EA036619B1 - Система и способ запуска установки генерации мощности - Google Patents

Система и способ запуска установки генерации мощности Download PDF

Info

Publication number
EA036619B1
EA036619B1 EA201890029A EA201890029A EA036619B1 EA 036619 B1 EA036619 B1 EA 036619B1 EA 201890029 A EA201890029 A EA 201890029A EA 201890029 A EA201890029 A EA 201890029A EA 036619 B1 EA036619 B1 EA 036619B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
compressor
stream
line
turbine
oxidizer
Prior art date
Application number
EA201890029A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201890029A1 (ru
Inventor
Джереми Эрон Фетведт
Брок Алан Форрест
Original Assignee
8 Риверз Кэпитл, Ллк
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 8 Риверз Кэпитл, Ллк filed Critical 8 Риверз Кэпитл, Ллк
Publication of EA201890029A1 publication Critical patent/EA201890029A1/ru
Publication of EA036619B1 publication Critical patent/EA036619B1/ru

Links

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
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • 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
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • 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
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/10—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether
    • F01K25/103—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/04—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
    • F02C1/08—Semi-closed cycles
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L7/00—Supplying non-combustible liquids or gases, other than air, to the fire, e.g. oxygen, steam
    • F23L7/007—Supplying oxygen or oxygen-enriched air
    • 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
    • F05D2210/00—Working fluids
    • F05D2210/10—Kind or type
    • F05D2210/12—Kind or type gaseous, i.e. compressible
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/70—Application in combination with
    • F05D2220/75—Application in combination with equipment using fuel having a low calorific value, e.g. low BTU fuel, waste end, syngas, biomass fuel or flare gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/60—Fluid transfer
    • F05D2260/606—Bypassing the fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/85—Starting

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)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение относится к системам и способам обеспечения генерации мощности с использованием в качестве рабочего тела преимущественно CO2. В частности, настоящее изобретение обеспечивает специфические конфигурации для запуска системы генерации мощности, согласно которым поджиг камеры сгорания может производиться до того, как турбина начнет работать со скоростью, достаточно высокой, чтобы довести действие установленного на общем валу компрессора до режимов, при которых в камеру сгорания может быть обеспечен рециркуляционный CO2 поток с достаточным расходом и давлением в потоке. В некоторых вариантах выполнения для обеспечения дополнительного окислителя вместо рециркуляционного CO2 потока может использоваться байпасная линия.

Description

Область техники
Настоящее изобретение относится к установкам генерации мощности (выработки энергии). В частности, предложены конфигурации системы и способы для запуска установки генерации мощности.
Уровень техники
Известны различные системы и способы генерации мощности (например, электрической) путем сжигания топлива. Например, в патенте US 8596075 на имя Allam и др., содержание которого в полном объеме включено в данную заявку в качестве ссылки, описаны циклы горения, в которых СО2 используется как рабочее тело и весь полученный в результате горения СО2 может улавливаться (например, для удаления или для других целей). Особое преимущество таких систем заключается в общепризнанной пользе нагрева рециркуляционного СО2 потока в рекуперативном теплообменнике горячими выхлопными (отходящими) газами турбины, а также в добавлении тепла от источника, отличного от турбинных выхлопов.
Хотя различные системы и способы генерации мощности могут обладать нужными свойствами, параметры таких систем могут не удовлетворять определенным требованиям, предъявляемым на особых фазах процесса. В частности, может потребоваться особый подход к рабочим параметрам при запуске энергетической установки, выходящим за рамки ее обычных рабочих параметров в режиме полной генерации. Соответственно существует необходимость в конфигурациях, которые могут использоваться в установках генерации мощности и обеспечивать эффективный запуск, а также обеспечивать возможность действенного возврата к обычной рабочей конфигурации в определенное время.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение обеспечивает конфигурации, которые могут использоваться в установке генерации мощности так, чтобы пуск установки происходил при широком разбросе параметров, что было бы невозможно в другом случае. В частности, настоящее изобретение обеспечивает запуск энергетической установки, использующей цикл горения, при поджиге камеры сгорания до того, как турбина достигнет заданной пороговой скорости, что в другом случае было бы невозможным.
В некоторых вариантах выполнения настоящее изобретение относится к запуску энергетической установки, работающей по циклу горения, в которой CO2 используется в качестве рабочего тела и в которой СО2, образовавшийся при горении, может улавливаться. Примеры систем и способов генерации мощности в таком режиме приведены в патентах US 8596075 на имя Allam и др., 8776532 на имя Allam и др., 8869889 на имя Palmer и др., 8959887 на имя Allam и др. и 8986002 на имя Palmer и др., а также в патентных публикациях US 2012/0067056 на имя Palmer и др., 2012/0237881 на имя Allam и др., 2013/0104525 на имя Allam и др. и 2013/0118145 на имя Palmer и др., содержание которых в полном объеме включено в данное описание в качестве ссылки. В предлагаемых в настоящем изобретении способах и системах могут использоваться любые комбинации стадий процесса и компонентов системы.
Например, в некоторых вариантах выполнения генерация мощности может производиться с применением замкнутых или частично замкнутых систем, в которых CO2 используется как рабочее тело. В таких системах органическое топливо или топливо, полученное из органических материалов (например, синтетический газ, полученный из угля или другого твердого углеводородного топлива), полностью сжигается в камере сгорания с окислителем (например, кислородом), образуя окисленный поток преимущественно СО2, Н2О, избыточного кислорода и некоторого количества загрязняющих примесей, образующихся при окислении компонентов, содержащихся в топливе или окислителе, таких как SO2, NOx, Hg и HCl. Кислород может быть смешан с СО2. В качестве не служащего ограничением примера можно привести то, что молярная концентрация О2 в объединенном потоке О2/СО2 может составлять приблизительно от 10 до приблизительно 50%, приблизительно от 15 до приблизительно 40% или приблизительно от 20 до приблизительно 30%. Твердые органические топлива, такие как уголь, лагнит или нефтяной кокс, содержащие несгораемый шлак, могут быть превращены в газообразное топливо за счет частичного окисления в одноступенчатой или многоступенчатой системе.
Такая система может включать, например, реактор частичного окисления. Альтернативно такая система может включать, например, реактор частичного окисления и систему удаления шлака и летучих неорганических компонентов. Такие системы также включают сжигание топливного газа с кислородом в камере сгорания системы генерации мощности. Предварительно нагретый рециркуляционный СО2 поток в камере сгорания смешивается с продуктами горения, полученными от сжигания топливного газа. Может использоваться любая камера сгорания, выполненная с возможностью работы в условиях, описанных в данном документе, и рециркуляционный СО2 поток может вводиться в камеру сгорания с использованием любых средств и может дополнительно нагреваться при сжигании, а также при необходимости резко охлаждаться для регулирования тем самым температуры выходного потока. В некоторых вариантах выполнения в реакторе частичного окисления, или в камере сгорания, или в них обоих может использоваться, исключительно в качестве иллюстративного примера, стенка с испарительным охлаждением, окружающая реакционное пространство или пространство горения, и предварительно нагретый рециркуляционный СО2 поток может пропускаться через стенку, как для ее охлаждения, так и для резкого сброса температуры и регулирования тем самым температуры выходного потока. Испарительный поток способствует хорошему перемешиванию между рециркуляционным СО2 и горячими потоками от сжигания топ- 1 036619 ливного газа. Однако могут применяться также другие виды камер сгорания, и настоящее изобретение не ограничивается использованием камер сгорания с испарительным охлаждением. Объединенные продукты горения и предварительно нагретый рециркуляционный СО2, выходящие из камеры сгорания, находятся при температуре, требуемой для подачи в энергетическую турбину. Горячие турбинные выхлопы могут охлаждаться в теплообменнике-экономайзере, который в свою очередь предварительно подогревает рециркуляционный СО2 поток.
Системы и способы генерации мощности могут действовать при сочетанном наборе характеристик, которые могут быть определены как нормальные или стандартные рабочие параметры. Каждая характеристика (например, температура горения, скорость турбины, отношение давлений и т.д.), формирующая набор параметров, может находиться в своем соответствующем диапазоне, и нормальные или стандартные рабочие параметры могут определяться во взаимосвязи с действием системы или способа генерации мощности на стадии генерации мощности.
Однако установка генерации мощности не может мгновенно перейти из выключенного состояния в полностью рабочий режим. Точнее компоненты установки генерации мощности должны быть доведены до нормальных рабочих параметров по определенному алгоритму. Например, в системе генерации мощности, в которой турбина и компрессор обеспечены на общем валу, производительность компрессора ограничена скоростью турбины, и процесс горения не может начаться, пока компрессор не обеспечит расход в СО2 потоке, достаточный для поддержания соответствующей температуры горения. Соответственно поджиг горения не может быть произведен, пока турбина не достигнет определенной пороговой скорости. В некоторых вариантах выполнения компрессор с приводом от вала может оказаться неспособным обеспечить требуемые расход и давление в потоке при скорости вала, составляющей приблизительно 85% от финальной скорости, то есть скорости вала, при которой турбина работает в своих нормальных параметрах генерации мощности. Однако согласно настоящему изобретению обеспечены системы и способы, в которых поджиг горения возможен при скоростях турбины ниже пороговых.
Соответственно в вариантах выполнения настоящего изобретения представлена система генерации мощности.
Такая система может содержать камеру сгорания; турбину; первый компрессор, который может быть компрессором с приводом от вала, установленным на общем валу с турбиной; компрессор окислителя, который может быть компрессором с приводом от двигателя; выхлопную линию (магистраль/трубопровод), выполненную с возможностью пропускания выхлопного потока турбины из турбины в первый компрессор; рециркуляционную линию, выполненную с возможностью пропускания рециркуляционного СО2 потока из первого компрессора в камеру сгорания; линию окислителя, выполненную с возможностью пропускания потока окислителя из компрессора окислителя в турбину; и байпасную линию, выполненную с возможностью пропускания по меньшей мере части потока окислителя из линий окислителя в рециркуляционные линии. В дополнительных вариантах выполнения система может выполняться с одной или несколькими из следующих особенностей, которые могут использоваться в любом подходящем сочетании и числе.
Байпасная линия может иметь трубопроводную арматуру (далее - вентиль).
Вентиль байпасной линии может быть выполнен с возможностью открывания до достижения скоростью турбины первого порогового значения.
Вентиль байпасной линии может быть выполнен с возможностью закрывания при превышении скоростью турбины второго порогового значения.
Система генерации мощности может включать рекуперативный теплообменник.
Выхлопная линия, рециркуляционная линия и линия окислителя могут быть выполнены с возможностью пропускания их соответствующих потоков через рекуперативный теплообменник.
Первый компрессор может быть компрессором с приводом от вала.
Компрессор окислителя может быть компрессором с приводом от двигателя.
Турбина может содержать сальниковое уплотнение и воздушный ввод.
Система генерации мощности может включать компрессор с сальниковым уплотнением, выполненный с возможностью приема и сжатия потока воздуха и турбинного выхлопа от сальникового уплотнения.
Система генерации мощности может включать отвод, связанный с компрессором с сальниковым уплотнением, и отводную линию между компрессором с сальниковым уплотнением и отводом.
Отводная линия между сальниковым уплотнением и отводом может сообщаться с выхлопной линией, и отводная линия и выхлопная линия могут быть размещены относительно отвода так, чтобы обеспечивался предпочтительный поток к отводу от соответствующих линий.
В вариантах выполнения настоящего изобретения также предлагаются способы запуска установки генерации мощности. Например, такой способ может включать следующее: сжатие потока окислителя в компрессоре окислителя; пропускание сжатого окислителя из компрессора окислителя в камеру сгорания по линии окислителя; сжигание топлива с окислителем в камере сгорания; расширение потока продуктов горения, поступающего из камеры сгорания, в турбине; охлаждение выхлопного потока турбины, поступающего из турбины, в рекуперативном теплообменнике; отвод воды из выхлопного потока турбины для
- 2 036619 формирования рециркуляционного СО2 потока; сжатие рециркуляционного СО2 потока в компрессоре с приводом от вала, установленном на общем валу с турбиной, для формирования сжатого рециркуляционного СО2 потока, скомпонованного с возможностью прохождения в камеру сгорания по рециркуляционной линии; при этом сжатый рециркуляционный СО2 поток отрабатывают, а окислитель от компрессора с приводом от двигателя направляют по рециркуляционной линии в камеру сгорания до тех пор, пока турбина не достигнет заданной пороговой скорости. В дополнительных вариантах выполнения способ может включать одну или несколько следующих особенностей, которые могут использоваться в любом подходящем сочетании и числе.
Заданная пороговая скорость может составлять приблизительно 85% от нормальной рабочей скорости.
Окислитель, поступающий в компрессор окислителя, может представлять собой смесь О2 и СО2.
Окислитель, поступающий в компрессор окислителя, может представлять собой воздух.
Турбина может содержать сальниковое уплотнение и воздушный ввод, и компрессор с сальниковым уплотнением может быть выполнен с возможностью приема и сжатия потока воздуха и турбинных выхлопов от сальникового уплотнения.
В некоторых вариантах выполнения, по существу, никакого сжатого рециркуляционного СО2 потока не поступает в камеру сгорания через рециркуляционную линию до тех пор, пока турбина не достигнет заданной пороговой скорости. По существу, никакого в данном случае может означать ничего или только незначительный/минимальный объем.
Эти и другие свойства, аспекты и преимущества изобретения станут понятны из нижеследующего подробного описания и сопровождающего чертежа, кратко описанного далее. Изобретение может включать любую подходящую комбинацию из двух, трех, четырех или более описанных вариантов выполнения, а также комбинации из любых двух, трех, четырех или более свойств или элементов, приведенных в данном описании, вне зависимости от того, прямо ли такие свойства или элементы скомбинированы в описанном конкретном варианте выполнения изобретения. Данное описание предназначено для прочтения в целом, так что любые разделяемые свойства или элементы раскрытого изобретения в любых различных вариантах их выполнения и толкованиях должны рассматриваться как обладающие возможностью комбинирования до тех пор, пока в контексте ясно не оговорено другое.
Краткое описание чертежа
На основе приведенного в упомянутых выше терминах описания далее будет сделана ссылка на сопровождающий, не обязательно выполненный в масштабе чертеж, на котором представлена блок-схема системы и способа генерации мощности согласно иллюстративному варианту выполнения настоящего изобретения, включающая байпасную линию, выполненную с возможностью пропускания на стадии запуска сжатого окислителя в рециркуляционную линию, выполненную с возможностью перекрытия сразу при достижении заданных рабочих параметров.
Подробное описание осуществления изобретения
Далее представленная сущность изобретения будет изложена более полно со ссылкой на иллюстративные варианты его выполнения. Эти варианты выполнения представлены так, чтобы данное описание было законченным и исчерпывающим, полностью раскрывая объем изобретения специалисту в данной области техники. Действительно, сущность изобретения может быть реализована во многих различных вариантах и не должна рассматриваться как ограниченная приведенными ниже вариантами выполнения, тем более что эти варианты представлены так, чтобы данное описание удовлетворяло всем действующим нормативным требованиям. В приведенном описании и в приложенной формуле изобретения использование форм единственного числа включает множественность объектов до тех пор, пока не оговорено иное.
Настоящее описание относится к системам и способам обеспечения генерации мощности с использованием в качестве рабочего тела преимущественно СО2. В частности, в них используется турбина с определенным отношением высокое давление/низкое давление, в которой происходит расширение смеси рециркуляционного СО2 потока высокого давления и продуктов горения, образующихся при сжигании топлива. Может использоваться любое органическое топливо. В не служащие ограничением примеры входят природный газ, баллонные газы, топливные газы (например, включая один или несколько компонентов из группы, содержащей Н2, CO, CH4, H2S, и NH3) и другие подобные горючие газы. Могут также использоваться твердые топлива, например уголь, лигнит, нефтяной кокс, битум, биомасса и т.п., при условии введения в систему необходимых элементов. Например, может использоваться камера сгорания с неполным окислением для преобразования твердого или вязкого жидкого топлива в топливный газ, преимущественно свободный от твердых включений. Все нежелательные примеси, полученные из топлива и продуктов горения, такие как соединения серы, NO, NO2, СО2, Н2О, Hg и т.п., могут отделяться для удаления в основном или полностью без выброса в атмосферу. В процессе сжигания в качестве окислителя может использоваться кислород.
Горячий выхлопной газ турбины используется для частичного предварительного нагрева рециркуляционного СО2 потока высокого давления. В сочетании с этим нагревом рециркуляционный СО2 поток может также нагреваться с использованием аддитивного нагрева, получаемого от разных источников
- 3 036619 (например, от блока разделения воздуха или от энергии сжатия в CO2 компрессоре).
Способ генерации мощности согласно настоящему изобретению может включать пропускание сжатого, нагретого рециркуляционного СО2 потока в камеру сгорания. Сжатый, нагретый рециркуляционный СО2 поток может быть сформирован описанным ниже образом. В камере сгорания топливо может сжигаться с кислородом (например, с кислородом чистоты по меньшей мере 98% или по меньшей мере 99%). Содержащий СО2 поток из камеры сгорания может иметь температуру приблизительно 500°С или более (например, приблизительно от 500 до приблизительно 1700°С) и давление приблизительно 150 бар (15 МПа) или более (например, приблизительно от 150 бар (15 МПа) до приблизительно 500 бар (50 МПа)). Содержащий СО2 поток может быть пропущен через турбину, расширяясь, генерируя мощность и образуя выхлопной поток турбины, содержащий СО2. Содержащий СО2 поток может расширяться в турбине при заданном отношении давлений.
Выхлопной поток турбины может быть обработан так, чтобы удалить продукты горения и некоторое количество товарного СО2, образовавшиеся при сжигании топлива. Для этого выхлопной поток турбины может быть охлажден путем пропускания через теплообменник. Может использоваться любой подходящий теплообменник, способный работать при описанных температурах и давлениях. В некоторых вариантах выполнения теплообменник может содержать последовательность по меньшей мере из двух, по меньшей мере из трех или даже большего числа теплообменников-экономайзеров. Может использоваться один теплообменник по меньшей мере с двумя секциями, по меньшей мере с тремя или даже с большим числом секций. Например, можно представить себе теплообменник, имеющий по меньшей мере три теплообменные секции, работающие в разных температурных диапазонах. Тепло, отведенное из выхлопного потока турбины, может использоваться для нагрева рециркуляционного СО2 потока, как описано далее.
Выхлопной поток турбины может быть разделен на две или более частей. Первая часть может содержать 50% или более, 70% или более или 90% или более (но менее 100%) общего массового расхода выхлопного потока турбины. Весь выхлопной поток турбины или его часть могут быть пропущены через сепаратор для удаления воды и могут быть дополнительно обработаны для удаления других продуктов горения или загрязнений. Получившийся поток может быть назван главным рециркуляционным СО2 потоком. Часть главного рециркуляционного СО2 потока может быть объединена с кислородом для образования потока окислителя, который может быть сжат в один или несколько приемов для достижения заданного входного давления камеры сгорания. Часть главного рециркуляционного СО2 потока может быть сжата, например, в многоступенчатом компрессоре с промежуточным охлаждением между ступенями. Предпочтительно главный рециркуляционный СО2 поток (сам по себе или в комбинации с кислородом) сжимается до давления, составляющего приблизительно от 40 бар (4 МПа) до приблизительно 400 бар (40 МПа), приблизительно от 80 бар (8 МПа) до приблизительно 200 бар (20 МПа) или приблизительно от 100 бар (10 МПа) до приблизительно 150 бар (15 МПа). Сжатый рециркуляционный СО2 поток затем пропускается обратно через теплообменник для нагрева. Сжатый рециркуляционный СО2 поток нагревается с использованием тепла, отведенного из выхлопного потока турбины (которое можно назвать теплом горения, сохранившимся в потоке турбинных выхлопов). Для достижения близких значений температуры между потоком турбинных выхлопов и нагретым, сжатым рециркуляционным СО2 потоком, выходящим из теплообменника и поступающим в камеру сгорания, может вводиться добавочное тепло (например, тепло сжатия). Использование аддитивного нагрева может иметь преимущество, заключающееся в снижении температурной разницы между потоком турбинных выхлопов и нагретым, сжатым рециркуляционным CO2 потоком, выходящим из теплообменника и поступающим в камеру сгорания, до значений приблизительно 30°С или менее, приблизительно 25°С или менее или приблизительно 20°С или менее, например приблизительно от 2 до приблизительно 20°С или приблизительно от 2 до приблизительно 10°С.
Хотя вышесказанное представлено в качестве иллюстративных или средних параметров для различных компонентов и технологических операций системы и способа генерации мощности, некоторые параметры должны соблюдаться при переходе от нерабочего состояния к нормальному рабочему состоянию, в котором такие параметры могут быть пригодны для всех компонентов системы. На чертеже представлена блок-схема системы и способа генерации мощности согласно настоящему изобретению, в которую включена байпасная линия. Байпасная линия введена для пропускания сжатого окислителя в рециркуляционную линию так, чтобы обходной поток был регулируемым посредством одного или нескольких вентилей (трубопроводной арматуры) таким образом, чтобы этот поток мог включаться при запуске и выключаться сразу при достижении заданных рабочих параметров. Во время активного пропускания окислителя в рециркуляционную линию прохождение рециркуляционного СО2 потока из компрессора с приводом от вала может быть перекрыто так, чтобы рециркуляционный СО2 поток не поступал в рециркуляционную линию. В частности, рециркуляционный СО2 поток может быть сведен до минимума во время запуска, или этому потоку может быть предоставлена возможность прохождения в обход компрессора с приводом от вала, делая возможным переход компрессора из незадействованного состояния в точку, лежащую в его рабочем диапазоне. Такая конфигурация во время запуска является предпочтитель
- 4 036619 ной, так как компрессор с приводом от вала, используемый для сжатия рециркуляционного СО2 потока, не может обеспечивать расход и давление в потоке, требуемые для надлежащего регулирования температуры горения в камере сгорания до тех пор, пока скорость вала, совместно используемого компрессором и турбиной, не достигнет пороговой скорости или не превзойдет ее. Однако компрессор окислителя может быть компрессором с приводом от двигателя и сам по себе может действовать таким образом, чтобы обеспечить расход и давление в потоке, требуемые для введения в камеру сгорания, даже во время запуска, при котором скорость вала ниже пороговой скорости турбины. Понятно, что химия горения на стадии запуска будет отличаться от химии горения во время нормальной генерации мощности. Это связано с тем, что используется большее процентное содержание окислителя в камере сгорания, чем было бы при поступлении в нее рециркуляционного СО2 потока. Так как стадия запуска достаточно коротка по длительности, разница в химии горения не является определяющей для всей системы и способа. Кроме того, эти химические компоненты быстро разжижаются, как только система начинает действовать при нормальных рабочих параметрах.
Как только турбина проработала время, достаточное для достижения пороговой скорости турбины, байпасная линия может быть перекрыта и может быть начато пропускание рециркуляционного СО2 потока по рециркуляционной линии в камеру сгорания для нормальной работы. В некоторых вариантах выполнения пороговая скорость турбины может составлять приблизительно 50% или более от скорости, с которой турбина работает в нормальном режиме генерации мощности. В дополнительных вариантах выполнения пороговая скорость турбины может составлять приблизительно 60% или более, приблизительно 70% или более, приблизительно 80% или более, приблизительно 85% или более или приблизительно 90% или более от скорости, с которой турбина работает в нормальном режиме генерации мощности.
Сразу при достижении турбиной пороговой скорости байпасная линия может быть перекрыта. Например, может быть закрыт стоящий в этой линии вентиль. При закрывании вентиля байпасной линии контроллер, управляющий компрессором рециркуляционного СО2 потока, вызовет начало поступления рециркуляционного СО2 потока в рециркуляционную линию и прохождение по ней в камеру сгорания. Таким образом, поток, регулирующий температуру горения, не прерывается несмотря на то, что химический состав может меняться по мере замещения потока окислителя рециркуляционным СО2 потоком.
В иллюстративных вариантах выполнения, представленных на чертеже, топливо на основе природного газа (NG) через вентиль 1 и линию 120 поступает в камеру 15 сгорания, где оно сжигается с кислородом в присутствии СО2, образуя поток продуктов горения, расширяющийся в турбине 20 с образованием выхлопного потока 126 турбины. Воздух от источника 22а воздуха поступает через сальниковое уплотнение 21, смешиваясь с выхлопами турбины, проходящими в обход сальникового уплотнения, и формирует поток 122, преобразующийся в поток 123, который сжимается в компрессоре 23 с сальниковым уплотнением, образуя поток 124а. В некоторых случаях открывается вентиль 2, и воздух от источника 22b воздуха проходит через вентиль 2 в виде потока 121, который смешивается с потоком 122, формируя поток 123, который может содержать большую долю воздуха. В некоторых вариантах выполнения система может быть сконфигурирована на предпочтительное прохождение одного или нескольких потоков через один или несколько вентилей. Например, линия 124а и линия 126 (после выхода из теплообменника 30) могут быть размещены относительно вентиля 3 так, чтобы линия 124а находилась ближе к вентилю, чем линия 126. Это обеспечивает возможность того, чтобы выходной поток через вентиль 3 преимущественно состоял из потока по линии 124а, а не из потока через линию 126. Эта конфигурация может быть подобрана таким образом, чтобы обеспечивалось заданное смешивание потоков. Благодаря этому любые загрязняющие примеси, поступающие в систему через воздушные входы 22а или 22b, могут быть сведены к минимуму, так как они могут преимущественно направляться на выход (вентиль 3). Кроме того, при работе компрессора 23 с сальниковым уплотнением также может быть минимизирована негерметичность воздушного канала и, следовательно, поступление в систему загрязняющих примесей.
Выхлопной поток 126 турбины охлаждается в теплообменнике 30, и некоторая часть потока 124а, не отведенная через вентиль 3, может смешиваться с охлажденным выхлопным потоком 126 турбины за счет потока 124b. СО2 от CO2-источника 115 проходит через вентиль 4 и линию 127 и смешивается с охлажденным выхлопным потоком 126 турбины перед прохождением через сепаратор 40.
Водяной поток 125 из сепаратора 40 может отводиться через вентиль 6 и(или) нагнетаться насосом 90 с формированием потока 147, который охлаждается в водяном кулере 101, образуя поток 148, направляемый обратно в сепаратор. В основном чистый СО2 выходит из сепаратора 40 в виде рециркуляционного потока в линию 128 и сжимается в главном компрессоре 50 с образованием сжатого рециркуляционного СО2 потока, который охлаждается в водяном кулере 102, формируя поток 131, проходящий через главной насос 60 и направляемый в камеру 15 сгорания по рециркуляционной линии 133 после прохождения через вентиль 13. Часть потока 130 может пропускаться через вентиль 8 и линию 135 для рециркуляции через главный компрессор 50. Часть сжатого рециркуляционного СО2 потока из рециркуляционной линии 133 может быть отведена в линию 134 выше по потоку вентиля 13 и пропущена через вентиль 9 для рециркуляции через водяной кулер 102. Рециркуляционный СО2 поток, проходящий по линии 131, может быть пропущен в обход насоса 60 по байпасной линии 132, включающей выходной вентиль 12 для
- 5 036619 главного компрессора 50.
Часть рециркуляционного СО2 потока из линии 128 может проходить через вентиль 7 в линию 136, смешиваясь с кислородом, поступающим от кислородного источника 205 через вентиль 5 и линии 137, и формируя поток 138 окислителя. Поток 138 окислителя (смесь О2/СО2) пропускается через теплообменник 103, формируя поток 139, который сжимается в компрессоре 70 окислителя в выходит в линию 140. Часть сжатого потока окислителя из линии 140 может поступать в линию 141 и через вентиль 10 на рециркуляцию через теплообменник 103. В теплообменнике 103 поток 138 окислителя может нагреваться или охлаждаться. Например, на вход 201 может поступать поток холодной воды, который выходит в виде нагретого выходного потока 202, за счет чего поток 139 окислителя охлаждается относительно потока 138. Альтернативно на вход 201 может поступать поток горячей воды, который выходит в виде охлажденного выходного потока 201, за счет чего поток 139 окислителя нагревается относительно потока 138. Сжатый окислитель из линии 140 проходит через водяной кулер 104, формируя поток 142, который проходит через О2/СО2 насос 80 и вентиль 16 перед поступлением по линии 144 окислителя в камеру 15 сгорания для сжигания там топлива. Окислитель может обходить насос 80 по байпасной линии 143 окислителя через выходной вентиль 17 окислителя. Пусковая байпасная линия 146 соединяет между собой линию 141 и байпасную линию 132 насоса и содержит вентиль 14.
При работе в пусковом режиме выходной вентиль 12 главного компрессора 50 закрыт (так же, как вентиль 9 в линии 134 и вентиль 13 в рециркуляционной линии 133). По существу, рециркуляционный СО2 поток 128 не поступает обратно в камеру 15 сгорания. Кислород, проходящий через вентиль 5 и линию 137 (и смешивающийся с рециклированным СО2 из линии 136) охлаждается (или нагревается) в теплообменнике 103 и сжимается в компрессоре 70 окислителя (который может быть компрессором с приводом от двигателя). Часть сжатого окислителя (смесь О2/СО2) из линии 140 охлаждается в кулере 104 и в обход насоса 80 по байпасной линии 143 (при открытом вентиле 17 и закрытом вентиле 16) поступает по линии 144 в камеру сгорания. Часть сжатого окислителя из линии 140 также поступает через линию 141 в пусковую байпасную линию 146. Так как выходной вентиль 12 главного компрессора закрыт, окислитель, который в противном случае смешался бы с СО2, проходящим через байпасную линию 132 насоса, поступает по рециркуляционной линии 133 в камеру 15 сгорания. В этом режиме действие продолжается до тех пор, пока турбина не достигнет своих пороговых показателей и вал, служащий приводом для компрессора 50, не начнет работать на скорости, достаточной для того, чтобы компрессор 50 с приводом от вала обеспечивал рециркуляционный СО2 поток с нужным расходом и давлением. В этот момент вентиль 14 байпасной линии закрывается и выходной вентиль 12 главного компрессора открывается. Окислитель больше не проходит через рециркуляционную линию 133 и проходит только по линии 144 окислителя. При работе турбины на скорости, превышающей пороговую скорость, компрессор 50 обеспечивает рециркуляционный СО2 поток через рециркуляционную линию 133 с требуемыми расходом и давлением в потоке, достаточными для ввода в камеру 15 сгорания.
В некоторых вариантах выполнения могут использоваться две разные пороговые скорости турбины, чтобы обеспечить плавный переход от пусковой стадии к стадии нормальной генерации мощности. Первая пороговая скорость турбины может использоваться для ступенчатого закрывания вентиля байпасной линии (и, следовательно, открывания выходного вентиля главного компрессора). Закрывание и открывание вентилей может быть постепенным. По мере продолжения возрастания скорости турбины вторая пороговая скорость турбины может соответствовать моменту, когда вентиль байпасной линии может быть закрыт полностью.
Приведенная выше конфигурация может быть модифицирована в одном или нескольких вариантах выполнения. Например, подача кислорода в компрессор 70 окислителя может производиться через воздушный ввод в потоке 121, а не через кислородный ввод в потоке 137. В таких вариантах выполнения компрессор 23 с сальниковым уплотнением будет эффективно заполнять установку воздухом при закрытых вентилях 4 и 5. Компрессор 70 окислителя будет по-прежнему подавать в турбину поток окислителя (воздуха в таких вариантах выполнения) через поток 144 и по обходному пути по потоку 133. Альтернативно СО2 со входа 115 СО2, поступающий через вентиль 4 с потоком 127, может быть подведен к всасывающему входу компрессора 23 с сальниковым уплотнением. В таких вариантах выполнения вентиль 4 будет открыт во время прохождения воздуха через вентиль 2. Установка будет заполняться смесью воздуха и CO2, и при этом компрессор 70 окислителя будет все еще регулировать подачу текучих сред по потокам 144 и 133.
Многие модификации и другие варианты реализации раскрытой сущности настоящего изобретения могут прийти на ум специалисту в данной области, которому приведенная сущность изобретения предоставляет преимущество, заключающееся в идеях, заложенных в вышеприведенное описание и сопровождающие чертежи. Поэтому должно быть понятно, что настоящее изобретение не ограничено конкретными приведенными частными вариантами и модификациями, и в объем изобретения, определяемый приложенной формулой изобретения, должны быть включены другие варианты выполнения. Хотя в данном описании могут быть использованы специфические термины, они используются исключительно в общепринятом и описательном смысле, а не в целях внесения ограничений.

Claims (14)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Система генерации мощности, включающая ка меру сгорания;
    ту рбину, имеющую сальниковое уплотнение и воздушный ввод;
    пе рвый компрессор на общем валу с турбиной, представляющий собой компрессор с приводом от вала;
    ко мпрессор окислителя;
    вы хлопную линию, выполненную с возможностью пропускания выхлопного потока турбины от турбины в первый компрессор;
    ре циркуляционную линию, выполненную с возможностью пропускания рециркуляционного СО2 потока от первого компрессора в камеру сгорания;
    ли нию окислителя, выполненную с возможностью пропускания потока окислителя от компрессора окислителя в камеру сгорания;
    ба йпасную линию, выполненную с возможностью пропускания по меньшей мере части потока окислителя из линии окислителя в рециркуляционную линию;
    ко мпрессор с сальниковым уплотнением, выполненный с возможностью приема и сжатия потока воздуха и турбинного выхлопа от сальникового уплотнения;
    отв од, связанный с компрессором с сальниковым уплотнением с возможностью получения потока от компрессора с сальниковым уплотнением;
    отводную линию между компрессором с сальниковым уплотнением и отводом.
  2. 2. Система по п.1, в которой байпасная линия имеет трубопроводную арматуру.
  3. 3. Система по п.2, в которой трубопроводная арматура байпасной линии выполнена с возможностью нахождения в отрытом состоянии при скорости турбины ниже первой пороговой скорости.
  4. 4. Система по п.2, в которой трубопроводная арматура байпасной линии выполнена с возможностью нахождения в закрытом состоянии при скорости турбины выше второй пороговой скорости.
  5. 5. Система по п.1, включающая рекуперативный теплообменник.
  6. 6. Система по п.5, в которой выхлопная линия, рециркуляционная линия и линия окислителя выполнены с возможностью пропускания своих соответствующих потоков через рекуперативный теплообменник.
  7. 7. Система по п.1, в которой компрессор окислителя представляет собой компрессор с приводом от двигателя.
  8. 8. Система по п.1, в которой отводная линия между компрессором с сальниковым уплотнением и отводом сообщается по потоку с выхлопной линией и в которой отводная линия и выхлопная линия размещены относительно отвода так, чтобы обеспечивался предпочтительный поток к отводу от соответствующих линий.
  9. 9. Способ запуска системы генерации мощности по п.1, включающий сжа тие потока окислителя в компрессоре окислителя с приводом от двигателя;
    про пускание сжатого окислителя от компрессора окислителя в камеру сгорания по линии окислителя;
    сжи гание топлива с окислителем в камере сгорания;
    рас ширение потока продуктов горения, поступающего из камеры сгорания, в турбине;
    охл аждение выхлопного потока турбины, поступающего из турбины, в рекуперативном теплообменнике;
    отв од воды из выхлопного потока турбины для формирования рециркуляционного СО2 потока;
    сжа тие рециркуляционного СО2 потока в компрессоре с приводом от вала, установленном на общем валу с турбиной, для формирования сжатого рециркуляционного СО2 потока, сформированного с возможностью прохождения в камеру сгорания по рециркуляционной линии, проходящей через рекуперативный теплообменник;
    причем сжатый рециркуляционный СО2 поток рециркулируют, а окислитель от компрессора окислителя с приводом от двигателя направляют по рециркуляционной линии в камеру сгорания до тех пор, пока турбина не достигнет заданной пороговой скорости, составляющей приблизительно 50% или более от нормальной рабочей скорости.
  10. 10. Способ по п.9, в котором заданная пороговая скорость составляет приблизительно 85% от нормальной рабочей скорости.
  11. 11. Способ по п.9, в котором окислитель, поступающий в компрессор окислителя, представляет собой смесь О2 и СО2.
  12. 12. Способ по п.9, в котором окислитель, поступающий в компрессор окислителя, представляет собой воздух.
  13. 13. Способ по п.12, в котором турбина содержит сальниковое уплотнение, воздушный ввод и компрессор с сальниковым уплотнением, выполненный с возможностью приема и сжатия потока воздуха и турбинного выхлопа от сальникового уплотнения.
  14. 14. Способ по п.9, в котором, по существу, никакого сжатого рециркуляционного СО2 потока не по-
    - 7 036619 ступает в камеру сгорания по рециркуляционной линии до тех пор, пока турбина не достигнет заданной пороговой скорости.
EA201890029A 2015-06-15 2016-06-13 Система и способ запуска установки генерации мощности EA036619B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201562175886P 2015-06-15 2015-06-15
PCT/US2016/037192 WO2016205116A1 (en) 2015-06-15 2016-06-13 System and method for startup of a power production plant

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201890029A1 EA201890029A1 (ru) 2018-07-31
EA036619B1 true EA036619B1 (ru) 2020-11-30

Family

ID=56409142

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201890029A EA036619B1 (ru) 2015-06-15 2016-06-13 Система и способ запуска установки генерации мощности

Country Status (15)

Country Link
US (1) US10533461B2 (ru)
EP (1) EP3308004B1 (ru)
JP (2) JP6959870B2 (ru)
KR (1) KR102602774B1 (ru)
CN (1) CN107849976B (ru)
AU (1) AU2016277834B2 (ru)
BR (1) BR112017027018B1 (ru)
CA (1) CA2989618A1 (ru)
EA (1) EA036619B1 (ru)
ES (1) ES2898863T3 (ru)
MX (1) MX2017016478A (ru)
MY (1) MY188544A (ru)
PL (1) PL3308004T3 (ru)
WO (1) WO2016205116A1 (ru)
ZA (1) ZA201800183B (ru)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
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
US10480403B2 (en) 2016-02-22 2019-11-19 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Combustor with adjustable swirler and a combustion system
BR112018069543A2 (pt) 2016-02-26 2019-01-29 8 Rivers Capital Llc sistemas e métodos para controlar uma usina de energia
FR3052684A1 (fr) * 2016-06-16 2017-12-22 L'air Liquide Sa Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Appareil et procede de separation de co2 a basse temperature comprenant une etape de separation par permeation
EA201992080A1 (ru) 2017-03-07 2020-03-12 8 Риверз Кэпитл, Ллк Система и способ осуществления работы камеры сгорания варьируемого топлива для газовой турбины
EP3438584B1 (fr) * 2017-08-03 2020-03-11 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Procédé et appareil de séparation d'air par distillation cryogénique
CA3106955A1 (en) 2018-07-23 2020-01-30 8 Rivers Capital, Llc System and method for power generation with flameless combustion
EP4048873A1 (en) 2019-10-22 2022-08-31 8 Rivers Capital, LLC Control schemes for thermal management of power production systems and methods
JP7371572B2 (ja) 2020-05-27 2023-10-31 コニカミノルタ株式会社 緩衝部材、緩衝部材の製造方法及び梱包体
WO2022160060A1 (en) * 2021-01-29 2022-08-04 Industriasys Corp. Zero emission power generation systems and methods
WO2024012715A1 (en) * 2022-07-15 2024-01-18 Nuovo Pignone Tecnologie - S.R.L. Plant for high-efficiency fuel to mechanical energy conversion

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4434613A (en) * 1981-09-02 1984-03-06 General Electric Company Closed cycle gas turbine for gaseous production
US5724805A (en) * 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
US20140000271A1 (en) * 2011-03-22 2014-01-02 Franklin F. Mittricker Systems and Methods For Controlling Stoichiometric Combustion In Low Emission Turbine Systems

Family Cites Families (197)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3376706A (en) 1965-06-28 1968-04-09 Angelino Gianfranco Method for obtaining mechanical energy from a thermal gas cycle with liquid phase compression
US3369361A (en) 1966-03-07 1968-02-20 Gale M. Craig Gas turbine power plant with sub-atmospheric spray-cooled turbine discharge into exhaust compressor
CH476208A (de) 1967-07-27 1969-07-31 Sulzer Ag Gasturbinenanlage mit CO2 als Arbeitsmittel
US3544291A (en) 1968-04-22 1970-12-01 Texaco Inc Coal gasification process
US3736745A (en) 1971-06-09 1973-06-05 H Karig Supercritical thermal power system using combustion gases for working fluid
US3816595A (en) 1971-11-15 1974-06-11 Aqua Chem Inc Method and apparatus for removing nitrogen oxides from a gas stream
US3868817A (en) 1973-12-27 1975-03-04 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel gas
US3971211A (en) 1974-04-02 1976-07-27 Mcdonnell Douglas Corporation Thermodynamic cycles with supercritical CO2 cycle topping
US3976443A (en) 1974-12-18 1976-08-24 Texaco Inc. Synthesis gas from solid carbonaceous fuel
US4132065A (en) 1977-03-28 1979-01-02 Texaco Inc. Production of H2 and co-containing gas stream and power
US4191500A (en) 1977-07-27 1980-03-04 Rockwell International Corporation Dense-phase feeder method
US4154581A (en) 1978-01-12 1979-05-15 Battelle Development Corporation Two-zone fluid bed combustion or gasification process
US4206610A (en) 1978-04-14 1980-06-10 Arthur D. Little, Inc. Method and apparatus for transporting coal as a coal/liquid carbon dioxide slurry
US4193259A (en) 1979-05-24 1980-03-18 Texaco Inc. Process for the generation of power from carbonaceous fuels with minimal atmospheric pollution
US4702747A (en) 1981-03-24 1987-10-27 Carbon Fuels Corporation Coal derived/carbon dioxide fuel slurry and method of manufacture
US4522628A (en) 1981-12-16 1985-06-11 Mobil Oil Corporation Method for removing ash mineral matter of coal with liquid carbon dioxide and water
US4498289A (en) 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
US4602483A (en) 1985-03-08 1986-07-29 Southwestern Public Service Company Coal slurry system
US4765781A (en) 1985-03-08 1988-08-23 Southwestern Public Service Company Coal slurry system
DE3600432A1 (de) 1985-05-21 1987-02-05 Gutehoffnungshuette Man Verfahren zum vergasen eines kohlenstoffhaltigen brennstoffs, insbesondere kohle
US4721420A (en) 1985-09-03 1988-01-26 Arthur D. Little, Inc. Pipeline transportation of coarse coal-liquid carbon dioxide slurry
US4735052A (en) 1985-09-30 1988-04-05 Kabushiki Kaisha Toshiba Gas turbine apparatus
GB2196016B (en) 1986-08-29 1991-05-15 Humphreys & Glasgow Ltd Clean electric power generation process
US4999995A (en) 1986-08-29 1991-03-19 Enserch International Investments Ltd. Clean electric power generation apparatus
US4765143A (en) 1987-02-04 1988-08-23 Cbi Research Corporation Power plant using CO2 as a working fluid
US4839030A (en) 1988-05-27 1989-06-13 Hri, Inc. Coal liquefaction process utilizing coal/CO2 slurry feedstream
US4957515A (en) 1988-11-03 1990-09-18 Air Products And Chemicals, Inc. Process for sulfur removal and recovery from fuel gas using physical solvent
JP2664984B2 (ja) 1989-02-28 1997-10-22 三菱重工業株式会社 難燃性低発熱量ガスの燃焼装置
US5247791A (en) 1989-10-25 1993-09-28 Pyong S. Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
US5175995A (en) 1989-10-25 1993-01-05 Pyong-Sik Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
JP2954972B2 (ja) 1990-04-18 1999-09-27 三菱重工業株式会社 ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント
US5353721A (en) 1991-07-15 1994-10-11 Manufacturing And Technology Conversion International Pulse combusted acoustic agglomeration apparatus and process
US5421166A (en) 1992-02-18 1995-06-06 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated air separation plant-integrated gasification combined cycle power generator
EP0642611B1 (en) 1992-05-29 1998-07-15 Kvaerner Pulping Ab A process for recovering energy from a combustible gas
US5295350A (en) 1992-06-26 1994-03-22 Texaco Inc. Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas
CH686525A5 (de) * 1992-07-02 1996-04-15 Escher Wyss Ag Turbomaschine .
NL9201179A (nl) 1992-07-02 1994-02-01 Tno Werkwijze voor het regeneratief verwijderen van kooldioxide uit gasstromen.
JPH0626362A (ja) 1992-07-09 1994-02-01 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Ｃｏ▲２▼ガスタービンサイクル
SE469668B (sv) 1992-07-13 1993-08-16 Bal Ab Kombinerad foerbraennings- och avgasreningsanlaeggning
US6289666B1 (en) 1992-10-27 2001-09-18 Ginter Vast Corporation High efficiency low pollution hybrid Brayton cycle combustor
US5937652A (en) 1992-11-16 1999-08-17 Abdelmalek; Fawzy T. Process for coal or biomass fuel gasification by carbon dioxide extracted from a boiler flue gas stream
US5415673A (en) 1993-10-15 1995-05-16 Texaco Inc. Energy efficient filtration of syngas cooling and scrubbing water
US5345756A (en) 1993-10-20 1994-09-13 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
US5417052A (en) 1993-11-05 1995-05-23 Midwest Research Institute Hybrid solar central receiver for combined cycle power plant
JP3454372B2 (ja) 1994-02-04 2003-10-06 石川島播磨重工業株式会社 クローズドサイクルガスタービンの燃焼方法及び装置
DE4407619C1 (de) 1994-03-08 1995-06-08 Entec Recycling Und Industriea Verfahren zur schadstoffarmen Umwandlung fossiler Brennstoffe in technische Arbeit
JPH10505145A (ja) 1994-08-25 1998-05-19 クリーン エナジー システムズ， インコーポレイテッド 汚染を減少した動力発生システム及びそのためのガス発生機
DE4435322B4 (de) * 1994-10-01 2005-05-04 Alstom Verfahren und Vorrichtung zur Wellendichtung und zur Kühlung auf der Abgasseite einer axialdurchströmten Gasturbine
GB9425691D0 (en) 1994-12-20 1995-02-22 Boc Group Plc A combustion apparatus
US5595059A (en) 1995-03-02 1997-01-21 Westingthouse Electric Corporation Combined cycle power plant with thermochemical recuperation and flue gas recirculation
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
US5906806A (en) 1996-10-16 1999-05-25 Clark; Steve L. Reduced emission combustion process with resource conservation and recovery options "ZEROS" zero-emission energy recycling oxidation system
EP0859136A1 (en) 1997-02-17 1998-08-19 N.V. Kema Gas turbine with energy recovering
NO308400B1 (no) 1997-06-06 2000-09-11 Norsk Hydro As Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess
DE59811106D1 (de) 1998-02-25 2004-05-06 Alstom Technology Ltd Baden Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
EP0949405B1 (en) 1998-04-07 2006-05-31 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Turbine plant
EP0953748B1 (de) 1998-04-28 2004-01-28 ALSTOM (Switzerland) Ltd Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
US6148602A (en) 1998-08-12 2000-11-21 Norther Research & Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor
JP2000120447A (ja) 1998-10-12 2000-04-25 Toshiba Corp 火力発電プラント
US6064122A (en) * 1998-11-05 2000-05-16 Alliedsignal Power Systems Inc. Microturbine power of generating system including a battery source for supplying startup power
US6199364B1 (en) 1999-01-22 2001-03-13 Alzeta Corporation Burner and process for operating gas turbines with minimal NOx emissions
US6209307B1 (en) 1999-05-05 2001-04-03 Fpl Energy, Inc. Thermodynamic process for generating work using absorption and regeneration
JP2001041007A (ja) * 1999-05-26 2001-02-13 Mitsubishi Heavy Ind Ltd タービン設備
JP2000337107A (ja) 1999-05-27 2000-12-05 Mitsubishi Heavy Ind Ltd クローズドガスタービンプラント
US6202574B1 (en) 1999-07-09 2001-03-20 Abb Alstom Power Inc. Combustion method and apparatus for producing a carbon dioxide end product
JP4094185B2 (ja) 1999-08-24 2008-06-04 三井造船株式会社 冷熱利用発電システム
NL1013804C2 (nl) 1999-12-09 2001-06-12 Wouter Willem Van De Waal Milieuvriendelijke werkwijze voor het opwekken van energie uit aardgas.
US6196000B1 (en) 2000-01-14 2001-03-06 Thermo Energy Power Systems, Llc Power system with enhanced thermodynamic efficiency and pollution control
DE10016079A1 (de) 2000-03-31 2001-10-04 Alstom Power Nv Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus dem Abgas einer Gasturbinenanlage sowie Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
US6824710B2 (en) 2000-05-12 2004-11-30 Clean Energy Systems, Inc. Working fluid compositions for use in semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
SE518487C2 (sv) 2000-05-31 2002-10-15 Norsk Hydro As Metod att driva en förbränningsanläggning samt en förbränningsanläggning
US6333015B1 (en) 2000-08-08 2001-12-25 Arlin C. Lewis Synthesis gas production and power generation with zero emissions
DE10064270A1 (de) 2000-12-22 2002-07-11 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage sowie eine diesbezügliche Gasturbinenanlage
FR2819584B1 (fr) 2001-01-12 2003-03-07 Air Liquide Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede
FR2819583B1 (fr) 2001-01-12 2003-03-07 Air Liquide Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede
US6532743B1 (en) 2001-04-30 2003-03-18 Pratt & Whitney Canada Corp. Ultra low NOx emissions combustion system for gas turbine engines
US20030221409A1 (en) 2002-05-29 2003-12-04 Mcgowan Thomas F. Pollution reduction fuel efficient combustion turbine
EP1432889B1 (de) 2001-10-01 2006-07-12 Alstom Technology Ltd Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
WO2003049122A2 (en) 2001-12-03 2003-06-12 Clean Energy Systems, Inc. Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
JP3814206B2 (ja) 2002-01-31 2006-08-23 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収プロセスの排熱利用方法
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
US6871502B2 (en) 2002-02-15 2005-03-29 America Air Liquide, Inc. Optimized power generation system comprising an oxygen-fired combustor integrated with an air separation unit
US6532745B1 (en) 2002-04-10 2003-03-18 David L. Neary Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
NO20023050L (no) 2002-06-21 2003-12-22 Fleischer & Co Fremgangsmåte samt anlegg for utf degree relse av fremgangsmåten
US20040011057A1 (en) 2002-07-16 2004-01-22 Siemens Westinghouse Power Corporation Ultra-low emission power plant
US6820689B2 (en) 2002-07-18 2004-11-23 Production Resources, Inc. Method and apparatus for generating pollution free electrical energy from hydrocarbons
US6802178B2 (en) 2002-09-12 2004-10-12 The Boeing Company Fluid injection and injection method
US6775987B2 (en) 2002-09-12 2004-08-17 The Boeing Company Low-emission, staged-combustion power generation
CN1330855C (zh) 2002-09-17 2007-08-08 福斯特能源公司 利用再循环工作流体的先进混杂式煤气化循环
US7303597B2 (en) 2002-10-15 2007-12-04 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for continuously feeding and pressurizing a solid material into a high pressure system
CA2505354C (en) 2002-11-08 2012-04-03 Alstom Technology Ltd. Gas turbine power plant and method of operating the same
US7191587B2 (en) 2002-11-13 2007-03-20 American Air Liquide, Inc. Hybrid oxygen-fired power generation system
AU2003295610B2 (en) 2002-11-15 2010-01-28 Clean Energy Systems, Inc. Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation
US6898936B1 (en) 2002-12-04 2005-05-31 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Compression stripping of flue gas with energy recovery
US7007474B1 (en) 2002-12-04 2006-03-07 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Energy recovery during expansion of compressed gas using power plant low-quality heat sources
EP1429000A1 (de) 2002-12-09 2004-06-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Gasturbine mit einer fossilbefeuerten Brennkammer
US6993912B2 (en) 2003-01-23 2006-02-07 Pratt & Whitney Canada Corp. Ultra low Nox emissions combustion system for gas turbine engines
WO2004081479A2 (en) 2003-03-10 2004-09-23 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
US7007486B2 (en) 2003-03-26 2006-03-07 The Boeing Company Apparatus and method for selecting a flow mixture
GB2401403B (en) 2003-05-08 2006-05-31 Rolls Royce Plc Carbon dioxide recirculation
DE10325111A1 (de) * 2003-06-02 2005-01-05 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassende Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
US7192569B2 (en) 2003-06-30 2007-03-20 Pratt & Whitney Hydrogen generation with efficient byproduct recycle
CA2540583A1 (en) 2003-09-30 2005-04-07 Bhp Billiton Innovation Pty Ltd Power generation
US7017329B2 (en) 2003-10-10 2006-03-28 United Technologies Corporation Method and apparatus for mixing substances
US7469544B2 (en) 2003-10-10 2008-12-30 Pratt & Whitney Rocketdyne Method and apparatus for injecting a fuel into a combustor assembly
US7124589B2 (en) 2003-12-22 2006-10-24 David Neary Power cogeneration system and apparatus means for improved high thermal efficiencies and ultra-low emissions
DE10360951A1 (de) 2003-12-23 2005-07-28 Alstom Technology Ltd Wärmekraftanlage mit sequentieller Verbrennung und reduziertem CO2-Ausstoß sowie Verfahren zum Betreiben einer derartigen Anlage
US7111463B2 (en) 2004-01-23 2006-09-26 Pratt & Whitney Rocketdyne Inc. Combustion wave ignition for combustors
FR2867463B1 (fr) 2004-03-15 2007-05-11 Commissariat Energie Atomique Alimentation en solide de granulometrie variable d'un dispositif sous pression
US20050241311A1 (en) 2004-04-16 2005-11-03 Pronske Keith L Zero emissions closed rankine cycle power system
EP2309180A2 (en) 2004-05-19 2011-04-13 Innovative Energy, Inc. Combustion method and apparatus
US7360639B2 (en) 2004-06-16 2008-04-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Hot rotary screw pump
US7547419B2 (en) 2004-06-16 2009-06-16 United Technologies Corporation Two phase injector for fluidized bed reactor
DE102004039164A1 (de) 2004-08-11 2006-03-02 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
US7459131B2 (en) 2004-08-16 2008-12-02 United Technologies Corporation Reduced temperature regernerating/calcining apparatus for hydrogen generation
US7402188B2 (en) 2004-08-31 2008-07-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for coal gasifier
JP2006125767A (ja) 2004-10-29 2006-05-18 Tokyo Institute Of Technology 熱交換器
US7736599B2 (en) 2004-11-12 2010-06-15 Applied Materials, Inc. Reactor design to reduce particle deposition during process abatement
EP1657409A1 (en) 2004-11-15 2006-05-17 Elsam A/S A method of and an apparatus for producing electrical power
EP1669572A1 (en) 2004-12-08 2006-06-14 Vrije Universiteit Brussel Process and installation for producing electric power
WO2006063704A2 (en) 2004-12-13 2006-06-22 F. Hoffmann-La Roche Ag Single nucleotide polymorphism (snp) associated to type ii diabetes
JP3110114U (ja) 2005-01-31 2005-06-16 旭文 廖 防水型ｌｅｄ発光装置
US7269952B2 (en) 2005-03-02 2007-09-18 General Electric Company Method and apparatus for gas turbine dry low NOx combustor corrected parameter control
US7547423B2 (en) 2005-03-16 2009-06-16 Pratt & Whitney Rocketdyne Compact high efficiency gasifier
CA2603529A1 (en) 2005-04-05 2006-10-12 Sargas As Low co2 thermal powerplant
US8196848B2 (en) 2005-04-29 2012-06-12 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Gasifier injector
US7717046B2 (en) 2005-04-29 2010-05-18 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. High pressure dry coal slurry extrusion pump
NO332159B1 (no) 2006-01-13 2012-07-09 Nebb Technology As Fremgangsmate og anlegg for energieffektiv oppfanging og utskillelse av CO2 fra en gassfase
US7950243B2 (en) 2006-01-16 2011-05-31 Gurin Michael H Carbon dioxide as fuel for power generation and sequestration system
US8075646B2 (en) 2006-02-09 2011-12-13 Siemens Energy, Inc. Advanced ASU and HRSG integration for improved integrated gasification combined cycle efficiency
US7665291B2 (en) 2006-04-04 2010-02-23 General Electric Company Method and system for heat recovery from dirty gaseous fuel in gasification power plants
US7827797B2 (en) 2006-09-05 2010-11-09 General Electric Company Injection assembly for a combustor
US7387197B2 (en) 2006-09-13 2008-06-17 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Linear tractor dry coal extrusion pump
US7722690B2 (en) 2006-09-29 2010-05-25 Kellogg Brown & Root Llc Methods for producing synthesis gas
US7827778B2 (en) 2006-11-07 2010-11-09 General Electric Company Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions
US20080115500A1 (en) 2006-11-15 2008-05-22 Scott Macadam Combustion of water borne fuels in an oxy-combustion gas generator
US7966829B2 (en) 2006-12-11 2011-06-28 General Electric Company Method and system for reducing CO2 emissions in a combustion stream
CN102637886B (zh) 2006-12-16 2014-10-15 克里斯多佛·J·帕皮雷 由碳氢化合物沉积物发电同时捕获二氧化碳
US7740671B2 (en) 2006-12-18 2010-06-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Dump cooled gasifier
US7934383B2 (en) 2007-01-04 2011-05-03 Siemens Energy, Inc. Power generation system incorporating multiple Rankine cycles
US7553463B2 (en) 2007-01-05 2009-06-30 Bert Zauderer Technical and economic optimization of combustion, nitrogen oxides, sulfur dioxide, mercury, carbon dioxide, coal ash and slag and coal slurry use in coal fired furnaces/boilers
AT504863B1 (de) 2007-01-15 2012-07-15 Siemens Vai Metals Tech Gmbh Verfahren und anlage zur erzeugung von elektrischer energie in einem gas- und dampfturbinen (gud) - kraftwerk
US8088196B2 (en) 2007-01-23 2012-01-03 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7731783B2 (en) 2007-01-24 2010-06-08 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Continuous pressure letdown system
US8771604B2 (en) 2007-02-06 2014-07-08 Aerojet Rocketdyne Of De, Inc. Gasifier liner
US20080190214A1 (en) 2007-02-08 2008-08-14 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Cut-back flow straightener
US7826054B2 (en) 2007-05-04 2010-11-02 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Fuel cell instrumentation system
US7874140B2 (en) 2007-06-08 2011-01-25 Foster Wheeler North America Corp. Method of and power plant for generating power by oxyfuel combustion
US8850789B2 (en) 2007-06-13 2014-10-07 General Electric Company Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation
US8424281B2 (en) * 2007-08-29 2013-04-23 General Electric Company Method and apparatus for facilitating cooling of a steam turbine component
WO2009038777A1 (en) 2007-09-18 2009-03-26 Vast Power Portfolio, Llc Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide
JPWO2009041617A1 (ja) 2007-09-28 2011-01-27 財団法人電力中央研究所 タービン設備及び発電設備
US20090260585A1 (en) 2008-04-22 2009-10-22 Foster Wheeler Energy Corporation Oxyfuel Combusting Boiler System and a Method of Generating Power By Using the Boiler System
US20090301054A1 (en) 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
US8910684B2 (en) * 2008-07-03 2014-12-16 Bridgestone Corporation Tire innerliner with improved resistance to air permeability
US20100018218A1 (en) 2008-07-25 2010-01-28 Riley Horace E Power plant with emissions recovery
US20100024378A1 (en) 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
US20100024433A1 (en) 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
US8806849B2 (en) 2008-07-30 2014-08-19 The University Of Wyoming System and method of operating a power generation system with an alternative working fluid
US20100064656A1 (en) * 2008-09-18 2010-03-18 Honeywell International Inc. Engines and methods of operating the same
US10018115B2 (en) 2009-02-26 2018-07-10 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
CN102414511B (zh) 2009-02-26 2014-09-24 帕尔默实验室有限责任公司 在高温高压下燃烧燃料的设备和方法及相关***和装置
US9068743B2 (en) 2009-02-26 2015-06-30 8 Rivers Capital, LLC & Palmer Labs, LLC Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
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
US8986002B2 (en) 2009-02-26 2015-03-24 8 Rivers Capital, Llc Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
US20100326084A1 (en) 2009-03-04 2010-12-30 Anderson Roger E Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel
US8631639B2 (en) * 2009-03-30 2014-01-21 General Electric Company System and method of cooling turbine airfoils with sequestered carbon dioxide
US20110239651A1 (en) 2009-06-09 2011-10-06 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Solar central receiver
JP2010285965A (ja) 2009-06-15 2010-12-24 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 太陽熱ガスタービン発電装置
US7973705B2 (en) 2009-07-17 2011-07-05 Garmin Switzerland Gmbh Marine bump map display
US8685120B2 (en) 2009-08-11 2014-04-01 General Electric Company Method and apparatus to produce synthetic gas
EP2588729B1 (en) * 2010-07-02 2020-07-15 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
MX354587B (es) 2010-07-02 2018-03-12 Exxonmobil Upstream Res Company Star Combustión estequiométrica de aire enriquecido con recirculación de gas de escape.
US8220248B2 (en) 2010-09-13 2012-07-17 Membrane Technology And Research, Inc Power generation process with partial recycle of carbon dioxide
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
US20120067054A1 (en) 2010-09-21 2012-03-22 Palmer Labs, Llc High efficiency power production methods, assemblies, and systems
US8869889B2 (en) 2010-09-21 2014-10-28 Palmer Labs, Llc Method of using carbon dioxide in recovery of formation deposits
US9546814B2 (en) 2011-03-16 2017-01-17 8 Rivers Capital, Llc Cryogenic air separation method and system
TWI563165B (en) * 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
US8334011B1 (en) * 2011-08-15 2012-12-18 General Electric Company Method for regenerating oxide coatings on gas turbine components by addition of oxygen into SEGR system
US9523312B2 (en) 2011-11-02 2016-12-20 8 Rivers Capital, Llc Integrated LNG gasification and power production cycle
US20130118145A1 (en) 2011-11-11 2013-05-16 8 River Capital, LLC Hybrid fossil fuel and solar heated supercritical carbon dioxide power generating system and method
EP2812417B1 (en) 2012-02-11 2017-06-14 Palmer Labs, LLC Partial oxidation reaction with closed cycle quench
CH706151A1 (de) * 2012-02-29 2013-08-30 Alstom Technology Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine sowie Gasturbinenkraftwerk mit Zuführung von sauerstoffreduziertem Gas, insbesondere Abgas.
US8539749B1 (en) 2012-04-12 2013-09-24 General Electric Company Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation
US20130269355A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling an extraction pressure and temperature of a stoichiometric egr system
US20130269356A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a stoichiometric egr system on a regenerative reheat system
US20130269357A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a secondary flow system
US9353682B2 (en) * 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US9476365B2 (en) * 2012-05-17 2016-10-25 Ford Global Technologies, Llc Coordination of cam timing and blow-through air delivery
JP5850253B2 (ja) * 2012-06-07 2016-02-03 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 軸シール装置及び発電システム
KR20150028838A (ko) * 2012-07-13 2015-03-16 알스톰 테크놀러지 리미티드 연도 가스 재순환부를 갖는 가스 터빈 발전소
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
US10041448B2 (en) * 2014-06-17 2018-08-07 Ford Global Technologies, Llc Systems and methods for boost control
TWI691644B (zh) * 2014-07-08 2020-04-21 美商八河資本有限公司 具改良效率之功率生產方法及系統
US9869247B2 (en) * 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4434613A (en) * 1981-09-02 1984-03-06 General Electric Company Closed cycle gas turbine for gaseous production
US5724805A (en) * 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
US20140000271A1 (en) * 2011-03-22 2014-01-02 Franklin F. Mittricker Systems and Methods For Controlling Stoichiometric Combustion In Low Emission Turbine Systems

Also Published As

Publication number Publication date
BR112017027018B1 (pt) 2022-12-20
CA2989618A1 (en) 2016-12-22
KR102602774B1 (ko) 2023-11-15
BR112017027018A2 (ru) 2018-08-21
AU2016277834B2 (en) 2020-04-09
US10533461B2 (en) 2020-01-14
EA201890029A1 (ru) 2018-07-31
CN107849976B (zh) 2021-11-02
EP3308004B1 (en) 2021-09-29
JP7149372B2 (ja) 2022-10-06
ZA201800183B (en) 2021-07-28
PL3308004T3 (pl) 2022-01-31
ES2898863T3 (es) 2022-03-09
AU2016277834A1 (en) 2018-02-01
MY188544A (en) 2021-12-21
JP6959870B2 (ja) 2021-11-05
US20160363009A1 (en) 2016-12-15
KR20180017176A (ko) 2018-02-20
WO2016205116A1 (en) 2016-12-22
JP2021120573A (ja) 2021-08-19
JP2018522158A (ja) 2018-08-09
EP3308004A1 (en) 2018-04-18
CN107849976A (zh) 2018-03-27
MX2017016478A (es) 2018-05-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA036619B1 (ru) Система и способ запуска установки генерации мощности
US9512759B2 (en) System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
CA2953554C (en) Method and system for power production with improved efficiency
US6775987B2 (en) Low-emission, staged-combustion power generation
CA2881606C (en) System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
JP6147725B2 (ja) 低エミッションタービンシステムにおける二酸化炭素捕捉及び動力発生のためのシステム及び方法
EA029336B1 (ru) Системы и способ производства энергии путем стехиометрического сгорания с обогащенным воздухом и рециркуляцией отработавшего газа
EA026048B1 (ru) Система и способ улавливания диоксида углерода в комбинированной турбине с низким уровнем выбросов
AU2015373945A1 (en) Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
CA2813957C (en) Generating power using an ion transport membrane
JPS595761B2 (ja) 熱を仕事に変換する装置
CA3155211A1 (en) Control schemes for thermal management of power production systems and methods
CA2805224A1 (en) Generating power using an ion transport membrane
CA2306710A1 (en) An advanced technology pollution free, highly efficient industrial power generation system
EA045250B1 (ru) Схемы регулирования для управления тепловыми потоками систем и способов производства энергии
TWI602986B (zh) 化學計量廢氣再循環燃氣渦輪系統中之以擴散燃燒進行負載控制之系統及方法

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 TJ TM