KR102602774B1 - 동력 생산 플랜트의 기동을 위한 시스템 및 방법 - Google Patents
동력 생산 플랜트의 기동을 위한 시스템 및 방법 Download PDFInfo
- Publication number
- KR102602774B1 KR102602774B1 KR1020187001247A KR20187001247A KR102602774B1 KR 102602774 B1 KR102602774 B1 KR 102602774B1 KR 1020187001247 A KR1020187001247 A KR 1020187001247A KR 20187001247 A KR20187001247 A KR 20187001247A KR 102602774 B1 KR102602774 B1 KR 102602774B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- stream
- compressor
- turbine
- recycle
- oxidant
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 68
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims abstract description 52
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 31
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 6
- 238000010248 power generation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 abstract description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 14
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 13
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 5
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 4
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 230000005068 transpiration Effects 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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
- 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
본 발명은 동작 유체로 주로 CO2를 이용하여 동력 생산을 제공하는 시스템들 및 방법들에 관한 것이다. 특히, 본 발명은 발전 시스템의 기동을 위한 특정한 구성들을 제공하여, 상기 터빈이 공통 축 상의 압축기를 조건들로 구동시키도록 충분히 높은 속도에서 작동하기 이전에 상기 연소기가 점화될 수 있으며, 이에 따라 재순환 CO2 스트림이 충분한 흐름 체적 및 흐름 압력으로 상기 연소기에 제공될 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 바이패스 라인은 상기 재순환 CO2 스트림 대신에 추가적인 산화제를 제공하도록 활용될 수 있다.
Description
본 발명의 주제는 동력 생산 플랜트들에 관한 것으로, 특히 동력 생산 플랜트의 기동을 위해 제공되는 시스템 구성들 및 방법들에 관한 것이다.
연료의 연소를 통한 동력(예를 들어, 전기)의 생산을 위한 다양한 시스템들과 방법들이 알려져 있다. 예를 들면, 그 개시 사항이 여기에 참조로 포함되는 Allam 등에게 허여된 미국 특허 제8,596,075호에는 CO2가 동작 유체로 이용되고, 연소로부터 생성된 모든 CO2가 포집될(예를 들어, 격리나 다른 용도를 위해) 수 있는 연소 사이클들이 기재되어 있다. 이러한 시스템들은 특히 고온의 터빈 배출로부터의 열뿐만 아니라 상기 터빈 배출 이외의 소스로부터의 다른 열의 추가를 이용하여 전열식 열교환기 내에서 재순환 CO2 스트림을 가열하는 것의 인지된 유용성으로부터 이점이 있다.
비록 다양한 동력 생산 시스템들과 방법들이 원하는 성질들을 나타낼 수 있지만, 이러한 시스템들의 동작 조건들은 동작의 특정 상태들 동안의 특정한 요구 사항들을 설명하지 못할 수 있다. 특히, 특별한 고려 사항이 완전 생산 모드에서 상기 동력 플랜트의 일반 동작 조건들로 포괄될 수 없는 동력 플랜트의 기동에서의 동작 조건들을 위해 요구될 수 있다. 이에 따라, 효율적인 기동을 가능하게 하고, 적절한 시간에 정상으로 동작하는 구성들에 대한 효율적인 전환을 가능하게 하는 동력 생산 플랜트들에 적용될 수 있는 구성들에 대한 요구가 존재한다.
본 발명은 상기 플랜트의 기동이 다르게 가능할 수 있는 조건들의 폭넓은 설정 하에서 진행될 수 있도록 동력 생산 플랜트에 적용될 수 있는 구성들을 제공한다. 특히, 본 발명은 다르게 가능할 수 있는 터빈 임계 속도(threshold speed) 아래에서의 연소기 점화로 연소 사이클 동력 플랜트의 기동을 가능하게 한다.
일부 실시예들에 있어서, 본 발명은 연소 사이클을 구현하는 동력 플랜트들의 기동과 관련되며, 여기서 CO2가 동작 유체로 이용되고, 연소에서 생성된 CO2는 포집될 수 있다. 이러한 조건들 하에서의 동력 생산을 위한 시스템들과 방법들의 예들은 그 개시 사항들이 전체적으로 여기에 참조로 포함되는 Allam 등에게 허여된 미국 특허 제8,596,075호, Allam 등에게 허여된 미국 특허 제8,776,532호, Palmer 등에게 허여된 미국 특허 제8,869,889호, Allam 등에게 허여된 미국 특허 제8,959,887호, 그리고 Palmer 등에게 허여된 미국 특허 제8,986,002호뿐만 아니라 Palmer 등의 미국 공개특허 제2012/0067056호, Allam 등의 미국 공개특허 제2012/0237881호, Allam 등의 미국 공개특허 제2013/0104525호, 그리고 Palmer 등의 미국 공개특허 제2013/0118145호에 기재되어 있다. 프로세스 단계들 및 시스템 구성 요소들의 임의의 결합들이 본 발명의 방법들 및 시스템들에서 활용될 수 있다.
일부 실시예들에 있어서, 예를 들면, 동력 생산은 CO2가 동작 유체로 사용되는 밀폐 사이클(closed cycle) 또는 부분 밀폐 사이클 시스템을 이용하여 구현될 수 있다. 이러한 시스템들에서, 화석 연료 또는 화석 연료로부터 유래되는 연료(예를 들어, 석탄이나 다른 고체 탄소질 연료로부터 유래되는 합성 가스)는 주로 CO2, H2O, 과잉의 O2, 그리고 상기 연료 또는 산화제 내의 산화된 성분들로부터 유래되는 SO2, NOx, Hg 및 HCl과 같은 많은 불순물들의 산화된 스트림을 가져오도록 연소기 내에서 산화제(예를 들어, 산소)로 완전히 연소된다. 상기 산소는 CO2와 혼합될 수 있다. 제한적이지 않은 예로서, 결합된 O2/CO2 스트림 내의 O2의 몰 농도는 약 10% 내지 약 50%, 약 15% 내지 약 40%, 또는 약 20% 내지 약 30%가 될 수 있다. 불연성의 재를 포함하는 석탄, 갈탄 또는 석유 코크스와 같은 고체 화석 연료들은 단일 스테이지 또는 다중 스테이지 시스템 내에서 부분 산화에 의해 가스 연료로 전환될 수 있다. 이러한 시스템은, 예를 들면, 부분 산화 반응기(reactor)를 포함할 수 있다. 선택적으로는, 예를 들면, 이러한 시스템은 부분 산화 반응기와 재(ash) 및 휘발성 무기 성분 제거 시스템을 포함할 수 있다. 이러한 시스템들은 상기 동력 생산 시스템의 연소기 내에서 산소로 연료 가스의 연소를 더 포함한다. 예열된 재순환 CO2 스트림은 상기 연소기 내에서 형성된 연료 가스 내의 연소 생성물들과 혼합된다. 여기에 다르게 설명되는 조건들 하에서의 동작을 위해 적용되는 임의의 연소기가 사용될 수 있으며, 상기 재순환 CO2 스트림은 상기 연소에 의한 더 가열되고, 원하는 경우에는 급속 냉각되는 임의의 수단들에 의해 상기 연소기로 도입될 수 있으며, 이에 따라 상기 배출 스트림의 온도가 조절될 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, POX 반응기 및 상기 연소기의 하나 또는 모두가 예시적인 목적들만을 위한 반응 또는 연소 공간을 둘러싸는 분출 냉각된(transpiration cooled) 벽을 활용할 수 있고, 예열된 재순환 CO2 스트림은 상기 벽 모두를 냉각시키고 급속 냉각되도록 상기 벽들 통과할 수 있으며, 이에 따라 상기 배출 스트림의 온도가 조절될 수 있다. 상기 분출 흐름은 상기 재순환 CO2 및 상기 고온의 연소된 연료 가스 스트림들 사이의 양호한 혼합을 증진시킨다. 그러나 다른 유형들의 연소기들도 사용될 수 있으며, 본 발명이 분출 냉각된 연소기들의 사용에 한정되는 것은 아니다. 상기 결합된 연소 생성물들 및 상기 연소기를 나가는 예열된 재순환 CO2는 동력을 생산하는 터빈에 대한 투입을 위해 요구되는 온도가 된다. 고온의 터빈 배출은 이코노마이저 열교환기 내에서 냉각될 수 있으며, 결국 고압의 CO2 재순환 스트림을 예열한다.
상기 동력 생산 시스템들과 방법들은 "정상" 또는 "표준" 동작 변수들로 특징지어질 수 있는 결합된 세트들의 조건들 하에서 동작될 수 있다. 변수들의 세트를 구성하는 각 조건(예를 들어, 연소 온도, 터빈 속도, 압축비 등)은 자체의 각각의 범위 내에 있을 수 있으며, 상기 "정상" 또는 "표준" 동작 변수들은 그 동력 생산 상태에서 상기 동력 생산 시스템이나 방법의 동락과 관련하여 정해질 수 있다.
그러나 동력 생산 플랜트는 순간적으로 아이들(idle) 조건들로부터 완전 동작 모드로 진행하지 않을 수 있다. 오히려, 상기 동력 생산 플랜트의 구성 요소들은 특정 알고리즘에 따라 정상 동작 변수들을 구현해야 한다. 예를 들면, 터빈 및 압축기가 공통 축 상에 제공되는 동력 생산 시스템에서, 압축기 출력은 터빈 속도에 의해 제한되며, 연소는 연소 온도를 적절하게 조정하도록 상기 압축기가 CO2 재순환 스트림의 충분한 흐름을 제공하고 있을 때까지 시작되지 않을 수 있다. 이에 따라, 연소기 점화는 상기 터빈이 특정한 임계 속도에 도달할 때까지 가능하지 않을 수 있다. 일부 예들에 있어서, 상기 축 구동 압축기가 최종 축 속도-즉, 상기 터빈이 그 정상 동력 생산 변수에서 동작할 때의 축 속도의 약 85%인 축 속도 아래에서 요구되는 흐름 체적 및 흐름 압력을 발생시키지 않을 수 있다. 그러나 본 발명에 따르면, 연소기 점화가 터빈 임계 값 아래에서 가능한 시스템들 및 방법들이 제공된다.
일부 실시예들에 있어서, 본 발명은 이에 따라 동력 생산 시스템을 제공한다. 이러한 시스템은 연소기; 터빈; 상기 터빈과의 공통 축 상의 축 구동식 압축기가 될 수 있는 제1 압축기; 모터 구동식 압축기가 될 수 있는 산화제 압축기; 상기 터빈으로부터 상기 제1 압축기까지의 터빈 배출 스트림의 통로를 위해 구성되는 배출 흐름 라인; 상기 제1 압축기로부터 상기 연소기까지의 CO2 재순환 스트림의 통로를 위해 구성되는 재순환 흐름 라인; 상기 산화제 압축기로부터 상기 터빈까지의 산화제 스트림의 통로를 위해 구성되는 산화제 흐름 라인; 그리고 상기 산화제 흐름 라인으로부터 상기 재순환 흐름 라인까지의 상기 산화제 스트림의 적어도 일부의 통로를 위해 구성되는 바이패스(bypass) 라인을 포함할 수 있다. 다른 실시예들에 있어서, 상기 시스템은 임의의 조합과 숫자로 활용될 수 있는 다음 사항들의 하나 또는 그 이상에 의해 정의될 수 있다.
상기 바이패스 라인은 밸브를 포함할 수 있다.
상기 바이패스 라인 밸브는 제1 터빈 임계 속도 아래에서 열리도록 구성될 수 있다.
상기 바이패스 라인 밸브는 제2 터빈 임계 속도 위에서 닫히도록 구성될 수 있다.
상기 동력 생산 시스템은 전열식(recuperative) 열교환기를 포함할 수 있다.
상기 배출 흐름 라인, 상기 재순환 흐름 라인 및 상기 산화제 흐름 라인은 상기 전열식 열교환기를 통한 이들의 각각의 스트림들의 통로를 위해 구성될 수 있다.
상기 제1 압축기는 축 구동식 압축기가 될 수 있다.
상기 산화제 압축기는 모터 구동식 압축기가 될 수 있다.
상기 터빈은 그랜드 실(gland seal) 및 공기 투입(air input)을 포함할 수 있다.
상기 동력 생산 시스템은 공기 및 상기 그랜드 실로부터의 터빈 배출의 스트림을 수용하고 압축하도록 구성되는 그랜드 실 압축기를 더 포함할 수 있다.
상기 동력 생산 시스템은 상기 그랜드 실 압축기와 정렬되는 벤트(vent) 및 상기 그랜드 실 압축기와 상기 벤트 사이의 벤트 라인을 더 포함할 수 있다.
상기 그랜드 실 및 상기 벤트 사이의 상기 벤트 라인은 상기 배출 흐름 라인과 흐름 정렬될 수 있고, 상기 벤트 라인 및 상기 배출 흐름 라인은 상기 각각의 라인들로부터의 상기 벤트로의 선택적 흐름을 위해 상기 벤트에 대해 정렬될 수 있다.
일부 실시예들에 있어서, 본 발명은 동력 생산 플랜트의 기동을 위한 방법들을 제공할 수 있다. 예를 들면, 이러한 방법은 다음 단계들을 포함할 수 있다. 산화제 스트림을 산화제 압축기 내에서 가압하는 단계; 가압된 산화제를 산화제 흐름 라인을 통해 상기 산화제 압축기로부터 연소기까지 통과시키는 단계; 상기 연소기 내에서 연료를 상기 산화제로 연소시키는 단계; 상기 연소기로부터의 연소 생성물 스트림을 터빈 내에서 팽창시키는 단계; 상기 터빈으로부터의 터빈 배출 스트림을 전열식 열교환기 내에서 냉각하는 단계; CO2 재순환 스트림을 형성하도록 상기 터빈 배출 스트림으로부터 물을 제거하는 단계; 그리고 재순환 흐름 라인 내에 상기 연소기에 대한 통로를 위해 구성되는 압축된 CO2 재순환 스트림을 형성하도록 상기 터빈과의 공통 축 상의 축 구동식 압축기 내에서 상기 CO2 재순환 스트림을 압축하는 단계. 여기서, 상기 압축된 CO2 재순환 스트림은 재순환되며, 상기 모터 구동식 압축기로부터의 산화제는 상기 터빈이 정해진 임계 속도에 도달할 때까지 상기 재순환 흐름 라인을 통해 상기 연소기로 통과된다. 다른 실시예들에 있어서, 상기 방법은 임의의 조합과 숫자로 활용될 수 있는 다음 사항들의 하나 또는 그 이상에 의해 정의될 수 있다.
상기 정해진 임계 속도는 정상 동작 속도의 약 85%가 될 수 있다.
상기 산화제 압축기로 들어가는 상기 산화제는 O2 및 CO2의 혼합물이 될 수 있다.
상기 산화제 압축기로 들어가는 상기 산화제는 공기가 될 수 있다.
상기 터빈은 그랜드 실, 공기 투입 그리고 공기 및 상기 그랜드 실로부터의 터빈 배출의 스트림을 수용하고 압축하도록 구성되는 그랜드 실 압축기를 포함할 수 있다.
일부 실시예들에 있어서, 상기 터빈이 상기 정해진 임계 속도에 도달할 때까지 상기 재순환 흐름 라인을 통해 상기 연소기까지 통과되는 상기 압축된 CO2 재순환 스트림이 실질적으로 없다. 실질적으로 없는 것은 완전히 없거나 최소 허용(de minimis) 체적만인 것을 의미할 수 있다.
본 발명의 이들 및 다른 특징들, 측면들 및 이점들은 아래에 간략히 설명되는 첨부된 도면들과 함께 다음의 상세한 설명의 이해로부터 명확해질 것이다. 본 발명은 전술한 실시예들의 둘, 셋, 넷 또는 그 이상의 임의의 조합뿐만 아니라 본 명세서에서 설시되는 임의의 둘, 셋, 넷 또는 그 이상의 특징들이나 요소들의 결합들을 이러한 특징들이나 요소들이 여기서의 특정 실시예의 설명에서 명백하게 결합되는 지에 관계없이 포괄한다. 본 발명은 본문에 명백하게 다르게 기재되지 않는 한, 본 발명의 임의의 분리될 수 있는 특징들이나 요소들이 도시되는 그 다양한 측면들 및 실시예들의 임의의 것으로 결합 가능하게 의도된 바와 같이 전체적으로 이해되는 것으로 의도된다.
앞서의 일반적인 용어들로 본 발명을 설명하였지만, 반드시 일정한 비율로 도시되지는 않는 첨부된 도면이 참조될 것이며, 첨부된 도면은 기동 스테이지 동안에 재순환 흐름 라인에 대한 압축된 산화제의 통로를 위해 구성되는 바이패스 라인을 포함하며, 원하는 동작 변수들이 구현되면 상기 흐름이 정지도록 구성되는 본 발명의 예시적인 실시예에 따른 동력 생산 시스템 및 방법의 흐름도를 도시한다.
이하, 본 발명의 주제를 그 예시적인 실시예들을 참조하여 보다 상세하게 설명한다. 이들 예시적인 실시예들은 본 발명이 철저하고 완전해지며, 본 발명의 주제의 범주를 해당 기술 분야의 숙련자에게 완전히 전달하도록 설명되는 것이다. 실제로, 본 발명의 주제는 많은 상이한 형태들로 구현될 수 있으며, 여기에 설시되는 실시예들에 한정되는 것으로 간주되지 않아야 한다. 오히려 이들 실시예들은 본 발명이 적용되는 법률적인 요구 사항들을 충족시키도록 제공되는 것이다. 본 명세서에 사용되는 바에 있어서, "일", "하나", "상기" 등의 단수 표현은 본문에 명백하게 다르게 기재되지 않는 한 복수의 대상들을 포함한다.
본 발명은 대체로 CO2를 동작 유체(working fluid)로 이용하는 발전을 제공하는 시스템들 및 방법들에 관한 것이다. 특히, 프로세스는 고압의 재순환 CO2 스트림(stream) 및 연료의 연소로부터 야기되는 연소 생성물들의 혼합물을 팽창시키는 고압/저압 비율의 터빈을 사용한다. 임의의 화석 연료, 특히 탄소질 연료들이 사용될 수 있다. 제한적이지 않은 예들은 천연 가스, 압축된 가스들, 연료 가스들(예를 들어, H2, CO, CH4, H2S 및 NH3의 하나 또는 그 이상을 포함하는) 및 이들과 유사한 가연성 가스들을 포함한다. 고체 연료들-예를 들어, 석탄, 갈탄, 석유 코크스, 역청, 바이오매스 및 이와 유사한 것들- 또는 점성의 액체 연료들 역시 필요한 시스템 요소들의 포함과 함께 사용될 수 있다. 예를 들면, 부분 산화 연소기가 상기 고체 또는 점성의 액체 연료를 고체 입자들이 실질적으로 없는 연료 가스로 전환시키도록 사용될 수 있다. 모든 연료와 황 화합물들, NO, NO2, CO2, H2O, Hg 및 이와 유사한 것들과 같은 연소 유래 불순물들은 실질적으로나 완전한 대기 중으로의 방출 없이 처리되기 위해 분리될 수 있다. 순수한 산소가 상기 연소 프로세스에서 산화제로 사용될 수 있다.
뜨거운 터빈 배출은 고압의 재순환 CO2 스트림을 부분적으로 예열하는 데 이용된다. 이러한 가열과 결합하여, 상기 재순환 CO2 스트림은 다양한 소스들로부터(예를 들어, 공기 분리 유닛(air separation unit)으로부터 또는 CO2 압축기의 압축 에너지로부터) 유래될 수 있는 추가적인 열을 이용하여 더 가열될 수 있다.
본 발명에 따른 동력 생산(power production) 방법은 압축되고 가열된 재순환 CO2 스트림을 연소기 내로 통과시키는 과정을 포함할 수 있다. 상기 압축되고 가열된 재순환 CO2 스트림은 다음에 더 설명되는 바와 같이 형성될 수 있다. 상기 연소기에서, 연료는 CO2를 함유하는 스트림을 생성하도록 재순환 CO2 스트림의 존재에서 산소(예를 들어, 적어도 98% 또는 적어도 99% 순수한 O2)로 연소될 수 있다. 상기 연소기로부터의 CO2를 함유하는 스트림은 약 500℃ 또는 그 이상의 온도(예를 들어, 약 500℃ 내지 약 1,700℃) 및 약 150bar(15MPa) 또는 그 이상의 압력(예를 들어, 약 150bar(15MPa) 내지 약 500bar(50MPa)을 가질 수 있다. 상기 CO2를 함유하는 스트림은 상기 CO2를 함유하는 스트림을 팽창시키고 동력을 발생시키며 CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림을 형성하는 터빈을 통과할 수 있다. 상기 CO2를 함유하는 스트림은 원하는 압력비에서 상기 터빈에 걸쳐 팽창될 수 있다.
상기 터빈 배출 스트림은 연소 생성물들 및 상기 연료의 연소에 의해 생성되는 임의의 순 CO2를 제거하기 위해 처리될 수 있다. 이를 위하여, 상기 터빈 배출 스트림은 열교환기(heat exchanger)를 통한 통과에 의해 냉각될 수 있다. 여기에 설명되는 온도 및 압력 조건들 하에서의 사용을 위해 적합한 임의의 적절한 열교환기가 활용될 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 열교환기는 적어도 둘, 적어도 셋, 또는 심지어 그 이상의 이코노마이저(economizer) 열교환기들의 시리즈를 포함할 수 있다. 적어도 두 섹션(section)들, 적어도 세 섹션들(또는 심지어 그 이상의 섹션들)을 갖는 단일 열교환기도 사용될 수 있다. 예를 들면, 상기 열교환기는 다른 온도 범위들에 걸쳐 동작하는 적어도 세 열 교환 섹션들을 가지는 것으로 설명될 수 있다. 상기 터빈 배출 스트림으로부터 회수된 열은 다음에 설명하는 바와 같이 재순환 CO2 스트림을 가열하기 위해 활용될 수 있다.
상기 터빈 배출 스트림은 둘 또는 그 이상의 부분들로 나누어질 수 있다. 제1 부분은 상기 터빈 배출 스트림의 전체 질량 유량(mass flow)의 50% 또는 그 이상, 70% 또는 그 이상, 혹은 90% 또는 그 이상(그러나 100% 보다 적은)을 포함할 수 있다. 상기 터빈 배출 스트림의 모두 또는 일부는 물을 제거하기 위해 분리기(separator)로 통과될 수 있고, 다른 연소 생성물들 또는 불순물들을 제거하기 위해 더 처리될 수 있다. 결과적인 스트림은 주요 재순환 CO2 스트림으로 설명될 수 있다. 상기 주요 재순환 CO2 스트림의 일부는 상기 산화제 스트림을 형성하도록 산소와 결합될 수 있으며, 하나 또는 그 이상의 스테이지들에서 원하는 연소기 투입 압력까지 압축될 수 있다. 상기 주요 재순환 CO2 스트림의 일부는 상기 스테이지들 사이에 중간 냉각을 갖는 다중 스테이지 압축기 내에서와 같이 압축될 수 있다. 바람직하게는, 상기 주요 재순환 CO2 스트림(단독으로 또는 상기 산소와 결합되어)은 약 40bar(4MPa) 내지 약 400bar(40MPa), 약 80bar(8MPa) 내지 약 200bar(20MPa), 또는 약 100bar(10MPa) 내지 약 150bar(15MPa)의 압력까지 압축된다. 상기 압축된 재순환 CO2 스트림은 이후에 가열되도록 상기 열교환기들을 다시 통과한다. 상기 압축된 재순환 CO2 스트림은 상기 터빈 배출 스트림으로부터 회수되는 열(상기 터빈 배출 스트림 내에 잔류하는 연소열로 특징지어 질 수 있다)을 이용하여 가열된다. 상기 터빈 배출 스트림 및 상기 열교환기를 나가고 상기 연소기로 들어가는 상기 가열되고 압축된 재순환 CO2 스트림 사이에 밀접한 온도 근접을 구현하기 위해, 추가의 열(예를 들어, 압축열)이 추가될 수 있다. 이러한 추가적인 가열의 이용은 상기 터빈 배출 스트림 및 상기 열교환기를 나가고 상기 연소기로 들어가는 상기 가열되고 압축된 재순환 CO2 스트림 사이의 온도 차이를 약 30℃ 또는 그 이하, 약 25℃ 또는 그 이하, 혹은 약 2℃ 내지 약 20℃와 같이 약 20℃ 또는 그 이하, 또는 약 2℃ 내지 약 10℃로 감소시키는 데 유리할 수 있다.
상술한 바에서 상기 동력 생산 시스템 및 방법의 다양한 구성 요소들과 프로세스 단계들을 위한 예시적인 정상 동작 변수들이 제공되지만, 특정 조건들이 아이들 상태(idle state)로부터 정상 동작 상태로 전환시키기 위해 구현되어야 하며, 여기서 이러한 조건들은 상기 시스템의 모든 구성 요소들에 대해 적용될 수 있다. 도 1은 본 발명에 따른 동력 생산 시스템 및 방법의 흐름도를 예시하며, 여기에 바이패스 라인(bypass line)이 포함된다. 상기 바이패스 라인은 재순환 흐름 라인(flow line)에 대한 압축된 산화제의 통로를 제공하며, 이러한 바이패스 흐름이 하나 또는 그 이상의 밸브들을 통해 조절될 수 있으므로, 상기 흐름이 기동(startup) 동안에 시작될 수 있고, 원하는 동작 변수들이 구현되면 중단될 수 있다. 상기 바이패스 라인이 산화제를 상기 재순환 라인에 대해 능동적으로 통과시킬 때, 축 구동식 압축기로부터의 CO2 재순환 스트림의 흐름이 정지될 수 있으므로, 상기 CO2 재순환 스트림이 상기 재순환 흐름 라인 내로 통과되지 않는다. 특히, 상기 CO2 재순환 스트림은 기동 동안에 배출될 수 있거나, 이러한 흐름은 상기 압축기가 아이들로부터 그 동작 범위 내의 지점까지 이동되게 하도록 상기 축 구동식 압축기 주위에서 재순환을 가능하게 할 수 있다. 상기 CO2 재순환 스트림을 압축시키는 데 활용되는 상기 축 구동식 압축기가 상기 압축기 및 상기 터빈에 의해 공유되는 상기 축의 속도가 터빈 임계 속도(threshold speed) 또는 그 이상에서 작용할 때까지 상기 연소기 내의 연소 온도를 적절하게 조절하기 위해 요구되는 흐름 체적 및 흐름 압력을 제공할 수 없기 때문에 기동 동안의 이러한 구성이 바람직하다. 그러나 상기 산화제 압축기는 모터 구동식 압축기가 될 수 있으며, 이와 같이, 상기 축 속도가 상기 터빈 임계 속도 아래인 경우의 기동 시간 동안에도 상기 연소기로의 투입을 위해 요구되는 흐름 체적 및 흐름 압력을 제공하기 위하여 동작될 수 있다. 이러한 기동 스테이지 동안의 연소 화학 반응이 정상 동력 생산 동작 동안의 연소 화학 반응과 다를 수 있는 점이 이해될 것이다. 이는 산화제의 보다 큰 퍼센티지가 상기 CO2 재순환 스트림이 상기 연소기로 흘렀던 경우에 존재할 수 있는 경우보다 상기 연소기 내에서 활용되기 때문이다. 상기 기동 스테이지가 지속이 충분히 짧기 때문에, 상기 연소 화학 반응의 차이는 전체적인 시스템과 방법들에 대해 유해하지 않다. 또한, 이러한 화학 반응은 상기 시스템이 정상 동작 변수들 하에서 동작하면 빠르게 희석된다.
상기 터빈이 상기 터빈 임계 속도를 구현하기에 충분한 지속 동안에 동작할 수 있었으면, 상기 바이패스 라인은 닫힐 것이고, 상기 CO2 재순환 스트림의 흐름은 정상 동작 동안에 상기 연소기까지 상기 재순환 흐름 라인을 통과할 것이다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 터빈 임계 속도는 상기 터빈이 상기 정상의 동력 생산 모드로 동작하는 속도의 약 50% 또는 그 이상이 될 수 있다. 다른 실시예들에 있어서, 상기 터빈 임계 속도는 상기 터빈이 정상의 동력 생산 모드로 동작하는 속도의 약 60% 또는 그 이상, 약 70% 또는 그 이상, 약 80% 또는 그 이상, 약 85% 또는 그 이상, 혹은 약 90% 또는 그 이상이 될 수 있다.
상기 터빈 임계 속도가 구현되면, 상기 바이패스 라인이 닫힐 수 있다. 예를 들면, 상기 라인 내의 밸브가 닫힐 수 있다. 상기 바이패스 라인 밸브가 닫힘에 따라, 상기 CO2 재순환 스트림 압축기를 위한 유량 제어기(flow controller)가 상기 CO2 재순환 스트림이 상기 재순환 흐름 라인 내로 흐르기 시작하고 이를 통과해 상기 연소기까지 흐르게 할 것이다. 이러한 방식으로, 상기 연소 온도를 조절하는 흐름은 상기 화학 반응이 상기 산화제 스트림이 상기 CO2 재순환 스트림으로 대체되면서 변화될 수 있는 경우에도 계속된다.
도면에 나타낸 예시적인 실시예들에 있어서, 천연 가스(NG) 연료는 밸브(1) 및 라인(120)을 통해 상기 연소기(15) 내로 통과되며, 여기서 터빈 배출 스트림(126)을 생성하도록 상기 터빈(20) 내에서 팽창되는 연소 생성물 스트림을 형성하기 위해 CO2의 존재에서 산소로 연소된다. 공기 소스(22a)로부터의 공기는 그랜드 실(gland seal)(21) 주위로 이탈되는 상기 터빈으로부터의 배출과 결합되며, 스트림(123)이 되고 스트림(124a)을 형성하기 위해 상기 그랜드 실 압축기(23) 내에서 압축되는 스트림(122)을 형성하도록 상기 그랜드 실(21)을 통과한다. 일부 경우들에서, 밸브(2)가 열리고, 공기 소스(22b)로부터의 공기가 공기 스트림(121)으로 밸브(2)를 나가며, 상기 공기 스트림은 스트림(123)을 형성하도록 스트림(122)과 혼합되고, 상기 스트림은 공기의 큰 부분을 포함할 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 시스템은 하나 또는 그 이상의 밸브들을 통하여 하나 또는 그 이상의 스트림들의 선택 흐름을 위해 구성될 수 있다. 예를 들면, 라인(124a) 및 라인(126)(상기 열교환기(30)를 나간 후)은 라인(124a)이 라인(126)보다 상기 밸브에 가깝도록 밸브(3)에 대해 구성될 수 있다. 이는 밸브(3)를 통한 벤트(vent) 흐름이 라인(126)으로부터의 흐름 대신에 라인(124a)으로부터의 흐름을 선택적으로 사용하게 한다. 상기 구성은 원하는 경우에 원하는 흐름 혼합들을 제공하도록 조정될 수 있다. 이로 인하여, 공기 인그레스(ingress)(22a 또는 22b)로부터 상기 시스템으로 들어가는 임의의 오염물들은 상기 오염물들이 상기 벤트(밸브 3)로 선택적으로 보내질 수 있기 때문에 최소화될 수 있다. 또한, 그랜드 실 압축기(23)의 동작 또한 공기 누출을 최소화하고 이에 따라 상기 시스템으로 들어가는 오염물들을 최소화할 수 있다.
상기 터빈 배출 스트림(126)은 상기 열교환기(30) 내에서 냉각되며, 밸브(3)를 통해 배출되지 않는 스트림(124a)의 임의의 일부는 스트림(124b)을 통해 상기 냉각된 터빈 배출 스트림(126)과 결합될 수 있다. CO2 소스(115)로부터의 CO2는 밸브(4) 및 라인(127)을 통과하며, 상기 분리기(40)를 통한 통과 이전에 상기 냉각된 터빈 배출 스트림(126)과 결합된다. 상기 분리기(40)로부터의 물 스트림(125)은 밸브(6)를 통해 인출될 수 있거나 및/또는 상기 분리기 내로 재순환되는 스트림(148)을 형성하기 위해 수냉식 냉각기(water cooler)(101) 내에서 냉각되는 스트림(147)을 형성하도록 펌프(90) 내에서 압축될 수 있다. 실질적으로 순수한 CO2가 라인(128) 내의 재순환 스트림으로서 상기 분리기(40)를 나가며, 주요 펌프(60)를 통과하고 밸브(13)를 통과하는 재순환 라인(133) 내의 상기 연소기(15)로 향해지는 스트림(131)을 형성하기 위해 수냉식 냉각기(102) 내에서 냉각되는 압축된 CO2 재순환 스트림(130)을 형성하도록 주요 압축기(50) 내에서 압축된다. 스트림(130)의 일부는 상기 주요 압축기(50)를 통한 재순환을 위해 밸브(8) 및 라인(135)을 통과할 수 있다. 상기 재순환 라인(133)으로부터의 압축된 CO2 재순환 스트림의 일부는 밸브(13)의 업스트림(upstream)인 라인(134) 내에 인출될 수 있고, 상기 수냉식 냉각기(102)를 통한 재순환을 위해 밸브(9)를 통과할 수 있다. 상기 라인(131) 내의 CO2 재순환 스트림은 상기 주요 압축기(50)를 위한 출구 밸브(12)를 포함하는 펌프 바이패스 라인(132) 내에서 상기 펌프(60)를 우회할 수 있다.
라인(128)으로부터 상기 CO2 스트림의 일부는 산화제 스트림(138)을 형성하기 위한 밸브(5) 및 라인(137)을 통한 산소 소스(205)로부터의 산소와 결합되도록 밸브(7)를 통해 라인(136)까지 통과될 수 있다. 상기 산화제 스트림(138)(O2/CO2 혼합물)은 스트림(139)을 형성하도록 열교환기(103)를 통과하며, 이는 상기 산화제 압축기(70) 내에서 압축되고, 라인(140)으로 나간다. 상기 라인(140)으로부터의 압축된 산화제 스트림의 일부는 상기 열교환기(103)를 통한 재순환을 위해 라인(141) 내에서 밸브(10)를 통과할 수 있다. 상기 열교환기(103)에서, 상기 산화제 스트림(138)은 가열되거나 냉각될 수 있다. 예를 들면, 투입(201)은 산화제 스트림(139)이 스트림(138)에 대해 냉각되도록 가열된 유출(202)로서 나가는 냉수 스트림이 될 수 있다. 선택적으로는, 투입(201)은 산화제 스트림(139)이 스트림(138)에 대해 가열되도록 냉각된 유출(202)로서 나가는 온수 스트림이 될 수 있다. 라인(140) 내의 압축된 산화제는 스트림(142)을 형성하도록 수냉식 냉각기(104)를 통과하며, 이는 상기 산화제가 내부에서 상기 연료의 연소를 위해 산화제 라인(144)을 통해 상기 연소기(15)까지 통과하기 이전에 O2/CO2 펌프(80) 및 밸브(16)를 통과한다. 산화제는 상기 산화제 배출 밸브(17)를 통해 산화제 바이패스 라인(143) 내에서 상기 펌프(80)를 우회할 수 있다. 기동 바이패스 라인(146)은 라인(141)과 펌프 바이패스 라인(132)을 서로 연결하며, 밸브(14)를 포함한다.
동작 시에, 기동 동안, 상기 주요 압축기(50)를 위한 상기 출구 밸브(12)가 닫힌다(라인들(134) 내의 밸브(9) 및 재순환 라인(133) 내의 밸브(13)와 같이). 이와 같이, 상기 CO2 재순환 스트림(128)은 재순환을 위해 상기 연소기(15)까지 통과하지 않는다. 밸브(5) 및 라인(137)을 통해 흐르는(및 라인(136)으로부터의 재순환되는 CO2와 혼합되는) 산소는 열교환기(103) 내에서 냉각(또는 가열)되며, 산화제 압축기(70)(모터 구동식 압축기가 될 수 있다) 내에서 압축된다. 상기 라인(140)으로부터의 압축된 산화제(혼합된 O2/CO2)의 일부는 산화제 라인(144)을 통해 상기 연소기까지 통과되도록 펌프 바이패스 라인(143)(열린 밸브(17) 및 닫힌 밸브(16)를 갖는) 내의 냉각기(104) 및 바이패스 펌프(80) 내에서 냉각된다. 상기 라인(140)으로부터의 압축된 산화제의 일부는 또한 라인(141)을 통해 상기 기동 바이패스 라인(146)까지 통과한다. 상기 주요 압축기를 위한 상기 출구 밸브(12)가 닫히기 때문에, 그렇지 않으면 상기 펌프 바이패스 라인(132)을 통과하는 CO2와 결합될 수 있는 상기 산화제는 상기 재순환 라인(133)을 통해 상기 연소기(15)까지 통과한다. 동작은 상기 터빈이 상기 터빈 임계 값에 도달하였을 때까지 이러한 방식으로 진행되며, 상기 축 구동식 압축기(50)를 위한 축은 이에 따라 충분한 흐름 체적 및 흐름 압력으로 상기 CO2 재순환 스트림을 제공하도록 상기 축 구동식 압축기(50)응 위해 충분한 속도에서 동작한다. 이 때, 상기 바이패스 라인 밸브(14)가 닫히고, 상기 주요 압축기를 위한 출구 밸브(12)가 열린다. 산화제는 상기 재순환 라인(133)을 더 이상 통과하지 않으며, 상기 산화제 라인(144)만을 통과한다. 상기 임계 속도 위의 속도에서 동작하는 터빈으로써, 상기 압축기(50)는 상기 연소기(15)로의 투입을 위해 상기 요구되는 흐름 체적 및 흐름 압력에서 재순환 라인(133)을 통해 상기 CO2 재순환 스트림을 제공한다.
일부 실시예들에 있어서, 두 가지 다른 터빈 임계 속도들이 상기 기동 스테이지로부터 상기 정상 동력 생산 스테이지까지의 점진적인 전환을 제공하도록 활용될 수 있다. 제1 터빈 임계 속도가 상기 바이패스 라인 밸브의 닫힘(및 이에 따른 상기 주요 압축기 출구 밸브의 열림)을 촉발하도록 활용될 수 있다. 상기 밸브들의 폐쇄와 개방은 즉각적이지 않을 수 있다. 상기 터빈 속도가 계속하져 증가함에 따라, 제2 터빈 임계 속도가 상기 바이패스 라인 밸브가 완전히 닫힐 수 있는 시점에서 구현될 수 있다.
앞서의 구성은 하나 또는 그 이상의 실시예들에서 변경될 수 있다. 예를 들면, 상기 산화제 압축기(70)에 대한 산소 공급은 스트림(137)에서 상기 산소 공급을 통하는 대신에 스트림(121)에서 산소 인그레스를 거쳐 상기 압축기로 공급될 수 있다. 이러한 실시예들에 있어서, 그랜드 실 압축기(23)는 밸브들(4, 5)이 닫히는 동안에 공기로 상기 플랜트를 효과적으로 채울 수 있다. 산화제 압축기(70)는 스트림(144)을 통하고 스트림(133)을 거쳐 상기 바이패스를 통해 산화제 흐름(일부 실시예들에서 공기)을 상기 터빈에 여전히 공급할 것이다. 선택적으로는, 밸브(4) 및 스트림(127)을 통해 들어가는 상기 CO2 공급(115)으로부터의 CO2는 상기 그랜드 실 압축기(23)의 흡입에 연결될 수 있다. 이러한 실시예들에 있어서, 밸브(4)는 공기가 밸브(2)를 통과하게 되는 동안에 열릴 것이다. 상기 플랜트는 산화제 압축기(70)로 공기 및 CO2 혼합물로 채워질 것이며, 여전히 스트림들(144, 133)을 통해 유체들의 공급이 조절될 것이다.
여기에 개시되는 본 발명의 주제에 대한 많은 변형들과 다른 실시예들은 앞서의 설명들 및 관련 도면에서 제시되는 교시들의 이점을 가지는 것으로 본 발명이 속하는 해당 기술 분야의 숙련자에게 이해될 것이다. 이에 따라, 본 발명이 여기에 설명되는 특정 실시예들에 한정되는 것은 아니며, 변형들과 다른 실시예들도 첨부된 특허청구범위의 범주 내에 속하도록 의도되는 점이 이해될 것이다. 비록 특정 용어들이 여기에 채용되지만, 이들은 일반적이고 서술적인 의미로만 사용되며, 제한의 목적을 위해 사용되는 것은 아니다.
Claims (18)
- 동력 생산 시스템에 있어서,
연소기;
그랜드 실(gland seal) 및 공기 투입을 포함하는 터빈;
상기 터빈에 의해 구동되는 축 구동식 압축기인 제1 압축기;
산화제 압축기;
상기 터빈으로부터 상기 제1 압축기까지의 터빈 배출 스트림의 통로를 위해 구성되는 배출 흐름 라인;
상기 제1 압축기로부터 상기 연소기까지의 CO2 재순환 스트림의 통로를 위해 구성되는 재순환 흐름 라인;
상기 산화제 압축기로부터 상기 연소기까지의 산화제 스트림의 통로를 위해 구성되는 산화제 흐름 라인;
상기 산화제 흐름 라인으로부터 상기 재순환 흐름 라인까지의 상기 산화제 스트림의 적어도 일부의 통로를 위해 구성되는 바이패스(bypass) 라인;
공기 및 상기 그랜드 실로부터의 터빈 배출의 스트림을 수용하고 압축하도록 구성되는 그랜드 실 압축기;
상기 그랜드 실 압축기로부터의 흐름을 수용하도록 상기 그랜드 실 압축기와 정렬되는 벤트(vent); 및
상기 그랜드 실 압축기와 상기 벤트 사이의 벤트 라인을 포함하는 것을 특징으로 하는 동력 생산 시스템. - 제 1 항에 있어서, 상기 바이패스 라인은 밸브를 포함하는 것을 특징으로 하는 동력 생산 시스템.
- 제 2 항에 있어서, 상기 바이패스 라인 밸브는 제1 터빈 임계 속도 아래에서 열리도록 구성되는 것을 특징으로 하는 동력 생산 시스템.
- 제 2 항에 있어서, 상기 바이패스 라인 밸브는 제2 터빈 임계 속도 위에서 닫히도록 구성되는 것을 특징으로 하는 동력 생산 시스템.
- 제 1 항에 있어서, 전열식(recuperative) 열교환기를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 동력 생산 시스템.
- 제 5 항에 있어서, 상기 배출 흐름 라인, 상기 재순환 흐름 라인 및 상기 산화제 흐름 라인은 상기 전열식 열교환기를 통한 이들의 각각의 스트림들의 통로를 위해 구성되는 것을 특징으로 하는 동력 생산 시스템.
- 제 1 항에 있어서, 상기 산화제 압축기는 모터 구동식 압축기인 것을 특징으로 하는 동력 생산 시스템.
- 제 1 항에 있어서, 상기 그랜드 실 및 상기 벤트 사이의 상기 벤트 라인은 상기 배출 흐름 라인과 흐름 정렬되며, 상기 벤트 라인 및 상기 배출 흐름 라인은 상기 각각의 라인들로부터의 상기 벤트로의 선택적 흐름을 위해 상기 벤트에 대해 정렬되는 것을 특징으로 하는 동력 생산 시스템.
- 동력 생산 플랜트의 기동을 위한 방법에 있어서,
산화제 스트림을 모터 구동식 산화제 압축기 내에서 가압하는 단계;
가압된 산화제를 산화제 흐름 라인을 통해 상기 산화제 압축기로부터 연소기까지 통과시키는 단계;
상기 연소기 내에서 연료를 상기 산화제로 연소시키는 단계;
상기 연소기로부터의 연소 생성물 스트림을 터빈 내에서 팽창시키는 단계;
상기 터빈으로부터의 터빈 배출 스트림을 전열식 열교환기 내에서 냉각하는 단계;
CO2 재순환 스트림을 형성하도록 상기 터빈 배출 스트림으로부터 물을 제거하는 단계; 및
상기 전열식 열교환기로 통과되는 재순환 흐름 라인 내에 상기 연소기에 대한 통로를 위해 구성되는 압축된 CO2 재순환 스트림을 형성하도록 상기 터빈에 의해 구동되는 축 구동식 압축기 내에서 상기 CO2 재순환 스트림을 압축하는 단계를 포함하고,
상기 압축된 CO2 재순환 스트림은 재순환되며, 모터 구동식 압축기로부터의 산화제는 상기 터빈이 정상 동작 속도의 50% 이상인 정해진 임계 속도에 도달할 때까지 상기 재순환 흐름 라인을 통해 상기 연소기로 통과되는 것을 특징으로 하는 방법. - 제 9 항에 있어서, 상기 정해진 임계 속도는 정상 동작 속도의 85%인 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 9 항에 있어서, 상기 산화제 압축기로 들어가는 상기 산화제는 O2 및 CO2의 혼합물인 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 9 항에 있어서, 상기 산화제 압축기로 들어가는 상기 산화제는 공기인 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 12 항에 있어서, 상기 터빈은 그랜드 실, 공기 투입 그리고 공기 및 상기 그랜드 실로부터의 터빈 배출의 스트림을 수용하고 압축하도록 구성되는 그랜드 실 압축기를 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
- 제 12 항에 있어서, 상기 터빈이 상기 정해진 임계 속도에 도달할 때까지 상기 재순환 흐름 라인을 통해 상기 연소기까지 통과되는 상기 압축된 CO2 재순환 스트림이 없는 것을 특징으로 하는 방법.
- 삭제
- 삭제
- 삭제
- 삭제
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201562175886P | 2015-06-15 | 2015-06-15 | |
US62/175,886 | 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 |
---|---|
KR20180017176A KR20180017176A (ko) | 2018-02-20 |
KR102602774B1 true KR102602774B1 (ko) | 2023-11-15 |
Family
ID=56409142
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020187001247A KR102602774B1 (ko) | 2015-06-15 | 2016-06-13 | 동력 생산 플랜트의 기동을 위한 시스템 및 방법 |
Country Status (15)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10533461B2 (ko) |
EP (1) | EP3308004B1 (ko) |
JP (2) | JP6959870B2 (ko) |
KR (1) | KR102602774B1 (ko) |
CN (1) | CN107849976B (ko) |
AU (1) | AU2016277834B2 (ko) |
BR (1) | BR112017027018B1 (ko) |
CA (1) | CA2989618A1 (ko) |
EA (1) | EA036619B1 (ko) |
ES (1) | ES2898863T3 (ko) |
MX (1) | MX2017016478A (ko) |
MY (1) | MY188544A (ko) |
PL (1) | PL3308004T3 (ko) |
WO (1) | WO2016205116A1 (ko) |
ZA (1) | ZA201800183B (ko) |
Families Citing this family (12)
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 |
PL3420209T3 (pl) | 2016-02-26 | 2024-02-05 | 8 Rivers Capital, Llc | Systemy i sposoby sterowania elektrownią |
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 |
WO2018162994A1 (en) | 2017-03-07 | 2018-09-13 | 8 Rivers Capital, Llc | System and method for operation of a flexible fuel combustor for a gas turbine |
EP3438585A3 (fr) * | 2017-08-03 | 2019-04-17 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Procédé de dégivrage d'un appareil de séparation d'air par distillation cryogénique et appareil adapté pour être dégivré par ce procédé |
AU2019308815A1 (en) | 2018-07-23 | 2021-03-04 | 8 Rivers Capital, Llc | System and method for power generation with flameless combustion |
JP2022554134A (ja) | 2019-10-22 | 2022-12-28 | 8 リバーズ キャピタル,エルエルシー | 発電システムおよび発電方法の熱管理のための制御スキーム |
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 (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013533942A (ja) * | 2010-07-02 | 2013-08-29 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 低エミッショントリプルサイクル発電システム及び方法 |
JP2013253547A (ja) * | 2012-06-07 | 2013-12-19 | Toshiba Corp | 軸シール装置及び発電システム |
JP2015025418A (ja) * | 2013-07-26 | 2015-02-05 | 株式会社東芝 | ガスタービン設備 |
JP2015509564A (ja) * | 2012-02-29 | 2015-03-30 | アルストム テクノロジー リミテッドALSTOM Technology Ltd | 排気ガス循環系を含むガスタービンパワープラントの駆動方法、及び、ガスタービンパワープラント |
Family Cites Families (196)
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 |
US4434613A (en) * | 1981-09-02 | 1984-03-06 | General Electric Company | Closed cycle gas turbine for gaseous production |
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 |
US4765781A (en) | 1985-03-08 | 1988-08-23 | Southwestern Public Service Company | Coal slurry system |
US4602483A (en) | 1985-03-08 | 1986-07-29 | 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 |
US4999995A (en) | 1986-08-29 | 1991-03-19 | Enserch International Investments Ltd. | Clean electric power generation apparatus |
GB2196016B (en) | 1986-08-29 | 1991-05-15 | Humphreys & Glasgow Ltd | Clean electric power generation process |
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 |
US5175995A (en) | 1989-10-25 | 1993-01-05 | Pyong-Sik Pak | Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide |
US5247791A (en) | 1989-10-25 | 1993-09-28 | Pyong S. 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 |
JPH08501605A (ja) | 1992-05-29 | 1996-02-20 | クワエネル パルピング テクノロイース アーベー | 可燃ガスからのエネルギの回収方法 |
US5295350A (en) | 1992-06-26 | 1994-03-22 | Texaco Inc. | Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas |
NL9201179A (nl) | 1992-07-02 | 1994-02-01 | Tno | Werkwijze voor het regeneratief verwijderen van kooldioxide uit gasstromen. |
CH686525A5 (de) * | 1992-07-02 | 1996-04-15 | Escher Wyss Ag | Turbomaschine . |
JPH0626362A (ja) | 1992-07-09 | 1994-02-01 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Co▲2▼ガスタービンサイクル |
SE9202155L (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 |
US5724805A (en) | 1995-08-21 | 1998-03-10 | University Of Massachusetts-Lowell | Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions |
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 |
EP0939199B1 (de) | 1998-02-25 | 2004-03-31 | ALSTOM Technology Ltd | 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 |
CA2409700C (en) | 2000-05-12 | 2010-02-09 | Clean Energy Systems, Inc. | 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 |
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 |
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 |
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 |
WO2003029618A1 (de) | 2001-10-01 | 2003-04-10 | Alstom Technology Ltd. | Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken |
AU2002360505A1 (en) | 2001-12-03 | 2003-06-17 | 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 |
EP1561010B1 (en) | 2002-11-08 | 2012-09-05 | 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 |
DK1576266T3 (en) | 2002-11-15 | 2014-12-01 | Clean Energy Systems Inc | Low pollutant energy generation system with air separation using an ion transfer membrane |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
US7739874B2 (en) | 2003-09-30 | 2010-06-22 | Bhp Billiton Innovation Pty. Ltd. | Power generation |
US7469544B2 (en) | 2003-10-10 | 2008-12-30 | Pratt & Whitney Rocketdyne | Method and apparatus for injecting a fuel into a combustor assembly |
US7017329B2 (en) | 2003-10-10 | 2006-03-28 | United Technologies Corporation | Method and apparatus for mixing substances |
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 |
WO2005114050A1 (en) | 2004-05-19 | 2005-12-01 | 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 |
CA2590394A1 (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 |
WO2006107209A1 (en) | 2005-04-05 | 2006-10-12 | Sargas As | Low co2 thermal powerplant |
US7717046B2 (en) | 2005-04-29 | 2010-05-18 | Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. | High pressure dry coal slurry extrusion pump |
US8196848B2 (en) | 2005-04-29 | 2012-06-12 | Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. | Gasifier injector |
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 |
AU2008304752B2 (en) | 2007-09-28 | 2012-03-01 | Central Research Institute Of Electric Power Industry | Turbine facility and power generating apparatus |
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 |
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 |
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 |
EA024852B1 (ru) | 2009-02-26 | 2016-10-31 | Палмер Лэбз, Ллк | Способ и устройство для сжигания топлива при высокой температуре и высоком давлении и соответствующие система и средства |
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 |
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 |
AU2010259633A1 (en) | 2009-06-09 | 2010-12-16 | 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 |
EA029336B1 (ru) | 2010-07-02 | 2018-03-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Системы и способ производства энергии путем стехиометрического сгорания с обогащенным воздухом и рециркуляцией отработавшего газа |
US8220248B2 (en) | 2010-09-13 | 2012-07-17 | Membrane Technology And Research, Inc | Power generation process with partial recycle of carbon dioxide |
US20120067054A1 (en) | 2010-09-21 | 2012-03-22 | Palmer Labs, Llc | High efficiency power production methods, assemblies, and systems |
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 |
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 |
TWI564474B (zh) | 2011-03-22 | 2017-01-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法 |
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 |
PL2776692T3 (pl) | 2011-11-02 | 2016-11-30 | Układ wytwarzania energii i odpowiedni sposób | |
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 |
CN107090317B (zh) | 2012-02-11 | 2019-10-25 | 八河流资产有限责任公司 | 具有封闭的循环骤冷的部分氧化反应 |
US8539749B1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-09-24 | General Electric Company | Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
US9353682B2 (en) * | 2012-04-12 | 2016-05-31 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation |
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 |
US20130269355A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling an extraction pressure and temperature of a stoichiometric egr system |
US20130269357A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling a secondary flow system |
US9476365B2 (en) * | 2012-05-17 | 2016-10-25 | Ford Global Technologies, Llc | Coordination of cam timing and blow-through air delivery |
JP6184488B2 (ja) | 2012-07-13 | 2017-08-23 | ゼネラル エレクトリック テクノロジー ゲゼルシャフト ミット ベシュレンクテル ハフツングGeneral Electric Technology GmbH | 煙道ガス再循環を行うガスタービン発電プラント |
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 |
-
2016
- 2016-06-13 KR KR1020187001247A patent/KR102602774B1/ko active IP Right Grant
- 2016-06-13 US US15/180,330 patent/US10533461B2/en active Active
- 2016-06-13 EA EA201890029A patent/EA036619B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2016-06-13 EP EP16738244.9A patent/EP3308004B1/en active Active
- 2016-06-13 BR BR112017027018-8A patent/BR112017027018B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2016-06-13 JP JP2017565310A patent/JP6959870B2/ja active Active
- 2016-06-13 WO PCT/US2016/037192 patent/WO2016205116A1/en active Application Filing
- 2016-06-13 CA CA2989618A patent/CA2989618A1/en active Pending
- 2016-06-13 AU AU2016277834A patent/AU2016277834B2/en active Active
- 2016-06-13 ES ES16738244T patent/ES2898863T3/es active Active
- 2016-06-13 PL PL16738244T patent/PL3308004T3/pl unknown
- 2016-06-13 MY MYPI2017704809A patent/MY188544A/en unknown
- 2016-06-13 MX MX2017016478A patent/MX2017016478A/es unknown
- 2016-06-13 CN CN201680043493.4A patent/CN107849976B/zh active Active
-
2018
- 2018-01-10 ZA ZA2018/00183A patent/ZA201800183B/en unknown
-
2021
- 2021-05-17 JP JP2021083235A patent/JP7149372B2/ja active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013533942A (ja) * | 2010-07-02 | 2013-08-29 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 低エミッショントリプルサイクル発電システム及び方法 |
JP2015509564A (ja) * | 2012-02-29 | 2015-03-30 | アルストム テクノロジー リミテッドALSTOM Technology Ltd | 排気ガス循環系を含むガスタービンパワープラントの駆動方法、及び、ガスタービンパワープラント |
JP2013253547A (ja) * | 2012-06-07 | 2013-12-19 | Toshiba Corp | 軸シール装置及び発電システム |
JP2015025418A (ja) * | 2013-07-26 | 2015-02-05 | 株式会社東芝 | ガスタービン設備 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2989618A1 (en) | 2016-12-22 |
JP7149372B2 (ja) | 2022-10-06 |
ZA201800183B (en) | 2021-07-28 |
MX2017016478A (es) | 2018-05-17 |
US10533461B2 (en) | 2020-01-14 |
ES2898863T3 (es) | 2022-03-09 |
AU2016277834A1 (en) | 2018-02-01 |
AU2016277834B2 (en) | 2020-04-09 |
WO2016205116A1 (en) | 2016-12-22 |
BR112017027018B1 (pt) | 2022-12-20 |
EP3308004A1 (en) | 2018-04-18 |
JP2021120573A (ja) | 2021-08-19 |
CN107849976B (zh) | 2021-11-02 |
MY188544A (en) | 2021-12-21 |
CN107849976A (zh) | 2018-03-27 |
JP2018522158A (ja) | 2018-08-09 |
EA201890029A1 (ru) | 2018-07-31 |
BR112017027018A2 (ko) | 2018-08-21 |
KR20180017176A (ko) | 2018-02-20 |
JP6959870B2 (ja) | 2021-11-05 |
US20160363009A1 (en) | 2016-12-15 |
EA036619B1 (ru) | 2020-11-30 |
EP3308004B1 (en) | 2021-09-29 |
PL3308004T3 (pl) | 2022-01-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR102602774B1 (ko) | 동력 생산 플랜트의 기동을 위한 시스템 및 방법 | |
US11365679B2 (en) | Method and system for power production with improved efficiency | |
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 | |
US9273607B2 (en) | Generating power using an ion transport membrane | |
JP7336433B2 (ja) | 固体燃料の燃焼及び二酸化炭素の回収を伴う発電のためのシステム及び方法 | |
US8850825B2 (en) | Generating power using an ion transport membrane |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A201 | Request for examination | ||
E902 | Notification of reason for refusal | ||
E701 | Decision to grant or registration of patent right |