[go: up one dir, main page]

RU2012141539A - Способ генерации энергии путем кислородного сжигания низкокалорийного топлива - Google Patents

Способ генерации энергии путем кислородного сжигания низкокалорийного топлива Download PDF

Info

Publication number
RU2012141539A
RU2012141539A RU2012141539/06A RU2012141539A RU2012141539A RU 2012141539 A RU2012141539 A RU 2012141539A RU 2012141539/06 A RU2012141539/06 A RU 2012141539/06A RU 2012141539 A RU2012141539 A RU 2012141539A RU 2012141539 A RU2012141539 A RU 2012141539A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
working fluid
gas
gaseous working
fuel
carbon dioxide
Prior art date
Application number
RU2012141539/06A
Other languages
English (en)
Inventor
Роджер Е. АНДЕРСОН
Фермин ВИТЕРИ
Кит Л. ПРОНСКЕ
Лоуренс С. ХОФФМАН (умер)
Original Assignee
Клин Энерджи Системз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Клин Энерджи Системз, Инк. filed Critical Клин Энерджи Системз, Инк.
Publication of RU2012141539A publication Critical patent/RU2012141539A/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/12—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engines being mechanically coupled
    • F01K23/16—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engines being mechanically coupled all the engines being turbines
    • 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
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
    • F25J3/04533—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the direct combustion of fuels in a power plant, so-called "oxyfuel combustion"
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04563—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04563—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating
    • F25J3/04575—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating for a gas expansion plant, e.g. dilution of the combustion gas in a gas turbine
    • F25J3/04581—Hot gas expansion of indirect heated nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/80—Integration in an installation using carbon dioxide, e.g. for EOR, sequestration, refrigeration etc.
    • 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
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
    • 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
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

1. Способ сжигания низкокалорийного топлива с низким уровнем выбросов, включающий следующие шаги: определяют газовую турбину, имеющую воздушный вход, воздушный компрессор после воздушного входа, топливный вход, камеру сжигания после топливного входа и воздушного компрессора, турбину после камеры сжигания и выход мощности, присоединенный к турбине; направляют окислитель к камере сжигания через топливный вход, причем окислитель содержит кислород в количестве большем, чем количество кислорода, присутствующего в воздухе; направляют низкокалорийное топливо в камеру сжигания через воздушный вход компрессора, причем низкокалорийное топливо имеет теплоту сгорания меньшую, чем у природного газа; сжигают низкокалорийное топливо с окислителем для получения газообразного рабочего тела, включающего пар и диоксид углерода; и приводят в действие турбину при помощи газообразного рабочего тела, состоящего из пара и диоксида углерода, полученного на указанном шаге сжигания.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает дополнительный шаг, на котором конденсируют пар в газообразном рабочем теле, состоящем из пара и диоксида углерода, за турбиной после указанного шага приведения турбины в действие, причем указанный шаг конденсации приводит к отделению по меньшей мере части воды от газообразного рабочего тела, состоящего из пара и диоксида углерода, и части диоксида углерода от газообразного рабочего тела, состоящего из пара и диоксида углерода.3. Способ по п.2, отличающийся тем, что включает дополнительный шаг, на котором производят секвестрацию диоксида углерода, отделенного от газообразного рабочего тела, состоящего

Claims (30)

1. Способ сжигания низкокалорийного топлива с низким уровнем выбросов, включающий следующие шаги: определяют газовую турбину, имеющую воздушный вход, воздушный компрессор после воздушного входа, топливный вход, камеру сжигания после топливного входа и воздушного компрессора, турбину после камеры сжигания и выход мощности, присоединенный к турбине; направляют окислитель к камере сжигания через топливный вход, причем окислитель содержит кислород в количестве большем, чем количество кислорода, присутствующего в воздухе; направляют низкокалорийное топливо в камеру сжигания через воздушный вход компрессора, причем низкокалорийное топливо имеет теплоту сгорания меньшую, чем у природного газа; сжигают низкокалорийное топливо с окислителем для получения газообразного рабочего тела, включающего пар и диоксид углерода; и приводят в действие турбину при помощи газообразного рабочего тела, состоящего из пара и диоксида углерода, полученного на указанном шаге сжигания.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает дополнительный шаг, на котором конденсируют пар в газообразном рабочем теле, состоящем из пара и диоксида углерода, за турбиной после указанного шага приведения турбины в действие, причем указанный шаг конденсации приводит к отделению по меньшей мере части воды от газообразного рабочего тела, состоящего из пара и диоксида углерода, и части диоксида углерода от газообразного рабочего тела, состоящего из пара и диоксида углерода.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что включает дополнительный шаг, на котором производят секвестрацию диоксида углерода, отделенного от газообразного рабочего тела, состоящего из пара и диоксида углерода, на указанном шаге конденсации, в месте, удаленном от окружающей атмосферы.
4. Способ по п.2, отличающийся тем, что включает дополнительный шаг рециркуляции по меньшей мере части CO2, отделенного от газообразного рабочего тела, состоящего из пара и CO2, на указанном шаге конденсации, обратно к воздушному входу воздушного компрессора в качестве разбавляющего газа для смешивания с низкокалорийным топливом на указанном шаге направления низкокалорийного топлива.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что указанный шаг рециркуляции включает добавление к разбавляющему газу диоксида углерода и азота, причем азот по меньшей мере частично содержится в низкокалорийном топливе на указанном шаге направления и входит в состав газообразного рабочего тела, получаемого на указанном шаге сжигания.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что включает дополнительный шаг, на котором определяют избыточную часть разбавляющего газа, включающего диоксид углерода и азот, направляют избыточный разбавляющий газ, включающий диоксид углерода и азот, в сепаратор диоксида углерода и азота; и секвеструют диоксид углерода, выпускаемый из сепаратора диоксида углерода и азота в зону секвестрации, изолированную от атмосферного воздуха.
7. Способ по п.2, отличающийся тем, что включает дополнительный шаг, на котором нагревают отдельное жидкое рабочее тело в котле-утилизаторе (КУ), приводимом в действие избыточным теплом, получаемым из газообразного рабочего тела, состоящего из пара и диоксида углерода, за турбиной после указанного шага приведения в действие и перед конденсатором указанного этапа конденсации, причем указанное жидкое рабочее тело сообщается с турбиной и пригодно для приведения в действие турбины после нагревания жидкого рабочего тела котлом-утилизатором, а турбина связана с жидким рабочим телом, пригодным для получения дополнительной энергии.
8. Способ по п.2, отличающийся тем, что включает дополнительный шаг, на котором возвращают воду из газообразного рабочего тела, состоящего из пара и CO2, полученного на указанном шаге сжигания, обратно в камеру сжигания газовой турбины.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что указанный шаг возвращения включает рециркуляцию разбавляющего газа обратно к указанному воздушному отверстию камеры сжигания для объединения с низкокалорийным топливом, причем указанный разбавляющий газ содержит пар.
10. Способ по п.9, отличающийся тем, что разбавляющий газ на указанном шаге рециркуляции содержит комбинацию диоксида углерода и пара.
11. Система генерации энергии с низким уровнем выбросов путем сжигания низкокалорийного топлива, имеющего теплоту сгорания меньшую, чем у природного газа, содержащая газовый компрессор, имеющий газовый вход, камеру сгорания, имеющую кислородный вход, соединенный с источником кислорода, и соединенную с газовым компрессором за указанным газовым компрессором; источник газообразного топлива, имеющего теплоту сгорания, более низкую, чем теплота сгорания природного газа, причем указанный источник низкокалорийного топлива соединен с указанным газовым входом перед указанным газовым компрессором, камера сгорания выполнена с возможностью сжигания сжатого низкокалорийного топлива, поступающего из газового компрессора, с использованием кислорода из кислородного входа для получения газообразного рабочего тела, включающего пар и диоксид углерода; газовую турбину, расположенную за указанной камерой сгорания и выполненную с возможностью приведения в действие указанным рабочим телом, включающим пар и диоксид углерода, причем указанный газовый компрессор выполнен с возможностью приведения в действие приводным валом, присоединенным к указанной турбине.
12. Система по п.11, отличающаяся тем, что за газовой турбиной и перед камерой сгорания предусмотрена линия рециркуляции для рециркуляции по меньшей мере части газообразного рабочего тела, получаемого внутри камеры сгорания при температуре рециркуляции меньшей, чем температура газообразного рабочего тела, выходящего из камеры сгорания, вследствие чего рециркулирующее рабочее тело уменьшает температуру рабочего тела, получаемого внутри указанной камеры сгорания, и повышает массовый расход газообразного рабочего тела.
13. Система по п.12, отличающаяся тем, что указанная линия рециркуляции направляет по меньшей мере часть газообразного рабочего тела к камере сгорания через газовый компрессор для смешивания рециркулирующего рабочего тела с низкокалорийным топливом перед камерой сгорания.
14. Система по п.12, отличающаяся тем, что линия рециркуляции направляет рециркулирующее рабочее тело обратно к камере сгорания через кислородный вход для объединения рециркулирующего рабочего тела с кислородом из источника кислорода перед поступлением в камеру сгорания.
15. Система по п.12, отличающаяся тем, что предусмотрен конденсатор, расположенный перед линией рециркуляции и после указанной турбины, причем указанный конденсатор конденсирует по меньшей мере часть воды в газообразном рабочем теле, а линия рециркуляции выполнена с возможностью рециркуляции части газообразного рабочего тела обратно в камеру сгорания, причем рециркулирующая часть рабочего тела содержит большую долю одного из компонентов газообразного рабочего тела, чем присутствует в нем после выпуска из турбины.
16. Система по п.15, отличающаяся тем, что указанная рециркулирующая часть газообразного рабочего тела содержит больше диоксида углерода, чем присутствует в газообразном рабочем теле, выпускаемом из турбины.
17. Система по п.15, отличающаяся тем, что указанная рециркулирующая часть газообразного рабочего тела содержит больше воды, чем присутствует в газообразном рабочем теле, выпускаемом из турбины.
18. Система по п.12, отличающаяся тем, что указанное низкокалорийное топливо содержит азот, так что газообразное рабочее тело, приводящее в действие указанную турбину, содержит азот, а указанная линия рециркуляции направляет по меньшей мере часть азота в газообразном рабочем теле обратно к газовому входу газового компрессора.
19. Система по п.12, отличающаяся тем, что предусмотрен конденсатор, расположенный после турбины и выполненный с возможностью конденсации и отделения по меньшей мере части воды от газообразного рабочего тела, причем указанный конденсатор имеет выход неконденсирующегося газа, соединенный с линией рециркуляции для возвращения CO2 и азота к газовому входу в качестве разбавляющего газа, подлежащего сжатию вместе с топливом газовым компрессором.
20. Система по п.11, отличающаяся тем, что предусмотрен котел-утилизатор, расположенный после турбины и выполненный с возможностью отдачи тепла от газообразного рабочего тела, выпускаемого из турбины, отдельному жидкому рабочему телу для независимого целесообразного использования.
21. Система по замкнутому циклу Ренкина для генерации энергии с низким уровнем выбросов на основе топлива с большим количеством загрязняющих веществ, содержащая газогенератор, имеющий вход окислителя, топливный вход, вход разбавителя и выход газообразного рабочего тела, причем указанный вход окислителя соединен с источником кислорода, имеющим большую долю кислорода, чем доля кислорода в воздухе, а указанный топливный вход соединен с источником топлива, включающим водород и/или углерод, по меньшей мере одно загрязняющее вещество, которое образует загрязняющий газ при сгорании топлива с окислителем внутри газогенератора, при этом указанный газогенератор выполнен с возможностью сжигания окислителя с топливом для получения газообразного рабочего тела, включающего пар и по меньшей мере один загрязняющий газ; детандер, расположенный за выходом газообразного рабочего тела указанного газогенератора и имеющий выход газообразного рабочего тела, причем указанный детандер выполнен с возможностью получения выходной мощности и уменьшения давления и температуры газообразного рабочего тела; и линию рециркуляции для рециркуляции по меньшей мере части газообразного рабочего тела к газогенератору, включая рециркуляцию по меньшей мере части загрязняющего газа обратно к газогенератору.
22. Система по п.21, отличающаяся тем, что после указанного выхода газообразного рабочего тела детандера предусмотрен конденсатор для конденсации пара в газообразном рабочем теле до превращения в жидкую воду, причем указанный конденсатор имеет выход воды, по меньшей мере частично отделенной от неконденсирующихся газов внутри газообразного рабочего тела.
23. Система по п.22, отличающаяся тем, что указанный источник топлива включает источник углеводородного топлива, так что газообразное рабочее тело включает диоксид углерода, а также по меньшей мере один загрязняющий газ, причем указанный конденсатор имеет выход неконденсирующихся газов для CO2 и загрязняющего газа, а указанный выход неконденсирующихся газов соединен с линией рециркуляции неконденсирующихся газов и линией рециркуляции жидкой воды, идущей от указанного выхода жидкой воды указанного конденсатора до указанного генератора, при этом линия рециркуляции неконденсирующихся газов и линия рециркуляции жидкой воды отделены друг от друга, и каждая из них проходит от указанного конденсатора до газогенератора.
24. Система по п.23, отличающаяся тем, что линия рециркуляции жидкой воды соединена с газогенератором ближе к указанному топливному входу и указанному входу окислителя газогенератора, чем к месту, где линия рециркуляции неконденсирующихся газов присоединена к газогенератору.
25. Система по п.22, отличающаяся тем, что указанный источник топлива включает источник топлива, содержащий азот, причем азот в топливообразующем азотном газе составляет долю указанного газообразного рабочего тела внутри газогенератора.
26. Система по п.25, отличающаяся тем, что указанный конденсатор имеет выход воды, отдельный от выхода неконденсирующихся газов, причем указанный выход воды соединен с выпускным патрубком избыточной воды указанной системы, а выход неконденсирующихся газов соединен с линией сбора неконденсирующихся газов, отдельной от линии рециркуляции неконденсирующихся газов в дополнение к линии рециркуляции неконденсирующихся газов для удаления неконденсирующихся газов из первичного замкнутого контура цикла Ренкина, образованного газогенератором, детандером и конденсатором.
27. Система по п.25, отличающаяся тем, что после указанной дополнительной линии рециркуляции неконденсирующихся газов предусмотрен сепаратор диоксида углерода и азота для отделения по меньшей мере части азота от диоксида углерода, причем указанный сепаратор включает выход для потока первичного диоксида углерода, а указанный выход перед зоной секвестрации диоксида углерода пригоден для секвестрации диоксида углерода с предотвращением его попадания в атмосферу.
28. Система по п.21, отличающаяся тем, что за указанным газогенератором расположен промежуточный подогреватель для повышения тепла газообразного рабочего тела перед указанным детандером, причем указанный промежуточный подогреватель включает выход окислителя и топливный вход для направления окислителя и топлива, аналогичных сжигаемым внутри указанного газогенератора, в указанный промежуточный подогреватель.
29. Система по п.28, отличающаяся тем, что между газогенератором и промежуточным подогревателем расположен теплообменник для отвода тепла от газообразного рабочего тела и добавления тепла в линию азота, причем линия азота пригодна для ввода азота, по меньшей мере частично, из азота, отделенного от газообразного рабочего тела в качестве находящегося внутри него рабочего вещества, при этом азот, нагреваемый указанным теплообменником, направляется к азотной турбине, выполненной с возможностью расширения азота и выработки энергии.
30. Система по п.22, отличающаяся тем, что за указанной турбиной и перед указанным конденсатором расположен котел-утилизатор для передачи тепла от газообразного рабочего тела к пару в отдельном утилизационном цикле пара, включающем паровую турбину и паровой конденсатор и насос, причем указанная турбина выполнена с возможностью выработки энергии.
RU2012141539/06A 2010-03-04 2010-09-03 Способ генерации энергии путем кислородного сжигания низкокалорийного топлива RU2012141539A (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/660,779 2010-03-04
US12/660,779 US20100326084A1 (en) 2009-03-04 2010-03-04 Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel
PCT/US2010/002432 WO2011109008A1 (en) 2010-03-04 2010-09-03 Methods of oxy-combustion power generation using low heating value fuel

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2012141539A true RU2012141539A (ru) 2014-04-10

Family

ID=43379250

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012141539/06A RU2012141539A (ru) 2010-03-04 2010-09-03 Способ генерации энергии путем кислородного сжигания низкокалорийного топлива

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20100326084A1 (ru)
EP (1) EP2542769A1 (ru)
AU (1) AU2010347244A1 (ru)
CA (1) CA2792061A1 (ru)
RU (1) RU2012141539A (ru)
WO (1) WO2011109008A1 (ru)

Families Citing this family (120)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2196650A4 (en) * 2007-09-28 2010-11-03 Central Res Inst Elect TURBINE SYSTEM AND POWER GENERATION DEVICE
US8133298B2 (en) * 2007-12-06 2012-03-13 Air Products And Chemicals, Inc. Blast furnace iron production with integrated power generation
US20100146982A1 (en) * 2007-12-06 2010-06-17 Air Products And Chemicals, Inc. Blast furnace iron production with integrated power generation
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.
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
EP2290202A1 (en) * 2009-07-13 2011-03-02 Siemens Aktiengesellschaft Cogeneration plant and cogeneration method
US8381525B2 (en) * 2009-09-30 2013-02-26 General Electric Company System and method using low emissions gas turbine cycle with partial air separation
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
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
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
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.
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
CA2801499C (en) 2010-07-02 2017-01-03 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
US20120023892A1 (en) * 2010-07-30 2012-02-02 General Electric Company Systems and methods for co2 capture
CA2805089C (en) 2010-08-06 2018-04-03 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion
US9399950B2 (en) 2010-08-06 2016-07-26 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for exhaust gas extraction
ITMI20102464A1 (it) * 2010-12-30 2012-07-01 Eni Spa Processo integrato di upstream-downstream per l'upgrading di un greggio pesante con cattura della co2 e relativo impianto per la sua attuazione
US9103285B2 (en) * 2011-01-03 2015-08-11 General Electric Company Purge system, system including a purge system, and purge method
US9074530B2 (en) * 2011-01-13 2015-07-07 General Electric Company Stoichiometric exhaust gas recirculation and related combustion control
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
US20130036723A1 (en) * 2011-08-08 2013-02-14 Air Liquide Process And Construction Inc. Oxy-combustion gas turbine hybrid
US8205455B2 (en) * 2011-08-25 2012-06-26 General Electric Company Power plant and method of operation
US8266913B2 (en) * 2011-08-25 2012-09-18 General Electric Company Power plant and method of use
CN102337937B (zh) * 2011-09-13 2014-08-20 华北电力大学 一种煤整体气化烟气再热联合循环动力系统
CN102305109B (zh) * 2011-09-13 2014-03-26 华北电力大学 一种富氧-煤气化烟气再热联合循环动力系统
CN102337936A (zh) * 2011-09-13 2012-02-01 华北电力大学 一种烟气再热联合循环动力系统
US20130086917A1 (en) * 2011-10-06 2013-04-11 Ilya Aleksandrovich Slobodyanskiy Apparatus for head end direct air injection with enhanced mixing capabilities
US8720179B2 (en) * 2011-10-07 2014-05-13 General Electric Company Power plant including an exhaust gas recirculation system for injecting recirculated exhaust gases in the fuel and compressed air of a gas turbine engine
AU2012329266A1 (en) * 2011-10-26 2014-05-15 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission heating of a hydrocarbon formation
WO2013095829A2 (en) 2011-12-20 2013-06-27 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
US20130269357A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a secondary flow system
US20130269360A1 (en) * 2012-04-12 2013-10-17 General Electric Company Method and system for controlling a powerplant during low-load operations
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
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
US20150136046A1 (en) * 2012-05-03 2015-05-21 Siemens Vai Metals Technologies Gmbh Method for using the exhaust gases from plants for raw iron manufacture for generating steam
US10584633B2 (en) * 2012-08-30 2020-03-10 Enhanced Energy Group LLC Semi-closed cycle turbine power system to produce saleable CO2 product
US20150240717A1 (en) * 2012-10-16 2015-08-27 Loren K. Starcher Increasing Combustibility of Low BTU Natural Gas
GB201218611D0 (en) * 2012-10-17 2012-11-28 Tuyere Ltd Heat engine
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
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
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
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
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
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
US10215412B2 (en) 2012-11-02 2019-02-26 General Electric Company System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
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
EP2954175B1 (en) * 2013-01-24 2023-06-07 Hinders, Edward Combined brayton/rankine cycle gas and steam turbine generating system operated in two closed loops
US10436074B2 (en) 2013-01-24 2019-10-08 Tascosa Advanced Service, Inc. Combined brayton/rankine cycle gas and steam turbine generating system operated in two closed loops
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
WO2014133406A1 (en) 2013-02-28 2014-09-04 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
TW201500635A (zh) 2013-03-08 2015-01-01 Exxonmobil Upstream Res Co 處理廢氣以供用於提高油回收
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
US9784182B2 (en) 2013-03-08 2017-10-10 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
WO2014146861A1 (en) * 2013-03-21 2014-09-25 Siemens Aktiengesellschaft Power generation system and method to operate
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
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
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
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
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
EP2915963A1 (en) * 2014-03-05 2015-09-09 Siemens Aktiengesellschaft Cogeneration plant and method to operate a cogeneration plant
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US9783431B2 (en) 2014-05-28 2017-10-10 Katz Water Tech, Llc Apparatus and method to remove contaminates from a fluid
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
JP6384916B2 (ja) * 2014-09-30 2018-09-05 東芝エネルギーシステムズ株式会社 ガスタービン設備
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
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
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
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 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.
MX2018002550A (es) 2015-09-01 2018-08-15 8 Rivers Capital Llc Sistemas y metodos para la produccion de energia usando ciclos de co2 anidados.
US10221726B2 (en) * 2015-12-21 2019-03-05 Cockerill Maintenance & Ingenierie S.A. Condensing heat recovery steam generator
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
WO2017164988A1 (en) * 2016-03-21 2017-09-28 Linde Aktiengesellschaft Oxy-fuel combustion and power generation system
US20180216532A1 (en) * 2017-01-31 2018-08-02 General Electric Company System and method for treating exhaust gas
US11034605B2 (en) 2018-03-29 2021-06-15 Katz Water Tech, Llc Apparatus system and method to extract minerals and metals from water
US10864482B2 (en) 2017-08-24 2020-12-15 Katz Water Tech, Llc Apparatus system and method to separate brine from water
CN108036295B (zh) * 2017-11-29 2019-05-31 华北电力大学 超临界co2布雷顿循环燃煤发电锅炉的co2工质分流减阻系统
JP7025310B2 (ja) * 2018-09-14 2022-02-24 一般財団法人電力中央研究所 ガスタービン複合発電システム、ガスタービン複合発電方法
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
GB201917011D0 (en) * 2019-11-22 2020-01-08 Rolls Royce Plc Power generation system with carbon capture
US11931685B2 (en) 2020-09-10 2024-03-19 Enhanced Energy Group LLC Carbon capture systems
WO2022160060A1 (en) * 2021-01-29 2022-08-04 Industriasys Corp. Zero emission power generation systems and methods
RU2759793C1 (ru) * 2021-02-26 2021-11-17 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) Установка для выработки тепловой и механической энергии и способ ее работы
CN114216135A (zh) * 2021-12-01 2022-03-22 北京科技大学 一种基于co2循环的天然气纯氧燃烧零排放燃烧系统
IT202300015987A1 (it) * 2023-07-28 2025-01-28 Nuovo Pignone Tecnologie Srl Sistema e metodo per la generazione di potenza

Family Cites Families (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2969637A (en) * 1956-06-28 1961-01-31 Richard J Rowekamp System for converting solar energy into mechanical energy
US3724212A (en) * 1969-11-26 1973-04-03 Wheeler Foster J Brown Boilers Power plants
US3736745A (en) * 1971-06-09 1973-06-05 H Karig Supercritical thermal power system using combustion gases for working fluid
US4057964A (en) * 1975-04-07 1977-11-15 Geothermal Investment Co. Working fluids and systems for recovering geothermal or waste heat
US4164848A (en) * 1976-12-21 1979-08-21 Paul Viktor Gilli Method and apparatus for peak-load coverage and stop-gap reserve in steam power plants
US4430046A (en) * 1980-06-18 1984-02-07 Ctp Partners Method and apparatus for total energy systems
US4434613A (en) * 1981-09-02 1984-03-06 General Electric Company Closed cycle gas turbine for gaseous production
US4498289A (en) * 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
US4977745A (en) * 1983-07-06 1990-12-18 Heichberger Albert N Method for the recovery of low purity carbon dioxide
FI76866C (fi) * 1987-01-30 1988-12-12 Imatran Voima Oy Med vattenhaltigt braensle driven gasturbinanlaeggning och foerfarande foer utnyttjande av vaermeenergin i naemnda braensle.
ES2003265A6 (es) * 1987-04-21 1988-10-16 Espan Carburos Metal Procedimiento para la obtencion de co2 y n2 a partir de los gases generados en un motor o turbina de combustion interna
US4942734A (en) * 1989-03-20 1990-07-24 Kryos Energy Inc. Cogeneration of electricity and liquid carbon dioxide by combustion of methane-rich gas
GB9105109D0 (en) * 1991-03-11 1991-04-24 Boc Group Plc Air separation
ZA929328B (en) * 1991-12-02 1993-07-20 Fluor Corp Apparatus and method for economic use of excess compressed air when firing low caloric-value gas in a combustion gas turbine.
US5564269A (en) * 1994-04-08 1996-10-15 Westinghouse Electric Corporation Steam injected gas turbine system with topping steam turbine
AU3715895A (en) * 1994-08-25 1996-03-22 Rudi Beichel Reduced pollution power generation system and gas generator therefore
WO1996007019A2 (en) * 1994-08-31 1996-03-07 Westinghouse Electric Corporation A method of burning hydrogen in a gas turbine power plant
JP3585960B2 (ja) * 1994-09-21 2004-11-10 株式会社東芝 低カロリーガス用ガスタービン燃焼器
US6170264B1 (en) * 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
US5724805A (en) * 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
US6000211A (en) * 1997-06-18 1999-12-14 York Research Corporation Solar power enhanced combustion turbine power plant and methods
EP0939199B1 (de) * 1998-02-25 2004-03-31 ALSTOM Technology Ltd Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
US6148602A (en) * 1998-08-12 2000-11-21 Norther Research & Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor
US6247316B1 (en) * 2000-03-22 2001-06-19 Clean Energy Systems, Inc. Clean air engines for transportation and other power applications
EP1521719A4 (en) * 2001-12-03 2008-01-23 Clean Energy Systems Inc CARBON AND SYNGAS FUEL ENERGY GENERATION SYSTEMS WITHOUT ATMOSPHERIC EMISSIONS
US6775987B2 (en) * 2002-09-12 2004-08-17 The Boeing Company Low-emission, staged-combustion power generation
AU2003295610B2 (en) * 2002-11-15 2010-01-28 Clean Energy Systems, Inc. Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation
US7007487B2 (en) * 2003-07-31 2006-03-07 Mes International, Inc. Recuperated gas turbine engine system and method employing catalytic combustion
JP4521202B2 (ja) * 2004-02-24 2010-08-11 株式会社東芝 蒸気タービン発電プラント
US20050241311A1 (en) * 2004-04-16 2005-11-03 Pronske Keith L Zero emissions closed rankine cycle power system
JP2006125255A (ja) * 2004-10-27 2006-05-18 Ebara Corp ガスタービン装置およびガスタービン発電システム
US9080513B2 (en) * 2007-10-31 2015-07-14 General Electric Company Method and apparatus for combusting syngas within a combustor
US20090136337A1 (en) * 2007-11-26 2009-05-28 General Electric Company Method and Apparatus for Improved Reduced Load Operation of Steam Turbines

Also Published As

Publication number Publication date
AU2010347244A1 (en) 2012-09-27
CA2792061A1 (en) 2011-09-09
WO2011109008A1 (en) 2011-09-09
US20100326084A1 (en) 2010-12-30
EP2542769A1 (en) 2013-01-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2012141539A (ru) Способ генерации энергии путем кислородного сжигания низкокалорийного топлива
Evulet et al. On the performance and operability of GE’s dry low NOx combustors utilizing exhaust gas recirculation for postcombustion carbon capture
JP6046612B2 (ja) 低エミッショントリプルサイクル発電システム及び方法
JP5913304B2 (ja) 低エミッショントリプルサイクル発電システム及び方法
TWI564476B (zh) 使用排放氣再循環系統和直接接觸冷卻器進行之化學計量燃燒
US20080115500A1 (en) Combustion of water borne fuels in an oxy-combustion gas generator
JP2004530097A (ja) Ｃｏ２放出の少い発電機及び関連方法
US20070199300A1 (en) Hybrid oxy-fuel combustion power process
CN104533623B (zh) 一种部分氧化注蒸汽正逆燃气轮机联合循环
CN103442783A (zh) 用于在低排放涡轮机系统中捕获二氧化碳的系统和方法
CN105518258B (zh) 燃气涡轮装置及其操作方法
CA2333357A1 (en) Improved power plant with carbon dioxide capture
RU2010147356A (ru) Котельная система с кислородно-топливным сжиганием и способ генерирования энергии посредством использования котельной системы
JP2013530376A (ja) 排ガス再循環方式によるリッチエアの化学量論的燃焼
US20130269346A1 (en) Combined cycle power plant with co2 capture and method to operate it
RU2012101463A (ru) Способ удаления увлеченного газа в системе генерирования мощности с комбинированным циклом
WO2012060739A1 (ru) Способ работы газотурбинной установки
KR20110122061A (ko) 고로용 열풍으로서의 가스 터빈 배기 가스
CN104254673A (zh) 联合循环发电设备
Jiang et al. Insights into 4E evaluation of a novel solar-assisted gas-fired decarburization power generation system with oxygen-enriched combustion
RU2409746C2 (ru) Парогазовая установка с паротурбинным приводом компрессора и регенеративной газовой турбиной
RU2693567C1 (ru) Способ работы парогазовой установки электростанции
CN103670712B (zh) 一种燃气轮机发电系统
Verhaeghe et al. Absorption-based carbon capture energy penalty reduction for micro gas turbine application: pre-assessment of the impact of appropriate amine solvent and process selection
JP2010151112A (ja) 酸素燃焼ｃｏ２回収タービンシステム

Legal Events

Date Code Title Description
FA94 Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees)

Effective date: 20160301