NO322002B1 - Fremgangsmåte og anordning for starting av utslippsfrie gassturbin-kraftstasjoner - Google Patents
Fremgangsmåte og anordning for starting av utslippsfrie gassturbin-kraftstasjoner Download PDFInfo
- Publication number
- NO322002B1 NO322002B1 NO20041353A NO20041353A NO322002B1 NO 322002 B1 NO322002 B1 NO 322002B1 NO 20041353 A NO20041353 A NO 20041353A NO 20041353 A NO20041353 A NO 20041353A NO 322002 B1 NO322002 B1 NO 322002B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas turbine
- gas
- cycle
- steam
- turbine cycle
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 22
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 115
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 35
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 28
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 22
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 21
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 17
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 17
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims description 16
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 9
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 8
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 6
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims description 5
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 4
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 claims description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 2
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000029305 taxis Effects 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat 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
- F01K21/047—Steam engine plants not otherwise provided for using mixtures of steam and gas; Plants generating or heating steam by bringing water or steam into direct contact with hot gas having at least one combustion gas turbine
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
-
- 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
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)
- Control Of Turbines (AREA)
- Control Of Eletrric Generators (AREA)
Description
Teknisk område
Foreliggende oppfinnelse vedrører et kraftgenereringsanlegg med minst én gassturbinsyklus med varmegjenvinningskoker og minst én dampturbinsyklus drevet via varmegjenvinningskokeren, idet gassturbinsyklusen er utformet for å være semi-lukket og hovedsakelig fri for utslipp og hovedsakelig omfattende en kompressor, et forbrenningskammer anordnet ned-strøms av kompressoren, en gassturbin anordnet nedstrøms av forbrenningskammeret, en varmegjenvinningskoker anordnet nedstrøms av gassturbinen, og minst én generator koblet til gassturbinen. Oppfinnelsen vedrører også fremgangsmåter for å starte opp og å drifte et slikt kraftgenereringsanlegg.
Kjent teknikk
Innenfor rammene av generelle forsøk på å utvikle kraftstasjoner som produserer så lite miljømessig forurensning som mulig, finnes et stort antall forskjellige prosjekter hvis mål er å utvikle utslippsfrie gassturbinkraftstasjoner med en semi-lukket C02/H20-syklus. I dette tilfellet brennes den naturlige gassen brukt som brennstoff med så ren oksygen som mulig. Forbrenningsgasser som i utgangspunket bare omfatter karbondioksid og vann, produseres under disse for-hold. Hvis vann kondenseres ut av arbeidsmediet, oppnås i hovedsak ren karbondioksid, som kan kondenseres ved kompresjon og kan anordnes og fjernes på forskjellige måter.
For å utnytte de høye temperaturene ved turbinutløpet, anvendes som regel en dampgenerator, idet dampen som produseres brukes til å drive en kondensasjonsturbin. Siden turbi-nutløpstemperaturen under normale trykkforhold for CO2/H2O-blandinger er høyere enn i konvensjonelle gassturbiner, leverer dampsyklusen i slike systemer opptil 50 % av den to-tale effekt.
Alternativt kan den genererte dampen forhåndsekspanderes i en mottrykksturbin for så å blandes med arbeidsmediet av gassturbinen oppstrøms for eller nedstrøms av forbrenningskammeret. Den injiserte dampen kan så etter strømning gjennom varmegjenvinningskokeren kondenseres ut sammen med vannet produsert av forbrenningen. Begge konsepter er beskrevet i nærmere detalj i EP 0731255 Bl.
Bruk av utslippsfrie gassturbinkraftstasjoner vurderes i dag spesielt i olje- og gassindustrien siden den separerte karbondioksiden kan anvendes der i stor grad (forbedret ol-jeutvinning, EOR) og, til dels må skatter som allerede er høye betales for avgitt karbondioksid. I olje- og gassindustrien drives imidlertid ofte kraftstasjoner i et miljø hvor det er vanskelig eller umulig å trekke startkraft fra nettet (fjerntliggende kystbeliggenhet, boreplattformer etc.). Dette problemet gjør det vanskeligere å anvende utslippsfrie kraftstasjoner av typen beskrevet over fordi et luftseparasjonsanlegg med hovedsakelig kryogen utforming må startes opp før oppstart av turbinen, idet dette luftse-paras jonsanlegget, over en periode på 2-4 timer, krever om-trent 10% av nettutgangseffekten av kraftstasjonen for å
oppnå et stabilt driftspunkt.
For en uavhengig oppstartsprosess kan strøm som genereres av generatorene i de integrerte dampturbinene anvendes i konvensjonelle gassturbingasstasjoner. Som et eksempel på dette kan et arrangement ifølge US patent 5148668 anvendes, hvor et varmtvannsreservoar fylt under drift leverer dampen som er nødvendig for oppstarten. For å tilveiebringe den nødvendige dampen i en lengre periode, er ytterligere opp-fyring av varmtvannsreservoaret nødvendig ifølge dette pa-tentet. Siden ingen rask start er mulig for utslippsfrie kraftstasjoner, kan en ikke anvende disse løsningene i kon-septet ved bruk av et varmtvannsreservoar.
Beskrivelse av oppfinnelsen
En hensikt med foreliggende oppfinnelse er derfor å tilveiebringe et utslippsfritt semi-lukket kraftstasjonsanlegg av den ovenfor nevnte type, dvs. ifølge ingressen i patentkrav 1, hvis kraftstasjonsanleggsdrift og oppstart er med minimal oppstartseffekt.
Foreliggende oppfinnelse oppnår denne hensikten ved hjelp av første midler som er arrangert, som alternativt eller i tillegg tillater varmgass å mates inn i varmgassbanen mellom gassturbinen og varmegjenvinningskokeren, og ved hjelp av andre midler arrangert, som alternativt eller i tillegg tillater eksosgass å avgis fra eksosgassbanen nedstrøms av varmegjenvinningskokeren.
Den overraskende enkle modifiseringen av gassturbinsyklusen tillater oppvarming av varmegjenvinningskokeren idet turbo-generatorsettet stoppes eller fremdeles ikke har tilstrekkelig høy kapasitet (eller heller ikke lenger har tilstrekkelig høy kapasitet), på en slik måte at dampturbinsyklusen kan opereres i en energigenererende eller spesielt strømge-nererende måte. Med andre ord drives varmegjenvinningskokeren, gjennom hvilken en eksosgassblanding av gassturbinanlegget strømmer, under normal drift som en tilleggsfyrt dampgenerator. Generatoren ved dampturbinene til hvilke dampen som genereres slippes inn i, gir en passende utforming av tilleggsfyringen, genererer tilstrekkelig strøm for å kunne starte opp både et luftseparasjonsanlegg, eventuelt til stede for tilførsel av ren oksygen, og gassturbinen. I tillegg tillater modifikasjonene dampturbinsyklusen å drives på en strømgenererende måte på egen hånd, og anlegget kan derfor også anta funksjonen til en nødgenereringsenhet, som kan være nødvendig, for eksempel rundt de mulige stopp-tider til et luftseparasjonsanlegg og/eller gassturbin. I dette tilfellet avgis eksosgassen som slippes ut fra eksosgass-banen normalt via en tilleggsstabel.
Ifølge en første, spesielt enkel og foretrukket utførelse av oppfinnelsen, er de første og andre midlene vendeelementer som tillater innmating eller avgivelse spesielt ved nullstilling av luftledere.
Ifølge en videre utførelse av oppfinnelsen tilveiebringes den ytterligere varmgassen, som alternativt eller i tillegg mates inn i varmgassbanen, ved én eller flere tilleggsbrennere som fortrinnsvis forsynes med frisk luft via en ventilator. I prinsippet er det imidlertid også mulig å tilveiebringe varmgassen på en annen måte, for eksempel via varme-vekslere, katalysatorer, etc.
Kraftgeneratoranlegget ifølge oppfinnelsen er fordelaktig drevet som et C02/H20-anlegg, dvs. en CC>2/H20-gassturbinsyklus er involvert i hvilken C02 og H20 produseres via .korresponderende midler for kompresjon og/eller midler for kjøling, fjernes fra gassturbinsyklusen, nærmere bestemt fortrinnsvis på en slik måte at den grener direkte av ned-strøms av kompressoren, og spesielt i fast og/eller væske-form, idet gassturbinsyklusen forsynes med i hovedsak ren oksygen, nærmere bestemt via et luftseparasjonsanlegg. I dette tilfellet kan luftseparasjonsanlegget ha kryogen utforming eller kan være basert på membranprosess.
Ifølge en annen foretrukket utførelse av oppfinnelsen har dampturbinsyklusen en hovedsakelig lukket utforming og har minst én dampturbin og minst én generator tilkoblet. I dette tilfellet kan dampturbinsyklusen med bruk av bare varmgass matet inn via de første midler, idet eksosgassene samtidig avgis via de andre midlene, drives på en slik måte at generatoren genererer tilstrekkelig energi til å bringe gassturbinanlegget og et luftseparasjonsanlegg som muligens er til stede, i drift eller henholdsvis i stand til å fungere som nødgenereringsenhet ved feil på gassturbinanlegget. I tillegg, kan et ytterligere vendeelement, via hvilket omgivende luft kan trekkes inn, fortrinnsvis arrangeres opp-strøms for kompressoren for å møte de spesielle kravene under oppstart eller under drift som nødgenereringsenhet.
Avhengig av betingelsene, kan dampturbinen anordnet i dampturbinsyklusen utformes som en kondensasjonsturbin eller som en mottrykksturbin, fra hvilken den delvis ekspanderte eksosdampen, etter injisering inn i syklusmediet oppstrøms for, i og/eller nedstrøms for forbrenningskammeret, ekspanderes til omgivende trykk i gassturbinen, med forsyning av kraft, er spesielt et vendeelement tilveiebrakt med hvilket eksosdampen kan ledes forbi gassturbinen direkte for kondensering i en kjøler anordnet i gassturbinsyklusen.
Ytterligere foretrukne utførelser av kraftstasjonsanlegget ifølge oppfinnelsen er beskrevet i de uselvstendige patentkrav.
Foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte for å starte opp et kraftgenereringsanlegg som beskrevet over, som er karakterisert ved at dampturbinsyklusen i en første fase først og fremst settes i drift med varmgassmating inn via de første midler, idet eksosgassene samtidig i det
. minste delvis avgis via de andre midler, deretter i en andre fase drives generatoren av en motor med strøm fra en generator anordnet i dampturbinsyklusen for å starte opp turbosettet, kompressoren trekker inn frisk luft eller en forbrenningsgassblanding via en luftleder anordnet oppstrøms
og/eller via de andre midler åpnet i begge retninger og leverer den til forbrenningskammeret, hvor brennstoffet brennes, eventuelt med ytterligere mating av i hovedsak ren oksygen, slik at turbinen begynner å hjelpe den motordrevne
generatoren og etterhvert virker som eneste drift, idet de varme eksosgassene fra gassturbinen gradvis overtar dampgenereringen i varmegjenvinningskokeren og til slutt fullstendig tar over dampgenereringen i varmegjenvinningskokeren. I dette tilfellet trenger ikke separasjonen til indi-viduelle faser sees i en absolutt avgrenset sammenheng, korresponderende optimal styring av oppstartsprosessen med delvis overlappende seksjoner kan bestemmes av en fagmann på området.
Videre vedrører foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å starte opp et kraftgenereringsanlegg som beskrevet over, som er karakterisert ved at for det første i en førs-te fase, settes dampsyklusen i drift med varmgass matet inn via de første midlene, idet eksosgasser samtidig slippes delvis ut via de andre midler, ved at dampsyklusen, etter turbosettet drevet med luft som substituttmedie via en luftleder anordnet oppstrøms for kompressoren, drives på en selvopprettholdende måte, i en andre fase lukkes gassturbinsyklusen via første og andre midler og i luftlederen, og hovedsakelig ren oksygen mates som en oksideringsagent til forbrenningskammeret, gass avgis kontinuerlig fra syklusen for å kompensere for matingen av oksygen og brennstoff, og sammensetningen av den sirkulerende gassen når gradvis en likevekt, i hvilken separasjonen og kondenseringen av forbrenningsproduktene kan startes. Likevektspunktet oppnås i dette tilfellet når for-brenningsgassblandingen hovedsakelig omfatter kun C02 og H20, og nitrogen, oksygen eller lignende som kan forstyrre kondenseringsprosessen av C02 ikke lenger er til stede. I dette tilfellet kan strømmen tilgjengelig etter den første fasen via generatoren i det minste delvis anvendes for å drive luftseparasjonsanlegget og følgelig for å tilveiebringe i hovedsak ren oksygen for forbrenningsprosessen i forbrenningskammeret.
I tillegg kan kraftstasjonsanlegget ifølge oppfinnelsen drives på en slik måte at når gassturbinsyklusen ikke er i drift, drives bare dampturbinsyklusen via innmating av varmluft med de første midler og via avgivelse av eksosgassene med de andre midler, og at generatoren anordnet i dampturbinsyklusen følgelig tilveiebringer strøm, spesielt som en nødgenereringsenhet.
Videre foretrukne utførelser av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er beskrevet i de uselvstendige patentkrav.
Kortfattet beskrivelse av tegningene
Oppfinnelsen skal forklares mer detaljert under med refe-ranse til utføreleseeksempler i forbindelse med figurene, hvor
fig. 1 viser en skisse av en utslippsfri gassturbinkraft-stasjon ifølge kjent teknikk,
fig. 2 viser en skisse av en utslippsfri gassturbinkraft-stasjon ifølge oppfinnelsen med kondensasjonsturbin, og
fig. 3 viser en skisse av en utslippsfri gassturbinkraft-stasjon ifølge oppfinnelsen med mottrykksturbin.
Måter å utføre oppfinnelsen
Fig. 1 viser skissen av en utslippsfri kraftstasjon med C02/H20-gassturbin og nedstrøms dampsyklus med kondensasjonsturbin ifølge kjent teknikk. Et C02/H20-turbosett omfatter en kompressor 1, et forbrenningskammer 2, en turbin 3 og en generator 8 anordnet på en felles aksling 22, sam-menkoblet for å danne en lukket syklus via en varmegjenvinningskoker 4 og en kjøler 5 som fungerer som et kjøleleger me. De varme gassene som oppstår fra gassturbinen 3 mates til varmegjenvinningskokeren via varmgassbanen 23, og eksosgassene som kjøles i varmegjenvinningskokeren 4 mates nedstrøms av varmegjenvinningskokeren 4 via eksosgassbanen 40 til kondensatoren 5. Opptil en grense som er forhåndsbe-stemt av. kjølevannstemperaturen, kan en hvilken som helst ønsket del av vannet i arbeidsmediet kondenseres ut ved hjelp av kjøleren 5. Karbondioksiden produsert ved forbrenningen av for eksempel naturgass grenes av i likevektsdrift av en kompressor 6, brakt til trykket nødvendig for videre bruk, tørket ytterligere og kondensert i kjøleren 7 og fjernet fra prosessen via linjen 32. I praksis utføres denne kompresjonsprosessen fordelaktig i flere trinn med mel-lomkjøling og tørking. Teknisk ren oksygen, som oppnås i et luftseparasjonsanlegg 9 (ikke beskrevet videre her og bare vist skjematisk), brukes for oksidering av brennstoff i forbrenningskammeret 2.
Dampen som oppnås i varmegjenvinningskokeren innenfor gren-sene av et konvensjonelt syklusarrangement slippes til en kondensasjonsturbin 10 med generator 11. I dette tilfellet omfatter dampsyklusen kondensasjonsturbinen 10, kondensator 30 nedstrøms av denne og en pumpe 31 nedstrøms av nevnte kondensator 30, idet pumpen 31 mater kondensatet til en rna-tevannstank/avlufter 24. Matevannet mates nedstrøms av ma-tevannstanken 24 via en pumpe til en økonomiseringsenhet 26 anordnet i varmegjenvinningskokeren 4 og deretter til damptrommelen 27. Damptrommelen 27 er forbundet med en fordam-per 28 som likeledes er arrangert i varmegjenvinningskokeren, og dampen produsert i damptrommelen 27 overhetes van-ligvis i et overhetingstrinn 29 og mates deretter til dampturbinen 10.
For nå å kunne starte opp dette systemet på en hovedsakelig uavhengig måte, er anlegget forsynt med de ytterligere kom-ponentene vist i fig. 2. Ved hjelp av luftledere eller uli-ke realiserte vendeelementer 12 anordnet i varmgassbanen
23, skiftes varmegjenvinningskokeren 4 over på innløpssiden fra turbinutløpet til én eller flere tilleggsbrennere 13 som forsynes med luft fra én eller flere ventilatorer 14. På utløpssiden er varmegjenvinningskokeren forbundet med en tilleggsstakk 16 av et ytterligere vendeelement 15 anordnet 1 eksosgassbanen 40. Røykgassene produsert i forbrenningskammeret 13 kan slippe ut via denne stakken. På denne måten kan damp genereres i varmegjenvinningskokeren før gassturbinanlegget 1-3 settes i drift. Kondensasjonsturbinen 10 kan nå generere strømmen som er nødvendig for å. operere luftseparasjonsanlegget 9 og starte opp gassturbinen 1-3 via dens generator 11.
For å starte gassturbinen med skifteelementene 12 og 15 åpne på begge sider (dvs. at gass kan strømme både fra 3 og fra 13 via 12 i retning av 4, eller fra 4 via 15 i retning av både 16 og 5), er generatoren 8 motordrevet og brenneren 2 er satt i drift med brennstoff og oksygen fra luftseparasjonsanlegget 9. Utgangen fra tilleggsbrennerne 13 og ven-tilatoren (e) 14 reduseres kontinuerlig til eksosgassene i gassturbinen har nådd en tilstrekkelig høy temperatur. Syklusen lukkes så ved hjelp av skifteelementene 12 og 15. Alternativt kan anlegget utformes på en slik måte at omgivende luft trekkes inn via et ytterligere skifteelement 17 for å starte opp gassturbinen.
Etter at oppstartsfasen er ferdig, inneholder den lukkede syklusen først av alt en typisk forbrenningsgassblanding med høyt nitrogen- og oksygeninnhold. For å kompensere for innstrømningen av oksygen og brennstoff, avgis noe av gassen lokalisert i syklusen kontinuerlig, for eksempel via tilleggsstakken 16. Etter en kort tid nærmer sammensetningen av den sirkulerende gassen seg stabilt likevekt med karbondioksid og vann som hovedkomponenter, og anlegget kan byttes over til fullstendig emisjonsfri drift.
I tillegg tillater et slikt modifisert kraftstasjonsanlegg separat drift av bare dampturbinsyklusen med hensyn til en nødgenereringsenhet. Dette kan være nødvendig for eksempel hvis gassturbinanlegget må stenges ned på grunn av feil i luftseparasjonsanlegget 9, eller hvis gassturbinanlegget må stoppes av andre grunner.
Fig. 3 viser et korresponderende utstyrt anlegg utformet med en mottrykksturbin. Dette anlegget omfatter ytterligere et vendeélement 18 med hvilket dampen som er delvis ekspan-dert i mottrykksturbinen ledes forbi gassturbinen for direkte kondensering inn i kjøleren 5. Alternativt kan den delvis ekspanderte dampen før kondensering også anordnes for å forvarme kokematevannet (åpenbart for personen med kunnskap på området og derfor ikke vist skjematisk som et ytterligere alternativ i fig. 3). Hvis gassturbinen 1-3 startes opp, bringes vendeelementet 18 inn i dens normale driftsposisjon, og dampen ekspanderes til omgivende trykk inn i gassturbinen hvorved kraft blir levert. Siden mottrykksturbinen, med det samme brennstoff-forbruket av tilleggsbrennerne 13, leverer betydelig mindre kraft enn kondensasjonsturbinen ifølge fig. 2, er denne konstruksjo-nen passende for å starte opp luftseparasjonsanlegget og gassturbinen, men er mindre passende for nøddrift.
For en fagmann på området er det åpenbart at fremgangsmåten beskrevet over kan anvendes ikke bare på de to prosessene beskrevet, men også til flere mulige prosessvarianter som er karakterisert ved at en gassturbin og en dampturbin er kombinert slik at arbeidsmediet i gassturbinen ledes i en i det minste delvis lukket syklus med eller uten kondensering, hvor hovedsakelig ren oksygen mates som en oksida-sjonsagent til syklusen, og den nødvendig dampen genereres under normal drift ved å utnytte spillvarme fra gassturbinen.
REFERANSELISTE
Claims (15)
1. Kraftgenereringsanlegg med minst én gassturbinsyklus med varmegjenvinningskoker (4) og minst én dampturbinsyklus drevet via varmegjenvinningskokeren (4), idet gassturbinsyklusen er utformet for å være semi-lukket og hovedsakelig fri for utslipp og hovedsakelig omfattende en kompressor (1), et forbrenningskammer (2) anordnet nedstrøms for kompressoren (1), en gassturbin (3), anordnet nedstrøms for forbrenningskammeret (2), en varmegjenvinningskoker (4) anordnet nedstrøms for gassturbinen (3), og minst én generator (8) koblet til gassturbinen (3), karakterisert ved at det er tilveiebrakt første midler (12) som alternativt eller i tillegg tillater varmgass å mates inn i varmgassbanen (23) mellom gassturbinen (3) og varmegjenvinningskokeren (4), og ved at det er tilveiebrakt andre midler (15) som alternativt eller i tillegg tillater eksosgass å avgis fra eksosgassbanen (40) nedstrøms av varmegjenvinningskokeren (4).
2. Kraftgenereringsanlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at de første og andre midler (12, 15) er vendeelementer som tillater innmating eller avgivelse spesielt ved nullstilling av luftledere.
3. Kraftgenereringsanlegg ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at ytterligere varmgass, som alternativt eller i tillegg mates inn i varmgassbanen (23), er tilveiebrakt av én eller flere tilleggsbrennere (13) som fortrinnsvis er forsynt med friskluft (34) via en ventilator (14).
4. Kraftgenereringsanlegg ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at en C02/H20-gassturbinsyklus er involvert hvor C02 og H20 produsert, via korresponderende midler for kompresjon (6) og/eller midler for kjøling (7), fjernes fra gassturbinsyklusen, nærmere bestemt fortrinnsvis for å grene av direkte nedstrøms for kompressoren (1), og spesielt i en væske- og/eller super-kritisk form, og ved at gassturbinsyklusen er forsynt med hovedsakelig ren oksygen, nærmere bestemt via et luftsepa-ras jonsanlegg (9) .
5. Kraftgenereringsanlegg ifølge krav 4, karakterisert ved at ved at luftseparasjonsanlegget (9) er et kryogent anlegg eller et anlegg basert på en membranprosess.
6. Kraftgenereringsanlegg ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at dampturbinsyklusen har en hovedsakelig lukket utforming og har minst én dampturbin (10, 19) og minst én generator (11) koblet til denne, og ved at dampturbinsyklusen ved bruk bare av varmgass matet inn via første midler, idet gass samtidig er avgitt via andre midler, kan drives på en slik måte at generatoren (11) genererer tilstrekkelig energi for å bringe i drift gassturbinanlegget (1-3) og luftseparasjonsanlegget (9) eventuelt til stede, eller henholdsvis for å fungere som nødgenereringsenhet ved feil på gassturbinanlegget.(1-3).
7. Kraftgenereringsanlegg ifølge krav 6, karakterisert ved at for å starte opp gassturbinen, kan et ytterligere vendeelement (17) anordnes oppstrøms for kompressoren (1) via hvilket omgivende luft (39) kan trekkes inn.
8. Kraftgenereringsanlegg ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at dampturbinen anordnet i dampturbinsyklusen er en kondensasjonsturbin (10).
9. Kraftgenereringsanlegg ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at dampturbinsyklusen omfatter en mottrykksturbin (19), idet den delvis ekspanderte eksosdampen fra denne, etter injisering inn i syklusmediet oppstrøms for, i og/eller nedstrøms for forbrenningskammeret (2), ekspanderes til omgivende trykk i gassturbinen (3), med kraft som leveres, spesielt er det tilveiebrakt et vendeelement (18) med hvilket eksosdampen kan ledes forbi gassturbinen direkte for kondensering inn i en kjøler (5) anordnet i gassturbinsyklusen.
10. Fremgangsmåte for å starte opp et kraftgenereringsanlegg ifølge et av kravene 1 til 9, karakterisert ved at først av alt, i en første fase, settes dampturbinsyklusen i drift med varmgass matet inn via første midler (12), idet eksosgasser samtidig i det minste delvis slippes ut via andre midler (15), deretter i en andre fase, drives generatoren (8) av en motor i gassturbinsyklusen med strøm fra en generator (11) anordnet i dampturbinsyklusen for å starte opp turbosettet (1-3), kompressoren (1) trekker inn frisk luft eller en forbrenningsgassblanding via en luftleder (17) anordnet oppstrøms og/eller via de andre midler (15) åpnet i begge retninger, og leverer den gjennom forbrenningskammeret (2), hvor eventuelt brennstoff antennes med ytterligere mating av i hovedsak ren oksygen, slik at turbinen (3) begynner å assis-tere den motordrevne generatoren (8) og endelig virker som eneste drift, idet varmeksosgassene fra gassturbinen (3) gradvis tar over dampgenereringen i varmegjenvinningskokeren (4) og til slutt fullstendig tar over dampgenereringen i varmegjenvinningskokeren (4).
11. Fremgangsmåte for å starte opp et kraftgenereringsanlegg ifølge et av kravene 1 til 9, karakterisert ved at først av alt, i en første fase, settes dampturbinsyklusen i drift med varmgassmating inn via første midler (12), idet på samme tid eksosgassene i det minste delvis avgis via andre midler (15), ved at etter turbosettet (1-3, 8) som drives med luft som substituttmedium via en luftleder (17) anordnet opp-strøms av kompressoren (1) går på selvopprettholdende måte, i en andre fase, lukkes gassturbinsyklusen via de første og andre midler (12, 15) og luftlederen (17), og hovedsakelig ren oksygen mates som en oksyderingsagent til forbrenningskammeret (18), idet gass kontinuerlig avgis fra syklusen for å kompensere for matingen av oksygen og brennstoff, og sammensetningen av den sirkulerende gassen gradvis når en likevekt, hvor separasjonen og kondenseringen av forbrenningsproduktene kan starte.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, karakterisert ved at gassturbinsyklusen er en CC>2/H20-gassturbinsyklus, og at separasjonen og kondenseringen av overskytende karbondioksid kan startes av karbondioksiden, som bringes til trykket nødvendig for ytterligere bruk i en kompressor (6) og som videre tørkes og kondenseres i en kjøler (7).
13. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 10 til 12, karakterisert ved at strømmen tilgjengelig etter den første fasen via generatoren (11) brukes i det minste delvis for å drive luftseparasjonsanlegget (9) og følgelig for å tilveiebringe hovedsakelig ren oksygen for forbrenningsprosessen i forbrenningskammeret (2).
14. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 10 til 13, karakterisert ved at under eller etter den første fasen, gjøres en stor del av oppstartseffekten tilgjengelig i form av varme ved hjelp av tilleggsbrennere (13) .
15. Fremgangsmåte for å drive et kraftgenereringsanlegg ifølge et av kravene 1 til 9,
karakterisert ved at når gassturbinsyklusen ikke er i drift, drives bare dampturbinsyklusen via innmatingen av varm luft med de første midler (12) og via avgivelse av eksosgasser med de andre midler (15) og ved at generatoren (11) anordnet i dampturbinsyklusen følgelig tilveiebringer en strøm spesielt i form av en nødgenere-ringsenhet .
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CH18092001 | 2001-10-01 | ||
PCT/IB2002/004006 WO2003029618A1 (de) | 2001-10-01 | 2002-09-30 | Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20041353D0 NO20041353D0 (no) | 2004-03-31 |
NO20041353L NO20041353L (no) | 2004-06-30 |
NO322002B1 true NO322002B1 (no) | 2006-08-07 |
Family
ID=4566355
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20041353A NO322002B1 (no) | 2001-10-01 | 2004-03-31 | Fremgangsmåte og anordning for starting av utslippsfrie gassturbin-kraftstasjoner |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6945052B2 (no) |
EP (1) | EP1432889B1 (no) |
DE (1) | DE50207526D1 (no) |
NO (1) | NO322002B1 (no) |
WO (1) | WO2003029618A1 (no) |
Families Citing this family (118)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2003029618A1 (de) | 2001-10-01 | 2003-04-10 | Alstom Technology Ltd. | Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken |
US7107774B2 (en) * | 2003-08-12 | 2006-09-19 | Washington Group International, Inc. | Method and apparatus for combined cycle power plant operation |
US7414331B2 (en) * | 2004-03-31 | 2008-08-19 | General Electric Company | Power converter system and method |
DE102005015151A1 (de) | 2005-03-31 | 2006-10-26 | Alstom Technology Ltd. | Gasturbinenanlage |
EP1752619A2 (de) * | 2005-04-18 | 2007-02-14 | ALSTOM Technology Ltd | Turbogruppe mit Anfahrvorrichtung |
CH697636B1 (de) * | 2005-04-18 | 2008-12-31 | Alstom Technology Ltd | Turbogruppe mit Anfahrvorrichtung. |
US20070130952A1 (en) * | 2005-12-08 | 2007-06-14 | Siemens Power Generation, Inc. | Exhaust heat augmentation in a combined cycle power plant |
US20080078178A1 (en) * | 2006-07-20 | 2008-04-03 | Jay Johnson | Use of exhaust in thermal devices |
FR2911912B1 (fr) * | 2007-01-25 | 2009-03-06 | Air Liquide | Procede d'optimisation energetique d'un site de production d'energie et de vapeur d'eau. |
EP2158388B1 (de) | 2007-06-19 | 2019-09-11 | Ansaldo Energia IP UK Limited | Gasturbinenanlage mit abgasrezirkulation |
US20090155889A1 (en) * | 2007-12-13 | 2009-06-18 | Alstom Technology Ltd | System and method for regeneration of an absorbent solution |
CA2934541C (en) | 2008-03-28 | 2018-11-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
WO2011059567A1 (en) | 2009-11-12 | 2011-05-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
EP2276559A4 (en) | 2008-03-28 | 2017-10-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
US8091369B2 (en) * | 2008-07-11 | 2012-01-10 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method and apparatus for generating electrical power |
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 |
US20100044643A1 (en) * | 2008-08-22 | 2010-02-25 | Hunton Energy Holdings, LLC | Low NOx Gasification Startup System |
US9297306B2 (en) * | 2008-09-11 | 2016-03-29 | General Electric Company | Exhaust gas recirculation system, turbomachine system having the exhaust gas recirculation system and exhaust gas recirculation control method |
JP5580320B2 (ja) | 2008-10-14 | 2014-08-27 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 燃焼生成物を制御するための方法およびシステム |
EP2246532A1 (en) * | 2008-12-24 | 2010-11-03 | Alstom Technology Ltd | Power plant with CO2 capture |
US8763404B2 (en) | 2008-12-31 | 2014-07-01 | Rolls-Royce Corporation | Systems, apparatuses, and methods of harnessing thermal energy of gas turbine engines |
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 |
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 |
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 |
US20100229523A1 (en) * | 2009-03-16 | 2010-09-16 | General Electric Company | Continuous combined cycle operation power plant and method |
US8387355B2 (en) * | 2009-07-15 | 2013-03-05 | Ormat Technologies Inc. | Gas turbine exhaust gas cooling system |
US7954478B1 (en) * | 2009-07-27 | 2011-06-07 | Michael Moses Schechter | Airless engine |
ES2523442T3 (es) | 2009-12-04 | 2014-11-26 | Alstom Technology Ltd | Método y dispositivo para purificar un gas de chimenea rico en dióxido de carbono |
DE102010005695A1 (de) * | 2010-01-25 | 2011-07-28 | Airbus Operations GmbH, 21129 | Autarkes Monument in der Flugzeug-Druckkabine mit dezentraler Betriebsstoffversorgung und effizienter Energiewandlung |
GB201003436D0 (en) | 2010-03-02 | 2010-04-14 | Rolls Royce Plc | Power generation assembly and method |
US20110265445A1 (en) * | 2010-04-30 | 2011-11-03 | General Electric Company | Method for Reducing CO2 Emissions in a Combustion Stream and Industrial Plants Utilizing the Same |
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 |
WO2012003078A1 (en) | 2010-07-02 | 2012-01-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler |
CN107575308A (zh) | 2010-07-02 | 2018-01-12 | 埃克森美孚上游研究公司 | 低排放三循环动力产生***和方法 |
SG186158A1 (en) | 2010-07-02 | 2013-01-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation systems and methods |
US20120159924A1 (en) * | 2010-12-23 | 2012-06-28 | General Electric Company | System and method for increasing efficiency and water recovery of a combined cycle power plant |
US9546814B2 (en) | 2011-03-16 | 2017-01-17 | 8 Rivers Capital, Llc | Cryogenic air separation method and system |
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 |
TWI563166B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated generation systems and methods for generating power |
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 |
TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
US9222410B2 (en) | 2011-04-13 | 2015-12-29 | General Electric Company | Power plant |
PL2776692T3 (pl) | 2011-11-02 | 2016-11-30 | Układ wytwarzania energii i odpowiedni sposób | |
WO2013095829A2 (en) | 2011-12-20 | 2013-06-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced coal-bed methane production |
US9540999B2 (en) | 2012-01-17 | 2017-01-10 | Peregrine Turbine Technologies, Llc | System and method for generating power using a supercritical fluid |
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 |
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 |
EP2685066A1 (en) * | 2012-07-13 | 2014-01-15 | Alstom Technology Ltd | Gas turbine power plant with flue gas recirculation and catalytic converter |
US9574496B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-02-21 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US9869279B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-01-16 | General Electric Company | System and method for a multi-wall turbine combustor |
US10107495B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-23 | General Electric Company | Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent |
US10100741B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-16 | General Electric Company | System and method for diffusion combustion with oxidant-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
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 |
US9803865B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-10-31 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US9631815B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
US9611756B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-04-04 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
US9599070B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-03-21 | General Electric Company | System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
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 |
CN103089350B (zh) * | 2013-01-27 | 2015-06-10 | 南京瑞柯徕姆环保科技有限公司 | 布列顿-蒸汽朗肯-氨蒸汽朗肯联合循环发电装置 |
CN103075214B (zh) * | 2013-01-27 | 2015-03-04 | 南京瑞柯徕姆环保科技有限公司 | 抽汽式蒸汽朗肯联合循环发电装置 |
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 |
TW201502356A (zh) | 2013-02-21 | 2015-01-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | 氣渦輪機排氣中氧之減少 |
US9938861B2 (en) | 2013-02-21 | 2018-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fuel combusting method |
WO2014133406A1 (en) | 2013-02-28 | 2014-09-04 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
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 |
US9618261B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
CN105008499A (zh) | 2013-03-08 | 2015-10-28 | 埃克森美孚上游研究公司 | 发电和从甲烷水合物中回收甲烷 |
US9631542B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines |
US9617914B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-11 | General Electric Company | Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation |
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 |
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 |
DE102013223661B4 (de) * | 2013-11-20 | 2015-05-28 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Energieumwandlung |
US9752458B2 (en) | 2013-12-04 | 2017-09-05 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine |
US10030588B2 (en) | 2013-12-04 | 2018-07-24 | General Electric Company | Gas turbine combustor diagnostic system and method |
US10227920B2 (en) | 2014-01-15 | 2019-03-12 | General Electric Company | Gas turbine oxidant separation system |
US9915200B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-03-13 | General Electric Company | System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation |
US9863267B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-01-09 | General Electric Company | System and method of control for a gas turbine engine |
US10079564B2 (en) | 2014-01-27 | 2018-09-18 | General Electric Company | System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
WO2015130898A1 (en) | 2014-02-26 | 2015-09-03 | Peregrine Turbine Technologies, Llc | Power generation system and method with partially recuperated flow path |
US10047633B2 (en) | 2014-05-16 | 2018-08-14 | General Electric Company | Bearing housing |
US9885290B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-02-06 | General Electric Company | Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system |
US10655542B2 (en) | 2014-06-30 | 2020-05-19 | General Electric Company | Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation |
US10060359B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-08-28 | General Electric Company | Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation |
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 |
KR20170054411A (ko) | 2014-08-22 | 2017-05-17 | 페레그린 터빈 테크놀로지스, 엘엘씨 | 동력 발생 시스템 및 동력 발생 방법 |
EP3438049B1 (en) | 2014-09-09 | 2021-11-03 | 8 Rivers Capital, LLC | Method of production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system |
US11231224B2 (en) | 2014-09-09 | 2022-01-25 | 8 Rivers Capital, Llc | Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method |
US10961920B2 (en) | 2018-10-02 | 2021-03-30 | 8 Rivers Capital, Llc | Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods |
US11686258B2 (en) | 2014-11-12 | 2023-06-27 | 8 Rivers Capital, Llc | Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods |
MA40950A (fr) | 2014-11-12 | 2017-09-19 | 8 Rivers Capital Llc | Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie |
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 |
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 |
US10316746B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-06-11 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
US10267270B2 (en) | 2015-02-06 | 2019-04-23 | General Electric Company | Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation |
US10145269B2 (en) | 2015-03-04 | 2018-12-04 | General Electric Company | System and method for cooling discharge flow |
US10480792B2 (en) | 2015-03-06 | 2019-11-19 | General Electric Company | Fuel staging in a gas turbine engine |
KR102602774B1 (ko) | 2015-06-15 | 2023-11-15 | 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 | 동력 생산 플랜트의 기동을 위한 시스템 및 방법 |
CN108368750B (zh) | 2015-09-01 | 2020-08-18 | 八河流资产有限责任公司 | 使用嵌入式co2循环发电的***和方法 |
KR102204443B1 (ko) | 2016-02-18 | 2021-01-18 | 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 | 메탄화를 포함하는 동력 생산을 위한 시스템 및 방법 |
PL3420209T3 (pl) | 2016-02-26 | 2024-02-05 | 8 Rivers Capital, Llc | Systemy i sposoby sterowania elektrownią |
CA3021476A1 (en) | 2016-04-21 | 2017-10-26 | 8 Rivers Capital, Llc | Systems and methods for oxidation of hydrocarbon gases |
CA3034454A1 (en) | 2016-08-30 | 2018-03-08 | 8 Rivers Capital, Llc | Cryogenic air separation method for producing oxygen at high pressures |
AU2017329061B2 (en) | 2016-09-13 | 2023-06-01 | 8 Rivers Capital, Llc | System and method for power production using partial oxidation |
MX2020002368A (es) | 2017-08-28 | 2020-09-14 | 8 Rivers Capital Llc | Optimizacion de calor de bajo grado de ciclos de energia de co2 supercriticos recuperativos. |
ES2970038T3 (es) | 2018-03-02 | 2024-05-24 | 8 Rivers Capital Llc | Sistemas y métodos para la producción de energía usando un fluido de trabajo de dióxido de carbono |
CN110513165B (zh) * | 2019-09-04 | 2021-11-16 | 深圳万润综合能源有限公司 | 一种冷热电三联供分布式能源*** |
Family Cites Families (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE1072013B (de) | 1956-09-21 | 1959-12-24 | The British Thomson Houston Company Limited London | Gasturbinenanlage mit mechanisch voneinander unabhängiger Verdichrerantnebs und Nutzleistungsturbme |
US3118429A (en) * | 1961-11-08 | 1964-01-21 | Combustion Eng | Power plant in which single cycle gas turbine operates in parallel with direct fired steam generator |
AT352479B (de) * | 1976-03-08 | 1979-09-25 | Kraftwerk Union Ag | Schutzeinrichtung fuer den abgaskanal einer gas- turbine in einer kombinierten gasturbinen- -dampfkraftanlage |
US4437313A (en) * | 1981-11-09 | 1984-03-20 | General Electric Company | HRSG Damper control |
GB8526978D0 (en) * | 1985-11-01 | 1985-12-04 | Foster Wheeler Energy Ltd | Chemical process fired heaters &c |
US4919169A (en) * | 1987-05-29 | 1990-04-24 | Lothar Bachmann | Gas flow diverter |
US5175995A (en) * | 1989-10-25 | 1993-01-05 | Pyong-Sik Pak | Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide |
US5042246A (en) * | 1989-11-06 | 1991-08-27 | General Electric Company | Control system for single shaft combined cycle gas and steam turbine unit |
DE59009440D1 (de) | 1990-01-31 | 1995-08-31 | Asea Brown Boveri | Verfahren zum Anfahren einer Kombianlage. |
US5247907A (en) * | 1992-05-05 | 1993-09-28 | The M. W. Kellogg Company | Process furnace with a split flue convection section |
JP2998571B2 (ja) * | 1994-08-31 | 2000-01-11 | 株式会社日立製作所 | 排気再燃コンバインドプラントのガスタービン保護装置 |
DE19508018A1 (de) | 1995-03-07 | 1996-09-12 | Abb Management Ag | Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage |
US5724805A (en) | 1995-08-21 | 1998-03-10 | University Of Massachusetts-Lowell | Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions |
DE19537637A1 (de) * | 1995-10-10 | 1997-04-17 | Asea Brown Boveri | Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage |
US5881551A (en) * | 1997-09-22 | 1999-03-16 | Combustion Engineering, Inc. | Heat recovery steam generator |
AU1868799A (en) * | 1997-11-17 | 1999-06-07 | Siemens Aktiengesellschaft | Gas and steam turbine facility and a method for operating such a facility |
EP0939199B1 (de) * | 1998-02-25 | 2004-03-31 | ALSTOM Technology Ltd | Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess |
DE19952885A1 (de) * | 1999-11-03 | 2001-05-10 | Alstom Power Schweiz Ag Baden | Verfahren und Betrieb einer Kraftwerksanlage |
CA2409700C (en) * | 2000-05-12 | 2010-02-09 | Clean Energy Systems, Inc. | Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems |
WO2003029618A1 (de) | 2001-10-01 | 2003-04-10 | Alstom Technology Ltd. | Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken |
US6782703B2 (en) * | 2002-09-11 | 2004-08-31 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Apparatus for starting a combined cycle power plant |
-
2002
- 2002-09-30 WO PCT/IB2002/004006 patent/WO2003029618A1/de active IP Right Grant
- 2002-09-30 EP EP02762728A patent/EP1432889B1/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-30 DE DE50207526T patent/DE50207526D1/de not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-03-25 US US10/808,491 patent/US6945052B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-03-31 NO NO20041353A patent/NO322002B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1432889B1 (de) | 2006-07-12 |
WO2003029618A1 (de) | 2003-04-10 |
NO20041353D0 (no) | 2004-03-31 |
US20040237536A1 (en) | 2004-12-02 |
EP1432889A1 (de) | 2004-06-30 |
DE50207526D1 (de) | 2006-08-24 |
NO20041353L (no) | 2004-06-30 |
US6945052B2 (en) | 2005-09-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO322002B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for starting av utslippsfrie gassturbin-kraftstasjoner | |
RU2380548C2 (ru) | Котельная установка и способ эксплуатации и дооборудования котельной установки | |
JP5627693B2 (ja) | Co2回収用発電設備 | |
US9181873B2 (en) | Gas turbine with flow separation and recirculation | |
CN106089341B (zh) | 增强多燃气涡轮联合循环装置中冷蒸汽涡轮启动的方法 | |
JP5476003B2 (ja) | 発電プラントの起動のための装置及び方法 | |
US20020129608A1 (en) | Compressor discharge bleed air circuit in gas turbine plants and related method | |
JP2002201959A (ja) | ガスタービン並びに該ガスタービンを運転するための方法 | |
EP2625405B1 (en) | Combined cycle power plant with co2 capture and method to operate it | |
JP2005534883A (ja) | 廃熱式蒸気発生装置 | |
US20060087294A1 (en) | Gas turbine apparatus | |
KR20070120172A (ko) | 가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법 | |
JP5840559B2 (ja) | 排ガス再循環式ガスタービン発電設備の動作方法及び排ガス再循環式ガスタービン発電設備 | |
JP7178464B2 (ja) | プラント及び燃焼排ガス処理方法 | |
US8327615B2 (en) | Combined cycle powered generating plant having reduced start-up time | |
JPH06323162A (ja) | 蒸気冷却ガスタービン発電プラント | |
JP3518252B2 (ja) | クローズド蒸気冷却ガスタービンコンバインドプラント及びガスタービンコンバインドプラント | |
JP4209060B2 (ja) | 蒸気冷却急速起動システム | |
JP4208993B2 (ja) | 一軸コンバインドプラント起動システム | |
JP2006266086A (ja) | 再生サイクル式ガスタービン発電システム | |
JPH0874518A (ja) | 二作動流体ガスタービンを用いたごみ発電システム | |
JP2558855B2 (ja) | 蒸気ーガス複合サイクル発電プラントの運転方法およびその発電プラント | |
JP2001289009A (ja) | 一軸式コンバインドタービン設備 | |
JPH1182060A (ja) | 水素燃焼タービンプラント | |
JP2000248909A (ja) | ガス化複合発電プラント |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: GENERAL ELECTRIC TECHNOLOGY GMBH, CH |
|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: ANSALDO ENERGIA IP UK LIMITED, GB |
|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: CURO AS, VESTRE ROSTEN 81, 7075 TILLER, NORGE |
|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |