NO316807B1 - Kraftverkanlegg og en fremgangsmate for drift av dette - Google Patents
Kraftverkanlegg og en fremgangsmate for drift av dette Download PDFInfo
- Publication number
- NO316807B1 NO316807B1 NO19990761A NO990761A NO316807B1 NO 316807 B1 NO316807 B1 NO 316807B1 NO 19990761 A NO19990761 A NO 19990761A NO 990761 A NO990761 A NO 990761A NO 316807 B1 NO316807 B1 NO 316807B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- power plant
- turbine
- gas
- circulation gas
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 104
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 38
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 29
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 27
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims description 18
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 8
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 8
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 2
- 238000009692 water atomization Methods 0.000 claims 4
- 230000036461 convulsion Effects 0.000 claims 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 11
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 5
- FNYLWPVRPXGIIP-UHFFFAOYSA-N Triamterene Chemical compound NC1=NC2=NC(N)=NC(N)=C2N=C1C1=CC=CC=C1 FNYLWPVRPXGIIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 abstract 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 24
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 13
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical group O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 6
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000003071 parasitic effect Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-NJFSPNSNSA-N oxygen-18 atom Chemical compound [18O] QVGXLLKOCUKJST-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UZHDGDDPOPDJGM-UHFFFAOYSA-N Stigmatellin A Natural products COC1=CC(OC)=C2C(=O)C(C)=C(CCC(C)C(OC)C(C)C(C=CC=CC(C)=CC)OC)OC2=C1O UZHDGDDPOPDJGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013405 beer Nutrition 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000012084 conversion product Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 230000029142 excretion Effects 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007062 medium k Substances 0.000 description 1
- 238000010943 off-gassing Methods 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K21/00—Steam engine plants not otherwise provided for
- F01K21/04—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas
- F01K21/042—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas pure steam being expanded in a motor somewhere in the plant
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K21/00—Steam engine plants not otherwise provided for
- F01K21/04—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas
- F01K21/047—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas having at least one combustion gas turbine
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- 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
- F02C1/10—Closed cycles
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
- Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
- Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
- Y02T10/12—Improving ICE efficiencies
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
Abstract
Ved en fremgangsmåte for drift av et kraftverkanlegg med en C02-prosess finner det først sted en isentrop komprimering,. deretter en isobar varmetilførsel, så en isentrop ekspansjon og endelig en isobar varmebortføring.Den her nedbrutte Cl-prosess finner sted med en innvendig forbrenning, hvor et brennstoff (21) og det for oksidasjon nødvendige oksygen (18) tilføres. Etter foretatt ladning av CC>-kretsløpet (23), blir det overskytende CO2 som danner seg ved forbrenningen ført bort fortløpende, idet denne gass ledes gjennom kjøler (14) hvori det finner sted en flytendegjøring av denne. For bortføring av dette flytendegjorte CO2 (15) står her f. eks. den mulighet til rådighet å lagre dette C0på havbunnen eller å føre det inn i et utbygget naturgasslagringsdeponi.
Description
Teknisk felt
Foreliggende oppfinnelse vedrører et kraftanlegg ifølge innledningen av krav 1. Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for drift av et kraftanlegg ifølge innledningen av krav 19.
Teknikkens stand
Motorer med innvendig forbrenning forbrenner sitt brennstoff i komprimert atmosfæreluft og blander sine forbrennings-gasser inherent med denne luft og det ubenyttede restoksy-gen. Brennstoffene, som omtrent alltid inneholder karbon, utvikler derved bl.a. C0a, som anses som drivhusgass. Den utbredte anvendelse av fossile brennstoffer frigjør i dag C02-mengder som utgjør en over hele verden diskutert risiko for verdensklimaet. Det er derfor allerede i gang en intens søken etter C02-frie teknologier.
Energiforsyningen er i dag bestemt av anvendelse av fossile brennstoffenergier i motorer med innvendig forbrenning, hvor bortføringen av det sterkt fortynnede CCX, skjer til atmosfæren .
C02-utskillelse fra spillgassene med bortføring ved flyten-degjøring, separasjon og inneslutning mot atmosfæren ville være nærliggende. På grunn av de store volumstrømmer, lar en slik fremgangsmåte seg imidlertid ikke gjennomføre i praksis.
En ytterligere kjent mulighet er resirkulasjon av kjølte spillgasser i innsugningen for motorer med innvendig forbrenning. Dette kan skje i den utstrekning at luftens oksygen akkurat blir brukt opp. I dette tilfelle forblir spill-gassen imidlertid fremdeles blandet med luftnitrogen, og COj-utskillelsesproblemet er derved bare marginalt redusert. Dessuten utvikler alle luftdrevne forbrenningsmotorer også nitrogenoksyder som virker skadelige på luften og hvis ut-vikling bekjempes med dyre forholdsregler.
DE-A1-4303174 omhandler en fremgangsmåte og et anlegg for å gi elektrisk energi ved forbrenning av fortrinnsvis gassfor-mige fossile brennstoffer med rent oksygen. For dette formål er det anordnet et lukket kretsløp med minst ett brennkammer, en gassturbin, en spillvarmekjeie som tjener til forvarming, og kompressorer for kompresjon av arbeidsmediet til brennkammertrykk, hvor det i kretsløpet benyttes en inert gass som arbeidsmedium. Fortrinnsvis er arbeidsmediet karbondioksid, og som brenngass blir naturgass anvendt.
DE-A1-3924908 viser et anlegg med fossil forbrenning, hvor de fjernede avgasser etter utkondensering av vanndelen blir avkjølt videre, og deretter blir karbondioksiddelen omdannet til fast is. Videre sørger oppfinnelsen for at forbrenningen skjer ved hjelp av oksygen slik at det dannes avgasser som er frie for nitrogen, og de fjernede avgasser blir ledet inn i brennsonen som sirkulasjonsgass for å sende flammetemper-turen av det fossile brennstoff. Kun den overskytende del av sirkulasjonsgassen blir avledet og omdannet til karbondioksid.
US-A-5175995 viser et kraftverkanlegg med en kompressor, et brennkammer, en gassturbin og et C02-kretsløp. Lignende anlegg er også kjent fra Natural Gas Fired Combined Cycled Power Plant with C03- capture, Yulin Shao et al, Energy Con-version and Management, bind 36, nr. 12 fra 1.12.95, sidene 1128, JP-A-04279729, WO 97/44574 og US-A-4498289.
DE-A1-3643401 omhandler en fremgangsmåte og en anordning ved et avgassfritt gassverk, som fyres fossilt ved hjelp av en nært sammenkoblet joule-prosess, med en primær og en sekun-dær klausus-renkin-prosess og eventuelt med en ytterligere MHD-prosess. I kretsen føres det en C0a-atmosfære, og brenngass blir forbrent med rent oksygen, og flytendgjort C02 tas ut av kretsløpet.
WO-95/02115 viser en fremgangsmåte for utnyttelse av spillvarmen fra et kraftverk.
DE-C1-4407619 omhandler en fremgangsmåte for forurensnings-armomdannelse av varmeenergi som er tilveiebrakt ved forbrenning av forssile brennstoffer, til teknisk arbeid, hvor ifølge oppfinnelsen varmeenergien som tilveiebringes ved forbrenning av fossile brennstoffer tilføres kretsprosessen direkte, hvor brennstoffene forbrennes i kretsprosessen med teknisk oksygen i tilstedeværelse av karbondioksid som til-bakeføres til kretsprosessen som gassturbinarbeidsmiddel. Videre skjer det en trykkutligning mellom brennkammeret og karbondioksidgjenvinningen ved kondensasjon på den ene side og fordamping og forvarming av den tilbakeførte karbondioksid på den annen side ved prosessintern kompresjon og ekspansjon, som fortrinnsvis gjennomføres ved hjelp av en sterk gassturbolader.
Beskrivelse av oppfinnelsen
Dette vil oppfinnelsen avhjelpe. Til grunn for oppfinnelsen, slik denne er karakterisert i kravene, ligger den oppgave, ved en fremgangsmåte og en krets av den innledningsvis nevnte type, å føre bort det utviklede C02 på en måte som skåner miljøet, og samtidig ligger den oppgave å eliminere de likeledes utviklede luftnitrogenoksyder til grunn for oppfinnelsen.
Fordelaktige og hensiktsmessige videreutviklinger av oppga-veløsningen ifølge oppfinnelsen er karakterisert i de øvrige patentkrav.
Kort beskrivelse av tegningene
I det følgende skal forskjellige utførelseseksempler belyses nærmere i forbindelse med de vedføyede tegninger
På de vedføyde tegninger viser
fig. 1 et kretsskjerna for en gassturbin med lukket kretsløp, med varmeveksler for utskillelse av vann og C02,
fig. 2 et kretsskjerna for en gassturbin ifølge fig. 1 med en ytterligere komprimering-mellomkjøling,
fig. 3 et kretsskjema for en gassturbin med et lukket krets-løp og et dampkretsløp,
fig. 4 et kretsskjema ifølge fig. 3, med ytterligere komprimering-mellomkjøling,
fig. 5 et kretsskjema ifølge fig. 3, hvor flere dampturbiner er integrert i dampkretsløpet,
fig. 6 et kretsskjema ifølge fig. 4, hvor flere dampturbiner er integrert i dampkretsløpet,
fig. 7 et ytterligere gassturbin-kretsskjerna med flere rekuperatorer og mellomkjølere,
fig. 8 et kretsskjema for en gassturbinprosess ifølge oppfinnelsen med isotermkondensator og med rekuperasjon, og
fig. 9 et kretsskjema for en stempelmotorprosess for slutt-formålet ifølge en av de foregående kretser.
Alle trekk som er uvesentlige for forståelsen av oppfinnelsen er utelatt. Like elementer er forsynt med samme henvis-nings -betegnelser på de forskjellige figurer. Medienes strømningsretning er angitt ved piler.
Fremgangsmåter for utførelse av oppfinnelsen.
industriell anvendelighet
Fig. 1 viser en gassturbin med lukket kretsløp. Denne gassturbin, hhv. dette gassturbinanlegg består enhetsmessig av en kompressorenhet 1, en generator 4 som er koblet til denne kompressorenhet, en turbin 2 som er koblet til kompressorenheten og et brennkammer 3 som virker mellom kompressorenheten l og turbinen 2. Koblingen av gjennomstrømningsma-skinene 1 og 2 vil kunne gjennomføres ved hjelp av en felles aksel 5. Det sirkulasjonsmedium 6 som suges inn av kompressorenheten 1, og som hovedsakelig dreier seg om C02, strøm-mer etter gjennomført kompresjon inn i brennkammeret 3, hvor den kaloriske behandling av mediet finner sted, hvilket så strømmer inn i turbinen 2 som varmgass 10. For start vil kompressorenheten 1 via en startventil 7 også kunne suge inn luft 8, hvis nitrogen slippes ut suksessivt via en ut-løpsventil 40, idet dette fortrenges ved hjelp av C02 som dannes. Mens hovedandelen av den komprimerte sirkulasjonsgass 9, som allerede omtalt, tilføres brennkammeret 3 etter komprimering, blir en første sekundærstrøm 11 ført inn som kjølemiddel i kjølebanen for enhetene som skal kjøles. Ved denne krets står her kjøling av brennkammeret 3 og turbinen 2 i forgrunnen, hvorved kjøling i lukkede og/eller åpne strømningsbaner vil kunne gjennomføres. En andre sekundær-strøm 12 i størrelsesordenen 4% - 8% av den totale komprimerte sirkulasjonsgass, blir i tillegg avledet. Dette komprimerte C02 oppviser derved det trykk som måtte kreves for flytendegjøring. Via en ventil 13, som tjener som en over-skuddsgassventil, blir denne C02-andel ført ut av det lukkede kretsløp. Denne sirkulasjonsgass består hovedsakelig av COj, men inneholder eventuelt ennå parasittgasser som er sluppet inn med oksygenet og brennstoffet samt ved start med luft, samt omsetningsprodukter derav, f.eks. N0X. Etter kondensering av C02 i en kjøler 14, blir denne flytendegjorte COj-massestrøm 15 ført bort for deponering, f.eks. og/eller fortrinnsvis på havbunnen eller i et utbygget na-turgassdeponi.
Denne deponering på egnet sted med egnede midler løser over-raskende og varig drivhuseffekt-problematikken ved de sta-dige utslipp av gassformet C02 til atmosfæren. Dessuten blir parasittgassene likeledes skilt ut i funksjonsmessig forbindelse med den nevnte kjøler 14, idet denne meget lille massestrøm 16 vil kunne underkastes en ytterligere separasjon eller slippes ut i atmosfæren. I forbindelse med drif-ten av brennkammeret 3, blir den oksygenmengde 18 som produ-seres i et luftseparasjonsanlegg 17 etterkomprimert i en kompressor 19 og ført inn i brennkammeret 3 via et styreorgan 20. Parallelt strømmer også et tilsvarende avpasset brennstoff 21, som fortrinnsvis er naturgass, eller også andre hydrokarboner eller CO, eller blandinger av disse, inn i brennkammeret 3 via et styreorgan 22, hvorved den kaloriske behandling av den komprimerte sirkulasjonsgass 9 settes i gang med den innførte oksygenmengde 18. Den varmgass som kommer ut fra brennkammeret blir deretter ekspandert i den etterkoblede turbin 2. Ved det her viste lukkede kretsløp blir spillgasser 23 som strømmer ut fra turbinen 2 ført gjennom en varmeveksler 24 før de igjen føres til den allerede beskrevne kompresjon. Fra varmeveksleren 24 blir det vann 25 som dannes utskilt via et styreorgan 26.
Ved den krets som er vist her, dreier det seg strengt tatt om et kvasi-lukket kretsløp som er utført trykkfast, mens også en vakuumfast kretsløpsføring er mulig ved forskjellige driftstyper. Ved strupning eller åpning av overskuddsgass-ventilen 13 lukker eller åpner kretsløpet seg automatisk, hvorved den sirkulerende massestrøm og effekten øker tilsvarende. Ved åpning av ventilen 13 synker trykket i kretsløp-et, hvorved det vil kunne dannes undertrykk i tilbakeløpet. Under hele trykkdriften har anlegget omtrent konstant virkningsgrad, altså ved et trykkområde for konstruksjonen med hensyn på tilbakeløpet på fra 0,5-5 bar i effektområdet fra 10% - 100%. I det lavere trykkområde synker kondensa-sjonstemperaturen i varmeveksleren 24, hvorved virkningsgraden øker noe. De uheldige effekttap ved økende innstal-lasjonshøyde og ved økende innsugningstemperatur som er kjent fra stasjonære gassturbiner, unngås dermed. Hvis anlegget eventuelt drives med overskuddsutslipp ti atmosfæren, blir totalvirkningsgraden ytterligere forbedret, idet dets overtrykk anvendes i enda en turbin med ytterligere effekt-utbytte. Her henvises ganske enkelt til beskrivelsen av de etterfølgende figurer.
Fig. 2 atskiller seg fra fig. 1 ved at det i funksjonsmessig forbindelse med kompresjonen gjennomføres ett eller flere mellomkjøletrinn. Slike mellomkjølinger under kompresjonen fører til prosessforbedringer som har til formål å øke virkningsgraden og/eller effekten. Således forårsaker mellom-kj øl ingen en utflatning av virkningsgradskurven og er spesielt interessant ved anlegg med høye trykkforhold. Ved den mellomkjøling som er vist her, dreier det seg om en mest mulig enkel krets, idet det sirkulasjonsmedium 6 som skal komprimeres etter et første forkompresjonstrinn la/27 strøm-mer gjennom en mellomkjøler 28. Deretter blir det mellomkomprimerte og kjølte medium 29 komprimert ferdig i et andre kompresjonstrinn lb. Denne mellomkjøling vil også kunne utføres slik at en kondensert delmengde 30 av C02 allerede vil kunne føres bort her. En ytterligere mellomkjøling, som resulterer i en betydelig økning av anleggets virkningsgrad så vel som en bedre utkondensering av det C02 som skal føres bort, vil kunne oppnås idet en isoterm eller kvasi-isoterm kjøling i området for kompresjonsprosessen tilstrebes. For dette formål foretas vanninnsprøytninger i kompressoren, hvilke er anordnet på nivå med ledeskovlene og strekker seg over hele høyden av den gjennomstrømmede kompresjonskanal. Med denne forholdsregel vil det kunne gis avkall på ytterligere komponenter som oppviser trykktap, hvorved det oppnås en mulighet for strømningsriktig innsprøytning av vannet ved hjelp av denne forholdsregel. Disse vanninnsprøytninger holdes mengdemessig slik at det bare føres så meget vann til kompresj onsprosessen at den damp/C02-blanding som dannes under kompresjonen ikke overskrider vannmetningslinjen, og at det mellomkomprimerte C03 underkjøles så meget at i det minste alt innsprøytet vann utkondenseres og etter rensning igjen vil kunne anvendes som innsprøytningsvann. Ved denne fremgangsmåte vil det på det nærmeste ikke forbrukes vann. De resterende fremgangsmåtetrinn i kretsen ifølge fig. 2 tilsvarer utførelsen på fig. 1.
Fig. 3 viser et gassturbinanlegg med et dampkretsløp. Ve-sentlig ved denne krets er også her at gassturbinanlegget arbeider med lukket kretsløp. Spillgassene fra turbinen 2
gjennomstrømmer en spillvarme-dampgenerator 31 i hvilken det dannes en dampmengde 34 ved at de strømmer mot en vannmengde 33 som innføres via en matepumpe, hvilken dampmengde 34 spesielt anvendes for påvirkning av en dampturbin 32. Deretter blir den ekspanderte damp ført inn i brennkammeret 3 via et styreorgan 36, hvorved en delmengde 37 av denne ekspanderte damp etter behov avledes nedstrøms av det nevnte styreorgan 36 og føres inn i turbinen 2. Denne innførsel blir fortrinnsvis anvendt for kjøling av de termisk høyt belastede deler av denne strømningsmaskin, og således ført inn i strømningen. Derved øker turbinytelsen; den i tillegg med damp anrikede sirkulasjonsgass, her C0a, danner ytterligere damp, hvorved effekttettheten på sin side, øker sterkt. Hvis all damp 34 fra spillvarme-dampgeneratoren 31 sprøytes inn i de nevnte enheter av gassturbinanlegget, faller til slutt den nevnte dampturbin 32 bort, og anlegget blir enkle-re og billigere ved en bare få prosentpoeng lavere virkningsgrad. Her henvises spesielt til kretser med STIG. Virkningsgraden lar seg imidlertid forbedre ytterligere når man bringer dampen i spillvarme-dampgeneratoren 31 på høyest mulig trykk og avgir den via en dampturbin med effekt-avgivelse til gassturbinanleggets hovedaksel 5, eller til en separat ikke nærmere vist generator. En slik krets er nærmere vist og beskrevet i forbindelse med fig. 5 og 6. En via en utløpsventil 40 styrt delmengde 39 av den i spillvarme-dampgeneratoren 31 kjølte sirkulasjonsgass 38 avledes oppstrøms av den til det lukkede resp. kvasi-lukkede krets-løp hørende varmeveksler 24. Fig. 4 går ut fra en grunnkrets som vist på fig. 3 og støt-ter seg til fig. 2 hva mellomkjølingen i kompressorenheten 1 angår. Utførelsene i de to nevnte figurer har også sin gyl-dighet her og utgjør integrerte bestanddeler av fig. 4. Fig, 5 bygger på fig. 3, hvorved den i funksjonsforbindelse med spillvarme-dampgeneratoren 31 arbeidende dampturbin 41 her er koblet sammen med gassturbinanlegget, hvorved effekt-avgivelsen skjer direkte. Den fra denne dampturbin 41 ekspanderte damp 42 føres via et styreorgan 43 inn i brennkammeret 3 og/eller turbinen 2 (pos.44). Derved øker effekttettheten sterkt. Selvsagt vil innføringen av denne damp også kunne foretas på andre steder i gassturbinanleggets kretsløp. Med denne damp 42 er det videre mulig å kjøle de termisk sterkt belastede deler av de nevnte enheter 2, 3 i
den lukkede og/eller åpne strømningsbane. Dertil er å si at dampen 34 vil kunne bringes på det nødvendige trykk direkte, eller også på et høyere trykk, og da via det allerede nevnte styreorgan 43, eller tilsvarende ekspanderes via dampturbin-en 41 til det trykknivå som kreves for innmatningen. For
ladet drift er den her viste krets forsynt med et ytterligere uttak for en spillgassmengde 47 fra spillvarme-dampgeneratoren 31, og et uttak for en ytterligere spillgassmengde 45 nedstrøms av spillvarme-dampgeneratoren 31. Begge spill-gassmengder 45, 47 strømmer inn i en ekspander 46 og føres deretter bort 48, idet deres videre anvendelse er spesifikt sikret fra tilfelle til tilfelle. Via denne ekspander 46 lar det seg f.eks. gjøre å innstille et optimalt trykk for ladning av kretsløpet, hvorved det i et slikt tilfelle må tilveiebringes en mengderegulering. Med denne trykkregu-lering lar det seg også ved behov gjøre å oppnå en innbyrdes avhengig regulering av hoveddampmengdens 34 trykk.
Den nettopp beskrevne krets lar seg også utføre med hensyn på et kombianlegg, hvor gassturbinkretsløpet på fig. 5, det være seg med eller uten mellomkjøling, danner grunnkretsen for et kombianlegg, hvorved ett slikt er kjent fra EP-0 767 290 Al, idet denne publikasjon utgjør en integrert del av foreliggende beskrivelse.
Fig. 6 går ut fra en grunnkrets ifølge fig. 5 og støtter seg på fig. 2 når det gjelder mellomkjølingen i kompressorenhet-ens 1 område. Utførelsene på de to nevnte figurer er også gyldige her og utgjør integrerte bestanddeler av fig. 6.
Gassturbinanlegget ifølge fig. 1-6 lar seg uten videre erstatte med et sekvensielt fyrt anlegg ifølge EP-0 020 362 Al.
Fig. 7 viser en delvis lukket gassturbinprosess ladet med C0a, som drives slik at brennstoffet 21 tilføres brennkammeret 3, her som CH4, og den tilhørende oksydator 18, her som Oj, hvorved det også her er fastlagt som mål å utskille det dannede overskytende C0a og HjO på egnet sted. Det ut-skilte C02 med høyt trykk vil da lett kunne flytendegjøres ved kjøling (TK = 31°C, pK = 74 bar) , hvilket lett gjør det mulig å deponere det på havbunnen. COa er en forholdsvis tung gass. Dens spesifikke varme endrer seg i halvideell gasstilstand fra cp 0,84 ved 15°C til cp = 1235 Kj/kp °C, slik at isentropeksponenten k synker fra 1,29 ved 15°C til k = 1,181 ved 1000°C. Denne egenskap resulterer i meget høye trykkforhold for maksimalt spesifikt arbeid og maksimal virkningsgrad. Verdiene ligger med en faktor 4 over dem for luft. I en slik krets er det derfor fordelaktig å foreta innføring av en mellomkjøler og en rekuperator. Her tilveiebringes da et lavt trykkforhold fra ca. 5 ved 700°C. Slik sett, må det dessuten passes på at spesielt kompressoren, på grunn av den betydelig lavereliggende lydhastighet av COa i forhold til luft, må konstrueres for lavere perife-rihastighet enn det som normalt er vanlig for luft. På fig.
7 befinner det første for-kompresjonstrinn la (ND-kompressor) seg ennå i en tilstand med en gassfase, mens den etterkoblede mellomkjøler 50 forløper nær grensekurven gass/ damp/væske og trykkavhengig oppviser en ytterst høy spesi-fikk varme. Det forkomprimerte sirkulasjonsmedium 27 gjen-nomstrømmer da en rekuperator 51 og deretter den allerede nevnte mellomkjøler 50 før det strømmer inn i det andre kompresjonstrinn lb, hvori sluttkomprimeringen gjennomføres. I funksjonsmessig forbindelse med denne mellomkjøler 50 lar det prosessmessig overskytende C0a seg trekke ut flytende ved hjelp av moderat viderekjøling hhv. varmebortføring. For dette anvendelsesformål lar hensiktsmessig det isobare avsnitt i mellomkjølerens 50 område seg forlegge til den våte sone, slik at det overskytende COa da allerede er f ly-tendegj ort. Til dette er det nødvendig at det står koldt kjølevann som helst har en temperatur på under 20°C til rådighet. Den sluttkomprimerte sirkulasjonsgass 12 strømmer da via parallelle kanaler 54, 55 gjennom likeledes paral-lellkoblede rekuperatorer 51, 53, hvori det finner sted en sammenført mellom-forvarmning. En slutt-forvarmning av sirkulasjonsgassen 56 finner da sted i en etterkoblet rekuperator 52, som gjennomstrømmes av spillgassene 23 fra turbinen 2. Disse spillgasser 23 er dessuten også godkjent for den allerede nevnte rekuperator 53, mens den parallelt med sistnevnte koblede rekuperator 51 bare gjennomstrømmes av den
forkomprimerte sirkulasjonsgass 27. På utstrømningssiden av rekuperatorene 52, 53 som gjennomstrømmes av spillgassene 23 er det anordnet en ytterligere mellomkjøler 49 før den kjøl-te sirkulasjonsgass 57 påny strømmer inn i forkompre-sjonstrinnet la, hvorved kretsløpet nå gjelder som lukket.
Fig. 8 viser en gassturbinprosess ifølge oppfinnelsen med etterkoblet dampkretsløp, hvor kretsen her er utvidet med en isotermkompressor og rekuperasjon. Ved en foretrukken utfø-relse benytter denne krets her en isotermkompressor drevet med trykkvann eller fall. Denne vil på grunn av sin inten-sive varmeveksling overta etterkjølerens funksjon. En skovlforsynt konvensjonell kondensator bortfaller derved. En slik fortrinnsvis anvendt isotermkompressors oppgave består i å overføre sirkulasjonsgass til forkomprimert tilstand innenfor rammen av en isoterm komprimering, ved hvilken sirkulasjonsgassen vil kunne komprimeres forholdsvis sterkt uten å komme opp i høy kompresjonstemperatur, slik at denne i ekstreme tilfeller, i det minste under unngåelse av en konvensjonell kompressor og dermed bortfall av nødven-digheten av å drive kompressoren ved hjelp av turbinen, står direkte til rådighet for drift av gassturbinen. Ved hjelp av denne isoterme komprimering oppnås at den maksimalt muli-ge varmetilførsel ikke avtar med tiltagende trykkforhold. Derved forblir effekttettheten høy også ved høye trykkforhold. Dessuten er rekuperasjon alltid mulig. Selvsagt er det mulig å føre isotermt forkomprimert sirkulasjonsgass til et konvensjonelt høytrykks-kompresjonstrinn. En slik isotermkompressor byr således på forbedrede egenskaper når det gjelder utnyttelsen av spillvarmen fra de spillgasser som kommer ut fra turbinen, spesielt hvis temperaturnivået av den sterkt komprimerte luft, etter uttredelse fra et eventuelt høytrykkskompresjonstrinn som er etterkoblet den isoterme kompresjon, er lavere enn ved kompressorer i konvensjo-nelle gassturbinanlegg. En foretrukken utførelse av denne isotermkompressor i kombinasjon med en energigenererende gassturbin, slik det fremgår av fig. 7, består i at det an-ordnes en vertikalt forløpende strømningskanal som oppviser et øvre innløps- og et nedre utløpsområde, hvor diameteren av strømningskanalen i innløpsområdet er større enn diameteren i utløpsområdet. I strømningskanalens innløpsområde er det anordnet en dyseanordning som forstøver vannet og til-veiebringer store mengder av et størst mulig antall små vanndråper. Likeledes må det ved vannforstøvningen i strøm-ningskanalens innløpsområde passes på at det forstøvede vann blandes godt med sirkulasjonsgassen. Den sirkulasjonsgass/vannblanding som er dannet på denne måte, faller på grunn av tyngdekraften gjennom strømningskanalen, hvis in-nerkontur er slik utformet at området nær innløpsåpningen oppviser en tverrsnittsflate som i vidtgående grad er ufor-andret langs strømningskanalens vertikale strekning, slik at sirkulasjonsgassens strømningshastigheter og den fallende
dråpesky raskest mulig tilpasser seg hverandre ved impuls-overføring. Så snart sirkulasjonsgass/vann-blandingen har nådd en bestemt fallhastighet på fra 6-12 m/s, reduseres strømningskanalens tverrsnitt i fallretningen, slik at den relative hastighetsforskjell mellom dråpesky og sirkulasjonsgass forblir omtrent konstant. Uten avbremsning ville dråpeskyen akselereres nedad med tyngdekraftakselerasjonen. Hastigheten v ville raskt øke ifølge formelen v = V2g (x+xj , hvor g er tyngdekraftakselerasjonen og x vil være den nedadrettede koordinat, x,, er den konstant som omtrent tilsvarer startpunktet for den frie fallbevegelse. Hvis også sirkulasjonsgassen skulle følge den frie fallbevegelse, ville kompresjonskanalens tverrsnittsflate følge ifølge lo-ven om volumopprettholdelse A = V{x„/ (x + xj }. A^ hvor A,, er tverrsnittsflaten ved begynnelsen av falisjakten og A er tverrsnittsflaten på et vilkårlig sted. Fallsjaktens tverrsnitt innsnevres imidlertid noe langsommere i forhold til sistnevnte formel. Derved velges forløpet av innsnevringen akkurat slik at sirkulasjonsgassens bremsevirkning på dråpeskyen fører til en konstant relativ hastighetsdifferanse mellom dråper og sirkulasjonsgass. Følgelig får strømnings-tverrsnitts-reduksjonen av den mellom vanndråpene inneslut-tede sirkulasjonsgass ifølge Bernoulli en trykkøkning som tilsvarer en isoterm kompresjon. Endelig kommer den isotermt komprimerte sirkulasjonsgass/vann-blanding via strøm-ningskanalens utløpsåpning inn i et umiddelbart ved utløps-åpningen anordnet oppsamlingsfat hhv. høytrykkskammer, hvori vannet skilles fra den komprimerte sirkulasjonsgass.
En slik isoterm kompresjon er nærmere belyst ved eksempelet på fig. 8, idet det her legges til grunn en drevet vannfor-syning istedenfor den ovenfor beskrevne prosess.
Når det gjelder de teknisk-fysiske aspekter ved C02 som sirkulasjonsgass med hensyn til temperatur og trykk for optimal flytendegjøring, skal det også henvises til utførelsene på fig. 7.
Til forskjell fra ved de ovennevnte utførelser, innledes
ferdigstillelsen av den komprimerte sirkulasjonsgass her via en vannpumpe 58, som befinner seg på turbinens rotoraksel 5, altså drives av turbinen 2. Vannet 59 som er bragt på trykk strømmer inn i en injektor 60 hvori det finner sted en komprimering av de spiligasser 23 fra turbinen 2 som på forhånd er kjølt ved hjelp av en rekuperator 64. Herfra flyter da det ekspanderte vann 65 igjen tilbake i pumpen 58. Samtidig blir en via et styreorgan 62 strømmende luft 61 for start av prosessen ferdigstilt i denne injektor 60. Den komprimerte sirkulasjonsgass 63 strømmer således gjennom den allerede nevnte rekuperator 64 og opptar der den varme som spillgassene 23 har avgitt før denne så strømmer inn i brennkammeret som behandlet sirkulasjonsgass 66. En delmengde 67 av den i injektoren komprimerte sirkulasjonsgass 63 avledes oppstrøms av rekuperatoren 64 og føres gjennom en kjøler 14 i hvilken kondensasjonen av C02 finner sted på allerede beskreven må-te. Deretter følger bortføringen 15 av det flytendegjorte C03 samt parasittgassene 16. De øvrige elementer på denne figur tilsvarer kretsen ifølge fig. 5, idet dampledningen 47 fra rekuperatoren 64 her er forsynt med enda et styreorgan 68.
Pig. 9 viser en krets som ligger til grunn for en stempelmotor 69/70. Selvsagt vil det her også kunne anvendes motorer med et multistempelsystem. Ved innsugning går stempelet 70 oppad, en resirkulasjonsgass fra ledningen 74 og/eller fra lageret 71 suges inn, hvorved luft 72 fra omgivelsene automatisk suges inn ved start. Disse fremgangsmåter ved innsugning resp. start styres ved hjelp av tilsvarende sty-reorganer 73, 75. Ved kompresjonsfasen går stempelet 70 til lukket (stempel 70 nedad). Arbeidstakten omfatter at det separat komprimerte brennstoff 78 innsprøytes i nærstø-kiometrisk forhold via styreorganet 79, og oksygen via styreorganet 77, alt etter selve trykkforholdet, eller fjernan-tennes, hvorved ekspansjonen (stempelet 70 oppad) innledes. Ved etterfølgende utstøtning går stempelet 70 nedad; ved driftsmåte med resirkulasjon er bare ventilen 81 til kjøle-ren åpen. Ved start blir først stempelmotoren koblet inn, antent og så blir spillgassventilen 85 strupt, hvorved re-sirkulasjonsledningen 80 og dennes forgrening 84 mates med spillgass. Vanligvis blir også luftinnsugningsventilen 73 strupt, og resirkulasjonen anrikes med sirkulasjonsgass som hovedsakelig består av C02. Til slutt blir de to ventiler 73, 85 som står i operativ forbindelse med starten, lukket helt, og motoren står i resirkulasjonsdrift. Overskudds-sirkulasjonsgassen, nemlig C0a, vil prinsipielt kunne tas ut av syklusen på to måter. På det laveste trykknivå via en ledning 82 forsynt med styreorgan 83, som er avledet fra ut-støtningskanalen, eller via en på figuren ikke nærmere vist ventil som er anordnet foran kjøleren 24. En ytterligere mulighet for uttagning av overskudds-sirkulasjonsgass fra syklusen består i under trykk å avlede den i et egnet avsnitt av kompresjonstakten, etterkjøle den og føre den til kondensering. Den derved uttatte sirkulasjonsgass inneholder lite vann som må føres bort så sant kretsen oppviser god awanning 25/26 etter kjøleren 24. Denne stempelmotor behø-ver, i motsetning til et konvensjon-elt anlegg, ingen ladning for effektøkning. Når mindre overskuddsgass tas ut av det lukkede resp. kvasilukkede kretsløp, stiger prosesstryk-ket i tilbakeløpet gjennom ledningen 74 og i lageret 71 automatisk, og omvendt. Også den her beskrevne motor behøver, som allerede nevnt, et hydrokarbon eller hydrogen som brennstoff og tilsvarende også oksygen, enten rent eller som ok-sygenanriket luft. Ved drift med forholdsvis rent oksygen kommer intet nitrogen inn i flammen, hvorved den kjente NOx-dannelse ved stempelmotorer faller helt bort.
Oppfinnelsen slik den er karakterisert i patentkravene er basert på utførelsesformen vist på fig. 8.
Claims (23)
1. Kraftverkanlegg, - hvor kraftverkanlegget oppviser i det minste et brennkammer (3), en gassturbin (2), en generator (4) og en kjø-ler (14) for utkondensering av en sirkulasjonsgass (23), - hvor det på nedstrømssiden av turbinen (2) er anordnet en rekuperator (64), og - hvor kraftverkanlegget oppviser et lukket eller kvasi-lukket kretsløp,
karakterisert ved- at det som isoterm kompressor for sirkulasjonsgassen foran brennkammeret (3) er anordnet en loddrett utformet strømningskanal hvis innløpsområde er større enn utløpsom-rådet, og som mellom innløps- og utløpsområdet har en tverrsnittsinnsnevring, og - at det i strømningskanalens innløpsområde er anordnet en dyseanordning for forstøvning av vann og at strømningskana-lens utløpsområde er forbundet med et oppsamlingskar.
2. Kraftverkanlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at rekuperatoren (64) gjennomstrømmes av den komprimerte sirkulasjonsgass (63), slik at det skjer en varmeutveksling med turbinens (2) av-kjølte spillgasser.
3. Kraftverkanlegg ifølge krav l eller 2, karakterisert ved at et kvantum sirkulasjonsgass (67) er utskillbar og utkondenserbar på opp-strømssiden av rekuperatoren (64), som gjennomstrømmes av den komprimerte sirkulasjonsgass (63).
4. Kraftverkanlegg ifølge et av kravene 1-3, karakterisert ved at det på turbinens (2) utstrømningsside er anordnet en kjøler (14) eller varmeveksler (24) for utskillelse av en vannmengde (25) som dannes under prosessen.
5. Kraf tverkanlegg ifølge "et av kravene 4-4, karakterisert ved at det på gassturbinens utstrømningsside er anordnet minst ett i funksjonsmessig forbindelse med spillgassene fra turbinen drevet damp-kraftverkanleggløp.
6. Kraftverkanlegg ifølge krav 5, karakterisert ved at dampkretsløpet består av i det minste én spillvarmedampgenerator (31) og i det minste én dampturbin (32).
7. Kraf tverkanlegg ifølge et av kravene 1-6, karakterisert ved at gassturbinen bygger på en sekvensiell oppvarmning.
8. Kraftverkanlegg ifølge krav 7, karakterisert ved at gassturbinen består av et første brennkammer, en nedstrøms av det første brennkammer virkende første turbin, et nedstrøms av den første turbin virkende andre brennkammer, en nedstrøms av det andre brennkammer virkende andre turbin, og at det andre brennkammer er utført som selvantennende brennkammer.
9. Kraftverkanlegg ifølge krav 8, karakterisert ved at strømningsmaskinene er anordnet på en felles rotoraksel.
10. Kraftverkanlegg ifølge krav 8, karakterisert ved at det andre brennkammer er forsynt med hvirvelskapende elementer.
11. Kraftverkanlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at vannpumpen (58) dri- f ves av turbinen (2).
12. Kraftverkanlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at sirkulasjonsgassen er isotermt komprimerbar ved hjelp av en vannforstøvnings-anordning.
13. Kraftverkanlegg ifølge krav 12, karakterisert ved at vannforstøvnings-anordningen er en høytrykksvanninjektor.
14. Kraftverkanlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at kraftverkanlegget er en stempelmotor (69/70) som kan drives ved selv- eller fjernstart.
15. Kraftverkanlegg ifølge krav 14, karakterisert ved at stempelmotoren er en fire-takts forbrenningsmotor.
16. Kraftverkanlegg ifølge krav 14, karakterisert ved at sirkulasjonsgassen kan tas ut fra en lagret mengde (71) etter behov.
17. Kraftverkanlegg ifølge krav 14, karakterisert ved at den overskytende sirkulasjonsgass kan tas ut av syklusen (80) på egnede steder for ytterligere kondensasjon.
18. Kraftverkanlegg ifølge krav 1,
karakterisert ved at kraftverkanleggets ladet rykk kan reguleres ved tilsvarende dosering av uttaket av den overskytende sirkulasjonsgass.
19. Fremgangsmåte for drift av et kraftverkanlegg med en C02-prosess, - hvor fremgangsmåten omfatter en kompresjon av en sirkulasjonsgass, en varmetilførsel, en ekspansjon i en turbin (2), en varmeavledning, - hvor C02-prosessen drives med en indre forbrenning, - hvor det foruten et brennstoff (21) også tilføres nødven-dig oksygen (18) for oksidasjonen, og - hvor C02 utskilles fra prosessen," karakterisert ved- at sirkulasjonsgassen (23) sammen med vanndråper føres gjennom en vertikalt forløpende strømningskanal hvor den dannede blanding faller på grunn av tyngdekraften, - at sirkulasjonsgassen (23) under fallet komprimeres isotermt ved impulsoverføring fra vanndråpene, og - at den komprimerte sirkulasjonsgass (23) atskilles fra vannet i et oppsamlingskar.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved at komprimert sirkulasjonsgass (63) ledes gjennom en rekuperator (64) anordnet på turbinens (2) oppstrømsside.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, karakterisert ved at et kvantum sirkulasjonsgass (64) utskilles og utkondenseres oppstrøms av rekuperatoren .
22. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 19 - 21, karakterisert ved at vannpumpen (58) drives av turbinen (2).
23. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 19 - 22, karakterisert ved at - sirkulasjonsgassen komprimeres isotermt av en vannforstøv-ningsanordning, - at denne vannforstøvningsanordning blander den sirkulasjonsgass som skal komprimeres med forstøvede vanndråper, slik at det dannes en blanding av vann og sirkulasjonsgass, - at denne blanding av vann og sirkulasjonsgass føres inn i et kammer hvor vannet skiller seg fra den komprimerte sirkulasjonsgass, og - at denne sirkulasjonsgass tilføres brennkammeret (3) direkte eller indirekte gjennom en ytterligere kanal.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP98810154A EP0939199B1 (de) | 1998-02-25 | 1998-02-25 | Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO990761D0 NO990761D0 (no) | 1999-02-18 |
NO990761L NO990761L (no) | 1999-08-26 |
NO316807B1 true NO316807B1 (no) | 2004-05-18 |
Family
ID=8235964
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19990761A NO316807B1 (no) | 1998-02-25 | 1999-02-18 | Kraftverkanlegg og en fremgangsmate for drift av dette |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US20010042367A1 (no) |
EP (1) | EP0939199B1 (no) |
JP (1) | JP2000064854A (no) |
DE (1) | DE59811106D1 (no) |
NO (1) | NO316807B1 (no) |
Families Citing this family (144)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE10042314B4 (de) * | 2000-08-29 | 2010-06-17 | Alstom Technology Ltd. | Gasturbinenanordnung mit einer Brennstoffzelle |
DK1197258T3 (da) | 2000-10-13 | 2011-04-04 | Alstom Technology Ltd | Fremgangsmåde til drift af et kraftværksanlæg |
WO2003029618A1 (de) * | 2001-10-01 | 2003-04-10 | Alstom Technology Ltd. | Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken |
NO20023050L (no) * | 2002-06-21 | 2003-12-22 | Fleischer & Co | Fremgangsmåte samt anlegg for utf degree relse av fremgangsmåten |
DE10231879B4 (de) * | 2002-07-12 | 2017-02-09 | General Electric Technology Gmbh | Verfahren zur Beeinflussung und Kontrolle der Oxidschicht auf thermisch belasteten metallischen Bauteilen von CO2/H2O-Gasturbinenanlagen |
WO2004009963A1 (de) * | 2002-07-14 | 2004-01-29 | RERUM COGNITIO Gesellschaft für Marktintegration deutscher Innovationen und Forschungsprodukte mbH | Verfahren zur trennung von restgasen und arbeitsfluid beim wasser-dampf-kombi-prozess |
US6802178B2 (en) * | 2002-09-12 | 2004-10-12 | The Boeing Company | Fluid injection and injection method |
AU2003298266A1 (en) | 2002-11-08 | 2004-06-07 | Alstom Technology Ltd | Gas turbine power plant and method of operating the same |
US7637093B2 (en) * | 2003-03-18 | 2009-12-29 | Fluor Technologies Corporation | Humid air turbine cycle with carbon dioxide recovery |
WO2004083615A1 (en) * | 2003-03-18 | 2004-09-30 | Fluor Corporation | Humid air turbine cycle with carbon dioxide recovery |
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 |
DE10337239A1 (de) * | 2003-08-13 | 2005-03-17 | Siemens Ag | Verfahren zum Betrieb einer Turbinenanlage, Turbinenanlage sowie Verwendung einer Gasturbine |
NO20044456L (no) * | 2004-10-20 | 2005-03-03 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate for fjerning og gjenvinning av C02 fra eksosgass |
NO20051895D0 (no) * | 2005-04-19 | 2005-04-19 | Statoil Asa | Fremgangsmate for produksjon av elektrisk energi og CO2 fra et hydrokarbon rastoff |
US7647762B2 (en) * | 2005-08-25 | 2010-01-19 | Lennox Industries Inc. | Combined apparatus for fluid heating and electrical power generation |
US7927568B2 (en) * | 2006-10-26 | 2011-04-19 | Foster Wheeler Energy Corporation | Method of and apparatus for CO2 capture in oxy-combustion |
US20080141645A1 (en) * | 2006-12-14 | 2008-06-19 | General Electric Company | System and method for low emissions combustion |
US20110042968A1 (en) * | 2007-06-27 | 2011-02-24 | Nebb Technology As | Method and plant for combined production of electric energy and water |
AU2008304752B2 (en) * | 2007-09-28 | 2012-03-01 | Central Research Institute Of Electric Power Industry | Turbine facility and power generating apparatus |
US9410479B2 (en) * | 2007-12-19 | 2016-08-09 | General Electric Company | Method for adjusting the operation of a turbomachine receiving a recirculated exhaust gas |
US8572944B2 (en) | 2007-12-19 | 2013-11-05 | General Electric Company | Prime mover for an exhaust gas recirculation system |
US8051638B2 (en) | 2008-02-19 | 2011-11-08 | General Electric Company | Systems and methods for exhaust gas recirculation (EGR) for turbine engines |
EP2092973A1 (de) | 2008-02-25 | 2009-08-26 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Verdichtung von Kohlenstoffdioxid oder eines ähnliche Eigenschaften aufweisenden Gases |
EP2268897B1 (en) | 2008-03-28 | 2020-11-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery system and method |
MY153097A (en) | 2008-03-28 | 2014-12-31 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
WO2011059567A1 (en) | 2009-11-12 | 2011-05-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
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 |
WO2010044958A1 (en) | 2008-10-14 | 2010-04-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for controlling the products of combustion |
US8534073B2 (en) * | 2008-10-27 | 2013-09-17 | General Electric Company | System and method for heating a fuel using an exhaust gas recirculation system |
CH699804A1 (de) * | 2008-10-29 | 2010-04-30 | Alstom Technology Ltd | Gasturbinenanlage mit Abgasrückführung sowie Verfahren zum Betrieb einer solchen Anlage. |
JP2010180868A (ja) * | 2009-02-09 | 2010-08-19 | Central Res Inst Of Electric Power Ind | タービン設備及び発電設備 |
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 |
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 |
BRPI1008485B1 (pt) | 2009-02-26 | 2020-06-02 | Palmer Labs, Llc | Aparelho e método para combustão de um combustível em alta pressão e alta temperatura e sistema e dispositivo associados. |
US20100326084A1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-12-30 | Anderson Roger E | Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel |
DE102009017131A1 (de) * | 2009-04-15 | 2010-11-04 | Kirchner, Hans Walter, Dipl.-Ing. | Offener Gasturbinenprozess mit CO2 Abscheidung |
US9353940B2 (en) | 2009-06-05 | 2016-05-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combustor systems and combustion burners for combusting a fuel |
DE102009045380A1 (de) * | 2009-10-06 | 2011-04-07 | Robert Bosch Gmbh | Antriebseinrichtung |
EP2588728B1 (en) | 2010-07-02 | 2020-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation |
BR112012031512A2 (pt) | 2010-07-02 | 2016-11-08 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistemas e processos de geração de energia de baixa emissão |
TWI593878B (zh) | 2010-07-02 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 用於控制燃料燃燒之系統及方法 |
BR112012031153A2 (pt) | 2010-07-02 | 2016-11-08 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistemas e métodos de geração de energia de triplo-ciclo de baixa emissão |
BR112012031499A2 (pt) | 2010-07-02 | 2016-11-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | combustão estequiométrica com recirculação de gás de exaustão e resfriador de contato direto |
EP2601393B1 (en) | 2010-08-06 | 2020-01-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion |
WO2012018458A1 (en) | 2010-08-06 | 2012-02-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for exhaust gas extraction |
US9388712B2 (en) * | 2010-10-13 | 2016-07-12 | Southwest Research Institute | Methods and apparatus for an oxy-fuel based power cycle |
US8726628B2 (en) * | 2010-10-22 | 2014-05-20 | General Electric Company | Combined cycle power plant including a carbon dioxide collection system |
EP2665808B1 (en) | 2011-01-20 | 2016-12-07 | Saudi Arabian Oil Company | On-board recovery and storage of c02 from motor vehicle exhaust gases |
KR101739167B1 (ko) | 2011-01-20 | 2017-06-08 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 자동차 내연기관 배기 가스로부터의 co2의 온-보드 회수 및 저장을 위해 폐열을 활용하는 직접 치밀화 방법 및 시스템 |
US9371755B2 (en) | 2011-01-20 | 2016-06-21 | Saudi Arabian Oil Company | Membrane separation method and system utilizing waste heat for on-board recovery and storage of CO2 from motor vehicle internal combustion engine exhaust gases |
EP2665544B1 (en) | 2011-01-20 | 2016-11-30 | Saudi Arabian Oil Company | Reversible solid adsorption method and system utilizing waste heat for on-board recovery and storage of co2 |
AU2012231390A1 (en) * | 2011-03-22 | 2013-10-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for carbon dioxide capture in low emission turbine systems |
TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
TWI563166B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated generation systems and methods for generating power |
TWI564474B (zh) | 2011-03-22 | 2017-01-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法 |
TWI593872B (zh) * | 2011-03-22 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 整合系統及產生動力之方法 |
US8453461B2 (en) * | 2011-08-25 | 2013-06-04 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
US8713947B2 (en) | 2011-08-25 | 2014-05-06 | General Electric Company | Power plant with gas separation system |
US8266913B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-09-18 | General Electric Company | Power plant and method of use |
US8245493B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-08-21 | General Electric Company | Power plant and control method |
US8266883B2 (en) * | 2011-08-25 | 2012-09-18 | General Electric Company | Power plant start-up method and method of venting the power plant |
US8453462B2 (en) * | 2011-08-25 | 2013-06-04 | General Electric Company | Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant |
US8347600B2 (en) | 2011-08-25 | 2013-01-08 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
US9127598B2 (en) * | 2011-08-25 | 2015-09-08 | General Electric Company | Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant |
US8205455B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-06-26 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
US8245492B2 (en) * | 2011-08-25 | 2012-08-21 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
BR112014010651B1 (pt) | 2011-11-02 | 2021-02-09 | 8 Rivers Capital, Llc | sistema de geração de energia e método correspondente |
CN104428490B (zh) | 2011-12-20 | 2018-06-05 | 埃克森美孚上游研究公司 | 提高的煤层甲烷生产 |
MX358190B (es) | 2012-02-11 | 2018-08-08 | Palmer Labs Llc | Reaccion de oxidacion parcial con enfriamiento de ciclo cerrado. |
CN104981587B (zh) * | 2012-03-28 | 2017-05-03 | 通用电器技术有限公司 | 联合循环发电厂及用于操作此类联合循环发电厂的方法 |
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 |
US10273880B2 (en) | 2012-04-26 | 2019-04-30 | General Electric Company | System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine |
US9784185B2 (en) | 2012-04-26 | 2017-10-10 | General Electric Company | System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine |
JP5917324B2 (ja) * | 2012-07-20 | 2016-05-11 | 株式会社東芝 | タービンおよびタービン運転方法 |
CA2890484C (en) * | 2012-08-30 | 2022-07-05 | Enhanced Energy Group LLC | Cycle turbine engine power system |
EP2890886B1 (en) * | 2012-08-30 | 2020-04-08 | Enhanced Energy Group LLC | Cycle piston engine power system |
US9163561B2 (en) * | 2012-10-29 | 2015-10-20 | General Electric Company | Power plant emissions reduction |
US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
US9869279B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-01-16 | General Electric Company | System and method for a multi-wall turbine combustor |
US10138815B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-11-27 | General Electric Company | System and method for diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
US9611756B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-04-04 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
US9599070B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-03-21 | General Electric Company | System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
US10215412B2 (en) | 2012-11-02 | 2019-02-26 | General Electric Company | System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
US9574496B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-02-21 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US9803865B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-10-31 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US10107495B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-23 | General Electric Company | Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent |
US9631815B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US10208677B2 (en) | 2012-12-31 | 2019-02-19 | General Electric Company | Gas turbine load control system |
US9581081B2 (en) | 2013-01-13 | 2017-02-28 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
US9512759B2 (en) | 2013-02-06 | 2016-12-06 | General Electric Company | System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation |
US9938861B2 (en) | 2013-02-21 | 2018-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fuel combusting method |
TW201502356A (zh) | 2013-02-21 | 2015-01-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | 氣渦輪機排氣中氧之減少 |
US10221762B2 (en) | 2013-02-28 | 2019-03-05 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
CN105008499A (zh) | 2013-03-08 | 2015-10-28 | 埃克森美孚上游研究公司 | 发电和从甲烷水合物中回收甲烷 |
US9618261B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
US20140250945A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Richard A. Huntington | Carbon Dioxide Recovery |
TW201500635A (zh) | 2013-03-08 | 2015-01-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | 處理廢氣以供用於提高油回收 |
JP5522701B2 (ja) * | 2013-03-29 | 2014-06-18 | 一般財団法人電力中央研究所 | 発電設備 |
US9631542B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines |
TWI654368B (zh) | 2013-06-28 | 2019-03-21 | 美商艾克頌美孚上游研究公司 | 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體 |
US9835089B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-12-05 | General Electric Company | System and method for a fuel nozzle |
US9617914B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-11 | General Electric Company | Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation |
US9903588B2 (en) | 2013-07-30 | 2018-02-27 | General Electric Company | System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
US9587510B2 (en) | 2013-07-30 | 2017-03-07 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine sensor |
US9951658B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-04-24 | General Electric Company | System and method for an oxidant heating system |
JP6250332B2 (ja) | 2013-08-27 | 2017-12-20 | 8 リバーズ キャピタル,エルエルシー | ガスタービン設備 |
US10030588B2 (en) | 2013-12-04 | 2018-07-24 | General Electric Company | Gas turbine combustor diagnostic system and method |
US9752458B2 (en) | 2013-12-04 | 2017-09-05 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine |
US10227920B2 (en) | 2014-01-15 | 2019-03-12 | General Electric Company | Gas turbine oxidant separation system |
US9915200B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-03-13 | General Electric Company | System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation |
US9863267B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-01-09 | General Electric Company | System and method of control for a gas turbine engine |
US10079564B2 (en) | 2014-01-27 | 2018-09-18 | General Electric Company | System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
US10047633B2 (en) | 2014-05-16 | 2018-08-14 | General Electric Company | Bearing housing |
US10060359B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-08-28 | General Electric Company | Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation |
US10655542B2 (en) | 2014-06-30 | 2020-05-19 | General Electric Company | Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation |
US9885290B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-02-06 | General Electric Company | Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system |
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 |
EA035969B1 (ru) | 2014-09-09 | 2020-09-08 | 8 Риверз Кэпитл, Ллк | Способ получения жидкого диоксида углерода под низким давлением из системы генерации мощности |
US11231224B2 (en) | 2014-09-09 | 2022-01-25 | 8 Rivers Capital, Llc | Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method |
JP6384916B2 (ja) * | 2014-09-30 | 2018-09-05 | 東芝エネルギーシステムズ株式会社 | ガスタービン設備 |
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 |
MA40950A (fr) | 2014-11-12 | 2017-09-19 | 8 Rivers Capital Llc | Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie |
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 |
US9819292B2 (en) | 2014-12-31 | 2017-11-14 | General Electric Company | Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine |
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 |
US10788212B2 (en) | 2015-01-12 | 2020-09-29 | General Electric Company | System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation |
US10316746B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-06-11 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
US10253690B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-04-09 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
US10094566B2 (en) | 2015-02-04 | 2018-10-09 | General Electric Company | Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
US10267270B2 (en) | 2015-02-06 | 2019-04-23 | General Electric Company | Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation |
US10145269B2 (en) | 2015-03-04 | 2018-12-04 | General Electric Company | System and method for cooling discharge flow |
US10480792B2 (en) | 2015-03-06 | 2019-11-19 | General Electric Company | Fuel staging in a gas turbine engine |
EP3106645B1 (en) * | 2015-06-15 | 2018-08-15 | Rolls-Royce Corporation | Gas turbine engine driven by sco2 cycle with advanced heat rejection |
CN107849976B (zh) | 2015-06-15 | 2021-11-02 | 八河流资产有限责任公司 | 用于启动发电设备的***和方法 |
BR112018003913A2 (pt) | 2015-09-01 | 2018-09-25 | 8 Rivers Capital Llc | sistemas e métodos para produção de energia usando ciclos de co2 embutidos |
EP3417037B1 (en) | 2016-02-18 | 2020-04-08 | 8 Rivers Capital, LLC | System and method for power production including methanation |
CA3015321A1 (en) | 2016-02-26 | 2017-08-31 | 8 Rivers Capital, Llc | Systems and methods for controlling a power plant |
CN109415953B (zh) | 2016-04-21 | 2021-08-06 | 八河流资产有限责任公司 | 用于氧化烃气体的***和方法 |
BR112019004762A2 (pt) | 2016-09-13 | 2019-05-28 | 8 Rivers Capital Llc | sistema e método para a produção de energia mediante o uso de oxidação parcial |
WO2018109810A1 (ja) * | 2016-12-12 | 2018-06-21 | 株式会社 東芝 | タービン及びタービンシステム |
KR102669709B1 (ko) | 2017-08-28 | 2024-05-27 | 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 | 회수식 초임계 co2 동력 사이클들의 저등급의 열 최적화 |
PL3759322T3 (pl) | 2018-03-02 | 2024-03-18 | 8 Rivers Capital, Llc | Układy i sposoby wytwarzania energii z wykorzystaniem płynu roboczego z dwutlenku węgla |
US11931685B2 (en) | 2020-09-10 | 2024-03-19 | Enhanced Energy Group LLC | Carbon capture systems |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CH550938A (de) * | 1972-10-04 | 1974-06-28 | Bbc Sulzer Turbomaschinen | Lastreguliervorrichtung fuer eine geschlossene gasturbinenanlage. |
US4498289A (en) * | 1982-12-27 | 1985-02-12 | Ian Osgerby | Carbon dioxide power cycle |
DE3643401A1 (de) * | 1986-12-19 | 1988-06-30 | Artur Richard Greul | Verfahren und vorrichtung eines abgasfreien kondensations-kraftwerks |
DE3924908A1 (de) * | 1989-07-27 | 1991-01-31 | Siemens Ag | Verfahren und anlage zur minderung des kohlendioxidgehalts der abgase bei fossiler verbrennung |
US5175995A (en) * | 1989-10-25 | 1993-01-05 | Pyong-Sik Pak | Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide |
JPH04279729A (ja) * | 1991-03-07 | 1992-10-05 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Co2回収ガスタービンプラント |
DE4303174A1 (de) * | 1993-02-04 | 1994-08-18 | Joachim Dipl Ing Schwieger | Verfahren zum Erzeugen elektrischer Energie |
CH687269A5 (de) | 1993-04-08 | 1996-10-31 | Abb Management Ag | Gasturbogruppe. |
FI101413B (fi) * | 1993-07-05 | 1998-06-15 | Ari Veli Olavi Loeytty | Jätelämmön hyödyntämismenetelmä esim. voimalaitoksissa |
DE4407619C1 (de) * | 1994-03-08 | 1995-06-08 | Entec Recycling Und Industriea | Verfahren zur schadstoffarmen Umwandlung fossiler Brennstoffe in technische Arbeit |
DE19536839A1 (de) | 1995-10-02 | 1997-04-30 | Abb Management Ag | Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage |
SE510738C2 (sv) * | 1996-05-20 | 1999-06-21 | Nonox Eng Ab | Sätt samt anordning för elgenerering på basis av förbränning av gasformiga bränslen |
EP0953748B1 (de) * | 1998-04-28 | 2004-01-28 | ALSTOM (Switzerland) Ltd | Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess |
DE59901383D1 (de) * | 1998-08-19 | 2002-06-13 | Bayerische Motoren Werke Ag | Abgasanlage einer Brennkraftmaschine mit einem Speichervolumen |
-
1998
- 1998-02-25 EP EP98810154A patent/EP0939199B1/de not_active Expired - Lifetime
- 1998-02-25 DE DE59811106T patent/DE59811106D1/de not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-02-18 NO NO19990761A patent/NO316807B1/no not_active IP Right Cessation
- 1999-02-23 US US09/255,712 patent/US20010042367A1/en not_active Abandoned
- 1999-02-24 JP JP11046848A patent/JP2000064854A/ja active Pending
-
2004
- 2004-05-25 US US10/852,656 patent/US7089743B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0939199B1 (de) | 2004-03-31 |
NO990761L (no) | 1999-08-26 |
US20050076645A1 (en) | 2005-04-14 |
EP0939199A1 (de) | 1999-09-01 |
US20010042367A1 (en) | 2001-11-22 |
US7089743B2 (en) | 2006-08-15 |
DE59811106D1 (de) | 2004-05-06 |
NO990761D0 (no) | 1999-02-18 |
JP2000064854A (ja) | 2000-02-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO316807B1 (no) | Kraftverkanlegg og en fremgangsmate for drift av dette | |
US6269624B1 (en) | Method of operating a power plant with recycled CO2 | |
AU675792B2 (en) | A gas compressor | |
US20100287934A1 (en) | Heat Engine System | |
US6845738B2 (en) | Method for operating an internal combustion engine | |
JP2000064854A5 (no) | ||
JPH09509998A (ja) | 化石燃料を少ない汚染物質で動力に変換する方法 | |
EP3414439B1 (en) | Combustion chamber arrangement and system comprising said arrangement | |
EA011332B1 (ru) | Низкотемпературный мотокомпрессорный узел с непрерывным "холодным" сгоранием при постоянном давлении и с активной камерой | |
US20150260053A1 (en) | System and method for generating electric energy | |
WO2008064197A2 (en) | Systems and methods for producing power using positive displacement devices | |
US20170138257A1 (en) | System and method for generating electric energy | |
US11448141B2 (en) | System and method for generating power | |
US10920677B2 (en) | System and method for generating power | |
US8266884B1 (en) | Asynchronous combustion system | |
JP2007270622A (ja) | 内燃エンジンシステム | |
JP2007270623A (ja) | 蒸気発生装置及び内燃エンジンシステム | |
CN105715428B (zh) | 动力装置 | |
AU2013101741A4 (en) | Heat Engine System | |
JP2007270621A (ja) | 内燃エンジンシステム | |
US20140216045A1 (en) | Gas turbine with improved power output | |
CN110017201A (zh) | 采用布雷顿循环的车用天然气发动机排气余热回收*** |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |