EA029336B1 - Системы и способ производства энергии путем стехиометрического сгорания с обогащенным воздухом и рециркуляцией отработавшего газа - Google Patents
Системы и способ производства энергии путем стехиометрического сгорания с обогащенным воздухом и рециркуляцией отработавшего газа Download PDFInfo
- Publication number
- EA029336B1 EA029336B1 EA201390058A EA201390058A EA029336B1 EA 029336 B1 EA029336 B1 EA 029336B1 EA 201390058 A EA201390058 A EA 201390058A EA 201390058 A EA201390058 A EA 201390058A EA 029336 B1 EA029336 B1 EA 029336B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- exhaust gas
- compressed
- compressor
- stream
- gas
- Prior art date
Links
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 title claims abstract description 80
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 202
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 43
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 43
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 43
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 38
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims abstract description 33
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims description 43
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 29
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 13
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 9
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 8
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 8
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 5
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 4
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 4
- -1 naphtha Chemical compound 0.000 claims description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 3
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 claims description 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 2
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 238000010248 power generation Methods 0.000 abstract description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 42
- 239000003570 air Substances 0.000 description 36
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 16
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 13
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 6
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 4
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical group [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- BHZRJJOHZFYXTO-UHFFFAOYSA-L potassium sulfite Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])=O BHZRJJOHZFYXTO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019252 potassium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
- F02M26/00—Engine-pertinent apparatus for adding exhaust gases to combustion-air, main fuel or fuel-air mixture, e.g. by exhaust gas recirculation [EGR] systems
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02B—INTERNAL-COMBUSTION PISTON ENGINES; COMBUSTION ENGINES IN GENERAL
- F02B47/00—Methods of operating engines involving adding non-fuel substances or anti-knock agents to combustion air, fuel, or fuel-air mixtures of engines
- F02B47/04—Methods of operating engines involving adding non-fuel substances or anti-knock agents to combustion air, fuel, or fuel-air mixtures of engines the substances being other than water or steam only
- F02B47/08—Methods of operating engines involving adding non-fuel substances or anti-knock agents to combustion air, fuel, or fuel-air mixtures of engines the substances being other than water or steam only the substances including exhaust gas
- F02B47/10—Circulation of exhaust gas in closed or semi-closed circuits, e.g. with simultaneous addition of oxygen
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
- F02C1/007—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid combination of cycles
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
- F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
-
- 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
- Y02E20/12—Heat utilisation in combustion or incineration of waste
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
- Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
-
- 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)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Supercharger (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Предложены способ и системы для производства энергии с низким выходом загрязняющих веществ в процессах извлечения углеводородов. Одна система включает газотурбинную систему, предназначенную для стехиометрического сжигания сжатого окислителя, полученного из обогащенного воздуха, и топлива в присутствии сжатого рециркулирующего отработавшего газа, расширения выходящего потока в расширителе для образования рециркулирующего потока отработавших газов и приведения в действие главного компрессора. Вспомогательный компрессор получает и увеличивает давление рециркулирующего потока отработавших газов перед сжатием в компрессоре, предназначенном для получения сжатого рециркулирующего отработавшего газа. Для обеспечения стехиометрического сгорания топлива и увеличения содержания COв рециркулирующем отработавшем газе обогащенный воздух может содержать кислород в повышенной концентрации.
Description
изобретение относится к способу производства энергии с низким выходом загрязняющих веществ в энергетических системах с комбинированным циклом. Более конкретно, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способам и устройствам для сжигания топлива с усовершенствованным производством и улавливанием диоксида углерода (СО2).
Настоящий раздел предназначен для представления разнообразных аспектов техники, которые могут быть связаны с примерными вариантами осуществления настоящего изобретения. Считается, что данное обсуждение будет способствовать определению основных положений, облегчающих лучшее понимание конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, необходимо понимать, что настоящий раздел следует читать в этом свете и необязательно в качестве допущений предшествующего уровня техники.
В связи с растущей озабоченностью глобальным изменением климата и влиянием выбросов СО2 привлекает особое внимание проблема улавливания СО2 от электростанций. Эта проблема в сочетании с осуществлением политики ограничения и торговли квотами на выбросы во многих странах делает уменьшение выбросов СО2 приоритетным для этих и других стран, а также для предприятий, которые эксплуатируют системы добычи углеводородов на их территориях.
Газотурбинные электростанции комбинированного цикла являются весьма эффективными, и их можно эксплуатировать при относительно низкой стоимости по сравнению с другими технологиями, такими как угольные и ядерные. Однако улавливание СО2 из отработавших газов газотурбинных электростанций комбинированного цикла может оказаться затруднительным по нескольким причинам. Например, в отработавших газах присутствует, как правило, низкая концентрация СО2 по сравнению с большим объемом газа, который должен быть переработан. Кроме того, часто требуется дополнительное охлаждение перед введением отработавших газов в систему улавливания СО2, и отработавшие газы могут оказываться насыщенными водой вследствие охлаждения, в результате чего увеличивается нагрузка ребойлера в системе улавливания СО2. Другие обычные факторы могут включать низкое давление и большое количество кислорода, который часто содержится в отработавших газах. Все эти факторы приводят к высокой стоимости улавливания СО2 от газотурбинных электростанций комбинированного цикла.
По меньшей мере один подход к снижению выбросов СО2 в системах комбинированного цикла включает стехиометрическое сгорание и рециркуляцию отработавшего газа. В традиционной системе рециркуляции отработавшего газа, такой как комбинированный цикл природного газа (ЫОСС), рециркулирующий компонент отработавшего газа смешивают с окружающим воздухом и вводят в компрессорную секцию газовой турбины. Типичные концентрации СО2 в отработавших газах ЫОСС составляют приблизительно от 3 до 4%, но они могут увеличиваться выше 4% при рециркуляции отработавших газов. В процессе работы традиционные системы ЫОСС потребляют только приблизительно 40% суммарного входящего объема воздуха для достаточного обеспечения стехиометрического сгорания топлива, в то время как оставшаяся часть (60%) объема воздуха служит в качестве разбавителя для охлаждения отработавших газов до умеренной температуры, подходящей для введения в последующий расширитель. Рециркуляция части отработавшего газа увеличивает концентрацию СО2 в отработавших газах, что можно впоследствии использовать в качестве разбавителя в системе сгорания.
Однако вследствие влияния молекулярной массы, удельной теплоемкости, числа Маха (Масй) и других параметров СО2 без значительной модификации компрессорной или расширительной секции стандартные газовые турбины ограничены в отношении допустимой концентрации СО2 в отработавших газах, которая может существовать в секции сжатия газовой турбины. Например, предельное содержание СО2 в отработавших газах, рециркулирующих в секцию сжатия стандартной газовой турбины, составляет приблизительно 20 мас.% СО2.
Кроме того, типичная система ЫОСС производит отработавший газ низкого давления, для которого требуется доля производимой энергии, чтобы удалять СО2 для сокращения выбросов или усовершенствованной добычи нефти (БОК), в результате чего уменьшается тепловой коэффициент полезного действия ЫОСС. Кроме того, оборудование для удаления СО2 является крупным и дорогостоящим, и требуется несколько ступеней сжатия, чтобы довести давление окружающего газа до давления, необходимого для ЕОК или сокращения выбросов. Такие ограничения являются типичными для улавливания диоксида углерода после сгорания из отработавшего газа низкого давления в связи со сгоранием других видов ископаемого топлива, таких как уголь.
Представленное выше обсуждение технических потребностей является иллюстративным, а не исчерпывающим. Технология, удовлетворяющая одну или более из данных потребностей или устраняющая какие-либо другие недостатки в данной области, способствовала бы производству энергии в энергетических системах с комбинированным циклом.
Настоящее изобретение относится к интегрированным системам и способам для усовершенствования систем производства энергии. В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение предусматривает газотурбинную систему, включающую первый компрессор, второй компрессор, камеру сгорания и расширитель. Первый компрессор может быть предназначен для получения и сжатия рециркулирующего отработавшего газа в сжатый рециркулирующий отработавший газ. Второй компрессор может
- 1 029336
быть предназначен для получения и сжатия обогащенного воздуха, чтобы производить сжатый окислитель. Камера сгорания может быть предназначена для получения сжатого рециркулирующего отработавшего газа и сжатого окислителя и стехиометрического сжигания топливного потока. Сжатый рециркулирующий отработавший газ служит в качестве разбавителя для установления умеренной температуры сгорания. Расширитель может быть предназначен для получения выходящего потока из камеры сгорания, чтобы производить рециркулирующий отработавший газ. Кроме того, расширитель может быть присоединен к первому компрессору, чтобы приводить в действие, по меньшей мере частично, первый компрессор.
В качестве дополнения или альтернативы, настоящее изобретение предусматривает способы производства энергии. Примерные способы включают а) сжатие рециркулирующего отработавшего газа в главном компрессоре для образования сжатого рециркулирующего отработавшего газа; Ь) сжатие обогащенного воздуха во впускном компрессоре для производства сжатого окислителя; с) стехиометрическое сжигание сжатого окислителя и топлива в камере сгорания в присутствии сжатого рециркулирующего отработавшего газа, в результате чего образуется выходящий поток, где сжатый рециркулирующий отработавший газ выступает в качестве разбавителя, предназначенного для создания умеренной температуры выходящего потока; и ф расширение выходящего потока в расширителе, по меньшей мере, для частичного приведения в действие главного компрессора и образования рециркулирующего отработавшего газа и, по меньшей мере, частичного приведения в действие главного компрессора.
Кроме того, в качестве дополнения или альтернативы, настоящее изобретение предусматривает интегрированные системы производства энергии. Примерные интегрированные системы производства энергии включают одновременно газотурбинную систему и систему рециркуляции отработавшего газа. Газотурбинная система может включать первый компрессор, второй компрессор, камеру сгорания и расширитель. Первый компрессор может быть предназначен для получения и сжатия рециркулирующего отработавшего газа в сжатый рециркулирующий отработавший газ. Второй компрессор может быть предназначен для получения и сжатия обогащенного воздуха, чтобы производить сжатый окислитель, т.е. обогащенный воздух, содержащий кислород в концентрации, составляющей от приблизительно 30 до приблизительно 50 мас.%. Камера сгорания может быть предназначена для получения сжатого рециркулирующего отработавшего газа и сжатого окислителя и стехиометрического сжигания топливного потока, причем сжатый рециркулирующий отработавший газ служит в качестве разбавителя для установления умеренной температуры сгорания. Расширитель может быть предназначен для получения выпуска из камеры сгорания, чтобы производить поток рециркулирующих отработавших газов. Кроме того, расширитель может присоединяться к первому компрессору и предназначаться, чтобы приводить в действие, по меньшей мере частично, первый компрессор. Система рециркуляции отработавшего газа может включать утилизационный парогенератор, один или более охлаждающих блоков и вспомогательный компрессор. Утилизационный парогенератор может быть передаточно соединен с парогазовой турбиной. Утилизационный парогенератор может быть предназначен для получения отработавшего газа из расширителя, чтобы образовывать пар, который производит электроэнергию в парогенераторе. Один или более охлаждающих блоков могут быть предназначены для охлаждения рециркулирующего отработавшего газа, полученного из утилизационного парогенератора, и для отделения конденсационной воды от рециркулирующего отработавшего газа. Вспомогательный компрессор может быть предназначен для увеличения давления рециркулирующего отработавшего газа перед введением в первый компрессор для получения сжатого рециркулирующего отработавшего газа.
Представленные выше и другие преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными после ознакомления со следующим подробным описанием и чертежами неограничительных примеров вариантов осуществления, в числе которых:
Фиг. 1 схематически представляет интегрированную систему для производства энергии с низким выходом загрязняющих веществ и усовершенствованной регенерацией СО2 согласно одному или нескольким описанным вариантам осуществления.
Фиг. 2 схематически представляет еще одну интегрированную систему для производства энергии с низким выходом загрязняющих веществ и усовершенствованной регенерацией СО2 согласно одному или нескольким описанным вариантам осуществления.
Фиг. 3 схематически представляет еще одну интегрированную систему для производства энергии с низким выходом загрязняющих веществ и усовершенствованной регенерацией СО2 согласно одному или нескольким описанным вариантам осуществления.
- 2 029336
Подробное описание
В следующем разделе подробного описания конкретные варианты осуществления настоящего изобретения описаны в связи с предпочтительными вариантами его реализации. Однако, поскольку следующее описание представляет конкретный вариант осуществления или конкретное использование настоящего изобретения, оно предназначено исключительно для примерных целей и просто представляет описание примерных вариантов реализации. Соответственно, настоящее изобретение не ограничено конкретными вариантами его осуществления, которые описаны ниже, но, напротив, включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые находятся в пределах объема прилагаемой формулы изобретения.
Разнообразные термины, которые используются в настоящем документе, определены ниже. Если используемый термин не определен ниже, ему следует придавать наиболее широкое значение, которое специалисты в соответствующей области техники придают данному термину и которое отражено по меньшей мере в одной печатной публикации или выданном патенте.
При использовании в настоящем документе термин "природный газ" означает многокомпонентный газ, полученный из скважины с сырой нефтью (попутный газ) или из подземного газоносного пласта (непопутный газ). Состав и давление природного газа могут различаться в значительной степени. Типичный природный газовый поток содержит метан (СН4) в качестве основного компонента, т.е. метан составляет более чем 50 мол.% природного газового потока. Природный газовый поток может также содержать этан (С2Н6), имеющие более высокую молекулярную массу углеводороды (например, углеводороды С3-С20), один или более кислых газов (например, сероводород, диоксид углерода) или любое их сочетание. Природный газ может также содержать незначительные количества примесей, таких как вода, азот, сульфид железа, воск, сырая нефть или любое их сочетание.
При использовании в настоящем документе термин "стехиометрическое сгорание" означает реакцию горения с участием некоторого объема реагирующих веществ, включающих топливо и окислитель, и образованием некоторого объема продуктов горения реагирующих веществ, где весь объем реагирующих веществ расходуется для образования продуктов. При использовании в настоящем документе термин "практически стехиометрическое сгорание" означает реакцию горения, в которой молярное соотношение сгорающего топлива и кислорода составляет приблизительно ±10% кислорода, требуемого для стехиометрического соотношения, или предпочтительнее ±5% кислорода, требуемого для стехиометрического соотношения. Например, стехиометрическое соотношение топлива и кислорода в случае метана составляет 1:2 (СН4+2О2>СО2+2Н2О). В случае пропана стехиометрическое соотношение топлива и кислорода составляет 1:5. Еще один способ измерения практически стехиометрического сгорания представляет собой такое соотношение поступающего кислорода и требуемого для стехиометрического сгорания кислорода, которое составляет от приблизительно 0,9:1 до приблизительно 1,1:1 или предпочтительнее от приблизительно 0,95:1 до приблизительно 1,05:1.
При использовании в настоящем документе термин "поток" означает объем текучих сред, хотя использование термина "поток", как правило, означает перемещение объема текучих сред (например, имеющих скорость или массовую скорость потока). Однако для термина "поток" не требуется скорость, массовая скорость потока или конкретный тип канала, в котором заключен поток.
Варианты осуществления описанных в настоящем документе систем и способов можно использовать в производстве с ультранизкими выделениями электроэнергии и СО2 для применения в усовершенствованной добыче нефти (ЕОР) и/или сокращении выбросов. В одном или нескольких вариантах осуществления смесь воздуха и топлива можно стехиометрически или практически стехиометрически сжигать и смешивать с потоком рециркулирующего отработавшего газа. Поток рециркулирующего отработавшего газа, как правило, включающий продукты сгорания, такие как СО2, можно использовать в качестве разбавителя для контроля, регулирования или иного создания умеренной температуры сгорания и отработавших газов, которые поступают в последующий расширитель. Благодаря использованию обогащенного воздуха, рециркулирующий отработавший газ может иметь повышенное содержание СО2, в результате чего расширитель можно эксплуатировать при еще более высоких соотношениях расширения для таких же температур впуска и выпуска, что позволяет производить значительно более высокую мощность.
Сгорание в промышленных газовых турбинах при стехиометрических условиях или практически стехиометрических условиях (например, "слегка обогащенное топливом" сгорание) может оказаться преимущественным, поскольку устраняет расходы на удаление избытка кислорода. Путем охлаждения отработавших газов и конденсации воды из охлажденного потока отработавших газов можно производить имеющий относительно высокое содержание СО2 поток отработавших газов. В то время как часть рециркулирующего отработавшего газа можно использовать для регулирования температуры в замкнутом цикле Брайтона, оставшийся продувочный поток можно использовать для установок ЕОР, и/или можно производить электроэнергию с небольшими или нулевыми выбросами в атмосферу оксидов серы (8ОХ), оксидов азота (ЯОХ) и/или СО2. Результат этого способа представляет собой производство энергии в трех отдельных циклах и производство дополнительного СО2.
- 3 029336
Теперь рассмотрим чертежи, где фиг. 1 схематически представляет иллюстративную интегрированную систему 100 для производства энергии и регенерации СО2 с использованием конфигурации комбинированного цикла согласно одному или нескольким вариантам осуществления. По меньшей мере в одном варианте осуществления производящая энергию система 100 может включать газотурбинную систему 102, которую характеризует производящий энергию замкнутый цикл Брайтона. Газотурбинная система 102 может включать первый или главный компрессор 104, присоединенный к расширителю 106 посредством вала 108. Вал 108 может представлять собой любое механическое, электрическое или другое устройство для передачи мощности, что позволяет в результате использовать часть механической энергии, производимой расширителем 106, для приведения в действие главного компрессора 104. По меньшей мере в одном варианте осуществления газотурбинная система 102 может представлять собой стандартную газовую турбину, где главный компрессор 104 и расширитель 106 образуют концы компрессора и расширителя соответственно. В других вариантах осуществления главный компрессор 104 и расширитель 106 могут представлять собой отдельные компоненты в системе 102.
Газотурбинная система 102 может также включать камеру 110 сгорания, предназначенную для сжигания топлива, вводимого посредством линии 112 и смешиваемого с окислителем, вводимым посредством линии 114. В одном или нескольких вариантах осуществления топливо в линии 112 может включать в себя любой подходящий газообразный или жидкий углеводород, такой как природный газ, метан, этан, нафта, бутан, пропан, синтетический газ, дизельное топливо, керосин, авиационное топливо, полученное из угля топливо, биотопливо, окисленный углеводородный исходный материал или любые их сочетания. Окислитель, вводимый посредством линии 114, можно получать из второго или впускного компрессора 118, находящегося в гидравлическом соединении с камерой 110 сгорания и предназначенного для сжатия исходного окислителя, вводимого посредством линии 120. В одном или нескольких вариантах осуществления исходный окислитель в линии 120 может включать атмосферный воздух, обогащенный воздух или их сочетания. Когда окислитель в линии 114 включает смесь атмосферного воздуха и обогащенного воздуха, обогащенный воздух можно сжимать впускным компрессором 118 до или после смешивания с атмосферным воздухом. Обогащенный воздух может иметь суммарную концентрацию кислорода, составляющую приблизительно 30 мас.%, приблизительно 35 мас.%, приблизительно 40 мас.%, приблизительно 45 мас.% или приблизительно 50 мас.%.
Обогащенный воздух можно получать из нескольких источников, включая использование разнообразных технологий выше по потоку относительно впускного компрессора 118 для производства обогащенного воздуха. Например, обогащенный воздух можно получать, используя такие разделительные технологии, как мембранное разделение, адсорбция при переменном давлении, адсорбция при переменной температуре, потоки побочных продуктов азотной установки и/или их сочетания. Обогащенный воздух можно также получать от установки для разделения воздуха (УРВ), такой как криогенная УРВ, чтобы производить азот для поддержания давления или других целей. Отбракованный поток от УРВ может быть обогащен кислородом, имея суммарное содержание кислорода, составляющее от приблизительно 50 до приблизительно 70 мас.%. Этот отбракованный поток можно использовать в качестве по меньшей мере части обогащенного воздуха и после этого разбавлять, если это требуется, используя непереработанный атмосферный воздух, чтобы получить желательную концентрацию кислорода для дальнейшего применения.
Как будет описано ниже более подробно, камера 110 сгорания может также получать сжатый рециркулирующий отработавший газ в линии 144, включая рециркуляцию отработавшего газа, содержащего главным образом компоненты СО2 и азот. Сжатый рециркулирующий отработавший газ в линии 144 можно получать из главного компрессора 104 и использовать, чтобы способствовать осуществлению стехиометрического или практически стехиометрического сгорания сжатого окислителя в линии 114 и топлива в линии 112 путем регулирования температуры продуктов сгорания. Как можно предполагать, рециркулирующий отработавший газ может служить для увеличения концентрации СО2 в отработавшем газе.
Отработавший газ в линии 116, который поступает во впуск расширителя 106, можно производить как продукт сгорания топлива в линии 112 и сжатого окислителя в линии 114 в присутствии сжатого рециркулирующего отработавшего газа в линии 144. По меньшей мере в одном варианте осуществления топливо в линии 112 может представлять собой главным образом природный газ, в результате чего образуется выпускной или отработавший газ посредством линии 116, который может включать объемные части испарившейся воды, СО2, азота, оксидов азота (ΝΟΧ) и оксидов серы (§ОХ). В некоторых вариантах осуществления небольшая часть несгоревшего топлива в линии 112 или другие соединения могут также присутствовать в отработавшем газе в линии 116 вследствие отклонения от равновесия при сгорании. Когда отработавший газ в линии 116 расширяется посредством расширителя 106, он производит механическую энергию, приводя в действие главный компрессор 104, электрический генератор или другие устройства, и также производит отработавшие газы в линии 122, имеющие повышенное содержание СО2 в результате поступления сжатого рециркулирующего отработавшего газа в линии 144. В некоторых вариантах осуществления расширитель 106 может предназначаться для производства дополнительной механической энергии, которую можно использовать для других целей.
- 4 029336
Производящая энергию система 100 может также включать систему 124 рециркуляции отработавшего газа (БОК). В одном или нескольких вариантах осуществления система 124 БОК может включать утилизационный парогенератор (НК8О) 126 или аналогичное устройство, находящееся в гидравлическом соединении с парогазовой турбиной 128. По меньшей мере в одном варианте осуществления сочетание НК8О 126 и парогазовой турбины 128 можно охарактеризовать как производящий энергию замкнутый цикл Ренкина. В сочетании с газотурбинной системой 102 НК8О 126 и парогазовая турбина 128 могут составлять часть электростанции комбинированного цикла, такой как электростанция комбинированного цикла на природном газе (ЫОСС). Отработавшие газы в линии 122 можно вводить в НК8О 126, чтобы производить пар посредством линии 130 и охлажденный отработавший газ в линии 132. В одном варианте осуществления пар в линии 130 можно направлять в парогазовую турбину 128, чтобы производить дополнительную электроэнергию.
Охлажденный отработавший газ в линии 132 можно направлять в первый охлаждающий блок 134, предназначенный для охлаждения охлажденного отработавшего газа в линии 132, и производить охлажденный рециркулирующий газовый поток 140. Первый охлаждающий блок 134 может включать, например, один или более контактных охладителей, корректирующих охладителей, испарительных охлаждающих блоков или любое их сочетание. Первый охлаждающий блок 134 может также предназначаться для удаления части любой конденсационной воды из охлажденного отработавшего газа в линии 132 посредством водоотводного потока 138. По меньшей мере в одном варианте осуществления водоотводный поток 138 можно направлять в НК8О 126 посредством линии 141, чтобы обеспечивать здесь источник воды для производства дополнительного пара в линии 130. В других вариантах осуществления воду, удаляемую посредством водоотводного потока 138, можно использовать для других находящихся ниже по потоку применений, таких как вспомогательные теплообменные процессы.
В одном или нескольких вариантах осуществления охлажденный рециркулирующий газовый поток 140 можно направлять во вспомогательный компрессор 142. Охлаждение охлажденного отработавшего газа в линии 132 в первом охлаждающем блоке 134 может уменьшать энергию, требуемую для сжатия охлажденного рециркулирующего газового потока 140 во вспомогательном компрессоре 142. В отличие от традиционный вентиляторной или воздуходувной системы, вспомогательный компрессор 142 может быть предназначен для сжатия и увеличения суммарной плотности охлажденного рециркулирующего газового потока 140, в результате чего сжатый рециркулирующий газ направляется в линию 145 вниз по потоку, где сжатый ре циркулирующий газ в линии 145 имеет увеличенную массовую скорость потока для такого же объемного потока. Это может иметь преимущество, поскольку главный компрессор 104 может быть ограничен по объемному потоку, и направление потока большей массы через главный компрессор 104 может приводить к повышению выпускного давления, в результате чего происходит увеличение соотношения давлений на расширителе 106. Более высокое соотношение давлений, производимое на расширителе 106, может допускать более высокую температуру впуска и, таким образом, увеличивать мощность и эффективность расширителя 106. Как можно предполагать, это может иметь преимущество, поскольку обогащенный СО2 отработавший газ в линии 116, как правило, сохраняет более высокую удельную теплоемкость.
Поскольку давление всасывания главного компрессора 104 представляет собой функцию его температуры всасывания, температура всасывания охладителя потребует меньше энергии, чтобы эксплуатировать главный компрессор 104 для такого же массового потока. Соответственно, сжатый рециркулирующий газ в линии 145 можно направлять, но необязательно, во второй охлаждающий блок 136. Второй охлаждающий блок 136 может включать, например, один или более охладителей непосредственного контакта, корректирующих охладителей, испарительных охлаждающих блоков или любое их сочетание. По меньшей мере в одном варианте осуществления второй охлаждающий блок 136 может служить в качестве последующего охладителя, предназначенного для отвода по меньшей мере части теплоты сжатия, производимого вспомогательным компрессором 142 при сжатии рециркулирующего газа в линии 145. Второй охлаждающий блок 136 может также удалять дополнительную конденсационную воду посредством водоотводного потока 143. В одном или нескольких вариантах осуществления водоотводные потоки 138, 143 могут объединяться в поток 141 и их можно направлять или не направлять в НК8О 126, чтобы производить здесь дополнительный пар посредством линии 130.
Хотя только первый и второй охлаждающие блоки 134, 136 представлены в настоящем документе, можно предполагать, что можно использовать любое число охлаждающих блоков, чтобы соответствовать разнообразным применениям, без выхода за пределы объема настоящего изобретения. По существу, в настоящем документе предусмотрены варианты осуществления, в которых охлажденный отработавший газ в линии 132 далее поступает в испарительный охлаждающий блок, соединенный с контуром рециркуляции отработавшего газа, таким как, в общем, описано в одновременно поданной патентной заявке США, озаглавленной "Стехиометрическое сгорание с рециркуляцией отработавшего газа и охладителем непосредственного контакта", содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки в такой степени, в которой она не противоречит настоящему изобретению. Как описано в этой заявке, система рециркуляции отработавшего газа может включать любое разнообразное оборудование, предназначенное для подачи отработавшего газа в главный компрессор для последующего введения в камеру
- 5 029336
сгорания.
Главный компрессор 104 может быть предназначен для получения и сжатия сжатого рециркулирующего газа в линии 145 до давления, номинально равного или превышающего давление камеры 110 сгорания, в результате чего образуется сжатый рециркулирующий отработавший газ в линии 144. Как можно предполагать, охлаждение сжатого рециркулирующего газа в линии 145 во втором охлаждающем блоке 136 после сжатия во вспомогательном компрессоре 142 может допускать увеличение объемного массового потока отработавшего газа в главный компрессор 104. Соответственно, это может уменьшать количество энергии, требуемой для сжатия сжатого рециркулирующего газа в линии 145 до заданного давления.
По меньшей мере в одном варианте осуществления продувочный поток 146 можно получать из сжатого рециркулирующего отработавшего газа в линии 144 и после этого обрабатывать в сепараторе 148 СО2 для улавливания СО2 при повышенном давлении посредством линии 150. Отделенный СО2 в линии 150 можно использовать для продажи, применять в других процессах, где требуется СО2, и/или дополнительно сжимать и вводить в подземный пласт для усовершенствованной добычи нефти (БОК), сокращения выбросов или другой цели. Вследствие стехиометрического или практически стехиометрического сгорания топлива в линии 112 в сочетании с повышением давления от вспомогательного компрессора 142, парциальное давление СО2 в продувочном потоке 146 может значительно превышать давление отработавших газов традиционной газовой турбины. В результате улавливание диоксида углерода в сепараторе 148 СО2 можно осуществлять с использованием потребляющих меньше энергии процессов разделения, например с использованием менее энергоемких растворителей. По меньшей мере один подходящий растворитель представляет собой карбонат калия (К2СО3), который поглощает ЗОХ и/или ΝΌΧ и превращает их в полезные соединения, такие как сульфит калия (К2ЗО3), нитрат калия (КЫО3) и другие простые удобрения. Примерные системы и способы с использованием карбоната калия для улавливания СО2 можно найти в одновременно поданной патентной заявке США, озаглавленной "Системы и способы производства энергии с тройным циклом и низким выходом загрязняющих веществ", содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки в такой степени, в которой она не противоречит настоящему изобретению.
Остаточный поток 151, в существенной степени обедненный СО2 и состоящий главным образом из азота, можно также получать из сепаратора 148 СО2. В одном или нескольких вариантах осуществления остаточный поток 151 можно вводить в газовый расширитель 152, чтобы производить энергию и расширенный имеющий пониженное давление газ или отработавший газ посредством линии 156. Расширитель 152 может представлять собой, например, производящий энергию азотный расширитель. Как представлено на чертеже, газовый расширитель 152 может быть, но необязательно, присоединен к впускному компрессору 118 через общий вал 154 или иное механическое, электрическое или другое устройство для передачи мощности, в результате чего часть энергии, производимой газовым расширителем 152, может приводить в действие впускной компрессор 118. Однако во время пуска системы 100 и/или во время нормальной работы, когда газовый расширитель 152 не способен обеспечивать всю требуемую энергию, чтобы эксплуатировать впускной компрессор 118, можно использовать по меньшей мере один мотор 158, такой как электрический мотор, синергически с газовым расширителем 152. Например, мотор 158 можно в существенной степени регулировать по размеру таким образом, что во время нормальной работы системы 100 мотор 158 может быть предназначен для компенсации недостатка энергии из газового расширителя 152. В других вариантах осуществления, однако, газовый расширитель 152 можно использовать, чтобы производить энергию для других применений, и его не присоединяют непосредственно к впускному компрессору 118. Например, может иметь место существенное расхождение между энергией, производимой расширителем 152 и требуемой для компрессора 118. В таких случаях расширитель 152 может быть предназначен для приведения в действие меньшего (или большего) компрессора (не показан на чертеже), который потребляет меньше (или больше) энергии.
Расширенный, т.е. имеющий пониженное давление газ в линии 156, состоящий главным образом из сухого газообразного азота, можно выпускать из газового расширителя 152. По меньшей мере в одном варианте осуществления сочетание газового расширителя 152, впускного компрессора 118 и сепаратора 148 СО2 можно охарактеризовать как разомкнутый цикл Брайтона или третий производящий энергию компонент производящей энергию системы 100. Иллюстративные системы и способы расширения газообразного азота в остаточном потоке 151 и их варианты можно найти в одновременно поданной патентной заявке США, озаглавленной "Системы и способы производства энергии с тройным циклом и низким выходом загрязняющих веществ", содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки в такой степени, в которой она не противоречит настоящему изобретению.
Рассмотрим теперь фиг. 2, схематически представляющую еще одну иллюстративную интегрированную систему 200 для производства энергии и регенерация СО2 с использованием конфигурации комбинированного цикла согласно одному или нескольким вариантам осуществления. Система 200 на фиг. 2 является практически аналогичной системе 100 на фиг. 1, и, таким образом, она не будет обсуждаться подробно, когда аналогичные элементы соответствуют аналогичным условным номерам. Система 200 на фиг. 2, однако, может заменять газовый расширитель 152 системы 100 установленным ниже по потоку
- 6 029336
компрессором 158, предназначенным для сжатия остаточного потока 151 и получения сжатого отработавшего газа посредством линии 160. В одном или нескольких вариантах осуществления сжатый отработавший газ в линии 160 может оказаться подходящим для введения в пласт для поддержания требуемого давления. В применениях, где газообразный метан, как правило, повторно вводят в углеводородные скважины для поддержания давления в скважине, сжатие остаточного потока 151 может иметь преимущество. Например, сжатый газообразный азот в линии 160 можно, в качестве альтернативы, вводить в углеводородные скважины, и любой остаточный газообразный метан можно продавать или иным образом использовать в качестве топлива в родственных применениях, таких как подача топлива в линии 112.
Рассмотрим фиг. 3, схематически представляющую еще одну иллюстративную интегрированную систему 300 для производства энергии и регенерации СО2 с использованием конфигурации комбинированного цикла согласно одному или нескольким вариантам осуществления. Система 300 на фиг. 3 является практически аналогичной системам 100 и 200 на фиг. 1 и 2 соответственно и, таким образом, не будет обсуждаться подробно, когда аналогичные элементы соответствуют аналогичным условным номерам. Как представлено на чертеже, систему 300 можно охарактеризовать как гибридную конфигурацию производящего энергию расширителя 152 газообразного азота, как обсуждается по отношению к фиг. 1, и поддерживающего давление установленного ниже по потоку компрессора 158, как обсуждается по отношению к фиг. 2. В одном или нескольких вариантах осуществления остаточный поток 151 можно разделять, в результате чего первая часть остаточного потока 151 направляется в газовый расширитель 152, и в то же время вторая часть остаточного потока 151 направляется в установленный ниже по потоку компрессор 158 посредством линии 162. По меньшей мере в одном варианте осуществления соответствующий объемный массовый поток первой и второй частей можно регулировать таким образом, чтобы направлять заданные и/или желательные количества остаточного потока 151 в любое место и максимально увеличивать производство.
Путем использования обогащенного воздуха в качестве сжатого окислителя в линии 114 и повышения давления отработавшего газа во вспомогательном компрессоре 142 производящая энергию система 100 может обеспечивать более высокие концентрации СО2 в отработавшем газе, в результате чего обеспечивается более эффективное отделение и улавливание СО2.
Варианты осуществления, описанные в настоящем документе, способны эффективно увеличивать концентрацию СО2 в отработавшем газе в линии 116 до концентрации СО2, составляющей от приблизительно 10 до приблизительно 20 мас.%. Для достижения таких концентраций СО2 камера 110 сгорания может предназначаться для стехиометрического или практически стехиометрического сжигания поступающей смеси топлива в линии 112 и сжатого окислителя в линии 114, где сжатый окислитель в линии 114 включает обогащенный воздух, в котором суммарная концентрация кислорода составляет приблизительно 30 мас.%, приблизительно 35 мас.%, приблизительно 40 мас.%, приблизительно 45 мас.% или приблизительно 50 мас.%.
Для образования умеренной температуры стехиометрического сгорания и выполнения требований температуры впуска расширителя 106 и охлаждающих компонентов часть отработавшего газа с повышенным содержанием СО2, полученного из сжатого рециркулирующего отработавшего газа в линии 144, можно вводить в камеру 110 сгорания в качестве разбавителя. Таким образом, согласно вариантам осуществления настоящего изобретения можно в основном удалять избыточный кислород из отработавшего газа в линии 116, увеличивая в то же время концентрацию СО2 в нем до приблизительно 20 мас.%. По существу, отработавшие газы в линии 122 могут содержать менее чем приблизительно 3,0 мас.% кислорода, или менее чем приблизительно 1,0 мас.% кислорода, или менее чем приблизительно 0,1 мас.% кислорода, или даже менее чем приблизительно 0,001 мас.% кислорода.
По меньшей мере одно преимущество создания повышенной концентрации СО2 заключается в том, что расширитель 106 можно эксплуатировать при еще более высоком соотношении расширения для таких же температур впуска и выпуска, в результате чего можно производить увеличенную мощность. Это обусловлено более высокой теплоемкостью СО2 по сравнению с азотом, находящимся в окружающем воздухе. В одном или нескольких вариантах осуществления соотношение расширения расширителя 106 можно увеличивать от приблизительно 17,0 до приблизительно 20,0, что соответствует содержанию от приблизительно 10 мас.%. До приблизительно 20 мас.% СО2 в рециркулирующих потоках. Варианты осуществления с использованием обогащенного воздуха, содержащего приблизительно 35 мас.% кислорода, можно использовать для достижения содержания, составляющего приблизительно 20 мас.% СО2 в рециркулирующем потоке.
Другие преимущества наличия повышенной концентрации СО2 в рециркулирующих газах включают увеличение концентрации СО2 в удаленном продувочном потоке 146, используемом для отделения СО2. Вследствие содержания в нем повышенной концентрации СО2, продувочный поток 146 необязательно должен быть слишком большим, чтобы удалять требуемые количества СО2. Например, можно использовать меньший размер оборудования, осуществляющего отделение СО2, включая трубопроводы, теплообменники, клапаны, абсорбционные башни и т.д. Кроме того, повышение концентраций СО2 может увеличивать эффективность технологии удаления СО2, включая использование потребляющих меньше энергии процессов разделения, таких как процессы, использующие менее энергоемкие раствори- 7 029336
тели, которые в противном случае оказались бы непригодными. Соответственно, можно значительно сокращать капиталовложения для улавливания СО2.
Далее будут обсуждаться специфические элементы примерной работы системы 100. Как можно предполагать, конкретные величины температуры и давления, достигаемые или используемые в разнообразных компонентах любого из вариантов осуществления, которые описаны в настоящем документе, могут изменяться, помимо других факторов, в зависимости от чистоты используемого окислителя и/или конкретных конструкций и/или моделей расширителей, компрессоров, охладителей и т.д. Соответственно, можно предполагать, что конкретные данные, описанные в настоящем документе, представлены исключительно для иллюстративных целей и их не следует истолковывать в качестве единственной интерпретации. В варианте осуществления впускной компрессор 118 может направлять сжатый окислитель в линии 114 при абсолютном давлении, составляющем от приблизительно 280 фунтов/кв.дюйм (1929 кПа) до приблизительно 300 фунтов/кв.дюйм (2067 кПа). Однако в настоящем документе также предусмотрена технология на основе авиационной газовой турбины, которая может производить и использовать абсолютные давления, составляющие приблизительно 750 фунтов/кв.дюйм (5168 кПа) и более.
Главный компрессор 104 может быть предназначен для рециркуляции и сжатия рециркулирующего отработавшего газа в сжатый рециркулирующий отработавший газ в линии 144 при давлении, номинально равном или превышающем давление камеры 110 сгорания, и может использовать часть этого рециркулирующего отработавшего газа в качестве разбавителя в камере 110 сгорания. Поскольку количество разбавителя, которое требуется в камере 110 сгорания, может зависеть от чистоты используемого окислителя для стехиометрического сгорания или конкретной модели или конструкции расширителя 106, кольцо термопар и/или кислородные датчики (не показаны на чертеже) можно устанавливать на выпуске расширителя 106. В процессе работы термопары и датчики могут предназначаться для регулирования и определения объема отработавшего газа, требуемого в качестве разбавителя, чтобы охлаждать продукты сгорания до требуемой температуры впуска расширителя, и также регулировать количество окислителя, вводимого в камеру 110 сгорания. Таким образом, в ответ на потребление тепла, определяемое термопарами, и содержание кислорода, определяемое кислородными датчиками, объемный массовый поток сжатого рециркулирующего отработавшего газа в линии 144 и сжатый окислитель в линии 114 можно регулировать или изменять для выполнения необходимых требований. Иллюстративные варианты осуществления и более подробное описание систем и способов для регулирования состава отработавшего газа, производимого при сжигании топлива, можно найти в одновременно поданной патентной заявке США, озаглавленной "Системы и способы для регулирования сгорания топлива", содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки в такой степени, в которой она не противоречит настоящему изобретению.
По меньшей мере в одном варианте осуществления перепад абсолютного давления, составляющий приблизительно 12-13 фунтов/кв.дюйм (83-90 кПа), может возникать в камере 110 сгорания во время стехиометрического или практически стехиометрического сгорания. Сгорание топлива в линии 112 и сжатого окислителя в линии 114 может создавать температуры, составляющие от приблизительно 2000°Р (1093,33°С) до приблизительно 3000°Р (1648,89°С), и абсолютные давления, составляющие от 250 фунтов/кв.дюйм (1723 кПа) до приблизительно 300 фунтов/кв.дюйм (2067 кПа). Как описано выше, вследствие увеличения массового потока и более высокой удельной теплоемкости обогащенного СО2 отработавшего газа, полученного из сжатого рециркулирующего отработавшего газа в линии 144, более высокое соотношение давлений можно получить на расширителе 106, в результате чего допускается более высокая температура впуска и увеличенная мощность расширителя 106.
Отработавшие газы в линии 122, выходящие из расширителя 106, могут проявлять давление, точно или приблизительно равное давлению окружающей среды. По меньшей мере в одном варианте осуществления отработавшие газы в линии 122 могут иметь абсолютное давление, составляющее приблизительно 13-17 фунтов/кв.дюйм (90-117 кПа). Температура отработавших газов в линии 122 может составлять от приблизительно 1225°Р (662,78°С) до приблизительно 1275°Р (690,56°С) перед прохождением через НК.8О 126, чтобы производить пар в линии 130 и охлажденный отработавший газ в линии 132. В одном или нескольких вариантах осуществления охлаждающий блок 134 может уменьшать температуру охлажденного отработавшего газа в линии 132, в результате чего образуется охлажденный рециркулирующий газовый поток 140, температура которого составляет от приблизительно 32°Р (0°С) до приблизительно 120°Р (48,89°С). Как можно предполагать, эта температура может изменяться в зависимости главным образом от температуры влажного термометра в определенное время года в определенном месте на земном шаре.
Согласно одному или нескольким вариантам осуществления, вспомогательный компрессор 142 может быть предназначен для повышения давления охлажденного рециркулирующего газового потока 140 до абсолютного давления, составляющего от приблизительно 17 фунтов/кв.дюйм (117 кПа) до приблизительно 21 фунта/кв.дюйм (145 кПа). В результате главный компрессор 104, в конечном счете, получает и сжимает рециркулирующие отработавшие газы, образуя более высокую плотность и увеличенный массовый поток, в результате чего допускается существенно более высокое давление выпуска при одновременном сохранении такого же или аналогичного соотношения давлений. Чтобы дополнительно увеличи- 8 029336
вать плотность и массовый поток рециркулирующего отработавшего газа, сжатый рециркулирующий газ в линии 145, выпускаемый из вспомогательного компрессора 142, можно затем дополнительно охлаждать во втором охлаждающем блоке 136. В одном или нескольких вариантах осуществления второй охлаждающий блок 136 может быть предназначен для уменьшения температуры сжатого рециркулирующего газа в линии 145 до приблизительно 105°Р (40,56°С) перед направлением в главный компрессор 104.
По меньшей мере в одном варианте осуществления температура сжатого рециркулирующего отработавшего газа в линии 144, выпускаемого из главного компрессора 104, и, соответственно, температура продувочного потока 146 могут составлять приблизительно 800°Р (426,67°С) при абсолютном давлении, составляющем приблизительно 280 фунтов на кв. дюйм (1929 кПа). Установка вспомогательного компрессора 142 и стехиометрическое сгорание обогащенного воздуха могут увеличивать давление продувочного СО2 в продувочном потоке 146, что может приводить к повышению эффективности обработки растворителем в сепараторе 148 СО2 вследствие более высокого парциального давления СО2.
Варианты осуществления настоящего изобретения можно дополнительно описать, используя следующий модельный пример. Хотя данный модельный пример относится к конкретному варианту осуществления, его не следует рассматривать в качестве ограничивающего настоящее изобретение в какомлибо определенном отношении.
Чтобы проиллюстрировать превосходную эффективность при использовании обогащенного воздуха в качестве сжатого окислителя в линии 114, систему 100 моделировали с использованием стандартного воздуха и затем с использованием обогащенного воздуха, содержащего кислород в концентрации, составляющей приблизительно 35 мас.% для такой же газотурбинной системы 102 в таких же условиях окружающей среды. Следующая таблица представляет результаты этих исследований и оценки эффективности.
| Сравнение эффективности тройных циклов | ||
| Мощность (МВт) | Цикл с воздухом | Цикл с обогащенным воздухом |
| Мощность расширителя газовой турбины | 1234 | 1386 |
| Главный компрессор | 511 | 561 |
| Нагнетатель или вспомогательный компрессор | 18 | 20 |
| Впускной компрессор | 251 | 176 |
| Суммарная мощность сжатия | 780 | 757 |
| Чистая мощность газовой турбины | 444 | 616 |
| Чистая мощность паровой турбины | 280 | 316 |
| Чистая мощность стандартного оборудования | 724 | 931 |
| Дополнительные потери | 16 | 18 |
| Мощность азотного расширителя | 181 | 109 |
| Мощность комбинированного цикла | 889 | 1022 |
| Эффективность комбинированного цикла (% НТС, низшая теплотворная способность) | 55,6 | 56,4 |
Как должно быть очевидно из 'таблицы, варианты осуществления, включающие обогащенный воздух в качестве сжатого окислителя в линии 114, могут приводить к увеличению мощности расширителя 106, вследствие повышенного соотношения давлений при расширении и увеличенного массового потока через расширитель 106. Кроме того, хотя главный компрессор 104 может испытывать незначительное повышение энергопотребления, которое частично возникает при удалении части азотного компонента из воздуха, это увеличение с избытком компенсируется уменьшением мощности сжатия воздуха во впускном компрессоре 118, в результате чего получается итоговое уменьшение требуемой суммарной мощности сжатия. Как можно предполагать, вследствие уменьшения потока воздуха при таком же количестве
- 9 029336
кислорода, впускной компрессор 118 может проявлять значительное уменьшение необходимого энергопотребления компрессора.
Важно, что в таблице представлено значительное увеличение выходной мощности комбинированного цикла, что отражает увеличение эффективности комбинированного цикла приблизительно на 1,0%.
Хотя настоящее изобретение можно осуществлять в разнообразных модификациях и альтернативных формах, обсуждаемые выше примерные варианты осуществления представлены исключительно в качестве примера. Однако и здесь следует понимать, что настоящее изобретение не предназначено для ограничения конкретными вариантами его осуществления, которые описаны в настоящем документе. По существу, настоящее изобретение включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые находятся в пределах действительной идеи и объема прилагаемой формулы изобретения.
Claims (17)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Газотурбинная система, содержащаяпервый компрессор, предназначенный для получения и сжатия только рециркулирующего отработавшего газа в сжатый рециркулирующий отработавший газ;второй компрессор, предназначенный для получения и сжатия только обогащенного воздуха, имеющего концентрацию кислорода от 30 до 50 мас.%, для получения сжатого окислителя;камеру сгорания, предназначенную для раздельного приема сжатого рециркулирующего отработавшего газа и сжатого окислителя и, по существу, стехиометрического сжигания потока топлива, в которой сжатый рециркулирующий отработавший газ служит в качестве разбавителя для установления умеренной температуры сгорания;расширитель, присоединенный к первому компрессору и предназначенный для получения выпуска из камеры сгорания и образования рециркулирующего отработавшего газа и, по меньшей мере, частичного приведения в действие первого компрессора; ипо меньшей мере один кислородный датчик, установленный на выпуске расширителя для передачи сигнала для регулирования количества окислителя, вводимого в камеру сгорания для сохранения условий, по существу, стехиометрического сгорания, и поддержания условий, при которых рециркулирующий отработавший газ имеет концентрацию кислорода менее чем 1,0 мас.% и концентрацию СО2, составляющую от 10 до 20 мас.%.
- 2. Система по п.1, содержащая также утилизационный парогенератор, передаточно соединенный с парогазовой турбиной, причем утилизационный парогенератор предназначен для получения рециркулирующего отработавшего газа из расширителя для образования пара, который производит электроэнергию в парогенераторе.
- 3. Система по п.2, содержащая также один или более охлаждающих блоков, предназначенных для охлаждения рециркулирующего отработавшего газа, полученного из утилизационного парогенератора, и удаления конденсационной воды из рециркулирующего отработавшего газа.
- 4. Система по п.1, содержащая также вспомогательный компрессор, предназначенный для увеличения давления рециркулирующего отработавшего газа перед введением в первый компрессор для получения сжатого рециркулирующего отработавшего газа.
- 5. Система по п.1, предназначенная для сжигания топливного потока, выбранного из группы, которую составляют природный газ, метан, нафта, бутан, пропан, синтетический газ, дизельное топливо, керосин, авиационное топливо, полученное из угля топливо, биотопливо, окисленный углеводородный исходный материал и любое их сочетание.
- 6. Система по п.1, дополнительно включающая сепаратор СО2, предназначенный для обработки продувочного потока, получаемого из сжатого рециркулирующего отработавшего газа, чтобы получить поток СО2 и остаточный поток, представляющий собой газообразный азот.
- 7. Способ сжигания топлива с использованием газотурбинной установки по п.1, в котором осуществляютсжатие только рециркулирующего отработавшего газа в главном компрессоре для образования сжатого рециркулирующего отработавшего газа;сжатие только обогащенного воздуха, имеющего концентрацию кислорода от 30 до 50 мас.% во впускном компрессоре, для получения сжатого окислителя;раздельный впуск сжатого окислителя и сжатого рециркулирующего отработавшего газа в камеру сгорания;по существу, стехиометрическое сжигание сжатого окислителя и топлива в камере сгорания и в присутствии сжатого рециркулирующего отработавшего газа, в результате чего образуется выходящий поток,причем сжатый рециркулирующий отработавший газ выступает в качестве разбавителя, предназначенного для создания умеренной температуры выходящего потока;расширение выходящего потока в расширителе, по меньшей мере, для частичного приведения в действие главного компрессора, образования рециркулирующего отработавшего газа и, по меньшей ме- 10 029336ре, частичного приведения в действие главного компрессора;регулирование количества окислителя, вводимого в камеру сгорания по меньшей мере с одним кислородным датчиком, установленным на выпуске расширителя для определения содержания кислорода и передачи сигнала для регулирования количества окислителя, вводимого в камеру сгорания для сохранения условий, по существу, стехиометрического сгорания, и поддержания условий, при которых рециркулирующий отработавший газ имеет концентрацию кислорода менее чем 1,0 мас.% и концентрацию СО2, составляющую от 10 до 20 мас.%.
- 8. Способ по п.7, в котором обогащенный воздух получают из отбракованного потока установки для разделения воздуха, причем отбракованный поток содержит кислород в концентрации, составляющей от 50 до 70 мас.%.
- 9. Интегрированная система для сжигания топлива, содержащая газотурбинную систему, включающуюпервый компрессор, предназначенный для получения и сжатия только рециркулирующего отработавшего газа в сжатый рециркулирующий отработавший газ;второй компрессор, предназначенный для получения и сжатия только обогащенного воздуха и получения сжатого окислителя, причем обогащенный воздух содержит кислород в концентрации, составляющей от 30 до 50 мас.%;камеру сгорания, предназначенную для раздельного получения сжатого рециркулирующего отработавшего газа и сжатого окислителя и стехиометрического сжигания топливного потока, в которой сжатый рециркулирующий отработавший газ служит в качестве разбавителя для установления умеренной температуры сгорания; ирасширитель, присоединенный к первому компрессору и предназначенный для получения выпуска из камеры сгорания для образования потока рециркулирующих отработавших газов и, по меньшей мере, частичного приведения в действие первого компрессора; исистему рециркуляции отработавшего газа, включающуюутилизационный парогенератор, передаточно соединенный с парогазовой турбиной, причем утилизационный парогенератор предназначен для получения рециркулирующего отработавшего газа из расширителя для образования пара, который производит электроэнергию в парогенераторе;один или более охлаждающих блоков, предназначенных для охлаждения рециркулирующего отработавшего газа, полученного из утилизационного парогенератора, и удаления конденсационной воды из рециркулирующего отработавшего газа;вспомогательный компрессор, предназначенный для увеличения давления рециркулирующего отработавшего газа перед введением в первый компрессор для получения сжатого рециркулирующего отработавшего газа; ипо меньшей мере один кислородный датчик, установленный на выпуске расширителя для передачи сигнала для регулирования количества окислителя, вводимого в камеру сгорания для сохранения условий, по существу, стехиометрического сгорания, и поддержания условий, при которых рециркулирующий отработавший газ имеет концентрацию кислорода менее чем 1,0 мас.% и концентрацию СО2, составляющую от 10 до 20 мас.%.
- 10. Способ сжигания топлива, в котором используют интегрированную систему для сжигания топлива по п.9 и в котором осуществляютсжатие рециркулирующего отработавшего газа в первом компрессоре; сжатие обогащенного воздуха во втором компрессоре;раздельный впуск сжатого окислителя и сжатого рециркулирующего отработавшего газа в камеру сгорания;по существу, стехиометрическое сжигание сжатого окислителя и потока топлива в камере сгорания и в присутствии сжатого рециркулирующего отработавшего газа;расширение выходящего потока в расширителе;регулирование количества окислителя, вводимого в камеру сгорания на основании сигнала, переданного посредством по меньшей мере одного кислородного датчика для сохранения условий, по существу, стехиометрического сгорания, и поддержания условий, при которых рециркулирующий отработавший газ имеет концентрацию кислорода менее чем 1,0 мас.% и концентрацию СО2, составляющую от 10 до 20 мас.%.
- 11. Способ по п.10, в котором также используют вспомогательный компрессор для увеличения давления рециркулирующего отработавшего газового потока до абсолютного давления, составляющего от 17 фунтов/кв.дюйм (117 кПа) до 21 фунта/кв.дюйм (145 кПа).
- 12. Способ по п.10, в котором обогащенный воздух смешивают с атмосферным воздухом для получения концентрации кислорода, составляющей от 30 до 50 мас.%.
- 13. Способ по п.10, в котором обогащенный воздух получают, используя мембранное разделение, адсорбцию при переменном давлении, адсорбцию при переменной температуре, установку для разделения воздуха и любое их сочетание.
- 14. Способ по п.10, в котором установка для разделения воздуха имеет отбракованный поток, со- 11 029336держащий кислород в концентрации, составляющей от 50 до 70 мас.%, причем отбракованный поток обеспечивает по меньшей мере часть обогащенного воздуха.
- 15. Способ по п.7, в котором также получают обогащенный воздух, используя мембранное разделение, адсорбцию при переменном давлении, адсорбцию при переменной температуре и любое их сочетание.
- 16. Способ по п.7, в котором также получают обогащенный воздух из отбракованного потока установки для разделения воздуха.
- 17. Способ по п.7, в котором отбракованный поток содержит кислород в концентрации, составляющей от 50 до 70 мас.%.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US36117810P | 2010-07-02 | 2010-07-02 | |
| PCT/US2011/039829 WO2012003079A1 (en) | 2010-07-02 | 2011-06-09 | Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201390058A1 EA201390058A1 (ru) | 2013-05-30 |
| EA029336B1 true EA029336B1 (ru) | 2018-03-30 |
Family
ID=45402431
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201390058A EA029336B1 (ru) | 2010-07-02 | 2011-06-09 | Системы и способ производства энергии путем стехиометрического сгорания с обогащенным воздухом и рециркуляцией отработавшего газа |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9903316B2 (ru) |
| EP (1) | EP2588728B1 (ru) |
| JP (1) | JP5906555B2 (ru) |
| CN (1) | CN102959203B (ru) |
| AR (1) | AR081786A1 (ru) |
| AU (1) | AU2011271635B2 (ru) |
| BR (1) | BR112012031505A2 (ru) |
| CA (1) | CA2801494C (ru) |
| EA (1) | EA029336B1 (ru) |
| MX (1) | MX354587B (ru) |
| MY (1) | MY160833A (ru) |
| SG (2) | SG10201505280WA (ru) |
| TW (1) | TWI579507B (ru) |
| WO (1) | WO2012003079A1 (ru) |
Families Citing this family (98)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MY156350A (en) | 2008-03-28 | 2016-02-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| AU2009228062B2 (en) | 2008-03-28 | 2014-01-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| MX2011002770A (es) | 2008-10-14 | 2011-04-26 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodos y sistemas para controlar los productos de combustion. |
| US10018115B2 (en) | 2009-02-26 | 2018-07-10 | 8 Rivers Capital, Llc | System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid |
| EA024852B1 (ru) | 2009-02-26 | 2016-10-31 | Палмер Лэбз, Ллк | Способ и устройство для сжигания топлива при высокой температуре и высоком давлении и соответствующие система и средства |
| BRPI1012000A8 (pt) | 2009-06-05 | 2018-02-06 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistemas combustor e queimador de combustão, e, método para a combustão de um combustível em um sistema de combustão |
| CN102597418A (zh) | 2009-11-12 | 2012-07-18 | 埃克森美孚上游研究公司 | 低排放发电和烃采收系统及方法 |
| 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 |
| MY167118A (en) * | 2010-07-02 | 2018-08-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
| 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 |
| CA2801499C (en) | 2010-07-02 | 2017-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation systems and methods |
| MX341981B (es) | 2010-07-02 | 2016-09-08 | Exxonmobil Upstream Res Company * | Combustion estequiometrica con recirculacion de gas de escape y enfriador de contacto directo. |
| CN102985665A (zh) * | 2010-07-02 | 2013-03-20 | 埃克森美孚上游研究公司 | 低排放三循环动力产生系统和方法 |
| US9399950B2 (en) | 2010-08-06 | 2016-07-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for exhaust gas extraction |
| CA2805089C (en) | 2010-08-06 | 2018-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion |
| 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 |
| TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method 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 |
| EP2795084B1 (en) * | 2011-12-19 | 2020-02-05 | Ansaldo Energia IP UK Limited | Control of the gas composition in a gas turbine power plant with flue gas recirculation |
| WO2013095829A2 (en) | 2011-12-20 | 2013-06-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced coal-bed methane production |
| US20130269358A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
| US8539749B1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-09-24 | General Electric Company | Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
| US20130269355A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling an extraction pressure and temperature of a stoichiometric egr system |
| US20130269310A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
| US9353682B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-31 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation |
| 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 |
| 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 |
| TWI630021B (zh) * | 2012-06-14 | 2018-07-21 | 艾克頌美孚研究工程公司 | 用於ｃｏ捕捉／利用和ｎ製造之變壓吸附與發電廠的整合 |
| US10584633B2 (en) * | 2012-08-30 | 2020-03-10 | Enhanced Energy Group LLC | Semi-closed cycle turbine power system to produce saleable CO2 product |
| US9574496B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-02-21 | 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US9869279B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-01-16 | General Electric Company | System and method for a multi-wall turbine combustor |
| US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US10161312B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-12-25 | General Electric Company | System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing 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 |
| 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 |
| WO2014133406A1 (en) | 2013-02-28 | 2014-09-04 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US9784182B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-10-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and methane recovery from methane hydrates |
| US9618261B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
| 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 |
| US20140250945A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Richard A. Huntington | Carbon Dioxide Recovery |
| US9377202B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-06-28 | General Electric Company | System and method for fuel blending and control in gas turbines |
| CN105209732B (zh) * | 2013-03-15 | 2017-05-10 | 帕尔默实验室有限责任公司 | 使用二氧化碳循环工作流体高效发电的系统和方法 |
| US9382850B2 (en) | 2013-03-21 | 2016-07-05 | General Electric Company | System and method for controlled fuel blending in gas turbines |
| US9835089B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-12-05 | General Electric Company | System and method for a fuel nozzle |
| 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 |
| JP6220586B2 (ja) * | 2013-07-22 | 2017-10-25 | ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー | ガスタービン設備 |
| JP6220589B2 (ja) * | 2013-07-26 | 2017-10-25 | ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー | ガスタービン設備 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| MX2017016478A (es) | 2015-06-15 | 2018-05-17 | 8 Rivers Capital Llc | Sistema y metodo para la puesta en marcha de una instalacion de produccion de energia. |
| US10125641B2 (en) | 2015-11-17 | 2018-11-13 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Dual integrated PSA for simultaneous power plant emission control and enhanced hydrocarbon recovery |
| US10439242B2 (en) | 2015-11-17 | 2019-10-08 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hybrid high-temperature swing adsorption and fuel cell |
| US10071337B2 (en) | 2015-11-17 | 2018-09-11 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Integration of staged complementary PSA system with a power plant for CO2 capture/utilization and N2 production |
| US10143960B2 (en) | 2015-11-17 | 2018-12-04 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Staged complementary PSA system for low energy fractionation of mixed fluid |
| US10071338B2 (en) | 2015-11-17 | 2018-09-11 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Staged pressure swing adsorption for simultaneous power plant emission control and enhanced hydrocarbon recovery |
| JP7001608B2 (ja) | 2016-02-26 | 2022-01-19 | ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー | 電力プラントを制御するためのシステムおよび方法 |
| US10350537B2 (en) | 2016-08-04 | 2019-07-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | High purity nitrogen/hydrogen production from an exhaust stream |
| WO2018026518A1 (en) | 2016-08-04 | 2018-02-08 | Exxonmobil Research And Engineering Company | High temperature pressure swing adsorption for advanced sorption enhanced water gas shift |
| US11161694B2 (en) * | 2018-07-18 | 2021-11-02 | Alliance For Sustainable Energy, Llc | Compressed gas energy storage |
| JP7585318B2 (ja) | 2019-10-22 | 2024-11-18 | ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー | 発電システムおよび発電方法の熱管理のための制御スキーム |
| US11931685B2 (en) | 2020-09-10 | 2024-03-19 | Enhanced Energy Group LLC | Carbon capture systems |
| US20240017204A1 (en) | 2022-07-12 | 2024-01-18 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Oxygen-enriched combustion for natural gas combined cycle operation |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5345756A (en) * | 1993-10-20 | 1994-09-13 | Texaco Inc. | Partial oxidation process with production of power |
| US20070125063A1 (en) * | 2005-12-07 | 2007-06-07 | General Electric Company | Integrated combustor-heat exchanger and systems for power generation using the same |
| US20080010967A1 (en) * | 2004-08-11 | 2008-01-17 | Timothy Griffin | Method for Generating Energy in an Energy Generating Installation Having a Gas Turbine, and Energy Generating Installation Useful for Carrying Out the Method |
| US20080127632A1 (en) * | 2006-11-30 | 2008-06-05 | General Electric Company | Carbon dioxide capture systems and methods |
| US20090193809A1 (en) * | 2008-02-04 | 2009-08-06 | Mark Stewart Schroder | Method and system to facilitate combined cycle working fluid modification and combustion thereof |
Family Cites Families (670)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2488911A (en) | 1946-11-09 | 1949-11-22 | Surface Combustion Corp | Combustion apparatus for use with turbines |
| GB776269A (en) | 1952-11-08 | 1957-06-05 | Licentia Gmbh | A gas turbine plant |
| US2884758A (en) | 1956-09-10 | 1959-05-05 | Bbc Brown Boveri & Cie | Regulating device for burner operating with simultaneous combustion of gaseous and liquid fuel |
| US3561895A (en) | 1969-06-02 | 1971-02-09 | Exxon Research Engineering Co | Control of fuel gas combustion properties in inspirating burners |
| US3631672A (en) | 1969-08-04 | 1972-01-04 | Gen Electric | Eductor cooled gas turbine casing |
| US3643430A (en) | 1970-03-04 | 1972-02-22 | United Aircraft Corp | Smoke reduction combustion chamber |
| US3705492A (en) | 1971-01-11 | 1972-12-12 | Gen Motors Corp | Regenerative gas turbine system |
| US3841382A (en) | 1973-03-16 | 1974-10-15 | Maloney Crawford Tank | Glycol regenerator using controller gas stripping under vacuum |
| US3949548A (en) | 1974-06-13 | 1976-04-13 | Lockwood Jr Hanford N | Gas turbine regeneration system |
| GB1490145A (en) | 1974-09-11 | 1977-10-26 | Mtu Muenchen Gmbh | Gas turbine engine |
| US4043395A (en) | 1975-03-13 | 1977-08-23 | Continental Oil Company | Method for removing methane from coal |
| US4018046A (en) | 1975-07-17 | 1977-04-19 | Avco Corporation | Infrared radiation suppressor for gas turbine engine |
| NL7612453A (nl) | 1975-11-24 | 1977-05-26 | Gen Electric | Geintegreerde lichtgasproduktieinstallatie en werkwijze voor de opwekking van elektrische energie. |
| US4033712A (en) * | 1976-02-26 | 1977-07-05 | Edmund D. Hollon | Fuel supply systems |
| US4077206A (en) | 1976-04-16 | 1978-03-07 | The Boeing Company | Gas turbine mixer apparatus for suppressing engine core noise and engine fan noise |
| US4204401A (en) | 1976-07-19 | 1980-05-27 | The Hydragon Corporation | Turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US4380895A (en) | 1976-09-09 | 1983-04-26 | Rolls-Royce Limited | Combustion chamber for a gas turbine engine having a variable rate diffuser upstream of air inlet means |
| US4066214A (en) | 1976-10-14 | 1978-01-03 | The Boeing Company | Gas turbine exhaust nozzle for controlled temperature flow across adjoining airfoils |
| US4117671A (en) | 1976-12-30 | 1978-10-03 | The Boeing Company | Noise suppressing exhaust mixer assembly for ducted-fan, turbojet engine |
| US4165609A (en) | 1977-03-02 | 1979-08-28 | The Boeing Company | Gas turbine mixer apparatus |
| US4092095A (en) | 1977-03-18 | 1978-05-30 | Combustion Unlimited Incorporated | Combustor for waste gases |
| US4112676A (en) | 1977-04-05 | 1978-09-12 | Westinghouse Electric Corp. | Hybrid combustor with staged injection of pre-mixed fuel |
| US4271664A (en) | 1977-07-21 | 1981-06-09 | Hydragon Corporation | Turbine engine with exhaust gas recirculation |
| RO73353A2 (ro) | 1977-08-12 | 1981-09-24 | Institutul De Cercetari Si Proiectari Pentru Petrol Si Gaze,Ro | Procedeu de desulfurare a fluidelor din zacamintele de hidrocarburi extrase prin sonde |
| US4101294A (en) | 1977-08-15 | 1978-07-18 | General Electric Company | Production of hot, saturated fuel gas |
| US4160640A (en) | 1977-08-30 | 1979-07-10 | Maev Vladimir A | Method of fuel burning in combustion chambers and annular combustion chamber for carrying same into effect |
| US4222240A (en) | 1978-02-06 | 1980-09-16 | Castellano Thomas P | Turbocharged engine |
| DE2808690C2 (de) | 1978-03-01 | 1983-11-17 | Messerschmitt-Bölkow-Blohm GmbH, 8000 München | Einrichtung zur Erzeugung von Heißdampf für die Gewinnung von Erdöl |
| US4236378A (en) | 1978-03-01 | 1980-12-02 | General Electric Company | Sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas |
| US4498288A (en) | 1978-10-13 | 1985-02-12 | General Electric Company | Fuel injection staged sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas |
| US4253301A (en) | 1978-10-13 | 1981-03-03 | General Electric Company | Fuel injection staged sectoral combustor for burning low-BTU fuel gas |
| US4345426A (en) | 1980-03-27 | 1982-08-24 | Egnell Rolf A | Device for burning fuel with air |
| GB2080934B (en) | 1980-07-21 | 1984-02-15 | Hitachi Ltd | Low btu gas burner |
| US4352269A (en) | 1980-07-25 | 1982-10-05 | Mechanical Technology Incorporated | Stirling engine combustor |
| GB2082259B (en) | 1980-08-15 | 1984-03-07 | Rolls Royce | Exhaust flow mixers and nozzles |
| US4442665A (en) | 1980-10-17 | 1984-04-17 | General Electric Company | Coal gasification power generation plant |
| US4637792A (en) | 1980-12-22 | 1987-01-20 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
| US4479484A (en) | 1980-12-22 | 1984-10-30 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
| US4488865A (en) | 1980-12-22 | 1984-12-18 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
| US4480985A (en) | 1980-12-22 | 1984-11-06 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
| US4344486A (en) | 1981-02-27 | 1982-08-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for enhanced oil recovery |
| US4399652A (en) | 1981-03-30 | 1983-08-23 | Curtiss-Wright Corporation | Low BTU gas combustor |
| US4414334A (en) | 1981-08-07 | 1983-11-08 | Phillips Petroleum Company | Oxygen scavenging with enzymes |
| US4434613A (en) | 1981-09-02 | 1984-03-06 | General Electric Company | Closed cycle gas turbine for gaseous production |
| US4445842A (en) | 1981-11-05 | 1984-05-01 | Thermal Systems Engineering, Inc. | Recuperative burner with exhaust gas recirculation means |
| GB2117053B (en) | 1982-02-18 | 1985-06-05 | Boc Group Plc | Gas turbines and engines |
| US4498289A (en) | 1982-12-27 | 1985-02-12 | Ian Osgerby | Carbon dioxide power cycle |
| US4548034A (en) | 1983-05-05 | 1985-10-22 | Rolls-Royce Limited | Bypass gas turbine aeroengines and exhaust mixers therefor |
| US4528811A (en) | 1983-06-03 | 1985-07-16 | General Electric Co. | Closed-cycle gas turbine chemical processor |
| GB2149456B (en) | 1983-11-08 | 1987-07-29 | Rolls Royce | Exhaust mixing in turbofan aeroengines |
| US4561245A (en) | 1983-11-14 | 1985-12-31 | Atlantic Richfield Company | Turbine anti-icing system |
| US4602614A (en) | 1983-11-30 | 1986-07-29 | United Stirling, Inc. | Hybrid solar/combustion powered receiver |
| SE439057B (sv) | 1984-06-05 | 1985-05-28 | United Stirling Ab & Co | Anordning for forbrenning av ett brensle med syrgas och inblandning av en del av de vid forbrenningen bildade avgaserna |
| EP0169431B1 (en) | 1984-07-10 | 1990-04-11 | Hitachi, Ltd. | Gas turbine combustor |
| US4606721A (en) | 1984-11-07 | 1986-08-19 | Tifa Limited | Combustion chamber noise suppressor |
| US4653278A (en) | 1985-08-23 | 1987-03-31 | General Electric Company | Gas turbine engine carburetor |
| US4651712A (en) | 1985-10-11 | 1987-03-24 | Arkansas Patents, Inc. | Pulsing combustion |
| NO163612C (no) | 1986-01-23 | 1990-06-27 | Norsk Energi | Fremgangsmaate og anlegg for fremstilling av nitrogen for anvendelse under hoeyt trykk. |
| US4858428A (en) | 1986-04-24 | 1989-08-22 | Paul Marius A | Advanced integrated propulsion system with total optimized cycle for gas turbines |
| US4753666A (en) | 1986-07-24 | 1988-06-28 | Chevron Research Company | Distillative processing of CO2 and hydrocarbons for enhanced oil recovery |
| US4684465A (en) | 1986-10-10 | 1987-08-04 | Combustion Engineering, Inc. | Supercritical fluid chromatograph with pneumatically controlled pump |
| US4681678A (en) | 1986-10-10 | 1987-07-21 | Combustion Engineering, Inc. | Sample dilution system for supercritical fluid chromatography |
| US4817387A (en) | 1986-10-27 | 1989-04-04 | Hamilton C. Forman, Trustee | Turbocharger/supercharger control device |
| US4762543A (en) | 1987-03-19 | 1988-08-09 | Amoco Corporation | Carbon dioxide recovery |
| US5084438A (en) | 1988-03-23 | 1992-01-28 | Nec Corporation | Electronic device substrate using silicon semiconductor substrate |
| US4883122A (en) | 1988-09-27 | 1989-11-28 | Amoco Corporation | Method of coalbed methane production |
| JP2713627B2 (ja) | 1989-03-20 | 1998-02-16 | 株式会社日立製作所 | ガスタービン燃焼器、これを備えているガスタービン設備、及びこの燃焼方法 |
| US4946597A (en) | 1989-03-24 | 1990-08-07 | Esso Resources Canada Limited | Low temperature bitumen recovery process |
| US4976100A (en) | 1989-06-01 | 1990-12-11 | Westinghouse Electric Corp. | System and method for heat recovery in a combined cycle power plant |
| US5135387A (en) | 1989-10-19 | 1992-08-04 | It-Mcgill Environmental Systems, Inc. | Nitrogen oxide control using internally recirculated flue gas |
| US5044932A (en) | 1989-10-19 | 1991-09-03 | It-Mcgill Pollution Control Systems, Inc. | Nitrogen oxide control using internally recirculated flue gas |
| SE467646B (sv) | 1989-11-20 | 1992-08-24 | Abb Carbon Ab | Saett vid roekgasrening i pfbc-anlaeggning |
| US5123248A (en) | 1990-03-28 | 1992-06-23 | General Electric Company | Low emissions combustor |
| JP2954972B2 (ja) | 1990-04-18 | 1999-09-27 | 三菱重工業株式会社 | ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント |
| US5271905A (en) | 1990-04-27 | 1993-12-21 | Mobil Oil Corporation | Apparatus for multi-stage fast fluidized bed regeneration of catalyst |
| JPH0450433A (ja) | 1990-06-20 | 1992-02-19 | Toyota Motor Corp | 直列２段過給内燃機関の排気ガス再循環装置 |
| US5141049A (en) | 1990-08-09 | 1992-08-25 | The Badger Company, Inc. | Treatment of heat exchangers to reduce corrosion and by-product reactions |
| US5154596A (en) | 1990-09-07 | 1992-10-13 | John Zink Company, A Division Of Koch Engineering Company, Inc. | Methods and apparatus for burning fuel with low NOx formation |
| US5098282A (en) | 1990-09-07 | 1992-03-24 | John Zink Company | Methods and apparatus for burning fuel with low NOx formation |
| US5197289A (en) | 1990-11-26 | 1993-03-30 | General Electric Company | Double dome combustor |
| US5085274A (en) | 1991-02-11 | 1992-02-04 | Amoco Corporation | Recovery of methane from solid carbonaceous subterranean of formations |
| DE4110507C2 (de) | 1991-03-30 | 1994-04-07 | Mtu Muenchen Gmbh | Brenner für Gasturbinentriebwerke mit mindestens einer für die Zufuhr von Verbrennungsluft lastabhängig regulierbaren Dralleinrichtung |
| US5073105A (en) | 1991-05-01 | 1991-12-17 | Callidus Technologies Inc. | Low NOx burner assemblies |
| US5147111A (en) | 1991-08-02 | 1992-09-15 | Atlantic Richfield Company | Cavity induced stimulation method of coal degasification wells |
| US5255506A (en) | 1991-11-25 | 1993-10-26 | General Motors Corporation | Solid fuel combustion system for gas turbine engine |
| US5183232A (en) | 1992-01-31 | 1993-02-02 | Gale John A | Interlocking strain relief shelf bracket |
| US5238395A (en) | 1992-03-27 | 1993-08-24 | John Zink Company | Low nox gas burner apparatus and methods |
| US5195884A (en) | 1992-03-27 | 1993-03-23 | John Zink Company, A Division Of Koch Engineering Company, Inc. | Low NOx formation burner apparatus and methods |
| US5634329A (en) | 1992-04-30 | 1997-06-03 | Abb Carbon Ab | Method of maintaining a nominal working temperature of flue gases in a PFBC power plant |
| US5332036A (en) | 1992-05-15 | 1994-07-26 | The Boc Group, Inc. | Method of recovery of natural gases from underground coal formations |
| US5295350A (en) | 1992-06-26 | 1994-03-22 | Texaco Inc. | Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas |
| US5355668A (en) | 1993-01-29 | 1994-10-18 | General Electric Company | Catalyst-bearing component of gas turbine engine |
| US5628184A (en) | 1993-02-03 | 1997-05-13 | Santos; Rolando R. | Apparatus for reducing the production of NOx in a gas turbine |
| US5361586A (en) | 1993-04-15 | 1994-11-08 | Westinghouse Electric Corporation | Gas turbine ultra low NOx combustor |
| US5388395A (en) | 1993-04-27 | 1995-02-14 | Air Products And Chemicals, Inc. | Use of nitrogen from an air separation unit as gas turbine air compressor feed refrigerant to improve power output |
| US5444971A (en) | 1993-04-28 | 1995-08-29 | Holenberger; Charles R. | Method and apparatus for cooling the inlet air of gas turbine and internal combustion engine prime movers |
| US5359847B1 (en) | 1993-06-01 | 1996-04-09 | Westinghouse Electric Corp | Dual fuel ultra-flow nox combustor |
| US5628182A (en) | 1993-07-07 | 1997-05-13 | Mowill; R. Jan | Star combustor with dilution ports in can portions |
| US5638674A (en) | 1993-07-07 | 1997-06-17 | Mowill; R. Jan | Convectively cooled, single stage, fully premixed controllable fuel/air combustor with tangential admission |
| US5572862A (en) | 1993-07-07 | 1996-11-12 | Mowill Rolf Jan | Convectively cooled, single stage, fully premixed fuel/air combustor for gas turbine engine modules |
| PL171012B1 (pl) | 1993-07-08 | 1997-02-28 | Waclaw Borszynski | Uklad do mokrego oczyszczania spalin z procesów spalania, korzystnie wegla, koksu,oleju opalowego PL |
| US5794431A (en) | 1993-07-14 | 1998-08-18 | Hitachi, Ltd. | Exhaust recirculation type combined plant |
| US5535584A (en) | 1993-10-19 | 1996-07-16 | California Energy Commission | Performance enhanced gas turbine powerplants |
| US5394688A (en) | 1993-10-27 | 1995-03-07 | Westinghouse Electric Corporation | Gas turbine combustor swirl vane arrangement |
| AU7873494A (en) | 1993-12-10 | 1995-06-27 | Cabot Corporation | An improved liquefied natural gas fueled combined cycle power plant |
| EP0658366B1 (en) * | 1993-12-17 | 1998-06-03 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated production of oxygen and electric power |
| US5542840A (en) | 1994-01-26 | 1996-08-06 | Zeeco Inc. | Burner for combusting gas and/or liquid fuel with low NOx production |
| US5458481A (en) | 1994-01-26 | 1995-10-17 | Zeeco, Inc. | Burner for combusting gas with low NOx production |
| NO180520C (no) | 1994-02-15 | 1997-05-07 | Kvaerner Asa | Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser |
| JP2950720B2 (ja) | 1994-02-24 | 1999-09-20 | 株式会社東芝 | ガスタービン燃焼装置およびその燃焼制御方法 |
| US5439054A (en) | 1994-04-01 | 1995-08-08 | Amoco Corporation | Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation |
| DE4411624A1 (de) | 1994-04-02 | 1995-10-05 | Abb Management Ag | Brennkammer mit Vormischbrennern |
| US5581998A (en) | 1994-06-22 | 1996-12-10 | Craig; Joe D. | Biomass fuel turbine combuster |
| US5402847A (en) | 1994-07-22 | 1995-04-04 | Conoco Inc. | Coal bed methane recovery |
| US5599179A (en) * | 1994-08-01 | 1997-02-04 | Mississippi State University | Real-time combustion controller |
| AU3715895A (en) | 1994-08-25 | 1996-03-22 | Rudi Beichel | Reduced pollution power generation system and gas generator therefore |
| US5640840A (en) | 1994-12-12 | 1997-06-24 | Westinghouse Electric Corporation | Recuperative steam cooled gas turbine method and apparatus |
| US5836164A (en) | 1995-01-30 | 1998-11-17 | Hitachi, Ltd. | Gas turbine combustor |
| DE19508018A1 (de) * | 1995-03-07 | 1996-09-12 | Abb Management Ag | Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage |
| US5657631A (en) | 1995-03-13 | 1997-08-19 | B.B.A. Research & Development, Inc. | Injector for turbine engines |
| WO1996030637A1 (en) | 1995-03-24 | 1996-10-03 | Ultimate Power Engineering Group, Inc. | High vanadium content fuel combustor and system |
| US5685158A (en) | 1995-03-31 | 1997-11-11 | General Electric Company | Compressor rotor cooling system for a gas turbine |
| CN1112505C (zh) | 1995-06-01 | 2003-06-25 | 特雷克特贝尔Lng北美公司 | 液化天然气作燃料的混合循环发电装置及液化天然气作燃料的燃气轮机 |
| DE69625744T2 (de) | 1995-06-05 | 2003-10-16 | Rolls-Royce Corp., Indianapolis | Magervormischbrenner mit niedrigem NOx-Ausstoss für industrielle Gasturbinen |
| US6170264B1 (en) | 1997-09-22 | 2001-01-09 | Clean Energy Systems, Inc. | Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration |
| US5992388A (en) | 1995-06-12 | 1999-11-30 | Patentanwalt Hans Rudolf Gachnang | Fuel gas admixing process and device |
| US5722230A (en) | 1995-08-08 | 1998-03-03 | General Electric Co. | Center burner in a multi-burner combustor |
| US5724805A (en) | 1995-08-21 | 1998-03-10 | University Of Massachusetts-Lowell | Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions |
| US5725054A (en) | 1995-08-22 | 1998-03-10 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College | Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process |
| US5638675A (en) | 1995-09-08 | 1997-06-17 | United Technologies Corporation | Double lobed mixer with major and minor lobes |
| GB9520002D0 (en) | 1995-09-30 | 1995-12-06 | Rolls Royce Plc | Turbine engine control system |
| DE19539774A1 (de) | 1995-10-26 | 1997-04-30 | Asea Brown Boveri | Zwischengekühlter Verdichter |
| IL124806A (en) | 1995-12-27 | 2001-04-30 | Shell Int Research | Flameless combustor |
| DE19549143A1 (de) | 1995-12-29 | 1997-07-03 | Abb Research Ltd | Gasturbinenringbrennkammer |
| US6201029B1 (en) | 1996-02-13 | 2001-03-13 | Marathon Oil Company | Staged combustion of a low heating value fuel gas for driving a gas turbine |
| US5669958A (en) | 1996-02-29 | 1997-09-23 | Membrane Technology And Research, Inc. | Methane/nitrogen separation process |
| GB2311596B (en) | 1996-03-29 | 2000-07-12 | Europ Gas Turbines Ltd | Combustor for gas - or liquid - fuelled turbine |
| DE19618868C2 (de) | 1996-05-10 | 1998-07-02 | Daimler Benz Ag | Brennkraftmaschine mit einem Abgasrückführsystem |
| US5930990A (en) | 1996-05-14 | 1999-08-03 | The Dow Chemical Company | Method and apparatus for achieving power augmentation in gas turbines via wet compression |
| US5901547A (en) | 1996-06-03 | 1999-05-11 | Air Products And Chemicals, Inc. | Operation method for integrated gasification combined cycle power generation system |
| US5950417A (en) | 1996-07-19 | 1999-09-14 | Foster Wheeler Energy International Inc. | Topping combustor for low oxygen vitiated air streams |
| US5938975A (en) * | 1996-12-23 | 1999-08-17 | Ennis; Bernard | Method and apparatus for total energy fuel conversion systems |
| JPH10259736A (ja) | 1997-03-19 | 1998-09-29 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 低ＮＯｘ燃焼器 |
| US5850732A (en) | 1997-05-13 | 1998-12-22 | Capstone Turbine Corporation | Low emissions combustion system for a gas turbine engine |
| US6062026A (en) | 1997-05-30 | 2000-05-16 | Turbodyne Systems, Inc. | Turbocharging systems for internal combustion engines |
| US5937634A (en) | 1997-05-30 | 1999-08-17 | Solar Turbines Inc | Emission control for a gas turbine engine |
| NO308399B1 (no) | 1997-06-06 | 2000-09-11 | Norsk Hydro As | Prosess for generering av kraft og/eller varme |
| NO308400B1 (no) | 1997-06-06 | 2000-09-11 | Norsk Hydro As | Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess |
| US6256976B1 (en) * | 1997-06-27 | 2001-07-10 | Hitachi, Ltd. | Exhaust gas recirculation type combined plant |
| US5771867A (en) | 1997-07-03 | 1998-06-30 | Caterpillar Inc. | Control system for exhaust gas recovery system in an internal combustion engine |
| US5771868A (en) | 1997-07-03 | 1998-06-30 | Turbodyne Systems, Inc. | Turbocharging systems for internal combustion engines |
| SE9702830D0 (sv) | 1997-07-31 | 1997-07-31 | Nonox Eng Ab | Environment friendly high efficiency power generation method based on gaseous fuels and a combined cycle with a nitrogen free gas turbine and a conventional steam turbine |
| US6079974A (en) | 1997-10-14 | 2000-06-27 | Beloit Technologies, Inc. | Combustion chamber to accommodate a split-stream of recycled gases |
| US6360528B1 (en) | 1997-10-31 | 2002-03-26 | General Electric Company | Chevron exhaust nozzle for a gas turbine engine |
| WO1999030018A2 (de) * | 1997-12-09 | 1999-06-17 | Rerum Cognitio | Mehrstufiger dampfkraft-/arbeitsprozess für die elektroenergiegewinnung im kreisprozess sowie anordnung zu seiner durchführung |
| US6032465A (en) | 1997-12-18 | 2000-03-07 | Alliedsignal Inc. | Integral turbine exhaust gas recirculation control valve |
| EP0939199B1 (de) | 1998-02-25 | 2004-03-31 | ALSTOM Technology Ltd | Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess |
| US6082113A (en) | 1998-05-22 | 2000-07-04 | Pratt & Whitney Canada Corp. | Gas turbine fuel injector |
| US6082093A (en) | 1998-05-27 | 2000-07-04 | Solar Turbines Inc. | Combustion air control system for a gas turbine engine |
| NO982504D0 (no) | 1998-06-02 | 1998-06-02 | Aker Eng As | Fjerning av CO2 i r°kgass |
| US6244338B1 (en) | 1998-06-23 | 2001-06-12 | The University Of Wyoming Research Corp., | System for improving coalbed gas production |
| US7717173B2 (en) | 1998-07-06 | 2010-05-18 | Ecycling, LLC | Methods of improving oil or gas production with recycled, increased sodium water |
| US6089855A (en) | 1998-07-10 | 2000-07-18 | Thermo Power Corporation | Low NOx multistage combustor |
| US6125627A (en) | 1998-08-11 | 2000-10-03 | Allison Advanced Development Company | Method and apparatus for spraying fuel within a gas turbine engine |
| US6148602A (en) | 1998-08-12 | 2000-11-21 | Norther Research & Engineering Corporation | Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor |
| GB9818160D0 (en) | 1998-08-21 | 1998-10-14 | Rolls Royce Plc | A combustion chamber |
| US6314721B1 (en) | 1998-09-04 | 2001-11-13 | United Technologies Corporation | Tabbed nozzle for jet noise suppression |
| NO319681B1 (no) | 1998-09-16 | 2005-09-05 | Statoil Asa | Fremgangsmate for fremstilling av en H2-rik gass og en CO2-rik gass ved hoyt trykk |
| NO317870B1 (no) | 1998-09-16 | 2004-12-27 | Statoil Asa | Fremgangsmate for a fremstille en H<N>2</N>-rik gass og en CO<N>2</N>-rik gass ved hoyt trykk |
| US6370870B1 (en) | 1998-10-14 | 2002-04-16 | Nissan Motor Co., Ltd. | Exhaust gas purifying device |
| NO984956D0 (no) | 1998-10-23 | 1998-10-23 | Nyfotek As | Brenner |
| US5968349A (en) | 1998-11-16 | 1999-10-19 | Bhp Minerals International Inc. | Extraction of bitumen from bitumen froth and biotreatment of bitumen froth tailings generated from tar sands |
| US6230103B1 (en) | 1998-11-18 | 2001-05-08 | Power Tech Associates, Inc. | Method of determining concentration of exhaust components in a gas turbine engine |
| NO308401B1 (no) | 1998-12-04 | 2000-09-11 | Norsk Hydro As | FremgangsmÕte for gjenvinning av CO2 som genereres i en forbrenningsprosess samt anvendelse derav |
| DE19857234C2 (de) | 1998-12-11 | 2000-09-28 | Daimler Chrysler Ag | Vorrichtung zur Abgasrückführung |
| US6216549B1 (en) | 1998-12-11 | 2001-04-17 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior | Collapsible bag sediment/water quality flow-weighted sampler |
| EP1141534B1 (en) | 1999-01-04 | 2005-04-06 | Allison Advanced Development Company | Exhaust mixer and apparatus using same |
| US6183241B1 (en) | 1999-02-10 | 2001-02-06 | Midwest Research Institute | Uniform-burning matrix burner |
| NO990812L (no) | 1999-02-19 | 2000-08-21 | Norsk Hydro As | Metode for Õ fjerne og gjenvinne CO2 fra eksosgass |
| US6276171B1 (en) | 1999-04-05 | 2001-08-21 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Integrated apparatus for generating power and/or oxygen enriched fluid, process for the operation thereof |
| US6202442B1 (en) | 1999-04-05 | 2001-03-20 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'expoitation Des Procedes Georges Claude | Integrated apparatus for generating power and/or oxygen enriched fluid and process for the operation thereof |
| GB9911867D0 (en) | 1999-05-22 | 1999-07-21 | Rolls Royce Plc | A combustion chamber assembly and a method of operating a combustion chamber assembly |
| US6305929B1 (en) | 1999-05-24 | 2001-10-23 | Suk Ho Chung | Laser-induced ignition system using a cavity |
| JP2001041007A (ja) * | 1999-05-26 | 2001-02-13 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | タービン設備 |
| US6283087B1 (en) | 1999-06-01 | 2001-09-04 | Kjell Isaksen | Enhanced method of closed vessel combustion |
| US6256994B1 (en) | 1999-06-04 | 2001-07-10 | Air Products And Chemicals, Inc. | Operation of an air separation process with a combustion engine for the production of atmospheric gas products and electric power |
| US6345493B1 (en) | 1999-06-04 | 2002-02-12 | Air Products And Chemicals, Inc. | Air separation process and system with gas turbine drivers |
| US6263659B1 (en) | 1999-06-04 | 2001-07-24 | Air Products And Chemicals, Inc. | Air separation process integrated with gas turbine combustion engine driver |
| US7065953B1 (en) | 1999-06-10 | 2006-06-27 | Enhanced Turbine Output Holding | Supercharging system for gas turbines |
| US6324867B1 (en) | 1999-06-15 | 2001-12-04 | Exxonmobil Oil Corporation | Process and system for liquefying natural gas |
| SE9902491L (sv) | 1999-06-30 | 2000-12-31 | Saab Automobile | Förbränningsmotor med avgasåtermatning |
| US6202574B1 (en) | 1999-07-09 | 2001-03-20 | Abb Alstom Power Inc. | Combustion method and apparatus for producing a carbon dioxide end product |
| WO2001007765A1 (en) | 1999-07-22 | 2001-02-01 | Bechtel Corporation | A method and apparatus for vaporizing liquid gas in a combined cycle power plant |
| US6301888B1 (en) | 1999-07-22 | 2001-10-16 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The Environmental Protection Agency | Low emission, diesel-cycle engine |
| US6248794B1 (en) | 1999-08-05 | 2001-06-19 | Atlantic Richfield Company | Integrated process for converting hydrocarbon gas to liquids |
| AU6522000A (en) | 1999-08-09 | 2001-03-05 | Technion Research & Development Foundation Ltd. | Novel design of adiabatic combustors |
| US6101983A (en) | 1999-08-11 | 2000-08-15 | General Electric Co. | Modified gas turbine system with advanced pressurized fluidized bed combustor cycle |
| ATE533998T1 (de) | 1999-08-16 | 2011-12-15 | Nippon Furnace Co Ltd | Vorrichtung und verfahren zur brennstoffzufuhr |
| US7015271B2 (en) | 1999-08-19 | 2006-03-21 | Ppg Industries Ohio, Inc. | Hydrophobic particulate inorganic oxides and polymeric compositions containing same |
| WO2001018371A1 (en) | 1999-09-07 | 2001-03-15 | Geza Vermes | Ambient pressure gas turbine system |
| DE19944922A1 (de) | 1999-09-20 | 2001-03-22 | Asea Brown Boveri | Steuerung von Primärmassnahmen zur Reduktion der thermischen Stickoxidbildung in Gasturbinen |
| JP2001107743A (ja) * | 1999-10-05 | 2001-04-17 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | ガスタービンシステムおよびそれを備えたコンバインドプラント |
| DE19949739C1 (de) | 1999-10-15 | 2001-08-23 | Karlsruhe Forschzent | Massesensitiver Sensor |
| US6383461B1 (en) | 1999-10-26 | 2002-05-07 | John Zink Company, Llc | Fuel dilution methods and apparatus for NOx reduction |
| US20010004838A1 (en) | 1999-10-29 | 2001-06-28 | Wong Kenneth Kai | Integrated heat exchanger system for producing carbon dioxide |
| US6299433B1 (en) * | 1999-11-05 | 2001-10-09 | Gas Research Institute | Burner control |
| US6298652B1 (en) | 1999-12-13 | 2001-10-09 | Exxon Mobil Chemical Patents Inc. | Method for utilizing gas reserves with low methane concentrations and high inert gas concentrations for fueling gas turbines |
| US6266954B1 (en) | 1999-12-15 | 2001-07-31 | General Electric Co. | Double wall bearing cone |
| US6484503B1 (en) | 2000-01-12 | 2002-11-26 | Arie Raz | Compression and condensation of turbine exhaust steam |
| DE10001110A1 (de) | 2000-01-13 | 2001-08-16 | Alstom Power Schweiz Ag Baden | Verfahren zur Rückgewinnung von Wasser aus dem Rauchgas eines Kombikraftwerkes sowie Kombikraftwerk zur Durchführung des Verfahrens |
| DE10001997A1 (de) | 2000-01-19 | 2001-07-26 | Alstom Power Schweiz Ag Baden | Verbund-Kraftwerk sowie Verfahren zum Betrieb eines solchen Verbund-Kraftwerkes |
| US6247315B1 (en) | 2000-03-08 | 2001-06-19 | American Air Liquids, Inc. | Oxidant control in co-generation installations |
| US6247316B1 (en) | 2000-03-22 | 2001-06-19 | Clean Energy Systems, Inc. | Clean air engines for transportation and other power applications |
| US6405536B1 (en) | 2000-03-27 | 2002-06-18 | Wu-Chi Ho | Gas turbine combustor burning LBTU fuel gas |
| US6508209B1 (en) | 2000-04-03 | 2003-01-21 | R. Kirk Collier, Jr. | Reformed natural gas for powering an internal combustion engine |
| US7011154B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
| FR2808223B1 (fr) | 2000-04-27 | 2002-11-22 | Inst Francais Du Petrole | Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion |
| SE523342C2 (sv) | 2000-05-02 | 2004-04-13 | Volvo Teknisk Utveckling Ab | Anordning och förfarande för reduktion av en gaskomponent i en avgasström från en förbränningsmotor |
| AU2001276823A1 (en) | 2000-05-12 | 2001-12-03 | Clean Energy Systems, Inc. | Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems |
| US6429020B1 (en) | 2000-06-02 | 2002-08-06 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Flashback detection sensor for lean premix fuel nozzles |
| JP3864671B2 (ja) | 2000-06-12 | 2007-01-10 | 日産自動車株式会社 | ディーゼルエンジンの燃料噴射制御装置 |
| US6374594B1 (en) | 2000-07-12 | 2002-04-23 | Power Systems Mfg., Llc | Silo/can-annular low emissions combustor |
| US6282901B1 (en) | 2000-07-19 | 2001-09-04 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Integrated air separation process |
| US6502383B1 (en) | 2000-08-31 | 2003-01-07 | General Electric Company | Stub airfoil exhaust nozzle |
| US6301889B1 (en) | 2000-09-21 | 2001-10-16 | Caterpillar Inc. | Turbocharger with exhaust gas recirculation |
| DE10049040A1 (de) | 2000-10-04 | 2002-06-13 | Alstom Switzerland Ltd | Verfahren zur Regeneration einer Katalysatoranlage und Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens |
| DE10049912A1 (de) | 2000-10-10 | 2002-04-11 | Daimler Chrysler Ag | Brennkraftmaschine mit Abgasturbolader und Compound-Nutzturbine |
| DE10050248A1 (de) | 2000-10-11 | 2002-04-18 | Alstom Switzerland Ltd | Brenner |
| GB0025552D0 (en) | 2000-10-18 | 2000-11-29 | Air Prod & Chem | Process and apparatus for the generation of power |
| US7097925B2 (en) | 2000-10-30 | 2006-08-29 | Questair Technologies Inc. | High temperature fuel cell power plant |
| US6412278B1 (en) | 2000-11-10 | 2002-07-02 | Borgwarner, Inc. | Hydraulically powered exhaust gas recirculation system |
| US6412559B1 (en) | 2000-11-24 | 2002-07-02 | Alberta Research Council Inc. | Process for recovering methane and/or sequestering fluids |
| DE10064270A1 (de) | 2000-12-22 | 2002-07-11 | Alstom Switzerland Ltd | Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage sowie eine diesbezügliche Gasturbinenanlage |
| WO2002055851A1 (en) | 2001-01-08 | 2002-07-18 | Catalytica Energy Systems, Inc. | CATALYST PLACEMENT IN COMBUSTION CYLINDER FOR REDUCTION OF NOx AND PARTICULATE SOOT |
| US6467270B2 (en) | 2001-01-31 | 2002-10-22 | Cummins Inc. | Exhaust gas recirculation air handling system for an internal combustion engine |
| US6715916B2 (en) | 2001-02-08 | 2004-04-06 | General Electric Company | System and method for determining gas turbine firing and combustion reference temperatures having correction for water content in fuel |
| US6490858B2 (en) | 2001-02-16 | 2002-12-10 | Ashley J. Barrett | Catalytic converter thermal aging method and apparatus |
| US6606861B2 (en) | 2001-02-26 | 2003-08-19 | United Technologies Corporation | Low emissions combustor for a gas turbine engine |
| US7578132B2 (en) | 2001-03-03 | 2009-08-25 | Rolls-Royce Plc | Gas turbine engine exhaust nozzle |
| US6821501B2 (en) | 2001-03-05 | 2004-11-23 | Shell Oil Company | Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system |
| US6412302B1 (en) | 2001-03-06 | 2002-07-02 | Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division | LNG production using dual independent expander refrigeration cycles |
| US6499990B1 (en) | 2001-03-07 | 2002-12-31 | Zeeco, Inc. | Low NOx burner apparatus and method |
| GB2373299B (en) | 2001-03-12 | 2004-10-27 | Alstom Power Nv | Re-fired gas turbine engine |
| CA2441272C (en) | 2001-03-15 | 2008-09-23 | Alexei Leonidovich Zapadinski | Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants) |
| US6732531B2 (en) | 2001-03-16 | 2004-05-11 | Capstone Turbine Corporation | Combustion system for a gas turbine engine with variable airflow pressure actuated premix injector |
| US6745573B2 (en) | 2001-03-23 | 2004-06-08 | American Air Liquide, Inc. | Integrated air separation and power generation process |
| US6615576B2 (en) | 2001-03-29 | 2003-09-09 | Honeywell International Inc. | Tortuous path quiet exhaust eductor system |
| US6487863B1 (en) | 2001-03-30 | 2002-12-03 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Method and apparatus for cooling high temperature components in a gas turbine |
| US7040398B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-05-09 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a relatively permeable formation in a reducing environment |
| US7040400B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-05-09 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a relatively impermeable formation using an open wellbore |
| JP3972599B2 (ja) | 2001-04-27 | 2007-09-05 | 日産自動車株式会社 | ディーゼルエンジンの制御装置 |
| US6868677B2 (en) | 2001-05-24 | 2005-03-22 | Clean Energy Systems, Inc. | Combined fuel cell and fuel combustion power generation systems |
| US20030005698A1 (en) | 2001-05-30 | 2003-01-09 | Conoco Inc. | LNG regassification process and system |
| EP1262714A1 (de) | 2001-06-01 | 2002-12-04 | ALSTOM (Switzerland) Ltd | Brenner mit Abgasrückführung |
| US6484507B1 (en) | 2001-06-05 | 2002-11-26 | Louis A. Pradt | Method and apparatus for controlling liquid droplet size and quantity in a stream of gas |
| FR2825935B1 (fr) * | 2001-06-14 | 2003-08-22 | Inst Francais Du Petrole | Generateur de puissance a faibles rejets de co2 et procede associe |
| US6622645B2 (en) | 2001-06-15 | 2003-09-23 | Honeywell International Inc. | Combustion optimization with inferential sensor |
| DE10131798A1 (de) | 2001-06-30 | 2003-01-16 | Daimler Chrysler Ag | Kraftfahrzeug mit Aktivkohlefilter und Verfahren zur Regeneration eines Aktivkohlefilters |
| US6813889B2 (en) | 2001-08-29 | 2004-11-09 | Hitachi, Ltd. | Gas turbine combustor and operating method thereof |
| US6923915B2 (en) | 2001-08-30 | 2005-08-02 | Tda Research, Inc. | Process for the removal of impurities from combustion fullerenes |
| WO2003018958A1 (en) | 2001-08-31 | 2003-03-06 | Statoil Asa | Method and plant for enhanced oil recovery and simultaneous synthesis of hydrocarbons from natural gas |
| US20030221409A1 (en) | 2002-05-29 | 2003-12-04 | Mcgowan Thomas F. | Pollution reduction fuel efficient combustion turbine |
| JP2003090250A (ja) | 2001-09-18 | 2003-03-28 | Nissan Motor Co Ltd | ディーゼルエンジンの制御装置 |
| WO2003027461A1 (de) | 2001-09-24 | 2003-04-03 | Alstom Technology Ltd | Gasturbinenanlage für ein arbeitsmedium in form eines kohlendioxid/wasser-gemisches |
| DE10155936A1 (de) * | 2001-09-25 | 2003-05-08 | Alstom Switzerland Ltd | Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage |
| US6640548B2 (en) | 2001-09-26 | 2003-11-04 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Apparatus and method for combusting low quality fuel |
| DE50207526D1 (de) | 2001-10-01 | 2006-08-24 | Alstom Technology Ltd | Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken |
| US6969123B2 (en) | 2001-10-24 | 2005-11-29 | Shell Oil Company | Upgrading and mining of coal |
| US7077199B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-07-18 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil reservoir formation |
| US7104319B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
| DE10152803A1 (de) | 2001-10-25 | 2003-05-15 | Daimler Chrysler Ag | Brennkraftmaschine mit einem Abgasturbolader und einer Abgasrückführungsvorrichtung |
| JP2005516141A (ja) | 2001-10-26 | 2005-06-02 | アルストム テクノロジー リミテッド | 高排気ガス再循環率で動作するように構成したガスタービンとその動作方法 |
| CA2465384C (en) | 2001-11-09 | 2008-09-09 | Kawasaki Jukogyo Kabushiki Kaisha | Gas turbine system comprising closed system of fuel and combustion gas using underground coal bed |
| US6790030B2 (en) * | 2001-11-20 | 2004-09-14 | The Regents Of The University Of California | Multi-stage combustion using nitrogen-enriched air |
| US6505567B1 (en) | 2001-11-26 | 2003-01-14 | Alstom (Switzerland) Ltd | Oxygen fired circulating fluidized bed steam generator |
| EP1521719A4 (en) | 2001-12-03 | 2008-01-23 | Clean Energy Systems Inc | CARBON AND SYNGAS FUEL ENERGY GENERATION SYSTEMS WITHOUT ATMOSPHERIC EMISSIONS |
| GB2382847A (en) | 2001-12-06 | 2003-06-11 | Alstom | Gas turbine wet compression |
| US20030134241A1 (en) | 2002-01-14 | 2003-07-17 | Ovidiu Marin | Process and apparatus of combustion for reduction of nitrogen oxide emissions |
| US6743829B2 (en) | 2002-01-18 | 2004-06-01 | Bp Corporation North America Inc. | Integrated processing of natural gas into liquid products |
| US6722436B2 (en) | 2002-01-25 | 2004-04-20 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Apparatus and method for operating an internal combustion engine to reduce free oxygen contained within engine exhaust gas |
| US6752620B2 (en) | 2002-01-31 | 2004-06-22 | Air Products And Chemicals, Inc. | Large scale vortex devices for improved burner operation |
| US6725665B2 (en) | 2002-02-04 | 2004-04-27 | Alstom Technology Ltd | Method of operation of gas turbine having multiple burners |
| US6745624B2 (en) | 2002-02-05 | 2004-06-08 | Ford Global Technologies, Llc | Method and system for calibrating a tire pressure sensing system for an automotive vehicle |
| US7284362B2 (en) | 2002-02-11 | 2007-10-23 | L'Air Liquide, Société Anonyme à Directoire et Conseil de Surveillance pour l'Étude et l'Exploitation des Procedes Georges Claude | Integrated air separation and oxygen fired power generation system |
| US6823852B2 (en) | 2002-02-19 | 2004-11-30 | Collier Technologies, Llc | Low-emission internal combustion engine |
| US7313916B2 (en) | 2002-03-22 | 2008-01-01 | Philip Morris Usa Inc. | Method and apparatus for generating power by combustion of vaporized fuel |
| US6532745B1 (en) | 2002-04-10 | 2003-03-18 | David L. Neary | Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions |
| DE60313392T2 (de) | 2002-05-16 | 2007-08-09 | Rolls-Royce Plc | Gasturbine |
| US6644041B1 (en) | 2002-06-03 | 2003-11-11 | Volker Eyermann | System in process for the vaporization of liquefied natural gas |
| US7491250B2 (en) | 2002-06-25 | 2009-02-17 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Pressure swing reforming |
| GB2390150A (en) | 2002-06-26 | 2003-12-31 | Alstom | Reheat combustion system for a gas turbine including an accoustic screen |
| US6702570B2 (en) | 2002-06-28 | 2004-03-09 | Praxair Technology Inc. | Firing method for a heat consuming device utilizing oxy-fuel combustion |
| US6748004B2 (en) | 2002-07-25 | 2004-06-08 | Air Liquide America, L.P. | Methods and apparatus for improved energy efficient control of an electric arc furnace fume extraction system |
| US6772583B2 (en) | 2002-09-11 | 2004-08-10 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Can combustor for a gas turbine engine |
| US6826913B2 (en) | 2002-10-31 | 2004-12-07 | Honeywell International Inc. | Airflow modulation technique for low emissions combustors |
| US7143606B2 (en) | 2002-11-01 | 2006-12-05 | L'air Liquide-Societe Anonyme A'directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etide Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Combined air separation natural gas liquefaction plant |
| EP1561010B1 (en) | 2002-11-08 | 2012-09-05 | Alstom Technology Ltd | Gas turbine power plant and method of operating the same |
| US7191587B2 (en) | 2002-11-13 | 2007-03-20 | American Air Liquide, Inc. | Hybrid oxygen-fired power generation system |
| AU2003295610B2 (en) | 2002-11-15 | 2010-01-28 | Clean Energy Systems, Inc. | Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation |
| GB0226983D0 (en) | 2002-11-19 | 2002-12-24 | Boc Group Plc | Nitrogen rejection method and apparatus |
| DE10257704A1 (de) | 2002-12-11 | 2004-07-15 | Alstom Technology Ltd | Verfahren zur Verbrennung eines Brennstoffs |
| US7673685B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-03-09 | Statoil Asa | Method for oil recovery from an oil field |
| NO20026021D0 (no) | 2002-12-13 | 2002-12-13 | Statoil Asa I & K Ir Pat | Fremgangsmåte for ökt oljeutvinning |
| US6731501B1 (en) | 2003-01-03 | 2004-05-04 | Jian-Roung Cheng | Heat dissipating device for dissipating heat generated by a disk drive module inside a computer housing |
| US6851413B1 (en) | 2003-01-10 | 2005-02-08 | Ronnell Company, Inc. | Method and apparatus to increase combustion efficiency and to reduce exhaust gas pollutants from combustion of a fuel |
| US6929423B2 (en) | 2003-01-16 | 2005-08-16 | Paul A. Kittle | Gas recovery from landfills using aqueous foam |
| EP1592924A2 (en) | 2003-01-17 | 2005-11-09 | Catalytica Energy Systems, Inc. | Dynamic control system and method for multi-combustor catalytic gas turbine engine |
| CA2514073C (en) | 2003-01-22 | 2016-07-05 | Vast Power Systems Inc. | Thermodynamic cycles using thermal diluent |
| US8631657B2 (en) | 2003-01-22 | 2014-01-21 | Vast Power Portfolio, Llc | Thermodynamic cycles with thermal diluent |
| US9254729B2 (en) | 2003-01-22 | 2016-02-09 | Vast Power Portfolio, Llc | Partial load combustion cycles |
| US6820428B2 (en) | 2003-01-30 | 2004-11-23 | Wylie Inventions Company, Inc. | Supercritical combined cycle for generating electric power |
| GB2398863B (en) | 2003-01-31 | 2007-10-17 | Alstom | Combustion Chamber |
| US6675579B1 (en) | 2003-02-06 | 2004-01-13 | Ford Global Technologies, Llc | HCCI engine intake/exhaust systems for fast inlet temperature and pressure control with intake pressure boosting |
| US7618606B2 (en) | 2003-02-06 | 2009-11-17 | The Ohio State University | Separation of carbon dioxide (CO2) from gas mixtures |
| US7490472B2 (en) * | 2003-02-11 | 2009-02-17 | Statoil Asa | Efficient combined cycle power plant with CO2 capture and a combustor arrangement with separate flows |
| US7045553B2 (en) | 2003-02-28 | 2006-05-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming |
| US7217303B2 (en) | 2003-02-28 | 2007-05-15 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Pressure swing reforming for fuel cell systems |
| US20040170559A1 (en) | 2003-02-28 | 2004-09-02 | Frank Hershkowitz | Hydrogen manufacture using pressure swing reforming |
| US7053128B2 (en) | 2003-02-28 | 2006-05-30 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming |
| US7914764B2 (en) | 2003-02-28 | 2011-03-29 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hydrogen manufacture using pressure swing reforming |
| US7637093B2 (en) | 2003-03-18 | 2009-12-29 | Fluor Technologies Corporation | Humid air turbine cycle with carbon dioxide recovery |
| US7401577B2 (en) | 2003-03-19 | 2008-07-22 | American Air Liquide, Inc. | Real time optimization and control of oxygen enhanced boilers |
| US7074033B2 (en) | 2003-03-22 | 2006-07-11 | David Lloyd Neary | Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions |
| US7168265B2 (en) | 2003-03-27 | 2007-01-30 | Bp Corporation North America Inc. | Integrated processing of natural gas into liquid products |
| WO2004085816A1 (de) | 2003-03-28 | 2004-10-07 | Siemens Aktiengesellschaft | TEMPERATURMESSEINRICHTUNG UND REGELUNG FÜR DIE HEIßGASTEMPERATUR EINER GASTURBINE |
| JP2004324618A (ja) * | 2003-04-28 | 2004-11-18 | Kawasaki Heavy Ind Ltd | 吸気流量制御機構付きガスタービンエンジン |
| CA2522461C (en) | 2003-04-29 | 2011-08-09 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada As Represented By The Ministeof Natural Resources | In-situ capture of carbon dioxide and sulphur dioxide in a fluidized bed combustor |
| GB2401403B (en) * | 2003-05-08 | 2006-05-31 | Rolls Royce Plc | Carbon dioxide recirculation |
| CA2460292C (en) | 2003-05-08 | 2011-08-23 | Sulzer Chemtech Ag | A static mixer |
| US7503948B2 (en) | 2003-05-23 | 2009-03-17 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming |
| 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 |
| US7056482B2 (en) | 2003-06-12 | 2006-06-06 | Cansolv Technologies Inc. | Method for recovery of CO2 from gas streams |
| US7043898B2 (en) | 2003-06-23 | 2006-05-16 | Pratt & Whitney Canada Corp. | Combined exhaust duct and mixer for a gas turbine engine |
| DE10334590B4 (de) | 2003-07-28 | 2006-10-26 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Gewinnung von Wasserstoff aus einem methanhaltigen Gas, insbesondere Erdgas und Anlage zur Durchführung des Verfahrens |
| US7007487B2 (en) | 2003-07-31 | 2006-03-07 | Mes International, Inc. | Recuperated gas turbine engine system and method employing catalytic combustion |
| GB0323255D0 (en) | 2003-10-04 | 2003-11-05 | Rolls Royce Plc | Method and system for controlling fuel supply in a combustion turbine engine |
| DE10350044A1 (de) | 2003-10-27 | 2005-05-25 | Basf Ag | Verfahren zur Herstellung von 1-Buten |
| US6904815B2 (en) | 2003-10-28 | 2005-06-14 | General Electric Company | Configurable multi-point sampling method and system for representative gas composition measurements in a stratified gas flow stream |
| NO321817B1 (no) | 2003-11-06 | 2006-07-10 | Sargas As | Renseanlegg for varmekraftverk |
| US6988549B1 (en) | 2003-11-14 | 2006-01-24 | John A Babcock | SAGD-plus |
| US7032388B2 (en) | 2003-11-17 | 2006-04-25 | General Electric Company | Method and system for incorporating an emission sensor into a gas turbine controller |
| US6939130B2 (en) | 2003-12-05 | 2005-09-06 | Gas Technology Institute | High-heat transfer low-NOx combustion system |
| US7299619B2 (en) | 2003-12-13 | 2007-11-27 | Siemens Power Generation, Inc. | Vaporization of liquefied natural gas for increased efficiency in power cycles |
| US7183328B2 (en) | 2003-12-17 | 2007-02-27 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Methanol manufacture using pressure swing reforming |
| US7124589B2 (en) | 2003-12-22 | 2006-10-24 | David Neary | Power cogeneration system and apparatus means for improved high thermal efficiencies and ultra-low emissions |
| DE10360951A1 (de) | 2003-12-23 | 2005-07-28 | Alstom Technology Ltd | Wärmekraftanlage mit sequentieller Verbrennung und reduziertem CO2-Ausstoß sowie Verfahren zum Betreiben einer derartigen Anlage |
| US20050144961A1 (en) | 2003-12-24 | 2005-07-07 | General Electric Company | System and method for cogeneration of hydrogen and electricity |
| DE10361824A1 (de) | 2003-12-30 | 2005-07-28 | Basf Ag | Verfahren zur Herstellung von Butadien |
| DE10361823A1 (de) | 2003-12-30 | 2005-08-11 | Basf Ag | Verfahren zur Herstellung von Butadien und 1-Buten |
| US7096669B2 (en) | 2004-01-13 | 2006-08-29 | Compressor Controls Corp. | Method and apparatus for the prevention of critical process variable excursions in one or more turbomachines |
| EP1720632B8 (en) | 2004-01-20 | 2016-04-20 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configurations for acid gas enrichment |
| US7305817B2 (en) | 2004-02-09 | 2007-12-11 | General Electric Company | Sinuous chevron exhaust nozzle |
| JP2005226847A (ja) | 2004-02-10 | 2005-08-25 | Ebara Corp | 燃焼装置及び燃焼方法 |
| US7468173B2 (en) | 2004-02-25 | 2008-12-23 | Sunstone Corporation | Method for producing nitrogen to use in under balanced drilling, secondary recovery production operations and pipeline maintenance |
| DE102004009794A1 (de) | 2004-02-28 | 2005-09-22 | Daimlerchrysler Ag | Brennkraftmaschine mit zwei Abgasturboladern |
| US8951951B2 (en) | 2004-03-02 | 2015-02-10 | Troxler Electronic Laboratories, Inc. | Solvent compositions for removing petroleum residue from a substrate and methods of use thereof |
| US6971242B2 (en) | 2004-03-02 | 2005-12-06 | Caterpillar Inc. | Burner for a gas turbine engine |
| US7752848B2 (en) | 2004-03-29 | 2010-07-13 | General Electric Company | System and method for co-production of hydrogen and electrical energy |
| CA2561255A1 (en) | 2004-03-30 | 2005-10-13 | Alstom Technology Ltd. | Device and method for flame stabilization in a burner |
| EP1730447A1 (de) | 2004-03-31 | 2006-12-13 | Alstom Technology Ltd | Brenner |
| US20050241311A1 (en) | 2004-04-16 | 2005-11-03 | Pronske Keith L | Zero emissions closed rankine cycle power system |
| US7302801B2 (en) | 2004-04-19 | 2007-12-04 | Hamilton Sundstrand Corporation | Lean-staged pyrospin combustor |
| US7185497B2 (en) | 2004-05-04 | 2007-03-06 | Honeywell International, Inc. | Rich quick mix combustion system |
| US7934926B2 (en) | 2004-05-06 | 2011-05-03 | Deka Products Limited Partnership | Gaseous fuel burner |
| ITBO20040296A1 (it) | 2004-05-11 | 2004-08-11 | Itea Spa | Combustori ad alta efficienza e impatto ambientale ridotto, e procedimenti per la produzione di energia elettrica da esso derivabili |
| WO2005123237A2 (en) | 2004-05-14 | 2005-12-29 | Eco/Technologies, Llc | Method and system for sequestering carbon emissions from a combustor/boiler |
| WO2005119029A1 (en) | 2004-05-19 | 2005-12-15 | Fluor Technologies Corporation | Triple cycle power plant |
| US7065972B2 (en) | 2004-05-21 | 2006-06-27 | Honeywell International, Inc. | Fuel-air mixing apparatus for reducing gas turbine combustor exhaust emissions |
| US7010921B2 (en) | 2004-06-01 | 2006-03-14 | General Electric Company | Method and apparatus for cooling combustor liner and transition piece of a gas turbine |
| US6993916B2 (en) | 2004-06-08 | 2006-02-07 | General Electric Company | Burner tube and method for mixing air and gas in a gas turbine engine |
| US7197880B2 (en) | 2004-06-10 | 2007-04-03 | United States Department Of Energy | Lean blowoff detection sensor |
| US7788897B2 (en) | 2004-06-11 | 2010-09-07 | Vast Power Portfolio, Llc | Low emissions combustion apparatus and method |
| US7472550B2 (en) | 2004-06-14 | 2009-01-06 | University Of Florida Research Foundation, Inc. | Combined cooling and power plant with water extraction |
| US7294749B2 (en) * | 2004-07-02 | 2007-11-13 | Kellogg Brown & Root Llc | Low pressure olefin recovery process |
| JP5202945B2 (ja) | 2004-07-14 | 2013-06-05 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | Ｌｎｇ再ガス化と統合された発電のための構造及び方法 |
| US7498009B2 (en) | 2004-08-16 | 2009-03-03 | Dana Uv, Inc. | Controlled spectrum ultraviolet radiation pollution control process |
| DE102004039927A1 (de) | 2004-08-18 | 2006-02-23 | Daimlerchrysler Ag | Brennkraftmaschine mit einem Abgasturbolader und einer Abgasrückführeinrichtung |
| DE102004040893A1 (de) | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Bayerische Motoren Werke Ag | Abgasturbolader |
| US7137623B2 (en) | 2004-09-17 | 2006-11-21 | Spx Cooling Technologies, Inc. | Heating tower apparatus and method with isolation of outlet and inlet air |
| DK1795509T3 (da) | 2004-09-29 | 2014-09-01 | Taiheiyo Cement Corp | System og fremgangsmåde til behandling af støv i gas udtage fra cementovnsforbrændingsgas |
| JP5180476B2 (ja) | 2004-09-29 | 2013-04-10 | 太平洋セメント株式会社 | セメントキルン燃焼ガス抽気ダストの処理システム及び処理方法 |
| JP4626251B2 (ja) | 2004-10-06 | 2011-02-02 | 株式会社日立製作所 | 燃焼器及び燃焼器の燃焼方法 |
| US7381393B2 (en) | 2004-10-07 | 2008-06-03 | The Regents Of The University Of California | Process for sulfur removal suitable for treating high-pressure gas streams |
| US7434384B2 (en) | 2004-10-25 | 2008-10-14 | United Technologies Corporation | Fluid mixer with an integral fluid capture ducts forming auxiliary secondary chutes at the discharge end of said ducts |
| US7762084B2 (en) | 2004-11-12 | 2010-07-27 | Rolls-Royce Canada, Ltd. | System and method for controlling the working line position in a gas turbine engine compressor |
| US7357857B2 (en) | 2004-11-29 | 2008-04-15 | Baker Hughes Incorporated | Process for extracting bitumen |
| US7506501B2 (en) | 2004-12-01 | 2009-03-24 | Honeywell International Inc. | Compact mixer with trimmable open centerbody |
| US7389635B2 (en) | 2004-12-01 | 2008-06-24 | Honeywell International Inc. | Twisted mixer with open center body |
| EP1666822A1 (de) | 2004-12-03 | 2006-06-07 | Linde Aktiengesellschaft | Vorrichtung zur Tieftemperaturzerlegung eines Gasgemisches, insbesondere von Luft |
| JP2006183599A (ja) | 2004-12-28 | 2006-07-13 | Nissan Motor Co Ltd | 内燃機関の排気浄化装置 |
| EP1681090B1 (de) | 2005-01-17 | 2007-05-30 | Balcke-Dürr GmbH | Vorrichtung und Verfahren zum Mischen eines Fluidstroms in einem Strömungskanal |
| US20060183009A1 (en) | 2005-02-11 | 2006-08-17 | Berlowitz Paul J | Fuel cell fuel processor with hydrogen buffering |
| CN1847766A (zh) | 2005-02-11 | 2006-10-18 | 林德股份公司 | 通过与冷却液体直接热交换而冷却气体的方法和装置 |
| US7875402B2 (en) | 2005-02-23 | 2011-01-25 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Proton conducting solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming |
| US7137256B1 (en) | 2005-02-28 | 2006-11-21 | Peter Stuttaford | Method of operating a combustion system for increased turndown capability |
| CA2538464A1 (en) | 2005-03-02 | 2006-09-02 | Champion Technologies Inc. | Zone settling aid and method for producing dry diluted bitumen with reduced losses of asphaltenes |
| US7194869B2 (en) | 2005-03-08 | 2007-03-27 | Siemens Power Generation, Inc. | Turbine exhaust water recovery system |
| US20090117024A1 (en) | 2005-03-14 | 2009-05-07 | Geoffrey Gerald Weedon | Process for the Production of Hydrogen with Co-Production and Capture of Carbon Dioxide |
| US7681394B2 (en) | 2005-03-25 | 2010-03-23 | The United States Of America, As Represented By The Administrator Of The U.S. Environmental Protection Agency | Control methods for low emission internal combustion system |
| EP1864009A2 (en) | 2005-03-30 | 2007-12-12 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for thermal integration of lng regasification and power plants |
| EP1864065A4 (en) | 2005-03-30 | 2017-12-20 | Fluor Technologies Corporation | Integrated of lng regasification with refinery and power generation |
| DE102005015151A1 (de) * | 2005-03-31 | 2006-10-26 | Alstom Technology Ltd. | Gasturbinenanlage |
| RU2378519C2 (ru) | 2005-04-05 | 2010-01-10 | Саргас Ас | Тепловая электростанция с уменьшенным содержанием co2 и способ выработки электроэнергии из угольного топлива |
| US7906304B2 (en) | 2005-04-05 | 2011-03-15 | Geosynfuels, Llc | Method and bioreactor for producing synfuel from carbonaceous material |
| DE102005017905A1 (de) | 2005-04-18 | 2006-10-19 | Behr Gmbh & Co. Kg | Vorrichtung zur gekühlten Rückführung von Abgas einer Brennkraftmaschine eines Kraftfahrzeuges |
| CA2606756C (en) | 2005-05-02 | 2013-10-08 | Vast Power Portfolio, Llc | Wet compression apparatus and method |
| US7827782B2 (en) | 2005-05-19 | 2010-11-09 | Ford Global Technologies, Llc | Method for remediating emissions |
| US7874350B2 (en) | 2005-05-23 | 2011-01-25 | Precision Combustion, Inc. | Reducing the energy requirements for the production of heavy oil |
| US7789159B1 (en) | 2005-05-27 | 2010-09-07 | Bader Mansour S | Methods to de-sulfate saline streams |
| US7980312B1 (en) | 2005-06-20 | 2011-07-19 | Hill Gilman A | Integrated in situ retorting and refining of oil shale |
| US7914749B2 (en) | 2005-06-27 | 2011-03-29 | Solid Gas Technologies | Clathrate hydrate modular storage, applications and utilization processes |
| US7966822B2 (en) | 2005-06-30 | 2011-06-28 | General Electric Company | Reverse-flow gas turbine combustion system |
| US7481048B2 (en) | 2005-06-30 | 2009-01-27 | Caterpillar Inc. | Regeneration assembly |
| US7752850B2 (en) | 2005-07-01 | 2010-07-13 | Siemens Energy, Inc. | Controlled pilot oxidizer for a gas turbine combustor |
| US7266940B2 (en) * | 2005-07-08 | 2007-09-11 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
| US7670135B1 (en) | 2005-07-13 | 2010-03-02 | Zeeco, Inc. | Burner and method for induction of flue gas |
| WO2007021909A2 (en) | 2005-08-10 | 2007-02-22 | Clean Energy Systems, Inc. | Hydrogen production from an oxyfuel combustor |
| AU2006281992B2 (en) | 2005-08-16 | 2011-05-19 | Kc8 Capture Technologies Ltd | Plant and process for removing carbon dioxide from gas streams |
| US7225623B2 (en) | 2005-08-23 | 2007-06-05 | General Electric Company | Trapped vortex cavity afterburner |
| EP1757778B1 (de) | 2005-08-23 | 2015-12-23 | Balcke-Dürr GmbH | Abgasführung einer Gasturbine sowie Verfahren zum Vermischen des Abgases der Gasturbine |
| US7562519B1 (en) | 2005-09-03 | 2009-07-21 | Florida Turbine Technologies, Inc. | Gas turbine engine with an air cooled bearing |
| US7410525B1 (en) | 2005-09-12 | 2008-08-12 | Uop Llc | Mixed matrix membranes incorporating microporous polymers as fillers |
| FR2891013B1 (fr) * | 2005-09-16 | 2011-01-14 | Inst Francais Du Petrole | Production d'energie par turbine a gaz sans emission de c02 |
| DE102005048911A1 (de) | 2005-10-10 | 2007-04-12 | Behr Gmbh & Co. Kg | Anordnung zur Rückführung und Kühlung von Abgas einer Brennkraftmaschine |
| US7690204B2 (en) | 2005-10-12 | 2010-04-06 | Praxair Technology, Inc. | Method of maintaining a fuel Wobbe index in an IGCC installation |
| US7513100B2 (en) | 2005-10-24 | 2009-04-07 | General Electric Company | Systems for low emission gas turbine energy generation |
| US7493769B2 (en) | 2005-10-25 | 2009-02-24 | General Electric Company | Assembly and method for cooling rear bearing and exhaust frame of gas turbine |
| US7827794B1 (en) | 2005-11-04 | 2010-11-09 | Clean Energy Systems, Inc. | Ultra low emissions fast starting power plant |
| US8080225B2 (en) | 2005-11-07 | 2011-12-20 | Specialist Process Technologies Limited | Functional fluid and a process for the preparation of the functional fluid |
| US7765810B2 (en) * | 2005-11-15 | 2010-08-03 | Precision Combustion, Inc. | Method for obtaining ultra-low NOx emissions from gas turbines operating at high turbine inlet temperatures |
| BRPI0618732A2 (pt) | 2005-11-18 | 2011-09-13 | Exxonmobil Upstream Res Co | método para produzir hidrocarbonetos |
| US20070144747A1 (en) | 2005-12-02 | 2007-06-28 | Hce, Llc | Coal bed pretreatment for enhanced carbon dioxide sequestration |
| WO2007068682A1 (en) | 2005-12-12 | 2007-06-21 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Enhanced oil recovery process and a process for the sequestration of carbon dioxide |
| US7634915B2 (en) * | 2005-12-13 | 2009-12-22 | General Electric Company | Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation |
| AU2006325211B2 (en) | 2005-12-16 | 2010-02-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for cooling down a hot flue gas stream |
| US7846401B2 (en) | 2005-12-23 | 2010-12-07 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Controlled combustion for regenerative reactors |
| US8038773B2 (en) | 2005-12-28 | 2011-10-18 | Jupiter Oxygen Corporation | Integrated capture of fossil fuel gas pollutants including CO2 with energy recovery |
| US7909898B2 (en) | 2006-02-01 | 2011-03-22 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen and carbon dioxide |
| EP1821035A1 (en) | 2006-02-15 | 2007-08-22 | Siemens Aktiengesellschaft | Gas turbine burner and method of mixing fuel and air in a swirling area of a gas turbine burner |
| DE102006024778B3 (de) | 2006-03-02 | 2007-07-19 | J. Eberspächer GmbH & Co. KG | Statischer Mischer und Abgasbehandlungseinrichtung |
| EP2040848A1 (en) | 2006-03-07 | 2009-04-01 | Marathon Oil Sands (U.S.A.) Inc. | Processing asphaltene-containing tailings |
| DE102006011837B4 (de) * | 2006-03-15 | 2017-01-19 | Robert Bosch Gmbh | Verfahren zur Ermittlung einer Gaskonzentration in einem Messgas mit einem Gassensor |
| US7650744B2 (en) | 2006-03-24 | 2010-01-26 | General Electric Company | Systems and methods of reducing NOx emissions in gas turbine systems and internal combustion engines |
| JP4418442B2 (ja) | 2006-03-30 | 2010-02-17 | 三菱重工業株式会社 | ガスタービンの燃焼器及び燃焼制御方法 |
| US7591866B2 (en) | 2006-03-31 | 2009-09-22 | Ranendra Bose | Methane gas recovery and usage system for coalmines, municipal land fills and oil refinery distillation tower vent stacks |
| US7654320B2 (en) | 2006-04-07 | 2010-02-02 | Occidental Energy Ventures Corp. | System and method for processing a mixture of hydrocarbon and CO2 gas produced from a hydrocarbon reservoir |
| US7644573B2 (en) | 2006-04-18 | 2010-01-12 | General Electric Company | Gas turbine inlet conditioning system and method |
| US20070245736A1 (en) | 2006-04-25 | 2007-10-25 | Eastman Chemical Company | Process for superheated steam |
| US20070249738A1 (en) | 2006-04-25 | 2007-10-25 | Haynes Joel M | Premixed partial oxidation syngas generator |
| DE102006019780A1 (de) | 2006-04-28 | 2007-11-08 | Daimlerchrysler Ag | Abgasturbolader in einer Brennkraftmaschine |
| US7886522B2 (en) | 2006-06-05 | 2011-02-15 | Kammel Refaat | Diesel gas turbine system and related methods |
| JP4162016B2 (ja) | 2006-06-08 | 2008-10-08 | トヨタ自動車株式会社 | 内燃機関の排気浄化装置 |
| NO325049B1 (no) * | 2006-06-20 | 2008-01-21 | Statoil Asa | Fremgangsmate for a oke energi- og kostnadseffektivitet i et gasskraftverk eller kraftferk; et varmekraftverk for samme og et brennkammer for bruk i tilknytning til slike verk. |
| AU2007262669A1 (en) | 2006-06-23 | 2007-12-27 | Bhp Billiton Innovation Pty Ltd | Power generation |
| US7691788B2 (en) | 2006-06-26 | 2010-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods of using same in producing heavy oil and bitumen |
| US20080006561A1 (en) | 2006-07-05 | 2008-01-10 | Moran Lyle E | Dearomatized asphalt |
| WO2008003732A1 (en) | 2006-07-07 | 2008-01-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery |
| KR100735841B1 (ko) | 2006-07-31 | 2007-07-06 | 한국과학기술원 | 천연가스 하이드레이트로부터 메탄가스를 회수하는 방법 |
| US8409307B2 (en) | 2006-08-23 | 2013-04-02 | Praxair Technology, Inc. | Gasification and steam methane reforming integrated polygeneration method and system |
| US20080047280A1 (en) | 2006-08-24 | 2008-02-28 | Bhp Billiton Limited | Heat recovery system |
| JP4265634B2 (ja) | 2006-09-15 | 2009-05-20 | トヨタ自動車株式会社 | 電動パーキングブレーキシステム |
| EP2064150A1 (en) | 2006-09-18 | 2009-06-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A process for the manufacture of carbon disulphide |
| US7520134B2 (en) | 2006-09-29 | 2009-04-21 | General Electric Company | Methods and apparatus for injecting fluids into a turbine engine |
| JP2008095541A (ja) | 2006-10-06 | 2008-04-24 | Toufuji Denki Kk | ターボチャージャ |
| US7942008B2 (en) | 2006-10-09 | 2011-05-17 | General Electric Company | Method and system for reducing power plant emissions |
| GB0620883D0 (en) | 2006-10-20 | 2006-11-29 | Johnson Matthey Plc | Exhaust system for a lean-burn internal combustion engine |
| US7566394B2 (en) | 2006-10-20 | 2009-07-28 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced solvent deasphalting process for heavy hydrocarbon feedstocks utilizing solid adsorbent |
| US7763163B2 (en) | 2006-10-20 | 2010-07-27 | Saudi Arabian Oil Company | Process for removal of nitrogen and poly-nuclear aromatics from hydrocracker feedstocks |
| US7721543B2 (en) | 2006-10-23 | 2010-05-25 | Southwest Research Institute | System and method for cooling a combustion gas charge |
| US7492054B2 (en) | 2006-10-24 | 2009-02-17 | Catlin Christopher S | River and tidal power harvester |
| US7827778B2 (en) * | 2006-11-07 | 2010-11-09 | General Electric Company | Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions |
| US7739864B2 (en) | 2006-11-07 | 2010-06-22 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
| US7895822B2 (en) * | 2006-11-07 | 2011-03-01 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
| US7947115B2 (en) | 2006-11-16 | 2011-05-24 | Siemens Energy, Inc. | System and method for generation of high pressure air in an integrated gasification combined cycle system |
| US20080118310A1 (en) | 2006-11-20 | 2008-05-22 | Graham Robert G | All-ceramic heat exchangers, systems in which they are used and processes for the use of such systems |
| US7921633B2 (en) | 2006-11-21 | 2011-04-12 | Siemens Energy, Inc. | System and method employing direct gasification for power generation |
| US7789658B2 (en) | 2006-12-14 | 2010-09-07 | Uop Llc | Fired heater |
| US7856829B2 (en) | 2006-12-15 | 2010-12-28 | Praxair Technology, Inc. | Electrical power generation method |
| US7815873B2 (en) | 2006-12-15 | 2010-10-19 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Controlled combustion for regenerative reactors with mixer/flow distributor |
| EP1944268A1 (en) | 2006-12-18 | 2008-07-16 | BP Alternative Energy Holdings Limited | Process |
| US7802434B2 (en) | 2006-12-18 | 2010-09-28 | General Electric Company | Systems and processes for reducing NOx emissions |
| US20080155984A1 (en) | 2007-01-03 | 2008-07-03 | Ke Liu | Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture |
| US7943097B2 (en) | 2007-01-09 | 2011-05-17 | Catalytic Solutions, Inc. | Reactor system for reducing NOx emissions from boilers |
| FR2911667B1 (fr) | 2007-01-23 | 2009-10-02 | Snecma Sa | Systeme d'injection de carburant a double injecteur. |
| US7819951B2 (en) * | 2007-01-23 | 2010-10-26 | Air Products And Chemicals, Inc. | Purification of carbon dioxide |
| ATE553832T1 (de) | 2007-01-25 | 2012-05-15 | Shell Int Research | Verfahren zur verringerung der kohlendioxidemission in einem kraftwerk |
| NO20070476L (no) | 2007-01-25 | 2008-07-28 | Statoil Asa | Fremgangsmate og anlegg for a forbedre CO2-innfanging fra et gasskraftverk eller et varmekraftverk |
| EP1950494A1 (de) | 2007-01-29 | 2008-07-30 | Siemens Aktiengesellschaft | Brennkammer für eine Gasturbine |
| US20080178611A1 (en) | 2007-01-30 | 2008-07-31 | Foster Wheeler Usa Corporation | Ecological Liquefied Natural Gas (LNG) Vaporizer System |
| US7841186B2 (en) | 2007-01-31 | 2010-11-30 | Power Systems Mfg., Llc | Inlet bleed heat and power augmentation for a gas turbine engine |
| WO2008099313A2 (en) | 2007-02-12 | 2008-08-21 | Sasol Technology (Proprietary) Limited | Co-production of power and hydrocarbons |
| EP1959143B1 (en) | 2007-02-13 | 2010-10-20 | Yamada Manufacturing Co., Ltd. | Oil pump pressure control device |
| US8356485B2 (en) | 2007-02-27 | 2013-01-22 | Siemens Energy, Inc. | System and method for oxygen separation in an integrated gasification combined cycle system |
| US20080250795A1 (en) | 2007-04-16 | 2008-10-16 | Conocophillips Company | Air Vaporizer and Its Use in Base-Load LNG Regasification Plant |
| US20080251234A1 (en) | 2007-04-16 | 2008-10-16 | Wilson Turbopower, Inc. | Regenerator wheel apparatus |
| US7728736B2 (en) * | 2007-04-27 | 2010-06-01 | Honeywell International Inc. | Combustion instability detection |
| CA2587166C (en) | 2007-05-03 | 2008-10-07 | Imperial Oil Resources Limited | An improved process for recovering solvent from asphaltene containing tailings resulting from a separation process |
| US8038746B2 (en) | 2007-05-04 | 2011-10-18 | Clark Steve L | Reduced-emission gasification and oxidation of hydrocarbon materials for liquid fuel production |
| GB2449267A (en) * | 2007-05-15 | 2008-11-19 | Alstom Technology Ltd | Cool diffusion flame combustion |
| US7654330B2 (en) | 2007-05-19 | 2010-02-02 | Pioneer Energy, Inc. | Apparatus, methods, and systems for extracting petroleum using a portable coal reformer |
| US7918906B2 (en) | 2007-05-20 | 2011-04-05 | Pioneer Energy Inc. | Compact natural gas steam reformer with linear countercurrent heat exchanger |
| US8616294B2 (en) | 2007-05-20 | 2013-12-31 | Pioneer Energy, Inc. | Systems and methods for generating in-situ carbon dioxide driver gas for use in enhanced oil recovery |
| FR2916363A1 (fr) | 2007-05-23 | 2008-11-28 | Air Liquide | Procede de purification d'un gaz par cpsa a deux paliers de regeneration et unite de purification permettant la mise en oeuvre de ce procede |
| CA2686830C (en) | 2007-05-25 | 2015-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
| US7874140B2 (en) | 2007-06-08 | 2011-01-25 | Foster Wheeler North America Corp. | Method of and power plant for generating power by oxyfuel combustion |
| US8850789B2 (en) | 2007-06-13 | 2014-10-07 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation |
| JP5366941B2 (ja) | 2007-06-19 | 2013-12-11 | アルストム テクノロジー リミテッド | 排ガス再循環型ガスタービン設備 |
| US20090000762A1 (en) | 2007-06-29 | 2009-01-01 | Wilson Turbopower, Inc. | Brush-seal and matrix for regenerative heat exchanger, and method of adjusting same |
| US7708804B2 (en) | 2007-07-11 | 2010-05-04 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Process and apparatus for the separation of a gaseous mixture |
| US8061120B2 (en) | 2007-07-30 | 2011-11-22 | Herng Shinn Hwang | Catalytic EGR oxidizer for IC engines and gas turbines |
| US20090038247A1 (en) | 2007-08-09 | 2009-02-12 | Tapco International Corporation | Exterior trim pieces with weather stripping and colored protective layer |
| CN101820975A (zh) | 2007-08-30 | 2010-09-01 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于从酸性气体物流中脱除硫化氢和二氧化碳的方法 |
| US7845406B2 (en) | 2007-08-30 | 2010-12-07 | George Nitschke | Enhanced oil recovery system for use with a geopressured-geothermal conversion system |
| US8127558B2 (en) | 2007-08-31 | 2012-03-06 | Siemens Energy, Inc. | Gas turbine engine adapted for use in combination with an apparatus for separating a portion of oxygen from compressed air |
| US20090056342A1 (en) | 2007-09-04 | 2009-03-05 | General Electric Company | Methods and Systems for Gas Turbine Part-Load Operating Conditions |
| US9404418B2 (en) | 2007-09-28 | 2016-08-02 | General Electric Company | Low emission turbine system and method |
| US8215117B2 (en) * | 2007-10-15 | 2012-07-10 | United Technologies Corporation | Staging for rich catalytic combustion |
| US8167960B2 (en) | 2007-10-22 | 2012-05-01 | Osum Oil Sands Corp. | Method of removing carbon dioxide emissions from in-situ recovery of bitumen and heavy oil |
| US7861511B2 (en) | 2007-10-30 | 2011-01-04 | General Electric Company | System for recirculating the exhaust of a turbomachine |
| WO2009070785A2 (en) | 2007-11-28 | 2009-06-04 | Brigham Young University | Carbon dioxide capture from flue gas |
| US8220268B2 (en) | 2007-11-28 | 2012-07-17 | Caterpillar Inc. | Turbine engine having fuel-cooled air intercooling |
| EP2067941A3 (de) | 2007-12-06 | 2013-06-26 | Alstom Technology Ltd | Kombikraftwerk mit Abgasrückführung und CO2-Abscheidung sowie Verfahren zum Betrieb eines solchen Kombikraftwerks |
| US8133298B2 (en) | 2007-12-06 | 2012-03-13 | Air Products And Chemicals, Inc. | Blast furnace iron production with integrated power generation |
| US7536252B1 (en) | 2007-12-10 | 2009-05-19 | General Electric Company | Method and system for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas |
| US8046986B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-11-01 | General Electric Company | Method and system for controlling an exhaust gas recirculation system |
| US20090157230A1 (en) | 2007-12-14 | 2009-06-18 | General Electric Company | Method for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas |
| JP5118496B2 (ja) | 2008-01-10 | 2013-01-16 | 三菱重工業株式会社 | ガスタービンの排気部の構造およびガスタービン |
| GB0800940D0 (en) | 2008-01-18 | 2008-02-27 | Milled Carbon Ltd | Recycling carbon fibre |
| US7695703B2 (en) | 2008-02-01 | 2010-04-13 | Siemens Energy, Inc. | High temperature catalyst and process for selective catalytic reduction of NOx in exhaust gases of fossil fuel combustion |
| CA2713536C (en) | 2008-02-06 | 2013-06-25 | Osum Oil Sands Corp. | Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservoir |
| MX2010008819A (es) | 2008-02-12 | 2010-11-05 | Foret Plasma Labs Llc | Metodo, sistema y aparato para combustion con escaso combustible con plasma de arco electrico. |
| EP2093403B1 (en) | 2008-02-19 | 2016-09-28 | C.R.F. Società Consortile per Azioni | EGR control system |
| US8051638B2 (en) | 2008-02-19 | 2011-11-08 | General Electric Company | Systems and methods for exhaust gas recirculation (EGR) for turbine engines |
| CA2684817C (en) | 2008-12-12 | 2017-09-12 | Maoz Betzer-Zilevitch | Steam generation process and system for enhanced oil recovery |
| US20090223227A1 (en) | 2008-03-05 | 2009-09-10 | General Electric Company | Combustion cap with crown mixing holes |
| US8448418B2 (en) | 2008-03-11 | 2013-05-28 | General Electric Company | Method for controlling a flowrate of a recirculated exhaust gas |
| US7926292B2 (en) | 2008-03-19 | 2011-04-19 | Gas Technology Institute | Partial oxidation gas turbine cooling |
| US8001789B2 (en) | 2008-03-26 | 2011-08-23 | Alstom Technologies Ltd., Llc | Utilizing inlet bleed heat to improve mixing and engine turndown |
| US7985399B2 (en) | 2008-03-27 | 2011-07-26 | Praxair Technology, Inc. | Hydrogen production method and facility |
| MY156350A (en) | 2008-03-28 | 2016-02-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| AU2009228062B2 (en) | 2008-03-28 | 2014-01-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| EP2107305A1 (en) | 2008-04-01 | 2009-10-07 | Siemens Aktiengesellschaft | Gas turbine system and method |
| US8459017B2 (en) | 2008-04-09 | 2013-06-11 | Woodward, Inc. | Low pressure drop mixer for radial mixing of internal combustion engine exhaust flows, combustor incorporating same, and methods of mixing |
| US8272777B2 (en) | 2008-04-21 | 2012-09-25 | Heinrich Gillet Gmbh (Tenneco) | Method for mixing an exhaust gas flow |
| US20090260585A1 (en) * | 2008-04-22 | 2009-10-22 | Foster Wheeler Energy Corporation | Oxyfuel Combusting Boiler System and a Method of Generating Power By Using the Boiler System |
| FR2930594B1 (fr) | 2008-04-29 | 2013-04-26 | Faurecia Sys Echappement | Element d'echappement comportant un moyen statique pour melanger un additif a des gaz d'echappement |
| US8240153B2 (en) | 2008-05-14 | 2012-08-14 | General Electric Company | Method and system for controlling a set point for extracting air from a compressor to provide turbine cooling air in a gas turbine |
| US8397482B2 (en) * | 2008-05-15 | 2013-03-19 | General Electric Company | Dry 3-way catalytic reduction of gas turbine NOx |
| US8209192B2 (en) | 2008-05-20 | 2012-06-26 | Osum Oil Sands Corp. | Method of managing carbon reduction for hydrocarbon producers |
| US20090301054A1 (en) | 2008-06-04 | 2009-12-10 | Simpson Stanley F | Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat |
| US20100003123A1 (en) | 2008-07-01 | 2010-01-07 | Smith Craig F | Inlet air heating system for a gas turbine engine |
| US7955403B2 (en) | 2008-07-16 | 2011-06-07 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for producing substitute natural gas |
| US20100018218A1 (en) | 2008-07-25 | 2010-01-28 | Riley Horace E | Power plant with emissions recovery |
| US8110012B2 (en) | 2008-07-31 | 2012-02-07 | Alstom Technology Ltd | System for hot solids combustion and gasification |
| US7674443B1 (en) | 2008-08-18 | 2010-03-09 | Irvin Davis | Zero emission gasification, power generation, carbon oxides management and metallurgical reduction processes, apparatus, systems, and integration thereof |
| WO2010020655A1 (en) | 2008-08-21 | 2010-02-25 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Improved process for production of elemental iron |
| WO2010032077A1 (en) | 2008-09-19 | 2010-03-25 | Renault Trucks | Mixing device in an exhaust gas pipe |
| US7931888B2 (en) | 2008-09-22 | 2011-04-26 | Praxair Technology, Inc. | Hydrogen production method |
| US8555796B2 (en) | 2008-09-26 | 2013-10-15 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process temperature control in oxy/fuel combustion system |
| US8316784B2 (en) | 2008-09-26 | 2012-11-27 | Air Products And Chemicals, Inc. | Oxy/fuel combustion system with minimized flue gas recirculation |
| MX2011002770A (es) | 2008-10-14 | 2011-04-26 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodos y sistemas para controlar los productos de combustion. |
| US8454350B2 (en) | 2008-10-29 | 2013-06-04 | General Electric Company | Diluent shroud for combustor |
| US8015822B2 (en) * | 2008-11-21 | 2011-09-13 | General Electric Company | Method for controlling an exhaust gas recirculation system |
| PE20120245A1 (es) | 2008-11-24 | 2012-04-21 | Ares Turbine As | Turbina de gas con combustion externa, aplicando intercambiador termico regenerativo giratorio |
| EP2192347B1 (en) | 2008-11-26 | 2014-01-01 | Siemens Aktiengesellschaft | Tubular swirling chamber |
| CA2646171A1 (en) | 2008-12-10 | 2010-06-10 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minist Of Natural Resources Canada | High pressure direct contact oxy-fired steam generator |
| US8701382B2 (en) * | 2009-01-07 | 2014-04-22 | General Electric Company | Late lean injection with expanded fuel flexibility |
| US8112216B2 (en) * | 2009-01-07 | 2012-02-07 | General Electric Company | Late lean injection with adjustable air splits |
| US20100170253A1 (en) | 2009-01-07 | 2010-07-08 | General Electric Company | Method and apparatus for fuel injection in a turbine engine |
| US20100180565A1 (en) * | 2009-01-16 | 2010-07-22 | General Electric Company | Methods for increasing carbon dioxide content in gas turbine exhaust and systems for achieving the same |
| JP4746111B2 (ja) | 2009-02-27 | 2011-08-10 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収装置及びその方法 |
| US20100326084A1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-12-30 | Anderson Roger E | Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel |
| US8127937B2 (en) | 2009-03-27 | 2012-03-06 | Uop Llc | High performance cross-linked polybenzoxazole and polybenzothiazole polymer membranes |
| US8127936B2 (en) | 2009-03-27 | 2012-03-06 | Uop Llc | High performance cross-linked polybenzoxazole and polybenzothiazole polymer membranes |
| US20100300102A1 (en) | 2009-05-28 | 2010-12-02 | General Electric Company | Method and apparatus for air and fuel injection in a turbine |
| JP5173941B2 (ja) | 2009-06-04 | 2013-04-03 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収装置 |
| BRPI1012000A8 (pt) | 2009-06-05 | 2018-02-06 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistemas combustor e queimador de combustão, e, método para a combustão de um combustível em um sistema de combustão |
| JP5383338B2 (ja) | 2009-06-17 | 2014-01-08 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法 |
| US8196395B2 (en) | 2009-06-29 | 2012-06-12 | Lightsail Energy, Inc. | Compressed air energy storage system utilizing two-phase flow to facilitate heat exchange |
| US8436489B2 (en) | 2009-06-29 | 2013-05-07 | Lightsail Energy, Inc. | Compressed air energy storage system utilizing two-phase flow to facilitate heat exchange |
| EP2284359A1 (en) | 2009-07-08 | 2011-02-16 | Bergen Teknologioverføring AS | Method of enhanced oil recovery from geological reservoirs |
| US8348551B2 (en) | 2009-07-29 | 2013-01-08 | Terratherm, Inc. | Method and system for treating contaminated materials |
| US8479489B2 (en) | 2009-08-27 | 2013-07-09 | General Electric Company | Turbine exhaust recirculation |
| SG10201404506YA (en) | 2009-09-01 | 2014-10-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| US10001272B2 (en) | 2009-09-03 | 2018-06-19 | General Electric Technology Gmbh | Apparatus and method for close coupling of heat recovery steam generators with gas turbines |
| US7937948B2 (en) | 2009-09-23 | 2011-05-10 | Pioneer Energy, Inc. | Systems and methods for generating electricity from carbonaceous material with substantially no carbon dioxide emissions |
| EP2301650B1 (en) | 2009-09-24 | 2016-11-02 | Haldor Topsøe A/S | Process and catalyst system for scr of nox |
| US8381525B2 (en) | 2009-09-30 | 2013-02-26 | General Electric Company | System and method using low emissions gas turbine cycle with partial air separation |
| US20110088379A1 (en) | 2009-10-15 | 2011-04-21 | General Electric Company | Exhaust gas diffuser |
| US8337139B2 (en) | 2009-11-10 | 2012-12-25 | General Electric Company | Method and system for reducing the impact on the performance of a turbomachine operating an extraction system |
| CN102597418A (zh) | 2009-11-12 | 2012-07-18 | 埃克森美孚上游研究公司 | 低排放发电和烃采收系统及方法 |
| IT1396516B1 (it) * | 2009-11-27 | 2012-12-14 | Nuovo Pignone Spa | Metodo di controllo di modo basato su temperatura di scarico per turbina a gas e turbina a gas |
| IT1396517B1 (it) * | 2009-11-27 | 2012-12-14 | Nuovo Pignone Spa | Metodo di controllo di modo basato su temperatura di scarico per turbina a gas e turbina a gas |
| IT1396515B1 (it) * | 2009-11-27 | 2012-12-14 | Nuovo Pignone Spa | Soglia basata su temperatura di scarico per metodo di controllo e turbina |
| US20110126512A1 (en) | 2009-11-30 | 2011-06-02 | Honeywell International Inc. | Turbofan gas turbine engine aerodynamic mixer |
| US20110138766A1 (en) | 2009-12-15 | 2011-06-16 | General Electric Company | System and method of improving emission performance of a gas turbine |
| US8240370B2 (en) * | 2009-12-18 | 2012-08-14 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated hydrogen production and hydrocarbon extraction |
| US8337613B2 (en) | 2010-01-11 | 2012-12-25 | Bert Zauderer | Slagging coal combustor for cementitious slag production, metal oxide reduction, shale gas and oil recovery, enviromental remediation, emission control and CO2 sequestration |
| DE102010009043B4 (de) | 2010-02-23 | 2013-11-07 | Iav Gmbh Ingenieurgesellschaft Auto Und Verkehr | Statischer Mischer für eine Abgasanlage einer Brennkraftmaschine |
| US8438852B2 (en) | 2010-04-06 | 2013-05-14 | General Electric Company | Annular ring-manifold quaternary fuel distributor |
| US8635875B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-01-28 | Pratt & Whitney Canada Corp. | Gas turbine engine exhaust mixer including circumferentially spaced-apart radial rows of tabs extending downstream on the radial walls, crests and troughs |
| US8372251B2 (en) | 2010-05-21 | 2013-02-12 | General Electric Company | System for protecting gasifier surfaces from corrosion |
| US8627668B2 (en) * | 2010-05-25 | 2014-01-14 | General Electric Company | System for fuel and diluent control |
| DE102011102720B4 (de) * | 2010-05-26 | 2021-10-28 | Ansaldo Energia Switzerland AG | Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus und mit Abgasrückführung |
| 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 |
| CN102985665A (zh) | 2010-07-02 | 2013-03-20 | 埃克森美孚上游研究公司 | 低排放三循环动力产生系统和方法 |
| MX341981B (es) * | 2010-07-02 | 2016-09-08 | Exxonmobil Upstream Res Company * | Combustion estequiometrica con recirculacion de gas de escape y enfriador de contacto directo. |
| CA2801499C (en) * | 2010-07-02 | 2017-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation systems and methods |
| 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 |
| MY167118A (en) | 2010-07-02 | 2018-08-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
| US8226912B2 (en) | 2010-07-13 | 2012-07-24 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen, carbon dioxide and hydrogen sulphide |
| US8268044B2 (en) | 2010-07-13 | 2012-09-18 | Air Products And Chemicals, Inc. | Separation of a sour syngas stream |
| US8206669B2 (en) | 2010-07-27 | 2012-06-26 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method and apparatus for treating a sour gas |
| US8627643B2 (en) | 2010-08-05 | 2014-01-14 | General Electric Company | System and method for measuring temperature within a turbine system |
| US9097182B2 (en) | 2010-08-05 | 2015-08-04 | General Electric Company | Thermal control system for fault detection and mitigation within a power generation system |
| US9019108B2 (en) | 2010-08-05 | 2015-04-28 | General Electric Company | Thermal measurement system for fault detection within a power generation system |
| US9399950B2 (en) | 2010-08-06 | 2016-07-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for exhaust gas extraction |
| CA2805089C (en) | 2010-08-06 | 2018-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion |
| US8220248B2 (en) * | 2010-09-13 | 2012-07-17 | Membrane Technology And Research, Inc | Power generation process with partial recycle of carbon dioxide |
| US8220247B2 (en) | 2010-09-13 | 2012-07-17 | Membrane Technology And Research, Inc. | Power generation process with partial recycle of carbon dioxide |
| US8166766B2 (en) | 2010-09-23 | 2012-05-01 | General Electric Company | System and method to generate electricity |
| US8991187B2 (en) | 2010-10-11 | 2015-03-31 | General Electric Company | Combustor with a lean pre-nozzle fuel injection system |
| US8726628B2 (en) | 2010-10-22 | 2014-05-20 | General Electric Company | Combined cycle power plant including a carbon dioxide collection system |
| US20120174596A1 (en) * | 2011-01-12 | 2012-07-12 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Systems and methods for improved combustion operations |
| US9074530B2 (en) | 2011-01-13 | 2015-07-07 | General Electric Company | Stoichiometric exhaust gas recirculation and related combustion control |
| RU2560099C2 (ru) | 2011-01-31 | 2015-08-20 | Дженерал Электрик Компани | Топливное сопло (варианты) |
| TWI563164B (en) * | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated systems incorporating inlet compressor oxidant control apparatus and related methods of 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 |
| TW201303143A (zh) | 2011-03-22 | 2013-01-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | 低排放渦輪機系統中用於攫取二氧化碳及產生動力的系統與方法 |
| 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 |
| TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
| JP2014515800A (ja) | 2011-03-22 | 2014-07-03 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 低エミッションタービンシステムにおける二酸化炭素捕捉システム及び方法 |
| US8101146B2 (en) | 2011-04-08 | 2012-01-24 | Johnson Matthey Public Limited Company | Catalysts for the reduction of ammonia emission from rich-burn exhaust |
| US8910485B2 (en) | 2011-04-15 | 2014-12-16 | General Electric Company | Stoichiometric exhaust gas recirculation combustor with extraction port for cooling air |
| US8281596B1 (en) | 2011-05-16 | 2012-10-09 | General Electric Company | Combustor assembly for a turbomachine |
| CA2742565C (en) | 2011-06-10 | 2019-04-02 | Imperial Oil Resources Limited | Methods and systems for providing steam |
| US8347600B2 (en) | 2011-08-25 | 2013-01-08 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
| US8266883B2 (en) * | 2011-08-25 | 2012-09-18 | General Electric Company | Power plant start-up method and method of venting the power plant |
| 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 |
| US9127598B2 (en) | 2011-08-25 | 2015-09-08 | General Electric Company | Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant |
| US8266913B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-09-18 | General Electric Company | Power plant and method of use |
| US8205455B2 (en) * | 2011-08-25 | 2012-06-26 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
| US20120023954A1 (en) | 2011-08-25 | 2012-02-02 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
| US8245493B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-08-21 | General Electric Company | Power plant and control method |
| US8453462B2 (en) | 2011-08-25 | 2013-06-04 | General Electric Company | Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant |
| US8245492B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-08-21 | General Electric Company | Power plant and method of operation |
| US20130074512A1 (en) * | 2011-09-23 | 2013-03-28 | Steven William Tillery | Inlet fluid flow and impingement angle control |
| US20130086917A1 (en) | 2011-10-06 | 2013-04-11 | Ilya Aleksandrovich Slobodyanskiy | Apparatus for head end direct air injection with enhanced mixing capabilities |
| EP2581583B1 (en) * | 2011-10-14 | 2016-11-30 | General Electric Technology GmbH | Method for operating a gas turbine and gas turbine |
| US9097424B2 (en) | 2012-03-12 | 2015-08-04 | General Electric Company | System for supplying a fuel and working fluid mixture to a combustor |
| WO2013147632A1 (en) | 2012-03-29 | 2013-10-03 | General Electric Company | Bi-directional end cover with extraction capability for gas turbine combustor |
| EP2831505B8 (en) | 2012-03-29 | 2017-07-19 | General Electric Company | Turbomachine combustor assembly |
| US20130269310A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
| US20130269361A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Methods relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
| US20130269355A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling an extraction pressure and temperature of a stoichiometric egr system |
| US20130269360A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling a powerplant during low-load operations |
| US20130269357A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling a secondary flow system |
| WO2013155214A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine 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 |
| US20130269356A1 (en) | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Method and system for controlling a stoichiometric egr system on a regenerative reheat system |
| US8539749B1 (en) | 2012-04-12 | 2013-09-24 | General Electric Company | Systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
| US20130269358A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to reheat combustion turbine engines with exhaust gas recirculation |
| 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 |
| AU2013252625B2 (en) | 2012-04-26 | 2016-04-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine |
| TWI630021B (zh) * | 2012-06-14 | 2018-07-21 | 艾克頌美孚研究工程公司 | 用於ｃｏ捕捉／利用和ｎ製造之變壓吸附與發電廠的整合 |
| US9556798B2 (en) * | 2013-01-28 | 2017-01-31 | General Electric Company | Systems and methods for measuring a flow profile in a turbine engine flow path |
| US20140208755A1 (en) * | 2013-01-28 | 2014-07-31 | General Electric Company | Gas Turbine Air Mass Flow Measuring System and Methods for Measuring Air Mass Flow in a Gas Turbine Inlet Duct |
| US9938861B2 (en) * | 2013-02-21 | 2018-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fuel combusting method |
-
2011
- 2011-06-09 EA EA201390058A patent/EA029336B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-06-09 AU AU2011271635A patent/AU2011271635B2/en not_active Ceased
- 2011-06-09 JP JP2013518422A patent/JP5906555B2/ja active Active
- 2011-06-09 SG SG10201505280WA patent/SG10201505280WA/en unknown
- 2011-06-09 MY MYPI2011002620A patent/MY160833A/en unknown
- 2011-06-09 US US13/702,540 patent/US9903316B2/en active Active
- 2011-06-09 SG SG2012089017A patent/SG186157A1/en unknown
- 2011-06-09 CA CA2801494A patent/CA2801494C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-09 MX MX2012014458A patent/MX354587B/es active IP Right Grant
- 2011-06-09 CN CN201180031870.XA patent/CN102959203B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-09 EP EP11801319.2A patent/EP2588728B1/en active Active
- 2011-06-09 BR BR112012031505A patent/BR112012031505A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2011-06-09 WO PCT/US2011/039829 patent/WO2012003079A1/en not_active Ceased
- 2011-06-20 TW TW100120163A patent/TWI579507B/zh not_active IP Right Cessation
- 2011-06-29 AR ARP110102289A patent/AR081786A1/es active IP Right Grant
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5345756A (en) * | 1993-10-20 | 1994-09-13 | Texaco Inc. | Partial oxidation process with production of power |
| US20080010967A1 (en) * | 2004-08-11 | 2008-01-17 | Timothy Griffin | Method for Generating Energy in an Energy Generating Installation Having a Gas Turbine, and Energy Generating Installation Useful for Carrying Out the Method |
| US20070125063A1 (en) * | 2005-12-07 | 2007-06-07 | General Electric Company | Integrated combustor-heat exchanger and systems for power generation using the same |
| US20080127632A1 (en) * | 2006-11-30 | 2008-06-05 | General Electric Company | Carbon dioxide capture systems and methods |
| US20090193809A1 (en) * | 2008-02-04 | 2009-08-06 | Mark Stewart Schroder | Method and system to facilitate combined cycle working fluid modification and combustion thereof |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20130091854A1 (en) | 2013-04-18 |
| AU2011271635B2 (en) | 2015-10-08 |
| WO2012003079A1 (en) | 2012-01-05 |
| EP2588728A4 (en) | 2017-11-01 |
| EP2588728A1 (en) | 2013-05-08 |
| BR112012031505A2 (pt) | 2016-11-01 |
| JP2013530376A (ja) | 2013-07-25 |
| EA201390058A1 (ru) | 2013-05-30 |
| SG186157A1 (en) | 2013-01-30 |
| US9903316B2 (en) | 2018-02-27 |
| SG10201505280WA (en) | 2015-08-28 |
| CN102959203B (zh) | 2018-10-09 |
| AR081786A1 (es) | 2012-10-17 |
| AU2011271635A1 (en) | 2013-01-10 |
| CN102959203A (zh) | 2013-03-06 |
| MY160833A (en) | 2017-03-31 |
| TW201215820A (en) | 2012-04-16 |
| MX354587B (es) | 2018-03-12 |
| CA2801494C (en) | 2018-04-17 |
| TWI579507B (zh) | 2017-04-21 |
| MX2012014458A (es) | 2013-02-07 |
| CA2801494A1 (en) | 2012-01-05 |
| EP2588728B1 (en) | 2020-04-08 |
| JP5906555B2 (ja) | 2016-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA029336B1 (ru) | Системы и способ производства энергии путем стехиометрического сгорания с обогащенным воздухом и рециркуляцией отработавшего газа | |
| CA2801476C (en) | Low emission triple-cycle power generation systems and methods | |
| EP2588729B1 (en) | Low emission triple-cycle power generation systems and methods | |
| EP2588727B1 (en) | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler | |
| CA2801499A1 (en) | Low emission power generation systems and methods | |
| SG192902A1 (en) | Low emission power generation systems and methods incorporating carbon dioxide separation | |
| US20140374109A1 (en) | Enhanced Carbon Dioxide Capture in a Combined Cycle Plant |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |