагрева второй части первого рециклированного потока.
Рециркуляционный компрессор может быть выполнен с возможностью сжатия первого рециклированного потока. Вторая часть первого выходного потока может быть направлена во вторую камеру сгорания. Система выработки энергии может также включать скруббер, выполненный с возможностью приема охлажденного выходного потока из второго теплообменника. Скруббер может включать систему
- 2 031165 адсорбции CO2.
Система может включать систему воздушных компрессоров, выполненную с возможностью сжатия входного потока воздуха с образованием первого потока воздуха и второго потока воздуха, Система воздушных компрессоров может включать первый воздушный компрессор, выполненный с возможностью сжатия первого потока воздуха, и второй воздушный компрессор, выполненный с возможностью сжатия второго потока воздуха. Второй воздушный компрессор может быть также выполнен с возможностью сжатия первого потока воздуха до сжатия первого потока воздуха первым компрессором. Система воздушных компрессоров может быть выполнена с возможностью регулирования расхода в первом потоке воздуха и расхода во втором потоке воздуха, приводящего в основном к стехиометрическому горению в первой камере сгорания и второй камере сгорания. Например, система воздушных компрессоров может быть выполнена с возможностью регулирования расхода в первом потоке воздуха и расхода во втором потоке воздуха, приводящего к образованию избытка O2 вплоть до приблизительно 5% в первой камере сгорания и второй камере сгорания.
Первый поток топлива и второй поток топлива могут содержать сжатый углеводородный газ. Сжатый углеводородный газ может сдержать метан. Первый поток воздуха и второй поток воздуха могут содержать сжатый окружающий воздух. Первый рециклированный поток и второй рециклированный поток могут более, чем на 50 мол.%, состоять из N2. Система выработки энергии может включать сепаратор, выполненный с возможностью удаления потока жидкости из части первого выходного потока, направляемой через первый теплообменник. Система может быть выполнена с возможностью действия с общим КПД по выработке электроэнергии, определяемым по низшей теплотворной способности, составляющим по меньшей мере приблизительно 60% при работе турбины при температуре, лежащей в диапазоне приблизительно от 1300 до 1500°C.
Способ выработки энергии может включать сжигание первого потока топлива и первого потока воздуха в первой камере сгорания в присутствии первого рециклированного потока с образованием первого потока продуктов горения, расширение первого потока продуктов горения в первой турбине с целью вращения первой турбины для выработки энергии, направление по меньшей мере части первого выходного потока из первой турбины в первый теплообменник и использование этой части первого выходного потока для нагрева первым теплообменником первого потока воздуха и по меньшей мере части первого рециклированного потока, образованного из первого выходного потока. Способ может также включать сжигание второго потока топлива и второго потока воздуха во второй камере сгорания в присутствии второго рециклированного потока, образованного из первого выходного потока, с образованием второго потока продуктов горения, расширение второго потока продуктов горения во второй турбине с целью вращения второй турбины для выработки энергии, направление второго потока воздуха и второго рециклированного потока во второй теплообменник и нагрев второго потока воздуха и второго рециклированного потока вторым теплообменником.
Нагрев второго потока воздуха и второго рециклированного потока вторым теплообменником может включать использование второго выходного потока из второй турбины для нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока. Способ может включать нагрев второй части первого рециклированного потока вторым теплообменником. Способ может также включать сжигание третьего потока топлива и третьего потока воздуха в третьей камере сгорания в присутствии второго выходного потока, полученного из второй турбины, с образованием третьего потока продуктов горения и расширение третьего потока продуктов горения в третье турбине с целью вращения третьей турбины для выработки энергии. Нагрев второго потока воздуха и второго рециклированного потока вторым теплообменником может включать использование третьего выходного потока из третьей турбины для нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока. Способ может дополнительно включать нагрев третьего потока воздуха вторым теплообменником. Кроме того, способ может включать нагрев второй части первого рециклированного потока вторым теплообменником.
Способ может включать сжатие первого рециклированного потока рециркуляционным компрессором. Способ может также включать направление второй части первого выходного потока во вторую камеру сгорания. Кроме того, способ может включать направление охлажденного выходного потока из второго теплообменника в скруббер. Скруббер может включать систему адсорбции СО2.
Способ может включать сжатие входного потока воздуха системой воздушных компрессоров с образованием первого потока воздуха и второго потока воздуха. Сжатие входного потока воздуха системой воздушных компрессоров может включать сжатие первого потока воздуха первым воздушным компрессором и сжатие второго потока воздуха вторым воздушным компрессором. Сжатие входного потока воздуха системой воздушных компрессоров может включать сжатие первого потока воздуха вторым воздушным компрессором до сжатия первого потока воздуха первым воздушным компрессором. Способ может включать регулирование расхода первого потока воздуха и расхода второго потока воздуха системой воздушных компрессоров, приводящее в основном к стехиометрическому горению в первой камере сгорания и второй камере сгорания. Способ может включать регулирование расхода первого потока воздуха и расхода второго потока воздуха системой воздушных компрессоров, приводящее к образованию избытка O2 вплоть до приблизительно 5% в первой камере сгорания и второй камере сгорания.
- 3 031165
Первый поток топлива и второй поток топлива могут содержать сжатый углеводородный газ. Сжатый углеводородный газ может сдержать метан. Первый поток воздуха и второй поток воздуха могут содержать сжатый окружающий воздух. Первый рециклированный поток и второй рециклированный поток могут более чем на 50 мол.% состоять из N2. Способ может включать удаление сепаратором потока жидкости из части первого выходного потока, направляемой через первый теплообменник. Энергия может вырабатываться с общим электрическим кпд, определяемым по низшей теплотворной способности, составляющим по меньшей мере приблизительно 60% при работе турбины при температуре, лежащей в диапазоне приблизительно от 1300 до 1500°C.
Краткое описание чертежей
Далее изобретение рассмотрено более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи (приведенные только в качестве примера, а не для ограничения объема изобретения), на которых показано:
на фиг. 1 - блок-схема, представляющая одну из систем выработки энергии, включающую три турбины, и способ действия этой системы в соответствии с одним из вариантов выполнения; и на фиг. 2 - блок-схема, представляющая одну из систем выработки энергии, включающую две турбины, и способ действия этой системы в соответствии с другим вариантом выполнения.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Далее изобретение рассмотрено более подробно со ссылкой на различные варианты выполнения. Эти варианты выполнения показаны так, чтобы данное описание было полным и законченным и в полной мере представляло объем изобретения для специалиста в данной области техники. Действительно, изобретение может быть реализовано во многих различных формах и не должно рассматриваться как ограниченное приведенными ниже частными вариантами выполнения, тем более что эти частные варианты представлены так, чтобы данное описание удовлетворяло всем действующим нормативным требованиям. В данном описании и прилагаемой формуле изобретения формы единственного числа включают множественные объекты, если контекст ясно не подсказывает иное, В некоторых вариантах выполнения настоящее изобретение включает способы и системы, обеспечивающие явные преимущества по сравнению с известными системами и способами выработки энергии. Например, в различных вариантах выполнения настоящее изобретение может обеспечивать один или несколько технических результатов и преимуществ из следующих:
выработку электроэнергии с использованием не создающих шлака газообразных топлив (таких как, например, природный газ) или не создающих шлака жидких топлив (таких как, например, дистиллятные топлива) в цикле Брайтона, в котором сжигается топливо в присутствии воздуха, и в котором главнейшей компонентой в цикле является азот;
отсутствие отдельного парового цикла Ренкина для достижения высокого КПД;
выработка электрической мощности при общем КПД по низшей теплотворной способности, который равен (или превышает) КПД лучших существующих газотурбинных систем, работающих по комбинированному циклу;
высокие давления, позволяющие создать систему с относительно компактными конструктивными размерами и относительно низкой стоимости;
системы могут быть специализированы под конкретного пользователя, обеспечивая одинарную цепочку блоков с выходной мощностью более 500 МВт, а также с относительно компактными блоками;
облегченное улавливание CO2 из отводимого газа, в котором концентрация CO2 лежит в диапазоне от 10 до 12 мол.%, за счет использования близкого к стехиометрическому горения топлива, поступающего в виде предварительно нагретого потока под давлением; и достижение низких уровней содержания NOx в отработанном газе за счет действия камер сгорания при выходных температурах, сниженных рециклированными потоками, обогащенными газообразным N2.
В частных вариантах выполнения в изобретении может обеспечиваться действие энергетической системы, работающей по циклу Брайтона с использованием воздуха/чистого топлива, без парового цикла или кислородной установки, что снижает капитальные затраты по сравнению с существующими блоками, работающими по комбинированному циклу, без существенного снижения КПД и при концентрации CO2 в отработанных газах, составляющей, например, приблизительно 10 мол.% и более. В некоторых вариантах выполнения система может удалять добавочный CO2 из отработанного газа, выбрасываемого в атмосферу, с использованием аминовой системы очистки от СО2.
Далее настоящее изобретение будет описано со ссылкой на вариант выполнения системы, представленный на фиг. 1 и не служащий для ограничения объема изобретения, а скорее демонстрирующий иллюстративные варианты осуществления изобретения. В общих чертах фиг. 1 иллюстрирует цикл Брайтона, сконфигурированный для выработки энергии. Система может включать первую 3, вторую 4 и третью 34 камеры сгорания. Каждая из камер сгорания 3, 4, 34 может, соответственно, принимать и сжигать поток топлива (первый 26, второй 24 и третий 37 потоки топлива) с потоком нагретого, сжатого воздуха (первый 51, второй 21 и третий 38 потоки нагретого, сжатого воздуха), обеспечивая соответствующий поток продуктов горения (первый 27, второй 23 и третий 36 потоки продуктов горения). Потоки продуктов горения 27, 23, 36, соответственно, подаются в первую 5, вторую 6 и третью 35 турбины, в которых они расширяются, создавая вращательное движение, которое может быть преобразовано в мощность.
- 4 031165
Например, турбины 5, 6, 35 могут быть непосредственно или опосредованно соединены с электрогенератором 45 для выработки электрической энергии.
Для увеличения КПД система может включать первый 2 и второй 1 теплообменники. Часть 58 выходного потока 28 из первой турбины 5 может быть направлена через первый теплообменник 2 для нагрева первого потока 30 сжатого воздуха, формируя тем самым первый поток 51 нагретого, сжатого воздуха. Первый теплообменник 2 может также нагревать первый рециклированный поток 57, обеспечиваемый в камеру 3 сгорания. Функция первого рециклированного потока 57 может состоять в снижении температуры в первой камере 3 сгорания, уменьшая тем самым выработку NOx при сжигании первого потока 26 топлива с первым потоком 51 воздуха. Функцией первого рециклированного потока 57 также может быть снижение температуры потока 27 продуктов горения, выходящего из первой камеры 3 сгорания, до температуры, которая близка или ниже максимальной входной температуры первой турбины 5. Первый рециклированный поток 57 может быть сформирован путем охлаждения части 58 выходного потока 28 из первой турбины 5 в первом теплообменнике 2 и в охлаждающем устройстве 8, отделения потока 31 жидкости в сепараторе 9, сжатия части 59 отделенного потока 15 в рециркуляционном компрессоре 53 и направления части 60 сжатого, отделенного потока 49 обратно через первый теплообменник. Первый рециклированный поток 57 может также содержать остаточную часть 16 сжатого отделенного потока 49, которая была нагрета во втором теплообменнике 1 с формированием нагретого, сжатого отделенного потока 50.
Второй теплообменник 1 может нагреваться выходным потоком 39 из третьей турбины 35. В частности, выходной поток 18 второй турбины 6 может направляться через третью камеру 34 сгорания, и поток 36 продуктов горения из третьей камеры сгорания может подаваться в третью турбину 35. Таким образом выходной поток 18 из второй турбины 6 может нагреваться и объединяться с продуктами горения, образуя третий поток 36 продуктов горения, который может иметь относительно более высокую температуру, чем выходной поток из второй турбины 6, и, следовательно, третья турбина может работать с более высоким кпд, чем тот, который был бы, принимай она выходной поток непосредственно из второй турбины. Выходной поток 39 из третьей турбины 35 затем направляется во второй теплообменник 1, и охлажденный выходной поток 19 может быть затем выведен в атмосферу. Альтернативно, как показано, выходной поток 19 может направляться через скруббер 97 (например, систему поглощения CO2), выполненный с возможностью удаления CO2 и (или) других газов пред направлением отработанного газа 99 в атмосферу.
Второй теплообменник 1 может быть задействован на нагревание остаточной части 16 сжатого отделенного потока 49 с формированием нагретого, сжатого отделенного потока 50, который может быть объединен с другой частью 60 сжатого отделенного потока 49, нагретой в первом теплообменнике 2, с формированием первого рециклированного потока 57, который направляется через камеру 3 сгорания. Второй теплообменник 1 может быть также задействован на нагревание остаточной части 17 отделенного потока 15 с формированием второго рециклированного потока 40, направляемого через вторую камеру 4 сгорания. Функция второго рециклированного потока 40 может состоять в снижении температуры во второй камере 4 сгорания, уменьшая тем самым выработку NOx при сжигании второго потока 24 топлива со вторым потоком 21 воздуха. Функцией второго рециклированного потока 40 также может быть снижение температуры потока 23 продуктов горения, выходящего из второй камеры 4 сгорания, до температуры, которая близка или ниже максимальной входной температуры второй турбины 6. В некоторых вариантах выполнения остаточная часть 22 выходного потока 28 из первой турбины 5 может быть также рециклирована через вторую камеру 4 сгорания без предварительного охлаждения, нагрева или другой обработки после выхода из первой турбины. Остаточная часть 22 выходного потока 28 служит для обеспечения возможности выброса в атмосферу в виде потока 99 и предотвращения накопления в системе азота, аргона и других инертных негорючих компонент, содержащихся в потоках воздуха горения и потоках топлива, вместе с большей частью CO2 и частью воды, образованной как продукт горения или присутствовавшей в потоках воздуха или потоках топлива. Первая турбина 5 может работать при высоком входном давлении и низком отношении давлений, получающемся из-за высокого выходного давления. Задача второй турбины 6 и третьей турбины 35 с их соответствующими камерами 4, 34 сгорания, а также второго теплообменника 1 заключается в обеспечении возможности эффективного использования энергии сжатия, заключенной в остаточной части 22 выходного потока 28, для увеличения общей выходной мощности и КПД процесса. Второй теплообменник 1 может также обеспечивать тепло второму 21 и третьему 38 потокам воздуха, которые направляются во вторую 4 и третью 34 камеры сгорания, соответственно.
Что касается сжатых, нагретых потоков 51, 21, 38 воздуха, подаваемых в камеры 3, 4, 34 сгорания, то система может включать воздушную компрессорную установку, содержащую первый 10, второй 11 и третий 42 воздушные компрессоры, которые могут приводиться в действие электродвигателем 54 в некоторых вариантах выполнения или за счет механического соединения с одной или несколькими турбинами 5, 6 35. Третий воздушный компрессор 42 может принимать входной воздушный поток 12 (например, окружающий воздух) и подвергать его сжатию. Первая часть 48 входного воздушного потока 12, сжатая третьим компрессором 42, может быть направлена через второй теплообменник 1 с формированием по
- 5 031165 тока 38 нагретого, сжатого воздуха, вводимого в третью камеру 34 сгорания. Вторая часть 47 входного потока 12, сжатого третьим воздушным компрессором 34, может быть направлена во второй воздушный компрессор 11. Первая часть 20 воздушного потока 47, сжатая вторым компрессором 11, может быть направлена через второй теплообменник 1 с формированием потока 21 нагретого, сжатого воздуха, вводимого во вторую камеру 4 сгорания. Вторая часть 14 воздушного потока 47, сжатого вторым воздушным компрессором 11, может быть воспринята первым воздушным компрессором 10. Поток 30 воздуха, сжатый первым воздушным компрессором 10, может быть направлен через первый теплообменник 2 с формированием первого потока 51 воздуха, подаваемого в первую камеру 3 сгорания.
Благодаря такой последовательной конфигурации, в которой третья камера 34 сгорания принимает поток 38 воздуха, сжатый третьим компрессором 42, вторая камера 4 сгорания принимает поток 21 воздуха, сжатый как третьим воздушным компрессором, так и вторым воздушным компрессором 11, и первая камера 3 сгорания принимает поток 51 воздуха, сжатый третьим воздушным компрессором, вторым воздушным компрессором и первым воздушным компрессором 10, подачу воздуха в камеры сгорания можно варьировать. В частности, расход воздуха в камеры сгорания может быть наибольшим в первую камеру 3 сгорания, наименьшим в третью камеру 34 сгорания и промежуточной величины между первой и третьей камерами сгорания во вторую камеру 4 сгорания. Кроме того, потоки 26, 24 топлива, принимаемые первой и второй камерами 3, 4 сгорания, соответственно, могут находиться под относительно более высоким давлением из-за сжатия входного потока 25 топлива топливным компрессором 7, который может приводиться в действие электродвигателем 77, по сравнению с подаваемым в третью камеру 34 сгорания потоком 37 топлива, который может не подвергаться сжатию топливным компрессором. Соответственно, расходы в потоках 26, 24, 37 топлива и потоках 51, 21, 38 нагретого, сжатого воздуха могут быть регулируемыми для обеспечения необходимого соотношения воздуха и топлива. Например, расходы могут быть подобраны так, чтобы обеспечивать в основном стехиометрическое горение. Расходы в каждом из потоков 26, 24, 37 топлива в каждую из камер 3, 4, 34 сгорания регулируются по отдельности, так чтобы обеспечивать достаточное количество тепла, при сжигании в воздухе при близких к стехиометрическим условиях, и при смешивании с рециклированными потоками обеспечивать требуемую входную температуру для каждой из турбин 5, 6, 35. Потоки 51, 21, 38 воздуха регулируются по отдельности в одном или нескольких местах (например, в потоках 48, 20, 30), так чтобы обеспечивать близкое к стехиометрическому горение топлива, поступающего с потоками 26, 24, 37 топлива в камеры 3, 4, 34 сгорания. Расходы в рециклированных потоках 57, 40 регулируются по отдельности в одном или нескольких местах (например, в потоках 60, 16, 17), так чтобы обеспечивать требуемые расходы в потоках 27, 23, 36 продуктов горения, вводимых в турбины 5, 6, 35. Следовательно, источник воздуха (например, одна или несколько компонент, выполненных с возможностью подачи потоков 51, 21, 38 воздуха в камеры 3, 4, 34 сгорания) и (или) источник топлива (например, одна или несколько компонент, выполненных с возможностью подачи потоков 26, 24, 37 топлива в каждую из камер 3, 4, 34 сгорания) могут быть выполнены с возможностью подачи потока воздуха и потока топлива в соотношении, подобранном так, чтобы обеспечивать в результате в основном стехиометрическое горение в камере сгорания (например, с небольшим избытком O2, составляющим приблизительно до 5%). При этом за счет использования в основном стехиометрического горения потоков воздуха, содержащих окружающий воздух, избыток инертных газов (например, N2 и Ar), получающийся в результате горения, может быть удален из замкнутой системы и выпущен в атмосферу. Например, поток 36, выходящий из третьей камеры 34 сгорания и поступающий в третью турбину 35, может быть под высоким давлением (например, от 20 бар (2 МПа) до 60 бар (6 МПа)) и с высокой температурой и содержать преобладающую концентрацию инертных газов. После расширения каждый из потоков 39 и 19 может иметь низкое давление, равное или приблизительно равное атмосферному давлению. Таким образом, поток расширяется в одной или нескольких турбинах, вырабатывая энергию и снижая давление инертных газов в основном до атмосферного давления, прежде чем инертные газы будут выпущены в атмосферу, как описано выше. Дополнительное описание работы системы с фиг. 1 приведено ниже. Однако должно быть понятно, что температуры, давления, топлива, газы и т.д. приведены только в качестве примера. Соответственно, работа системы может отличаться в одном или нескольких аспектах от примеров, приведенных в некоторых вариантах выполнения.
В системе с фиг. 1 могут применяться теплообменники 2, 1 (например, экономайзеры) в энергетическом цикле Брайтона, в котором может использоваться преимущественно N2, смешанный с полученными из продуктов горения СО2 и H2O, в качестве рабочего тела, обеспечиваемого в камеры сгорания посредством нескольких рециклированных потоков 57, 40, 22, 18. Азот может быть преобладающей компонентой в одном или нескольких потоках 57, 40, 22, 18 (например, доля N2 может быть более 50 мол.%). Высокое давление в камере 3 может быть более приблизительно 60 бар (6 МПа), более приблизительно 80 бар (8 МПа), более приблизительно 120 бар (12 МПа) или лежать в диапазоне приблизительно от 80 бар (8 МПа) до 500 бар (50 МПа), от 100 бар (10 МПа) до 450 бар (45 МПа) или от 20 бар (2 МПа) до 400 бар (40 МПа). Отношение давлений для каждой из турбин 5, 6, 35 может лежать в диапазоне приблизительно от 4 до 12, от 5 до 11 или от 7 до 10. Поток 26 топлива, содержащий углеводород, может сжигаться в первой камере 3 сгорания высокого давления с близким к стехиометрическому количеством кислорода из первого нагретого, сжатого потока воздуха. Поток топлива предпочтительно содержит углеводо
- 6 031165 род, находящийся в газообразном состоянии при условиях окружающей среды, например метан (то есть природный газ). Однако могут использоваться другие углеводороды, такие как сжиженный нефтяной газ. Таким образом поток топлива может содержать сжатый углеводородный газ (например, любую комбинацию С1-С4 углеводородных газов). И еще могут использоваться дистиллятные топлива. В частности, может использоваться любое топливо, полученное перегонкой нефтепродуктов, такое как бензин, дизельное топливо, керосин, печное топливо и авиационное топливо. В более общем смысле пригодным жидким топливом могут быть продукты перегонки нефти, включающие С5-С70, C6-C50, C7-C30 или С8-С2о углеводороды. Чистые газообразные продукты горения могут быть смешаны с рециклированным потоком 57, снижающим температуру потока 27 продуктов горения до значения, близкого или меньшего максимальной температуры на входе первой турбины 5. Часть 60 первого рециклированного потока 57 может быть нагрета в первом теплообменнике 2 с использованием тепла от части 58 выходного потока 28 с первой турбины 5. Высокие входное давление и входная температура и низкое отношение давлений на турбинах 5, 6 и 35 означает, что выходные температуры могут быть относительно большими, как правило, лежащими в диапазоне от 400 до 800°C. Тепло, заключенное в выходных потоках 28, 18 и 39 турбин, может быть извлечено в теплообменниках 1, 2, что обеспечивает высокий КПД и максимизирует выходную мощность.
Температура потока 27 продуктов горения, поступающего с первой турбины 5, может составлять по меньшей мере приблизительно 500°C, по меньшей мере приблизительно 700°C или по меньшей мере приблизительно 900°C или лежать в диапазоне приблизительно от 900 до 1600°C, приблизительно от 1000 до 1500°C или приблизительно от 1100 до 1400°C. Использование в первой турбине 5 отношений высокого давления к низкому давлению, лежащих в диапазоне приблизительно от 4 до 12, приблизительно от 5 до 11 или приблизительно от 7 до 10, может привести к тому, что давление выходного потока 28 будет лежать в диапазоне приблизительно от 12 бар (1,2 МПа) до 100 бар (10 МПа), приблизительно от 15 бар (1,5 МПа) до 75 бар (7,5 МПа) или приблизительно от 20 бар (2 МПа) до 57 бар (5,7 МПа). Часть потока 27 продуктов горения из первой камеры 3 сгорания, которая может содержать N2+CO2+H2O, может быть в конечном счете выведена в атмосферу. По меньшей мере часть потока 27 продуктов горения из первой камеры 3 сгорания может претерпеть расширение во второй турбине 6 после того, как будет нагрета во второй камере 4 сгорания до температуры, смягченной вторым рециклированным потоком 40. Второй рециклированный поток 40 и второй поток 21 воздуха могут подогреваться выходным потоком 39 третьей турбины 35 во втором теплообменнике 1 до температуры, лежащей в диапазоне приблизительно от 200 до 800°C, приблизительно от 300 до 600°C или приблизительно от 450 до 550°C.
Опционно с целью достижения высокого КПД поток 23 продуктов горения из второй камеры 4 сгорания может быть пропущен через третью турбину 35 при расположении третьей камеры 34 сгорания между второй 6 и третьей турбинами для увеличения до максимума выходной мощности от потока продуктов горения при его расширении до атмосферного давления. Во второй 6 и третьей 35 турбинах может применяться в основном одинаковое отношение давлений. Каждый из потоков 27, 23, 36 продуктов горения может иметь температуру приблизительно от 500 до 1800°C, приблизительно от 900 до 1600°C или приблизительно от 1100 до 1400°C. Второй рециклированный поток 40, обеспечиваемый во вторую камеру 4 сгорания и опционно обеспечиваемый в третью камеру 34 сгорания, и потоки 21, 38 нагретого, сжатого воздуха, подаваемые во вторую и третью камеры сгорания, предварительно нагреваются от выходного потока 39, поступающего из третьей турбины 35, во втором теплообменнике 1. Выходной поток 39 из третьей турбины 35 может охлаждаться ниже 100°C во втором теплообменнике 1, прежде чем выйти в качестве охлажденного отработанного потока 19. В отработанном потоке 19 содержание CO2 предпочтительно может быть более приблизительно 5 мол.%, более приблизительно 8 мол.% или более приблизительно 10 мол.%. При этом, допущение того, чтобы выходной поток 19 имел относительно высокое содержание CO2, может смягчаться использованием скруббера 97. Понятие скруббер, как оно используется в данном описании, может охватывать любое устройство или систему, выполненную с возможностью удаления определенных компонент потока, в частности загрязняющих примесей, таких как CO2, SOx и NOx. В частности, в качестве скруббера может использоваться любая подходящая система адсорбции CO2 и его удаления. В не служащих ограничением примерах систем, работающих на основе растворителей и могущих быть использованными, применяют щелочные карбонаты, используемые в процессе BENFIELD™ (ООО Юниверсал ойл продакт компани), этаноламины, применяемые в процессе ECONAMINE FG PLUS™ (фирма Fluor Corporation), этанолы, диолы и этиловые эфиры, применяемые в процессе RECTISOL® (Lurgi, GMBH), а также растворитель SELEXOL™ (The Dow Chemical Company). Могут также использоваться другие системы, такие как системы, основанные на применении мембран, или адсорбционные. Соответственно, скруббер 97 может снижать содержание СО2 и выбрасывать отработанный газ 99 в атмосферу. Удаленный CO2 может собираться и изолироваться или использоваться в других методах. В других вариантах выполнения отработанный поток 19 может выбрасываться в атмосферу без пропускания его через систему очистки.
Количество воздуха в потоках 51, 21, 38 нагретого, сжатого воздуха, вводимых в каждую из камер
- 7 031165
2, 4, 34 сгорания, может быть ограничено до близкой к стехиометрической концентрации О2 при чистой избыточной концентрации O2, составляющей менее приблизительно 5%, менее приблизительно 3% или менее приблизительно 2%, или лежащей в диапазоне приблизительно от 0,1 до 5%, приблизительно от 0,15 до 4% или приблизительно от 0,25 до 3%, по сравнению со стехиометрическим количеством, требуемым для полного сгорания топлива 26, 24, 37. Применением таких стехиометрических концентраций в отношении воздуха, подаваемого потоками 51, 21, 38 нагретого, сжатого воздуха в камеры 3, 4, 34 сгорания, и рециклированием обедненных кислородом потоков продуктов горения предлагаемые в изобретении циклы отличаются от обычных газотурбинных систем, используемых в установках, работающих на природном газе по комбинированному циклу. В обычной газовой турбине может использоваться поток сжатого воздуха для разбавления продуктов горения, вырабатываемых в камере сгорания, с целью обеспечения требуемой температуры на входе турбины. Как правило, около двух третей общего сжатого воздуха не участвует в процессе горения, и это приводит к тому, что в отработанных газах концентрация O2 составляет приблизительно 14%, и концентрация CO2 составляет приблизительно 3%. Напротив, в предлагаемых в настоящем изобретении системах получается отдельный поток 15, образованный в процессе сжигания в первой камере 3 сгорания, прошедший расширение в первой турбине 5, охлаждение в первом теплообменнике 2 и охлаждающем устройстве 8, а также удаление потока 31 конденсированной воды, причем этот поток имеет содержание CO2, обычно лежащее в диапазоне приблизительно от 6 до 15 мол.%, приблизительно от 8 до 14 мол.% или приблизительно от 10 до 12 мол.% по сравнению диапазоном приблизительно от 2 до 4% для типовых газотурбинных систем.
Предпочтительно для удаления CO2, чтобы сжатый отделенный поток 49, образованный из выходного потока 28 первой турбины 5, поступал в преимущественном диапазоне давлений, составляющем приблизительно от 5 бар (0,5 МПа) до 150 бар (15 МПа) или приблизительно от 6,5 бар (0,65 МПа) до 124 бар (12,4 МПа), и с температурой, близкой к температуре окружающей атмосферы, пройдя охлаждение в первом теплообменнике 2, удаление воды в сепараторе 9 и сжатие в рециркуляционном компрессоре 53. Такое высокое парциальное давление CO2 снижает капитальные затраты на удаление CO2 и дает возможность повышения эффективности удаления. Например, приблизительно от 50 до 80%, приблизительно от 55 до 75% или приблизительно от 60 до 70% от всего потока CO2, выработанного при сжигании топлива, может входить в этот сжатый отделенный поток 49, который может содержать (N2+Ar), CO2, избыточный O2 и избыточную воду в паровой фазе под давлением, предпочтительно лежащем в диапазоне приблизительно от 15 бар (1,5 МПа) до 100 бар (10 МПа), и с температурой, близкой к температуре окружающей среды. Остальная часть общего потока CO2, представлена в виде остаточной части 17 отделенного потока 15, находящейся под атмосферным давлением и при молярной концентрации, лежащей в диапазоне приблизительно от 7 до 15%, приблизительно от 8 до 14% или приблизительно от 10 до 12%, причем эта часть может содержать те же компоненты, что и сжатый отделенный поток 49.
Описываемая система может включать многоступенчатый компрессор (содержащий первый 10, второй 11 и третий 42 компрессоры), подающий воздух с двумя или тремя значениями давления в камеры сгорания 3, 4, 34, и отдельный повышающий давление рециркуляционный компрессор 53, способный обеспечивать подачу одного или нескольких рециклированных потоков 57, 40, 22, 18 в одну или несколько камер сгорания 3, 4, 34. Воздушные компрессоры 10, 11, 42 могут приводиться в действие электрически (например, электродвигателем 54) или по меньшей мере частично мощностью на валу турбин 5, 6 и 35. Воздушные компрессоры 10, 11, 42 и рециркуляционный компрессор 53 опционно могут быть соединены в единую систему, приводимую в действие единой приводной системой. Альтернативно воздушные компрессоры 10, 11, 42 и (или) рециркуляционный компрессор 53 могут быть разделены и приводиться в действие независимо.
Первый теплообменник 2 может быть выполнен с возможностью охлаждения находящегося под высоким давлением выходного потока 28 турбины, приходящего с первой турбины 5 и поступающего в первый теплообменник с температурой, лежащей в диапазоне приблизительно от 400 до 1200°C, приблизительно от 500 до 1000°C или приблизительно от 600 до 800°C. Тепло, высвобожденное из выходного потока 28, поступающего с первой турбины 5, может использоваться для нагревания по меньшей мере части 60 первого рециклированного потока 57. Высокий КПД всей системы сильно зависит от достижения относительно малого перепада между температурой выходного потока 28, поступающего с первой турбины 5, и температурой нагретого первого рециклированного потока 57. Удельная теплоемкость сжатого отделенного потока 49 может быть значительно выше, чем у выходного потока 28, поступающего с первой турбины 5, и даже если расход в выходном потоке больше расхода в сжатом отделенном потоке (из-за удаления конденсированного потока 31 и остаточной части 17 отделенного потока 15), пропускания выходного потока может оказаться недостаточным для получения относительно малой разницы температур в первом теплообменнике 2.
Для преодоления этой проблемы часть 16 сжатого отделенного потока 49 может быть предварительно нагрета во втором теплообменнике 1 выходным потоком 39 с третьей турбины 35. Расход в части 16 сжатого отделенного потока 49 может быть подобран таким образом, чтобы эта часть отличалась по температуре менее, чем приблизительно на 40°C, менее, чем приблизительно на 30°C, менее, чем приблизительно на 20°C, или менее, чем приблизительно на 10°C, от исходной температуры выходного по
- 8 031165 тока 39 третьей турбины 35 во втором теплообменнике 1. Следовательно, расход в части 60 сжатого отведенного потока 49, направляемой через первый теплообменник 2, может быть дополнительно снижен относительно расхода выходного потока 28 с первой турбины 5, за счет чего также может быть обеспечена относительно малая температурная разница между первым рециклированным потоком 5 7 и выходным потоком с первой турбины. Часть 16 сжатого отделенного потока 49, нагретая во втором теплообменнике 1 с формированием нагретого потока 50, может быть соединена с частью 60 сжатого отделенного потока, нагретой в первом теплообменнике 2 с формированием первого рециклированного потока 57. Хотя соединение с частью 60 сжатого отделенного потока 49 показано ниже по потоку первого теплообменника 2, нагретый поток 50 может наоборот объединяться с этой частью выше по потоку первого теплообменника или в теплообменнике в месте, в котором два потока имеют в основном одинаковую температуру.
Остаточная часть 17 отделенного потока 15 может быть направлена в обход рециркуляционного компрессора 53 и проходить через второй теплообменник 1 во вторую камеру сгорания 4 в качестве второго рециклированного потока 40. В описанной выше конфигурации может обеспечиваться температурная разница между потоком, выходящим из первого теплообменника 2 (и по меньшей мере частично формирующим первый нагретый рециклированный поток 57), и выходным потоком 28 с первой турбины 5, лежащая в диапазоне приблизительно от 10 до 40°C. Теплообменники 2, 1 в некоторых вариантах выполнения могут представлять собой многоканальный, с диффузионной сваркой каналов теплообменник (например, от ООО Heatric Division of Meggit), в котором используется сплав с высоким содержанием никеля, например сплав 617, или изготовленный вакуумной пайкой теплообменник с ребрами из нержавеющей стали (например, от Chart Industries или Sumitomo Precision Products). Могут также использоваться другие походящие теплообменники.
В предпочтительном варианте выполнения системы часть 17 охлажденного отделенного потока 15, сформированная из выходного потока 28; часть 16 охлажденного отделенного и сжатого потока 49, сформированного из выходного потока 28; и потоки 21, 38 воздуха для второй 4 и третьей 34 камер сгорания нагреваются во втором теплообменнике 1 выходным потоком 39 с третьей турбины 35. Второй рециклированный поток 40 (например, остаточная часть 17 охлажденного отделенного потока 15 после нагревания во втором теплообменнике 1) поступает во вторую камеру сгорания 4 вместе с потоком 24 топлива, нагретым сжатым потоком 21 воздуха (например, потока 20 воздуха после нагревания) и рециклированной частью 22 выходного потока 28 турбины. Поток 24 топлива может быть сжат топливным компрессором 7 до давления, в основном равного давлению второго рециклированного потока 40. Второй поток 23 продуктов горения выходит из второй камеры 4 сгорания с температурой, соответствующей температуре входного потока во вторую турбину 6 (например, лежащей в диапазоне приблизительно от 900 до 1600°C).
Часть 58 выходного потока 28 из первой турбины 5 может быть направлена в первый теплообменник 2 для обеспечения нагрева первого рециклированного потока 57 и потока 51 воздуха, подаваемых в первую камеру 3 сгорания. Поток 51 воздуха и первый рециклированный поток 57 могут быть нагреты до температуры приблизительно от 400 до 900°C и предпочтительно приблизительно от 600 до 800°C. После прохождения через первый теплообменник 2 выходной поток 28 формирует охлажденный поток 33 с температурой, которая может быть менее 100°C. Охлажденный поток 33 может быть дополнительно охлажден устройством 8 охлаждения с формированием охлажденного потока 32 с температурой, в основном равной температуре окружающей среды, чтобы вызвать конденсацию жидкостей из потока, которые могут быть удалены в виде жидкого потока 31 сепаратором 9.
Опционно выходной поток 18 из второй турбины 6 повторно нагревается в третьей камере 34 сгорания, в которой третий поток 37 топлива сжигается с третьим нагретым, сжатым потоком 38 воздуха. Повторный нагрев выходного потока 18, выходящего из второй турбины 6, может обеспечивать входные температуры для третьей турбины 35, лежащие в диапазоне приблизительно от 600 до 1800°C, приблизительно от 700 до 1700°C или приблизительно от 900 до 1600°C, что приведет к повышению КПД цикла за счет обеспечения третьей турбины рабочим телом с более высокой температурой, чем выходной поток из второй турбины. Температура выходного потока 39 третьей турбины 35 может быть повышена до значений, лежащих в диапазоне приблизительно от 200 до 900°C и ограниченных максимальной расчетной температурой второго теплообменника 1. В вариантах выполнения, в которых часть 58 выходного потока 28 первой турбины 5 используется для нагрева первого теплообменника 2, третья камера 34 сгорания и вторая турбина 6 могут использоваться для обеспечения надлежащего отношения давлений на третьей турбине 35. В общем третья турбина 35 может иметь более высокое отношение давлений, чем вторая турбина 6, и более низкую выходную температуру. Входная температура третьей турбины должна быть как можно более высокой, например, в диапазоне приблизительно от 1000 до 1600°C, ограничиваясь только собственной максимальной входной температурой.
Теплообменники 2, 1 могут быть изготовленными вакуумной пайкой теплообменниками с ребрами из нержавеющей стали или выполненными диффузионной сваркой теплообменниками высокого давления, в которых используется сплав с большим содержанием никеля, в зависимости от конструктивного сочетания температуры и давления. Такие блоки изготавливаются, например, фирмами Sumitomo Preci
- 9 031165 sion Products, Chart industries или Heatric. Опционно один из теплообменников 1, 2 или оба они могут использоваться для предварительного нагрева потока 25 топлива, подаваемого в систему. В некоторых вариантах выполнения теплообменники 2, 1 могут быть выполнены с возможностью использования части 58 выходного потока 28 первой турбины 5 и выходного потока 39 третьей турбины 35 для нагрева, соответственно, каждой из других текучих сред, проходящих через теплообменники, с температуры ниже приблизительно 100°C, до температуры приблизительно от 300 до 900°C и предпочтительно от 450 до 800°C. Опционно две или несколько турбин 5, 6, 35 могут быть соединены с одним электрогенератором 45 через общий приводной вал или редуктор, обеспечивающий вращение каждой турбины со своей скоростью, оптимальной для ее работы. Соответственно, в некоторых вариантах выполнения система может использоваться для выработки электричества.
В табл. 1-4, приведенных ниже, даны иллюстративные рабочие параметры для различных потоков 12, 28, 22, 23, 58, 51, 18, 24, 19, 27, 33, 32, 31, 15, 26, 25 и второй камеры 4 сгорания при действии системы с фиг. 1.. Рабочие параметры определены для процесса с использованием потока топлива из чистого метана, равного 0,4536 кмоль/час при стандартизованных по ISO условиях, и в предположении, что КПД турбины равен 88,7%, и КПД компрессора равен 85%. Некоторые компрессоры, показанные схематически, рассчитывались как многоступенчатые блоки с промежуточным охлаждением между ступенями. Не были включены никакие требования по расходованию мощности для внутреннего потребления. При расчетах общий КПД системы по низшей теплотворной способности полагался равным 60%.
Таблица 1. Иллюстративные рабочие параметры для потоков 12, 28, 22, 23 и 58
| Поток | 12 | 28 | 22 | 23 | 58 |
| О2 (кмоль/ч) | 9,2533Е-01 | 5,3181Е-02 | 2,6590Е-03 | ЗД486Е-01 | 5,0522Е-02 |
| СН4 (кмоль/ч) | 0 | 2Д455Е-25 | 1,0750Е-26 | 0 | 2Д412Е-25 |
| СО2 (кмоль/ч) | 0 | 1,3294Е+00 | 6,6471 Е-02 | 2,3740Е-01 | 1,2630Е+00 |
| Н2О (кмоль/ч) | 4,4614Е-02 | 6Д447Е-01 | 3,0724Е-02 | 2Д364Е-03 | 5,8375Е-01 |
| AR (кмоль/ч) | 4Д076Е-02 | 1,2040Е-01 | 6,0201Е-03 | 3,5056Е-02 | 1Д438Е-01 |
| N2 (кмоль/ч) | 3,4504Е+00 | 1,0114Е+01 | 5,0569Е-01 | 2,9447Е+00 | 9,6081Е+00 |
| Общий поток (кмоль/ч) | 4,4615 | 12,2313 | 0,6116 | 3,5342 | 11,6197 |
| Общий поток (кг/ч) | 128,7128 | 359,4123 | 17,9706 | 104,4543 | 341,4417 |
| Общий поток (м3/ч) | 107,0595 | 27,1543 | 1,3577 | 5,8739 | 25,7966 |
| Температура (°C) | 15,5556 | 782,0994 | 782,0994 | 494,6406 | 782,0994 |
| Давление (бар, МПа) | 1,(0,1) | 40, (4) | 40, (4) | 39, (3,9) | 40, (4) |
| Паровая фракция | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| Жидкая фракция | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Твердая фракция | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Плотность (кмоль/м ) | 0,0417 | 0,4504 | 0,4504 | 0,6017 | 0,4504 |
| Плотность (кг/м3) | 1,2022 | 13,2359 | 13,2359 | 17,7826 | 13,2359 |
| Объем жидкости (м3/ч при 15,6°С) | 0,2374 | 0,6333 | 0,0317 | 0,1892 | 0,6016 |
- 10 031165
Таблица 2. Иллюстративные рабочие параметры для потоков 51, 18, 24 и 19
| Поток | 51 | .11 | 24 | 1 9 |
| О2 (кмоль/ч) | 6,6100Е-01 | 1,8143Е-02 | 0 | 1,8143Е-02 |
| СНд (кмоль/ч) | 0 | 1,7418Е-25 | 1,4969Е-01 | 1,7418Е-25 |
| СО2 (кмоль/ч) | 1,0255Е+00 | 4,5355Е-01 | 0 | 4,5355Е-01 |
| Н2О (кмоль/ч) | 6,6574Е-03 | 3,3223Е-01 | 0 | 3,3223Е-01 |
| AR (кмоль/ч) | 1,2040Е-01 | 4Д076Е-02 | 0 | 4Д076Е-02 |
| N2 (кмоль/ч) | 1,0114Е+01 | 3,4504Е+00 | 0 | 3,4504Е+00 |
| Общий поток (кмоль/ч) | 11,9274 | 4,2954 | 0,1497 | 4,2954 |
| Общий поток (кг/ч) | 354,5368 | 124,8263 | 2,4014 | 124,8263 |
| Общий поток (м3/ч) | 3,7067 | 232,3210 | 0,0806 | 113,2927 |
| Температура (°C) | 767,5367 | 507,1197 | 36,7829 | 45,0356 |
| Давление (бар, МПа) | 304,6, (30,46) | 1,2,(0,12) | 45, (4,5) | 1,(0,1) |
| Паровая фракция | 1 | 1 | 1 | 0,997645 |
| Жидкая фракция | 0 | 0 | 0 | 0,002355 |
| Твердая фракция | 0 | 0 | 0 | С' |
| Плотность з (кмоль/м ) | 3,2178 | 0,0185 | 1,8571 | 0,0379 |
| Плотность (кг/м3) | 95,6478 | 0,5373 | 29,7925 | 1,1018 |
| Объем жидкости (м3/ч при 15,6°С) | 0,6386 | 0,2183 | 0,0080 | 0,2183 |
Таблица 3. Иллюстративные рабочие параметры для потоков 27, 33, 32 и камеры 4 сгорания
| Поток | 4 | 27 | зз | 32 |
| О2 (кмоль/ч) | 1,8143Е-02 | 5,3181Е-02 | 5,0522Е-02 | 5,0522Е-02 |
| СНц (кмоль/ч) | 1,7418Е-25 | 2Д455Е-25 | 2,0412Е-25 | 2,0412Е-25 |
| СО2 (кмоль/ч) | 4,5355Е-01 | 1,3294Е+0 0 | 1,2630Е+00 | 1,2630Е+00 |
| Н2О (кмоль/ч) | 3,3223Е-01 | 6Д447Е-01 | 5,8375Е-01 | 5,8375Е-01 |
| AR (кмоль/ч) | 4Д076Е-02 | 1,2040Е-01 | 1Д438Е-01 | 1Д438Е-01 |
| N2 (кмоль/ч) | 3,4504Е+00 | 1,0114Е+0 1 | 9,6081Е+00 | 9,6081Е+00 |
| Общий поток (кмоль/ч) | 4,2954 | 12,2313 | 11,6197 | 11,6197 |
| Общий поток (кг/ч) | 124,8263 | 359,4123 | 341,4417 | 341,4417 |
| Общий поток (м /ч) | 14,6788 | 5,5770 | 8,8685 | 6,6699 |
| Температура (°C) | 1276,8628 | 1278,2656 | 98,1279 | 17,2222 |
| Давление (бар, МПа) | 38, (3,8) | 300, (30,0) | 39,6, (3,96) | 39,4, (3,94) |
| Паровая фракция | 1 | 1 | 0,974572 | 0,950223 |
| Жидкая фракция | 0 | 0 | 0,025428 | 0,049777 |
| Твердая фракция | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Плотность з (кмоль/м ) | 0,2926 | 2,1932 | 1,3102 | 1,7421 |
| Плотность (кг/м ) | 8,5038 | 64,4456 | 38,5004 | 51,1912 |
| Объем жидкости (м3/ч при 15,6°С) | 0,2183 | 0,6333 | 0,6016 | 0,6016 |
- 11 031165
Таблица 4. Иллюстративные рабочие параметры для потоков 31, 15, 26 и 25
| Поток | 31 | 15 | 26 | 25 |
| О2 (кмоль/ч) | 1Д063Е-07 | 5,0522Е-02 | 0 | 0 |
| СН4 (кмоль/ч) | 0 | 0 | 3,0391Е-01 | 4,5359Е-01 |
| СО2 (кмоль/ч) | 3,8056Е-05 | 1,2629Е+00 | 0 | 0 |
| Н2О (кмоль/ч) | 5,7836Е-01 | 5,3891Е-03 | 0 | 0 |
| AR (кмоль/ч) | 2,3723Е-07 | 1Д438Е-01 | 0 | 0 |
| N2 (кмоль/ч) | 7Д028Е-07 | 9,6081Е+00 | 0 | 0 |
| Общий поток (кмоль/ч) | 0,5784 | 11,0413 | 0,3039 | 0,4536 |
| Общий поток (кг/ч) | 10,4210 | 331,0207 | 4,8755 | 7,2769 |
| Общий поток (м3/ч) | 0,0104 | 6,6927 | 0,0456 | 0,2651 |
| Температура (°C) | 17,1757 | 17,1757 | 221,5596 | 26,6667 |
| Давление (бар, МПа) | 39,2, (3,92) | 39,2, (3,92) | 300, (30,0) | 40, (40,0) |
| Паровая фракция | 0 | 1 | 1 | 1 |
| Жидкая фракция | 1 | 0 | 0 | 0 |
| Твердая фракция | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Плотность (кмоль/м3) | 55,5867 | 1,6498 | 6,6579 | 1,7109 |
| Плотность (кг/м3) | 1001,5065 | 49,4603 | 106,8111 | 27,4475 |
| Объем жидкости (м3/ч при 15,6°С) | 0,0104 | 0,5912 | 0,0163 | 0,0243 |
Раскрытые в данной заявке варианты системы могут обладать тем преимуществом, что коэффициенты полезного действия, которые сравнимы или больше, чем КПД известных ПГКЦ систем, могут быть достигнуты с использованием значительно более низких температур турбины. Таким образом в предлагаемых в настоящем изобретении системах могут использоваться значительно более низкие температуры турбины (например, максимальная температура текучих сред, проходящих через любую из турбин), чем в современном уровне техники, и при этом все же достигаться общий КПД выработки энергии, сравнимый или больший, чем КПД известных ПГКЦ систем. В некоторых вариантах выполнения системы и способы могут быть описаны как обеспечивающие более высокий кпд, чем ПГКЦ системы, при всех температурах турбины.
До сих пор для того, чтобы повысить кпд, было необходимо существенно увеличивать рабочую температуру турбины. Например, в обычных ПГКЦ системах, использовались максимальные температуры турбины, равные приблизительно 1500°C, чтобы достичь общего КПД по наименьшей теплотворной способности приблизительно 59%. Для поднятия КПД до 64% в предшествующем уровне техники требовалось использование сверх высокотемпературных газовых турбин, работающих в диапазоне около 1700°C. Для сравнения, в предлагаемых в настоящем изобретении системах может быть достигнут общий КПД по низшей теплотворной способности (кпд по НТС), равный 60%, при температуре турбины приблизительно в 1270°C. Дополнительные сравнения КПД предлагаемых в настоящем изобретении систем и существующих ПГКЦ систем приведены в табл. 5 для различных рабочих температур турбины.
Таблица 5. Сравнение общего КПД систем по настоящему изобретению и ПГКЦ систем.
| Максимальная температура турбины(°С) | кпд ПГКЦ систем (%, по НТС) | кпд предлагаемых систем (%, по НТС) |
| 1100 | 47,5 | 55,5 |
| 1200 | 51 | 58 |
| 1279 | 53,5 | 60 |
| 1400 | 56,5 | 63 |
| 1500 | 59 | 65 |
| 1700 | 64 | 68 |
Следовательно, в одном из вариантов выполнения предлагаемых систем может быть достигнут кпд, сравнимый или превосходящий КПД ПГКЦ систем при использовании более низких максимальных температур турбины. Как было отмечено, может быть желательным снижение температуры турбин для уменьшения их стоимости за счет снижения потребности в дорогих материалах, способных выдерживать высокие температуры. Альтернативно предлагаемые системы могут работать при тех же максимальных температурах, что и ПГКЦ системы, но при этом достигать кпд, который сравнительно выше. Например,
- 12 031165 в одном из вариантов выполнения представленная система или способ может работать с общим КПД выработки энергии по низшей теплотворной способности, составляющем приблизительно 60%, при действии турбины при температуре, лежащей в диапазоне приблизительно от 1300 до 1500°C. В других вариантах выполнения система или способ согласно настоящему изобретению могут действовать с общим КПД выработки энергии по низшей теплотворной способности, соответствующим следующему: по меньшей мере приблизительно 55% при температуре приблизительно 1100°C, по меньшей мере приблизительно 58% при температуре приблизительно 1200°C, по меньшей мере приблизительно 63% при температуре приблизительно 1400°C, по меньшей мере приблизительно 65% при температуре приблизительно 1500°C или по меньшей мере приблизительно 68% при температуре приблизительно 1700°C. В частных вариантах выполнения система или способ согласно настоящему изобретению могут действовать с общим КПД выработки энергии по низшей теплотворной способности, составляющим по меньшей мере приблизительно 60%, при рабочей температуре турбины, меньшей приблизительно 1500°C, меньшей приблизительно 1400°C или меньшей приблизительно 1300°C. В других вариантах выполнения система или способ согласно настоящему изобретению может работать с общим КПД выработки энергии по низшей теплотворной способности, составляющим приблизительно 55%, при действии турбины при температуре, лежащей в диапазоне приблизительно от 1100 до 1500°C.
Как было отмечено выше, в некоторых вариантах выполнения наличие третьей турбины 35 и третьей камеры 34 сгорания не являются обязательными. В связи с этим на фиг. 2 представлен вариант выполнения системы, который не включает третью камеру сгорания, третью турбину или третий воздушный компрессор. Система может быть аналогичной системе с фиг. 1 за исключением указанных отличий. Как показано, выходной поток 18' из второй турбины 6 может направляться во второй теплообменник 1' без предварительного прохождения через третью камеру сгорания и третью турбину. В данном варианте выполнения выходной поток 18' может находиться под давлением, превышающим атмосферное на величину, равную падению давления на втором теплообменнике 1' (и на промежуточном трубопроводе и (или) оборудовании) между турбиной 6 и атмосферой. Заметим, что в данном варианте выполнения не используется скруббер. Поэтому охлажденный выходной поток 19' может выводиться в атмосферу без прохождения сначала через скруббер. Однако в данном варианте выполнения система газоочистки также может использоваться, например, как это показано в варианте выполнения с фиг. 1.
Так как третья турбина не используется, третья камера сгорания может отсутствовать, так же как потоки топлива и воздуха, связанные с ней. Соответственно, в системе сжатия воздуха может не использоваться третий воздушный компрессора, и второй теплообменник 1' может не нагревать третий поток воздуха. Поэтому входной поток воздуха 12' может быть обеспечен непосредственно во второй воздушный компрессор 11', а не сжиматься сначала третьим воздушным компрессором. В других аспектах система с фиг. 2 может быть в основном аналогична системе с фиг. 1.
Использование соответствующего отношения высокого давления к низкому давлению в первой турбине, расширение проступающих из нее продуктов горения в одной или нескольких дополнительных ступенях энергетических турбин в сочетании с близким к стехиометрическому горением с использованием сжатого, предварительно нагретого потока воздуха и рециклированного потока для снижения выходных температур турбины может приводить к тому, что система будет иметь кпд, лежащий в диапазоне приблизительно от 55 до 65%. Высокое давление в системе может обеспечивать возможность создания оборудования с относительно компактными конструктивными размерами при относительно низких капитальных затратах. Система может быть спроектирована с выходной мощностью выработки энергии на нормативную нагрузку, превышающей 500 МВт для одинарной цепочки блоков. Система может также применяться в приложениях, в которых требуется малая выходная мощность, например в судовых двигательных установках, при использовании дистиллятного малосернистого топлива, при этом может быть достигнут тепловой КПД по низшей теплотворной способности, превышающий 50%.
Многие модификации и другие варианты выполнения изобретения, отличающиеся от приведенных в данном описании, могут быть предложены специалистом в данной области на основе представленного раскрытия и его обычных знаний. Поэтому должно быть понятно, что изобретение не ограничено конкретными приведенными частными вариантами выполнения и модификациями, и в объем изобретения, определяемый приложенной формулой изобретения, должны быть включены другие частные варианты выполнения. Хотя в данном описании использованы специфические термины, они используются исключительно в общепринятом и описательном смысле, а не в целях внесения ограничений.
Claims (1)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система выработки энергии, включающая источник воздуха, выполненный с возможностью подачи потока воздуха; источник топлива, выполненный с возможностью подачи потока топлива;камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания потока топлива и потока воздуха в присутствии рециклированного потока с образованием потока продуктов горения, более чем на 50 мол.% состоящего из N2, причем источник воздуха и источник топлива выполнены с возможностью подачи по- 13 031165 тока воздуха и потока топлива в таком соотношении, чтобы в камере сгорания происходило в основном стехиометрическое горение с избытком кислорода вплоть до приблизительно 5%;турбину, выполненную с возможностью расширения потока продуктов горения; и теплообменник, выполненный с возможностью приема по меньшей мере части выходного потока из турбины и использования этой части выходного потока для нагрева потока воздуха и по меньшей мере части рециклированного потока, образованного из выходного потока.2. Система по п.1, включающая вторую камеру сгорания, выполненную с возможностью сжигания второго потока топлива и второго потока воздуха в присутствии второго рециклированного потока, образованного из выходного потока, с образованием второго потока продуктов горения;вторую турбину, выполненную с возможностью расширения второго потока продуктов горения; и второй теплообменник, выполненный с возможностью нагрева второго потока воздуха и второго рециклированного потока.3. Способ выработки энергии, в котором сжигают поток топлива и поток воздуха в камере сгорания в присутствии рециклированного потока с образованием потока продуктов горения, более чем на 50 мол.% состоящего из N2, причем отношение потока топлива к потоку воздуха регулируют так, чтобы обеспечивать в основном стехиометрическое горение с избытком O2 вплоть до приблизительно 5%;расширяют первый поток продуктов горения в турбине, обеспечивая ее вращение для выработки энергии;направляют по меньшей мере часть выходного потока из турбины в теплообменник и используют эту часть выходного потока для нагрева теплообменником потока воздуха и по меньшей мере части рециклированного потока, образованного из выходного потока.4. Способ по п.3, включающий сжигание второго потока топлива и второго потока воздуха во второй камере сгорания в присутствии второго рециклированного потока, образованного из выходного потока, с образованием второго потока продуктов горения;расширяют второй поток продуктов горения во второй турбине, обеспечивая ее вращение для выработки энергии;направляют второй поток воздуха и второй рециклированный поток во второй теплообменник и нагревают второй поток воздуха и второй рециклированный поток вторым теплообменником.Фиг. 1
40 ь „ 22 ► 23, 5 ... _28. - 14 031165Фиг. 2
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US38504210P | 2010-09-21 | 2010-09-21 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201600057A1 EA201600057A1 (ru) | 2016-04-29 |
| EA031165B1 true EA031165B1 (ru) | 2018-11-30 |
Family
ID=44720176
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201600057A EA031165B1 (ru) | 2010-09-21 | 2011-09-20 | Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота |
| EA201300386A EA023988B1 (ru) | 2010-09-21 | 2011-09-20 | Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201300386A EA023988B1 (ru) | 2010-09-21 | 2011-09-20 | Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота |
Country Status (16)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US9410481B2 (ru) |
| EP (1) | EP2619428B1 (ru) |
| JP (2) | JP5982379B2 (ru) |
| KR (1) | KR101825395B1 (ru) |
| CN (1) | CN103221660B (ru) |
| AU (1) | AU2011305628B2 (ru) |
| BR (1) | BR112013008661B1 (ru) |
| CA (1) | CA2811940C (ru) |
| DK (1) | DK2619428T3 (ru) |
| EA (2) | EA031165B1 (ru) |
| ES (1) | ES2508173T3 (ru) |
| HK (1) | HK1187968A1 (ru) |
| MX (1) | MX345241B (ru) |
| PL (1) | PL2619428T3 (ru) |
| TW (1) | TWI589770B (ru) |
| WO (1) | WO2012040195A2 (ru) |
Families Citing this family (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0489068A (ja) * | 1990-07-31 | 1992-03-23 | Ya Man Ltd | 高周波美容装置 |
| WO2010020944A2 (en) * | 2008-08-20 | 2010-02-25 | Sasol Technology (Proprietary) Limited | Co-production of synthesis gas and power |
| US9410481B2 (en) | 2010-09-21 | 2016-08-09 | 8 Rivers Capital, Llc | System and method for high efficiency power generation using a nitrogen gas working fluid |
| WO2014071118A1 (en) * | 2012-11-02 | 2014-05-08 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9377202B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-06-28 | General Electric Company | System and method for fuel blending and control in gas turbines |
| MY191834A (en) * | 2013-03-15 | 2022-07-18 | 8 Rivers Capital Llc | System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid |
| US9382850B2 (en) | 2013-03-21 | 2016-07-05 | General Electric Company | System and method for controlled fuel blending in gas turbines |
| JP6220586B2 (ja) * | 2013-07-22 | 2017-10-25 | ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー | ガスタービン設備 |
| JP6220589B2 (ja) * | 2013-07-26 | 2017-10-25 | ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー | ガスタービン設備 |
| 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 |
| CN104314704B (zh) * | 2013-09-22 | 2016-04-27 | 摩尔动力(北京)技术股份有限公司 | 速度型热气机 |
| CN104196630A (zh) * | 2014-08-11 | 2014-12-10 | 胡晋青 | 一种燃气轮机 |
| TWI657195B (zh) | 2014-07-08 | 2019-04-21 | 美商八河資本有限公司 | 加熱再循環氣體流的方法、生成功率的方法及功率產出系統 |
| CA2960195C (en) | 2014-09-09 | 2023-04-25 | 8 Rivers Capital, Llc | Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method |
| US11231224B2 (en) | 2014-09-09 | 2022-01-25 | 8 Rivers Capital, Llc | Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method |
| US10961920B2 (en) | 2018-10-02 | 2021-03-30 | 8 Rivers Capital, Llc | Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods |
| US11686258B2 (en) | 2014-11-12 | 2023-06-27 | 8 Rivers Capital, Llc | Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods |
| MA40950A (fr) * | 2014-11-12 | 2017-09-19 | 8 Rivers Capital Llc | Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie |
| KR102602774B1 (ko) | 2015-06-15 | 2023-11-15 | 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 | 동력 생산 플랜트의 기동을 위한 시스템 및 방법 |
| ES2794776T3 (es) | 2015-09-01 | 2020-11-19 | 8 Rivers Capital Llc | Sistemas y métodos para la producción de energía que utilizan ciclos de CO2 anidados |
| EP3365536B1 (en) | 2015-10-21 | 2020-11-18 | William M. Conlon | High pressure liquid air power and storage |
| BR112018069543A2 (pt) * | 2016-02-26 | 2019-01-29 | 8 Rivers Capital Llc | sistemas e métodos para controlar uma usina de energia |
| EP3445955B1 (en) | 2016-04-21 | 2022-06-22 | 8 Rivers Capital, LLC | System and method for oxidation of hydrocarbon gases |
| US20180133647A1 (en) | 2016-11-15 | 2018-05-17 | 8 Rivers Capital, Llc | Treatment of impurities in process streams |
| WO2018131051A1 (en) * | 2017-01-11 | 2018-07-19 | Mahesh Lakshminarayanan | Combined-cycle power generation thermodynamic system |
| BR112019018466A2 (pt) | 2017-03-07 | 2020-04-14 | 8 Rivers Capital Llc | sistema e método para a operação de um combustor de combustível flexível para uma turbina de gás |
| US10766097B2 (en) * | 2017-04-13 | 2020-09-08 | Raytheon Company | Integration of ultrasonic additive manufactured thermal structures in brazements |
| JP6972908B2 (ja) * | 2017-10-23 | 2021-11-24 | 三菱自動車工業株式会社 | フロントバンパ構造 |
| AU2018364702B2 (en) | 2017-11-09 | 2024-01-11 | 8 Rivers Capital, Llc | Systems and methods for production and separation of hydrogen and carbon dioxide |
| CN108999701A (zh) * | 2017-12-26 | 2018-12-14 | 上海齐耀动力技术有限公司 | 基于分级燃烧的超临界二氧化碳半闭式纯氧燃烧发电*** |
| PL3759322T3 (pl) | 2018-03-02 | 2024-03-18 | 8 Rivers Capital, Llc | Układy i sposoby wytwarzania energii z wykorzystaniem płynu roboczego z dwutlenku węgla |
| CN108894875B (zh) * | 2018-03-29 | 2020-10-20 | 李�杰 | 一种高压燃气作动直线式发电装置 |
| WO2020070717A1 (en) | 2018-10-05 | 2020-04-09 | 8 Rivers Capital, Llc | Direct gas capture systems and methods of use thereof |
| CN109356679B (zh) * | 2018-11-30 | 2020-04-10 | 西安交通大学 | 一种核能蒸汽-布雷顿联合循环发电*** |
| US11285437B2 (en) | 2019-05-03 | 2022-03-29 | 8 Rivers Capital, Llc | Systems and methods for carbon capture |
| US11193421B2 (en) | 2019-06-07 | 2021-12-07 | Saudi Arabian Oil Company | Cold recycle process for gas turbine inlet air cooling |
| WO2020250194A1 (en) | 2019-06-13 | 2020-12-17 | 8 Rivers Capital, Llc | Power production with cogeneration of further products |
| AU2020338423A1 (en) | 2019-08-26 | 2022-03-24 | 8 Rivers Capital, Llc | Flame control in an oxyfuel combustion process |
| WO2021049966A1 (ru) * | 2019-09-13 | 2021-03-18 | Владимир Игоревич ЛАВРЕНТЬЕВ | Газотурбинный двигатель |
| CN114901925A (zh) | 2019-10-22 | 2022-08-12 | 八河流资产有限责任公司 | 用于发电***的热管理的控制方案和方法 |
| CN110905747B (zh) * | 2019-11-28 | 2021-07-13 | 西安石油大学 | 一种利用高温太阳能和lng冷能的联合动力循环发电*** |
| WO2021138093A2 (en) | 2019-12-30 | 2021-07-08 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Pyrolysis product compression using co2 loop |
| US20220340822A1 (en) | 2019-12-30 | 2022-10-27 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Hydrocarbon Pyrolysis with Less Exhaust Emission |
| US20230288057A1 (en) * | 2022-03-10 | 2023-09-14 | Uop Llc | Processes and apparatuses for burning a hydrogen fuel and a hydrocarbon fuel |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4202169A (en) * | 1977-04-28 | 1980-05-13 | Gulf Research & Development Company | System for combustion of gases of low heating value |
| EP1429000A1 (de) * | 2002-12-09 | 2004-06-16 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Gasturbine mit einer fossilbefeuerten Brennkammer |
| US20090301054A1 (en) * | 2008-06-04 | 2009-12-10 | Simpson Stanley F | Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat |
| US20100058758A1 (en) * | 2008-09-11 | 2010-03-11 | General Electric Company | Exhaust gas recirculation system, turbomachine system having the exhaust gas recirculation system and exhaust gas recirculation control method |
Family Cites Families (58)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3971211A (en) * | 1974-04-02 | 1976-07-27 | Mcdonnell Douglas Corporation | Thermodynamic cycles with supercritical CO2 cycle topping |
| US4314442A (en) * | 1978-10-26 | 1982-02-09 | Rice Ivan G | Steam-cooled blading with steam thermal barrier for reheat gas turbine combined with steam turbine |
| US4472936A (en) * | 1980-12-27 | 1984-09-25 | Hitachi, Ltd. | Method and apparatus for controlling combustion of gasified fuel |
| US4498289A (en) * | 1982-12-27 | 1985-02-12 | Ian Osgerby | Carbon dioxide power cycle |
| US4528811A (en) * | 1983-06-03 | 1985-07-16 | General Electric Co. | Closed-cycle gas turbine chemical processor |
| DE3600432A1 (de) * | 1985-05-21 | 1987-02-05 | Gutehoffnungshuette Man | Verfahren zum vergasen eines kohlenstoffhaltigen brennstoffs, insbesondere kohle |
| US4684081A (en) * | 1986-06-11 | 1987-08-04 | Lockheed Corporation | Multifunction power system for an aircraft |
| US4754607A (en) * | 1986-12-12 | 1988-07-05 | Allied-Signal Inc. | Power generating system |
| US4765143A (en) * | 1987-02-04 | 1988-08-23 | Cbi Research Corporation | Power plant using CO2 as a working fluid |
| US4831817A (en) * | 1987-11-27 | 1989-05-23 | Linhardt Hans D | Combined gas-steam-turbine power plant |
| US5669216A (en) * | 1990-02-01 | 1997-09-23 | Mannesmann Aktiengesellschaft | Process and device for generating mechanical energy |
| US5184460A (en) * | 1991-01-30 | 1993-02-09 | The United States Of America As Represented By The Administrator, National Aeronautics And Space Administration | Multi-heat addition turbine engine |
| DE4130317A1 (de) | 1991-09-12 | 1993-03-18 | Standard Elektrik Lorenz Ag | Verfahren und vorrichtung zur umwandlung der datenstruktur von nachrichten in einem paketvermittlungssystem |
| US5295350A (en) * | 1992-06-26 | 1994-03-22 | Texaco Inc. | Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas |
| DE4303174A1 (de) * | 1993-02-04 | 1994-08-18 | Joachim Dipl Ing Schwieger | Verfahren zum Erzeugen elektrischer Energie |
| DE4333439C1 (de) * | 1993-09-30 | 1995-02-02 | Siemens Ag | Vorrichtung zur Kühlmittelkühlung einer gekühlten Gasturbine einer Gas- und Dampfturbinenanlage |
| US5666800A (en) * | 1994-06-14 | 1997-09-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Gasification combined cycle power generation process with heat-integrated chemical production |
| JPH08270950A (ja) * | 1995-02-01 | 1996-10-18 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | ガスタービン燃焼器 |
| US5572861A (en) * | 1995-04-12 | 1996-11-12 | Shao; Yulin | S cycle electric power system |
| US6170264B1 (en) * | 1997-09-22 | 2001-01-09 | Clean Energy Systems, Inc. | Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration |
| GB9520002D0 (en) * | 1995-09-30 | 1995-12-06 | Rolls Royce Plc | Turbine engine control system |
| US5740673A (en) * | 1995-11-07 | 1998-04-21 | Air Products And Chemicals, Inc. | Operation of integrated gasification combined cycle power generation systems at part load |
| US6141953A (en) * | 1998-03-04 | 2000-11-07 | Solo Energy Corporation | Multi-shaft reheat turbine mechanism for generating power |
| EP0949405B1 (en) * | 1998-04-07 | 2006-05-31 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Turbine plant |
| DE59810673D1 (de) * | 1998-04-28 | 2004-03-04 | Asea Brown Boveri | Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess |
| JP2001041007A (ja) * | 1999-05-26 | 2001-02-13 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | タービン設備 |
| JP2001221059A (ja) * | 2000-02-09 | 2001-08-17 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | 燃料ガス化発電設備 |
| GB0005374D0 (en) * | 2000-03-06 | 2000-04-26 | Air Prod & Chem | Apparatus and method of heating pumped liquid oxygen |
| US6622487B2 (en) * | 2001-01-16 | 2003-09-23 | Rolls-Royce Plc | Fluid flow control valve |
| US20030221409A1 (en) * | 2002-05-29 | 2003-12-04 | Mcgowan Thomas F. | Pollution reduction fuel efficient combustion turbine |
| 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 |
| US6532745B1 (en) * | 2002-04-10 | 2003-03-18 | David L. Neary | Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions |
| US6945029B2 (en) | 2002-11-15 | 2005-09-20 | Clean Energy Systems, Inc. | Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation |
| US7254951B2 (en) * | 2003-01-07 | 2007-08-14 | Lockwood Jr Hanford N | High compression gas turbine with superheat enhancement |
| US7021063B2 (en) * | 2003-03-10 | 2006-04-04 | Clean Energy Systems, Inc. | Reheat heat exchanger power generation systems |
| US7074033B2 (en) * | 2003-03-22 | 2006-07-11 | David Lloyd Neary | Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions |
| US6931856B2 (en) * | 2003-09-12 | 2005-08-23 | Mes International, Inc. | Multi-spool turbogenerator system and control method |
| GB0323255D0 (en) * | 2003-10-04 | 2003-11-05 | Rolls Royce Plc | Method and system for controlling fuel supply in a combustion turbine engine |
| 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 |
| US7306871B2 (en) * | 2004-03-04 | 2007-12-11 | Delphi Technologies, Inc. | Hybrid power generating system combining a fuel cell and a gas turbine |
| US7402188B2 (en) * | 2004-08-31 | 2008-07-22 | Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. | Method and apparatus for coal gasifier |
| EP1669572A1 (en) * | 2004-12-08 | 2006-06-14 | Vrije Universiteit Brussel | Process and installation for producing electric power |
| US7194869B2 (en) * | 2005-03-08 | 2007-03-27 | Siemens Power Generation, Inc. | Turbine exhaust water recovery system |
| US7416716B2 (en) * | 2005-11-28 | 2008-08-26 | Air Products And Chemicals, Inc. | Purification of carbon dioxide |
| US7743861B2 (en) * | 2006-01-06 | 2010-06-29 | Delphi Technologies, Inc. | Hybrid solid oxide fuel cell and gas turbine electric generating system using liquid oxygen |
| US7770376B1 (en) * | 2006-01-21 | 2010-08-10 | Florida Turbine Technologies, Inc. | Dual heat exchanger power cycle |
| US8075646B2 (en) * | 2006-02-09 | 2011-12-13 | Siemens Energy, Inc. | Advanced ASU and HRSG integration for improved integrated gasification combined cycle efficiency |
| US7819951B2 (en) * | 2007-01-23 | 2010-10-26 | Air Products And Chemicals, Inc. | Purification of carbon dioxide |
| US8088196B2 (en) * | 2007-01-23 | 2012-01-03 | Air Products And Chemicals, Inc. | Purification of carbon dioxide |
| US7850763B2 (en) * | 2007-01-23 | 2010-12-14 | Air Products And Chemicals, Inc. | Purification of carbon dioxide |
| US20090064654A1 (en) * | 2007-09-11 | 2009-03-12 | General Electric Company | Turbine engine with modulated combustion and reheat chambers |
| WO2009041617A1 (ja) * | 2007-09-28 | 2009-04-02 | Central Research Institute Of Electric Power Industry | タービン設備及び発電設備 |
| US8122725B2 (en) * | 2007-11-01 | 2012-02-28 | General Electric Company | Methods and systems for operating gas turbine engines |
| US8051654B2 (en) * | 2008-01-31 | 2011-11-08 | General Electric Company | Reheat gas and exhaust gas regenerator system for a combined cycle power plant |
| US8397482B2 (en) * | 2008-05-15 | 2013-03-19 | General Electric Company | Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx |
| AU2009243512A1 (en) * | 2008-12-05 | 2010-06-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of cooling a hydrocarbon stream and an apparatus therefor |
| US8596075B2 (en) * | 2009-02-26 | 2013-12-03 | Palmer Labs, Llc | System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid |
| US9410481B2 (en) | 2010-09-21 | 2016-08-09 | 8 Rivers Capital, Llc | System and method for high efficiency power generation using a nitrogen gas working fluid |
-
2011
- 2011-09-19 US US13/235,746 patent/US9410481B2/en active Active
- 2011-09-20 CN CN201180055964.0A patent/CN103221660B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-09-20 EP EP11761791.0A patent/EP2619428B1/en active Active
- 2011-09-20 AU AU2011305628A patent/AU2011305628B2/en not_active Ceased
- 2011-09-20 ES ES11761791.0T patent/ES2508173T3/es active Active
- 2011-09-20 KR KR1020137009526A patent/KR101825395B1/ko active IP Right Grant
- 2011-09-20 DK DK11761791.0T patent/DK2619428T3/da active
- 2011-09-20 MX MX2013003131A patent/MX345241B/es active IP Right Grant
- 2011-09-20 EA EA201600057A patent/EA031165B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-09-20 BR BR112013008661-0A patent/BR112013008661B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-09-20 TW TW100133737A patent/TWI589770B/zh active
- 2011-09-20 PL PL11761791T patent/PL2619428T3/pl unknown
- 2011-09-20 EA EA201300386A patent/EA023988B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-09-20 CA CA2811940A patent/CA2811940C/en active Active
- 2011-09-20 JP JP2013529414A patent/JP5982379B2/ja active Active
- 2011-09-20 WO PCT/US2011/052342 patent/WO2012040195A2/en active Application Filing
-
2014
- 2014-01-28 HK HK14100891.4A patent/HK1187968A1/xx not_active IP Right Cessation
-
2016
- 2016-07-14 US US15/210,390 patent/US9611785B2/en active Active
- 2016-08-01 JP JP2016151321A patent/JP6189500B2/ja active Active
-
2017
- 2017-03-10 US US15/455,998 patent/US10054046B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4202169A (en) * | 1977-04-28 | 1980-05-13 | Gulf Research & Development Company | System for combustion of gases of low heating value |
| EP1429000A1 (de) * | 2002-12-09 | 2004-06-16 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Gasturbine mit einer fossilbefeuerten Brennkammer |
| US20090301054A1 (en) * | 2008-06-04 | 2009-12-10 | Simpson Stanley F | Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat |
| US20100058758A1 (en) * | 2008-09-11 | 2010-03-11 | General Electric Company | Exhaust gas recirculation system, turbomachine system having the exhaust gas recirculation system and exhaust gas recirculation control method |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA031165B1 (ru) | Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота | |
| JP6153231B2 (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システム及び方法 | |
| US7882692B2 (en) | Zero emissions closed rankine cycle power system | |
| US6282901B1 (en) | Integrated air separation process | |
| US7640745B2 (en) | High-pressure fluid compression system utilizing cascading effluent energy recovery | |
| US6868677B2 (en) | Combined fuel cell and fuel combustion power generation systems | |
| US20040011057A1 (en) | Ultra-low emission power plant | |
| US7421835B2 (en) | Air-staged reheat power generation system | |
| CA2726238C (en) | Method and apparatus for generating electrical power | |
| WO2007021909A2 (en) | Hydrogen production from an oxyfuel combustor | |
| US9273607B2 (en) | Generating power using an ion transport membrane | |
| US8850825B2 (en) | Generating power using an ion transport membrane | |
| Gambini et al. | Advanced Mixed Cycles based on Steam-Methane Reforming and Air Blown Combustion | |
| SU1726854A1 (ru) | Парогазова установка с газификацией твердого топлива | |
| Vanosdol et al. | Calculating the Energy Cost of CO2 Removal in a Coal Based Gas Turbine Fuel Cell Hybrid Power Generation System with an Isolated Anode Stream |
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 KG MD TJ TM |