CH702225B1 - Energieerzeugungssystem. - Google Patents
Energieerzeugungssystem. Download PDFInfo
- Publication number
- CH702225B1 CH702225B1 CH01700/07A CH17002007A CH702225B1 CH 702225 B1 CH702225 B1 CH 702225B1 CH 01700/07 A CH01700/07 A CH 01700/07A CH 17002007 A CH17002007 A CH 17002007A CH 702225 B1 CH702225 B1 CH 702225B1
- Authority
- CH
- Switzerland
- Prior art keywords
- power generation
- compressor
- high pressure
- generation system
- exhaust gas
- Prior art date
Links
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 62
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 28
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 316
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 167
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 154
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 51
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 50
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 27
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 26
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 20
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 17
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 12
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 abstract description 17
- 238000007906 compression Methods 0.000 abstract description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 description 24
- 230000008569 process Effects 0.000 description 14
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 6
- 239000003570 air Substances 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- -1 fossil fuels Chemical compound 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 3
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 3
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000035899 viability Effects 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/02—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using exhaust-gas pressure in a pressure exchanger to compress combustion-air
-
- 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
- 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
- F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
- F02C3/10—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor with another turbine driving an output shaft but not driving the compressor
-
- 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
- Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Ein Energieerzeugungssystem (10) ist bereitgestellt, welches ausgelegt ist, CO 2 -Emissionen durch Abtrennung von CO 2 bei hohen Drücken in einem Kraftwerk, das Gasturbinen zur Energieerzeugung verwendet, zu senken. Das CO 2 wird aus den CO 2 -reichen Rauchgasen in der Mitte des Expansionsweges oder des Verdichtungsweges einer Gasturbine entfernt. Mit zunehmender Konzentration und zunehmendem Partialdruck von CO 2 wird ein geringerer Energieverlust, um das CO 2 zu entfernen, beobachtet.
Description
Hintergrund
[0001] Die Erfindung betrifft im Allgemeinen ein Energieerzeugungssystem gemäss Patentanspruch 1.
[0002] Energieerzeugungssysteme, die Brennstoffe verbrennen, die Kohlenstoff enthalten, zum Beispiel fossile Brennstoffe, produzieren während der Verbrennung Kohlendioxid (CO2) als ein Nebenprodukt, da Kohlenstoff in CO2 umgewandelt wird. Kohlendioxid(CO2)-Emissionen von Kraftwerken, die fossile Brennstoffe verwenden, werden zunehmend durch nationale und internationale Vorschriften, wie das Kyoto-Protokoll und das Emissionshandelssystem der EU, bestraft. Bei zunehmenden Kosten des CO2-Ausstosses ist die Reduktion der CO2-Emission für eine wirtschaftliche Energieerzeugung wichtig. Die Entfernung oder Rückgewinnung des Kohlendioxids (CO2) aus Energieerzeugungssystemen, wie zum Beispiel aus dem Abgas einer Gasturbine, ist aufgrund des geringen CO2-Gehalts und geringen (Umgebungs-)Drucks des Abgases im Allgemeinen nicht wirtschaftlich. Das Abgas, das das CO2 enthält, wird daher typischerweise in die Atmosphäre freigesetzt und wird nicht in Meeren, Minen, Erdöllagerstätten, geologischen salzhaltigen Wasserreservoirs und so weiter eingelagert.
[0003] Gasturbinenanlagen arbeiten auf der Basis des Brayton-Zyklus. Sie verwenden einen Kompressor, um die Eintrittsluft vor einer Verbrennungskammer zu verdichten. Dann wird der Brennstoff eingebracht und entzündet, um ein Gas mit hoher Temperatur und hohem Druck zu produzieren, das in den Turbinenabschnitt eintritt und durch diesen expandiert. Der Turbinenabschnitt treibt sowohl den Generator als auch den Kompressor an. Verbrennungsturbinen sind auch in der Lage, eine breite Vielfalt von flüssigen und gasförmigen Brennstoffen, von Rohöl bis Erdgas, zu verbrennen.
[0004] Es gibt drei allgemein anerkannte Arten und Weisen, die zurzeit zum Reduzieren der CO2-Emissionen derartiger Kraftwerke eingesetzt werden. Das erste Verfahren besteht darin, das CO2 nach der Verbrennung mit Luft aus dem Abgas abzutrennen, wobei das während der Verbrennung produzierte CO2 aus den Abgasen durch einen Absorptionsprozess, Membranen, Diaphragmas, Tieftemperaturprozesse oder Kombinationen davon entfernt wird. Dieses Verfahren, das üblicherweise als Abtrennung nach der Verbrennung bezeichnet wird, konzentriert sich gewöhnlich auf das Reduzieren der CO2-Emissionen aus dem atmosphärischen Abgas eines Kraftwerks. Ein zweites Verfahren umfasst das Reduzieren des Kohlenstoffanteils des Brennstoffs. In diesem Verfahren wird der Brennstoff zunächst vor der Verbrennung in H2und CO2 umgewandelt. Es wird dadurch ermöglicht, den Kohlenstoffanteil des Brennstoffs vor dem Eintritt in die Gasturbine abzutrennen. Ein drittes Verfahren umfasst einen Sauerstoff-Brennstoff-Prozess. Bei diesem Verfahren wird reiner Sauerstoff im Gegensatz zu Luft als Oxidationsmittel eingesetzt, wobei sich dadurch ein Rauchgas ergibt, das aus Kohlendioxid und Wasser besteht.
[0005] Der Hauptnachteil der CO2-Abtrennungsverfahren nach der Verbrennung besteht darin, dass der CO2-Partialdruck wegen der geringen CO2-Konzentration in dem Rauchgas (typischerweise 3–4 Vol.-% für mit Erdgas befeuerte Anlagen) sehr gering ist und daher grosse und teure Vorrichtungen zum Entfernen des CO2 benötigt werden. Obwohl die CO2-Konzentration am Schornstein und somit der Partialdruck durch teilweise Rezirkulation des Rauchgases in den Kompressor der Gasturbine erhöht werden könnte, bleibt sie immer noch ziemlich niedrig (etwa 6–10 Vol.-%). Die geringen CO2-Partialdrücke und die grossen Gasvolumen, die bei der Form der Abtrennung nach der Verbrennung eingeschlossen sind, führen zu sehr hohen Energiekosten, die mit der CO2-Entfernung verbunden sind, zusätzlich zu der sehr grossen und teuren Ausrüstung. Beide diese Faktoren erhöhen die Kosten der Elektrizitätserzeugung erheblich. Es besteht daher ein Bedarf an einem Verfahren, das eine wirtschaftliche Rückgewinnung von CO2, das von Energieerzeugungssystemen (zum Beispiel Gasturbinen) ausgestossen wird, die auf kohlenstoffhaltigen Brennstoffen beruhen, gewährleistet.
Kurze Beschreibung
[0006] Die Erfindung betrifft ein Energieerzeugungssystem gemäss Patentanspruch 1. Das Energieerzeugungssystem umfasst ein erstes Turbinensystem. Das erste Turbinensystem umfasst einen ersten Kompressorabschnitt, der mindestens zwei Stufen umfasst. Die zwei Stufen umfassen einen ersten Niederdruckkompressor und einen ersten Hochdruckkompressor, welche fluidgekoppelt sind. Der erste Kompressorabschnitt ist ausgelegt, einen ersten Teil eines verdichteten Oxidationsmittels und einen zweiten Teil eines verdichteten Oxidationsmittels bereitzustellen. Das erste Turbinensystem umfasst ferner eine erste Verbrennungskammer, die ausgelegt ist, den ersten Teil des verdichteten Oxidationsmittels und einen ersten Brennstoffstrom, der kohlenstoffbasierende Brennstoffe umfasst, zu verbrennen und ein erstes heisses Rauchgas zu erzeugen. Das erste Turbinensystem umfasst ferner einen ersten Expansionsabschnitt mit einer Eintrittsöffnung zum Aufnehmen des ersten heissen Rauchgases, der mindestens zwei Stufen umfasst, wobei die mindestens zwei Stufen einen ersten Hochdruckexpander umfassen, der ausgelegt ist, ein erstes expandiertes Abgas zu erzeugen, das reich an CO2 ist. Der erste Hochdruckexpander ist fluidgekoppelt mit einem ersten Niederdruckexpander, der ausgelegt ist, ein erstes endgültiges Abgas und elektrische Energie zu erzeugen. Das erste Turbinensystem umfasst ferner ein CO2-Abtrennungssystem, das fluidgekoppelt ist mit dem Hochdruckexpander, das ausgelegt ist, das erste expandierte Abgas aus dem ersten Hochdruckexpander aufzunehmen und ein CO2-armes Gas bereitzustellen und in den ersten Niederdruckexpander einzuspeisen.
[0007] Das Energieerzeugungssystem umfasst ebenfalls ein zweites Turbinensystem, das einen zweiten Kompressorabschnitt mit mindestens zwei Stufen umfasst. Die zwei Stufen umfassen einen zweiten Niederdruckkompressor, der mit einem zweiten Hochdruckkompressor fluidgekoppelt ist, wobei der Hochdruckkompressor ausgelegt ist, den zweiten Teil des verdichteten Oxidationsmittels aufzunehmen. Das zweite Turbinensystem umfasst ferner eine zweite Verbrennungskammer, die ausgelegt ist, einen zweiten Brennstoffstrom, der kohlenstoffbasierende Brennstoffe umfasst, zu verbrennen und ein zweites heisses Rauchgas zu erzeugen, und einen zweiten Expansionsabschnitt, der ausgelegt ist, das zweite heisse Rauchgas aufzunehmen und ein zweites endgültiges Abgas und elektrische Energie zu erzeugen. Der zweite Kompressorabschnitt ist ausgelegt, das zweite endgültige Abgas, das Kohlendioxid umfasst, aufzunehmen und einen Kreislaufstrom aus dem zweiten Hochdruckkompressor in die zweite Verbrennungskammer und einen Teilstrom aus dem zweiten Niederdruckkompressor in den ersten Hochdruckkompressor zu fördern.
Zeichnungen
[0008] Diese und andere Merkmale, Gesichtspunkte und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden besser verstanden werden, wenn die folgende ausführliche Beschreibung unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen gelesen wird, wobei in allen Zeichnungen gleiche Zeichen gleiche Teile darstellen, wobei:
<tb>Fig. 1<sep>eine schematische Darstellung eines beispielhaften Energieerzeugungssystems ist, das zwei Turbinensysteme umfasst;
<tb>Fig. 2<sep>eine schematische Darstellung eines weiteren beispielhaften Energieerzeugungssystems ist, das zwei Turbinensysteme umfasst;
<tb>Fig. 3<sep>eine schematische Darstellung noch eines weiteren beispielhaften Energieerzeugungssystems ist, das zwei Turbinensysteme umfasst; und
<tb>Fig. 4<sep>eine schematische Darstellung eines weiteren beispielhaften Energieerzeugungssystems ist, das zwei Turbinensysteme umfasst.
Ausführliche Beschreibung
[0009] Gemäss der Erfindung ist ein Energieerzeugungssystem bereitgestellt, welches ausgelegt ist, CO2-Emissionen durch Abtrennung von CO2 bei hohen Drücken in einem Kraftwerk, das Gasturbinen zur Energieerzeugung verwendet, zu senken. Das CO2 wird aus den CO2-reichen Rauchgasen in der Mitte des Expansionsweges oder des Verdichtungsweges einer Gasturbine entfernt. Mit zunehmender Konzentration und zunehmendem Partialdruck von CO2wird ein geringerer Energieverlust, um das CO2 zu entfernen, beobachtet.
[0010] Gemäss der vorliegenden Erfindung umfasst das Energieerzeugungssystem zwei oder mehr beispielhafte Turbinensysteme, wobei die Turbinensysteme in der Mitte des Verdichtungsweges miteinander verbunden sind und sich eine gemeinsame Zufuhr an verdichtetem Oxidationsmittel teilen. Das Verbinden der Turbinensysteme führt demzufolge zu einem Anstieg der CO2-Konzentration, was für den CO2-Abtrennungsprozess von Vorteil ist. In einem Beispiel versorgt ein Kompressorabschnitt in einem ersten Turbinensystem eine Verbrennungskammer in dem ersten Turbinensystem und auch eine Verbrennungskammer in einem zweiten Turbinensystem mit Oxidationsmittel (über Rohrleitungen). Wie nachstehend erläutert, kann dies eingesetzt werden, um die Konzentration von CO2in dem Kreislaufstrom in dem zweiten Turbinensystem aus dem Abgas einer oder mehrerer der Gasturbinen zu erhöhen. Das zurückgewonnene CO2 kann zum Beispiel als Produkt verkauft, zur verbesserten Ölrückgewinnung verwendet oder vor Ort als Einspeisung in anderen Prozessen verbraucht werden. Des Weiteren reduziert eine derartige Rückgewinnung von CO2die Menge an CO2, die von dem Energieerzeugungssystem an die Umwelt abgegeben wird.
[0011] Jetzt Bezug nehmend auf Fig. 1, ist ein beispielhaftes Energieerzeugungssystem 10 mit einem Turbinensystem 11 veranschaulicht. Das Turbinensystem 11 umfasst im Allgemeinen einen ersten Kompressorabschnitt 12, der typischerweise mindestens zwei Stufen umfasst. Wie in Fig. 1 gezeigt, umfasst der erste Kompressorabschnitt 12 einen ersten Niederdruckkompressor 14, der mit einem ersten Hochdruckkompressor 16 fluidgekoppelt ist, wobei der erste Kompressorabschnitt 12 ausgelegt ist, einen ersten Teil eines verdichteten Oxidationsmittels 34 und einen zweiten Teil eines verdichteten Oxidationsmittels 36 bereitzustellen. Das erste Turbinensystem 11 umfasst ebenfalls eine erste Verbrennungskammer 22, einen ersten Expansionsabschnitt 18 zum Bereitstellen der Energie, die zum Antreiben der Kompressoren 14 und 16 erforderlich ist, und einen Generator 50. Die erste Verbrennungskammer 22 ist ausgelegt, den ersten Teil des verdichteten Oxidationsmittels 34 und einen ersten Brennstoffstrom 26, der kohlenstoffbasierende Brennstoffe umfasst, zu verbrennen und ein erstes heisses Rauchgas 31 zu erzeugen.
[0012] Der erste Expansionsabschnitt 18 hat eine Eintrittsöffnung zum Aufnehmen des ersten heissen Rauchgases 31 und ist ausgelegt, mindestens zwei Stufen aufzuweisen. Die zwei Stufen umfassen einen ersten Hochdruckexpander 20, der ausgelegt ist, ein erstes expandiertes Abgas 38 zu erzeugen, das reich an CO2ist. Der erste Hochdruckexpander 20 ist fluidgekoppelt mit einem ersten Niederdruckexpander 22, der ausgelegt ist, ein erstes endgültiges Abgas 52 und elektrische Energie zu erzeugen.
[0013] Das erste Turbinensystem 11 umfasst ferner ein CO2-Abtrennungssystem 28, das mit dem ersten Hochdruckexpander 20 fluidgekoppelt ist, zum Aufnehmen des ersten expandierten Abgases 38 aus dem ersten Hochdruckexpander 20 und um den ersten Niederdruckexpander 22 mit einem CO2-armen Gas 48 zu versorgen.
[0014] Das Energieerzeugungssystem 10 umfasst ebenfalls ein zweites Turbinensystem 62, das einen zweiten Kompressorabschnitt 64 umfasst, der ausgelegt ist, mindestens zwei Stufen aufzuweisen. Die zwei Stufen umfassen einen zweiten Niederdruckkompressor 68, der mit einem zweiten Hochdruckkompressor 70 fluidgekoppelt ist. Der zweite Hochdruckkompressor 70 ist ausgelegt, den zweiten Teil des verdichteten Oxidationsmittels 36 aufzunehmen und einen Kreislaufstrom 71 zu erzeugen. Eine zweite Verbrennungskammer 72 ist ausgelegt, einen zweiten Brennstoffstrom 82 und den Kreislaufstrom 71, die kohlenstoffbasierende Brennstoffe umfassen, zu verbrennen und ein zweites heisses Rauchgas 73 zu erzeugen.
[0015] Ein zweiter Expansionsabschnitt 66 ist ausgelegt, das zweite heisse Rauchgas 73 aufzunehmen. Der zweite Expansionsabschnitt 66 weist typischerweise mindestens zwei Stufen auf, die einen zweiten Hochdruckexpander 74, der ausgelegt ist, ein zweites expandiertes Abgas 75 zu erzeugen, umfassen. Der zweite Hochdruckexpander 74 ist mit einem zweiten Niederdruckexpander 76 fluidgekoppelt, der ausgelegt ist, ein zweites endgültiges Abgas 88 und elektrische Energie durch einen Generator 86 zu erzeugen. In einigen Beispielen umfasst der zweite Expansionsabschnitt 66 eine einzelne Stufe.
[0016] Der zweite Kompressorabschnitt 64 ist ausgelegt, das zweite endgültige Abgas 88 aufzunehmen, das Kohlendioxid umfasst, und den Kreislaufstrom 71 von dem Hochdruckkompressor 70 zu der zweiten Verbrennungskammer 72 und einen Teilstrom 84 von dem Niederdruckkompressor 68 zu der Eintrittsöffnung des ersten Hochdruckkompressors zu liefern.
[0017] Wie in Fig. 1 gezeigt, umfasst das CO2-Abtrennungssystem 28 vorteilhafterweise einen Wärmeaustauscher 40 und einen CO2-Separator 44. Der CO2-Separator 44 kann verschiedene Verfahren anwenden, die in der Technik bekannt sind und die Druckwechsel-Adsorption, chemische Absorption und Membrantrennung und so weiter umfassen, jedoch nicht darauf beschränkt sind. Um das CO2 von dem ersten expandierten Abgasstrom 38 abzutrennen, wird das erste expandierte Abgas 38 in den Wärmeaustauscher 40 eingebracht, um die Temperatur zu reduzieren und ein gekühltes erstes expandiertes Abgas 42 zu produzieren. Das gekühlte erste expandierte Abgas 42 wird in den CO2-Separator 44 eingebracht, um einen CO2-reichen Strom 110 und einen CO2-armen Strom 46 zu erzeugen. Der CO2-arme Strom 46 umfasst ferner CO, N2 und nichtumgesetzten Brennstoff. Der CO2-arme Strom 46 wird in den Wärmeaustauscher 40 eingebracht, um den Wärmeinhalt des oder aus dem ersten expandierten Abgas 38 zurückzugewinnen und einen erwärmten CO2-armen Strom 48 zu erzeugen. Der CO2-arme Strom 48 wird in den Niederdruckexpander 22 zur weiteren Expansion und Erzeugung elektrischer Energie eingebracht.
[0018] Druckwechsel-Adsorption (PSA) kann zur Abtrennung von Kohlendioxid aus einem Gemisch von Gasen verwendet werden. In PSA-Verfahren können bei einem hohen Partialdruck feste Molekularsiebe Kohlendioxid stärker adsorbieren als andere Gase. Demzufolge wird Kohlendioxid bei erhöhten Drücken aus dem Gemisch von Gasen entfernt, wenn dieses Gemisch durch ein Adsorptionsbett geleitet wird. Die Regenerierung des Betts wird durch Druckablassen und Spülen bewerkstelligt.
[0019] Für kritische Arbeitsgänge werden typischerweise mehrere Adsorptionsgefässe zur kontinuierlichen Abtrennung von Kohlendioxid verwendet, wobei ein Adsorptionsbett verwendet wird, während die anderen regeneriert werden.
[0020] Membrantrennungstechnologie kann ebenfalls zur Abtrennung von Kohlendioxid aus einem Gasstrom verwendet werden. Membranprozesse sind im Allgemeinen energieeffizienter und leichter handzuhaben als Absorptionsprozesse. Die Membranen, die für die Hochtemperatur-Kohlendioxidabtrennung verwendet werden, umfassen Zeolith- und Keramikmembranen, die selektiv für CO2sind. Membranseparatoren arbeiten typischerweise effizienter bei höheren Drücken, und die Verwendung eines Membranseparators, um Kohlendioxid aus dem gekühlten ersten Abgasstrom 38 abzutrennen, wird durch den erhöhten Druck am Auslass des Hochdruckexpanders erleichtert. Der höhere Druck, der zur Abtrennung von CO2 verfügbar ist, reduziert auch die Grösse des CO2-Separators 44, wobei dadurch die Durchführbarkeit und die Wirtschaftlichkeit des CO2-Abtrennungsprozesses verbessert wird. Die Gesamteffizienz der Energieerzeugung und der CO2-Abtrennung wird weiter verbessert, indem Hochtemperaturmembranen verwendet werden, um CO2 abzutrennen.
[0021] Noch ein weiteres Verfahren, das zur Abtrennung von CO2aus dem ersten expandierten Abgas 38 verwendet wird, kann chemische Absorption von CO2 unter Verwendung von Aminen umfassen, ist jedoch nicht darauf beschränkt. Das erste expandierte Abgas 38 kann auf eine geeignete Temperatur abgekühlt werden, um chemische Absorption von Kohlendioxid unter Verwendung von Aminen zu verwenden. Dieses Verfahren basiert auf Alkanolaminen oder anderen Lösemitteln, die die Fähigkeit besitzen, Kohlendioxid bei verhältnismässig niedrigen Temperaturen zu absorbieren, und sich leicht durch Erhöhen der Temperatur der CO2-reichen Lösemittel regenerieren lassen. Ein kohlendioxidreicher Strom 110 wird nach der Regenerierung des CO2-reichen Lösemittels erhalten. Die Lösemittel, die bei diesem Verfahren verwendet werden, umfassen zum Beispiel Triethanolamin, Monoethanolamin, Diethanolamin, Diisopropanolamin, Diglykolamin und Methyldiethanolamin. Ein weiteres Verfahren zum Abtrennen von CO2kann physikalische Absorption sein. Es kann angemerkt werden, dass alle oder eine Kombination beliebiger der Verfahren, die vorstehend für die CO2-Abtrennung beschrieben sind, verwendet werden können, um CO2vorteilhaft abzutrennen.
[0022] Der Wärmeaustauscher 40 in dem CO2-Abtrennungssystem 28 ist typischerweise ein Gas-Gas-Wärmeaustauscher, der zwei gasförmige Ströme handhabt, und zwar den ersten expandierten Abgasstrom 38 und den CO2-armen Strom 46. Das Volumen des ersten expandierten Abgasstroms 38 ist höher als das Volumen des CO2-armen Stroms 46, der aus dem CO2-Separator 44 kommt, während CO2 aus dem ersten expandierten Abgasstrom 38 in dem CO2-Separator 44 isoliert wird. Die Menge an Wärme, die von dem ersten expandierten Abgasstrom 38 in dem Wärmeaustauscher 40 abgegeben wird, kann daher nicht vollständig beim Erwärmen des CO2-armen Stroms 46 verwendet werden, und diese überschüssige Wärme kann verwendet werden, um das Lösemittel in dem CO2-Separator zu regenerieren, falls ein chemischer Adsorptionsprozess verwendet wird. In einigen Beispielen kann das CO2-Abtrennungssystem ferner ein Wasserentfernungssystem umfassen, um Feuchtigkeit aus dem ersten expandierten Abgas 38 zu entfernen, wobei dadurch das Volumen des CO2-armen Stroms 46 weiter reduziert wird. Durch das Einfügen der Wasserentfernungseinheit wird daher die überschüssige Wärme, die zur Lösemittelregenerierung zur Verfügung steht, erhöht. Aufgrund dieser effektiven Nutzung der überschüssigen Wärme aus dem Wärmeaustauscher 40 wird die Gesamteffizienz des Energieerzeugungssystems 10 erhöht.
[0023] Beispielsweise wird das Oxidationsmittel 24 während des Betriebs auf etwa 2 bis etwa 10 bar in dem ersten Niederdruckkompressor 14 verdichtet und in einem ersten Zwischenkühler 17 abgekühlt. Das Grundprinzip des Zwischenkühlens innerhalb der Verdichtung umfasst das teilweise Verdichten des Gases und dann dessen Abkühlen, bevor die letzte Verdichtung auf den gewünschten Druck ausgeführt wird, zum Beispiel im Hochdruckkompressor 16. Auf diese Weise wird die Verdichtungsarbeit reduziert und somit die Leistung des Kreisprozesses erhöht. Da die existierenden Gasturbinen der leichten Bauart Zwischenkühler umfassen, die zwischen den Verdichtungsstufen angeordnet sind, sind keine weiteren Veränderungen der Turbinenkonstruktion erforderlich, um die Zwischenkühler in derartige Systeme zu inkorporieren. In ähnlicher Weise ist ein zweiter Zwischenkühler 104 zwischen dem zweiten Niederdruckkompressor 68 und dem zweiten Hochdruckkompressor 70 angeordnet, um das verdichtete zweite endgültige Abgas 102 abzukühlen.
[0024] Das erste Turbinensystem 11 umfasst ferner einen ersten Abhitzedampferzeuger (hierin nachstehend HRSG) 54. Der erste HRSG 54 ist ausgelegt, den Wärmeinhalt des ersten endgültigen Abgases 52 aus dem ersten Expansionsabschnitt 18 zu verwenden, um einen ersten Teil des Dampfes 56 und ein gekühltes erstes endgültiges Abgas 60 zu erzeugen. Bei einer hohen CO2-Abtrennungsrate im CO2-Separator 44 ist das gekühlte endgültige Abgas 60, das in die Atmosphäre freigesetzt wird, im Wesentlichen frei von CO2, da das CO2-Abtrennungssystem 28 ausgelegt ist, den CO2-Gehalt des heissen Rauchgases 31, das in der ersten Verbrennungskammer 22 erzeugt wird, abzutrennen. Dieser erste Teil des Dampfes 56, der in dem ersten HRSG 54 erzeugt wird, wird anschliessend in einem Dampfkreislauf, wie in Fig. 1 gezeigt, verwendet. In ähnlicher Weise umfasst das zweite Turbinensystem 62 typischerweise einen zweiten Abhitzedampferzeuger (hierin nachstehend HRSG) 90. Der zweite endgültige Abgasstrom 88, der in dem zweiten Turbinensystem 62 erzeugt wird, kann in den zweiten HRSG 90 eingebracht werden. In diesem Beispiel ist der zweite HRSG 90 im Allgemeinen ein HRSG mit geschlossenem Kreislauf, wobei typischerweise kein Strom in die Atmosphäre abgelassen wird. Der Wärmeinhalt des zweiten endgültigen Abgasstroms 88 kann durch einen Wasserstrom 94, um einen zweiten Teil des Dampfes 92 zu produzieren, zurückgewonnen werden. Der erste Teil des Dampfes 56, der in dem ersten HRSG 54 erzeugt wird, und der zweite Teil des Dampfes 92, der in dem zweiten HRSG 90 produziert wird, können in einer Dampfturbine (nicht gezeigt) verwendet werden, um elektrische Energie zu produzieren. Anstelle der gezeigten HRSGs können andere nachgeschaltete Wärmerückgewinnungsverfahren alternativ angewandt werden.
[0025] In den verschiedenen Beispielen der Energieerzeugungssysteme, die hierin beschrieben sind, ist das Oxidationsmittel Umgebungsluft. Es versteht sich, dass das verdichtete Oxidationsmittel aus dem ersten Kompressorabschnitt 12 ein beliebiges anderes geeignetes Gas, das Sauerstoff enthält, wie zum Beispiel sauerstoffreiche Luft, sauerstoffangereicherte Luft und/oder reiner Sauerstoff, umfassen kann.
[0026] Der erste und zweite Brennstoffstrom 26 und 82 kann ein beliebiges Kohlenwasserstoffgas oder eine beliebige Kohlenwasserstoffflüssigkeit, wie Erdgas, Methan, Naphtha, Butan, Propan, Synthesegas, Diesel, Kerosin, Flugkraftstoff, Brennstoff aus Kohle, Biobrennstoff, sauerstoffangereicherter Kohlenwasserstoff-Rohstoff und Mischungen davon und so weiter, umfassen. In einem Beispiel ist der Brennstoff hauptsächlich Erdgas (NG), und daher können das erste heisse Rauchgas 31 aus der ersten Verbrennungskammer 22 und das zweite heisse Rauchgas 73 aus der zweiten Verbrennungskammer 72 Wasser, Kohlendioxid (CO2), Kohlenmonoxid (CO), Stickstoff (N2), unverbrannten Brennstoff und andere Verbindungen umfassen.
[0027] Der gekühlte zweite endgültige Abgasstrom 96 aus dem zweiten HRSG 90 wird im Allgemeinen in einen Abgaskühler oder Feuchtigkeitsseparator 98 eingebracht, um das Wasser, das in dem Verbrennungsprozess in der zweiten Verbrennungskammer 72 gebildet wird, abzutrennen. Der Abgaskühler 98 kann verwendet werden, um die Eintrittsbedingungen, insbesondere die Temperatur, des Kompressors 68 zu steuern. Der Austrittsstrom 100 aus dem Feuchtigkeitsseparator 98 umfasst typischerweise mindestens CO2 und N2. Der Austrittsstrom 100 wird im Allgemeinen in dem zweiten Kompressorabschnitt 64 verdichtet, um einen verdichteten Strom 102 zu erzeugen. Im Betrieb kann während der Anfangsphase des Betriebs nach dem Inbetriebsetzen die Konzentration von CO2 in dem verdichteten Strom 102 unwesentlich sein, und der gesamte Strom 102 kann daher zurück in die zweite Verbrennungskammer 72 als ein Kreislaufstrom 71 zusammen mit dem zweiten Teil des verdichteten Oxidationsmittels 36 geführt werden. Diese Kreislaufführung erhöht im Allgemeinen die CO2-Konzentration in dem verdichteten Strom 102. Wenn die CO2-Konzentration in dem verdichteten Strom 102 ein gewünschtes Niveau erreicht, kann ein Teilstrom 84 in den ersten Hochdruckkompressor 16 eingebracht werden. Eine Steuerventilkonfiguration (nicht gezeigt) kann eingesetzt werden, um die Abzweigung und Einbringung des Teilstroms 84 in die erste Verbrennungskammer 22 zu erleichtern. Zum Beispiel kann ein Steuerventil an der Rohrleitung, die den Teilstrom befördert, angeordnet und das Betreiben des Steuerventils mit einem Online-Gerät oder Sensor, der die Konzentration von CO2in dem verdichteten Strom 102 misst, verbunden sein. Die CO2-Konzentration in dem ersten heissen Rauchgas 31, das aus der ersten Verbrennungskammer 22 austritt, wird daher durch Erhöhen der Konzentration von CO2 in dem zweiten Turbinensystem durch Steuern des Kreislaufstroms 71 und des Teilstroms 84 maximiert.
[0028] Wie in Fig. 1 dargestellt, kann eine beträchtliche Kohlendioxidisolation erreicht werden. Im Fall von grossen CO2-Separatoren 44 wird das erste endgültige Abgas 52, das von der ersten Verbrennungskammer 22 erzeugt wird, im Wesentlichen von Kohlendioxid gereinigt, und der gekühlte erste endgültige Abgasstrom 60, der in die Atmosphäre abgelassen wird, setzt typischerweise beträchtlich reduzierte Mengen von Kohlendioxid frei, verglichen mit vergleichbarer Technologie ohne CO2-Abscheidung. Das Kohlendioxid, das in der zweiten Verbrennungskammer 72 produziert wird, kann in dem Kreislaufstrom 71 konzentriert werden. Der CO2-Gehalt in dem Teilstrom 84 zusammen mit dem CO2, das in der ersten Verbrennungskammer 22 erzeugt wird, wird in dem CO2-Abtrennungssystem 28 abgetrennt, und der CO2-Strom 110 kann seguestriert oder in Abhängigkeit von der Nachfrage nach Kohlendioxid auf dem Handelsmarkt verkauft werden. Der CO2-reiche Strom 110, der in dem CO2-Abtrennungssystem erzeugt wird, kann in einem Kompressor 112 verdichtet werden, bevor er zur weiteren Verwendung verteilt wird.
[0029] Fig. 2 veranschaulicht ein weiteres beispielhaftes Energieerzeugungssystem 140, wobei die zwei Turbinensysteme 11, 62 durch einen gemeinsamen Zwischenkühler 146 zwischen den Kompressorabschnitten 12, 64 verbunden sind. Das beispielhafte Energieerzeugungssystem 140 umfasst den gemeinsamen Zwischenkühler 146, der mit dem ersten Kompressorabschnitt 12 und dem zweiten Kompressorabschnitt 64 fluidgekoppelt ist. Ein Strom von verdichtetem Oxidationsmittel 142 aus dem ersten Niederdruckkompressor 14 wird zusammen mit dem Teilstrom 148 aus dem zweiten Niederdruckkompressor 68 gemischt und in den gemeinsamen Zwischenkühler 146 eingebracht. Der gemeinsame Zwischenkühler 146 ist ausgelegt, das verdichtete Oxidationsmittel 142 und den Teilstrom 148 abzukühlen und einen ersten gemischten Strom 144, der in den ersten Hochdruckkompressor 16 eingebracht wird, und einen zweiten gemischten Strom 150, der in den zweiten Hochdruckkompressor 70 eingebracht wird, zu erzeugen. Der erste Hochdruckkompressor 16 erzeugt einen ersten verdichteten gemischten Strom 34, der in die erste Verbrennungskammer 22 eingebracht wird, und der zweite Hochdruckkompressor 70 erzeugt einen zweiten verdichteten gemischten Strom oder den Kreislaufstrom 71, der in die zweite Verbrennungskammer 72 eingebracht wird. In einigen Beispielen kann die Wärme, die von den Zwischenkühlern freigesetzt wird, verwendet werden, um den CO2-Abtrennungsprozess, zum Beispiel die CO2-Entfernung mit Hilfe von Aminen, zu betreiben, oder für einen anderen Wärmerückgewinnungszyklus, zum Beispiel einen organischen Rankine-Zyklus.
[0030] Das Energieerzeugungssystem, das in den vorhergehenden Abschnitten beschrieben ist, verwendet vorteilhafterweise die Positionierung des CO2-Abtrennungssystems, um das CO2, das in dem Verbrennungsprozess erzeugt wird, effektiv abzutrennen. Wie in Fig. 1gezeigt, wird das CO2 nach der Verbrennung entfernt, oder insbesondere aus dem Rauchgas bei einem Druck in der Mitte des Gasturbinenexpanders extrahiert. Es ist vorteilhaft, das CO2 aus einem unter Druck stehenden Rauchgas zu entfernen, da die treibenden Kräfte für die Abtrennung zunehmen und die Grösse der Ausrüstung und die Kosten abnehmen. Je höher der Extraktionsdruck des Rauchgases, desto höher ist jedoch seine Extraktionstemperatur. Aufgrund von Materialbeschränkungen ist es vorteilhaft, das CO2-Abtrennungssystem 28 bei reduzierten Temperaturen von etwa 700 °C bis etwa 1000 °C, verglichen mit dem Auslass der Verbrennungsanlage, in Abhängigkeit von der Temperatur des Fluids 38, zu konzipieren. Obwohl der Druck, der in dem heissen Rauchgas 31 unmittelbar nach der Verbrennungskammer 22 verfügbar ist, höher ist als der Druck des ersten expandierten Abgases 38, ist die Abwägung für die Positionierung des CO2-Abtrennungssystems in der Mitte des Expansionsweges die hohe Temperatur von etwa 1300 °C des heissen Rauchgases 31. In Gasturbinen der leichten Bauart, wie in Fig. 1 gezeigt, führen mehrere Verdichtungs- und Expansionsstufen zu einem hohen Verdichtungsverhältnis. Da der Druck, der in dem Kompressorabschnitt erzeugt wird, im Wesentlichen hoch ist, ist daher der Druck, der in der Mitte des Expanderabschnitts verfügbar ist, hinreichend hoch, um ein kostengünstiges und effizientes CO2-Abtrennungssystem zu entwickeln.
[0031] Die Energieerzeugungssysteme, die in den vorstehenden Abschnitten beschrieben sind, verbinden auch vorteilhafterweise die zwei Turbinensysteme, wie in den Fig. 1–2gezeigt. Die Gasturbinen sind durch das Extrahieren der Arbeitsmedien nach den Niederdruckkompressoren verbunden, vorzugsweise nachdem sie in einem gemeinsamen Zwischenkühler (Fig. 2) oder separaten Zwischenkühlern (Fig. 1) abgekühlt wurden. In den existierenden Gasturbinen der leichten Bauart existieren die Öffnungen für die Extraktion und Wiedereinspeisung der Arbeitsmedien in der Mitte des Verdichtungsweges bereits, wobei die Öffnungen verwendet werden können, um die Modifikationen beträchtlich zu reduzieren, die an den Turbinen erforderlich sind, um das Verbinden der zwei Turbinensysteme, wie in den Fig. 1–2gezeigt, zu inkorporieren. Das Verbinden der Turbinensysteme bei moderaten Drücken und niedrigen Temperaturen (die in der Mitte des Verdichtungsweges verfügbar sind) minimiert die Effizienzverluste und den Bedarf an teuren Materialien aufgrund der moderaten Fluidtemperaturen.
[0032] Wie in Fig. 2 gezeigt, fördert das Mischen des Oxidationsmittels und des Teilstroms vor der fortgesetzten Verdichtung in den Hochdruckkompressoren einen besseren Mischprozess. Das Erfordernis einer beliebigen zusätzlichen Mischvorrichtung wird daher vermieden, wobei die Mischvorrichtung typischerweise so gestaltet ist, dass sie eine homogene Zusammensetzung und Temperatur der Arbeitsmedien fördert und die Auswirkung des Fluidübergangs zwischen den Gasturbinen auf die Kompressorleistung minimiert.
[0033] Fig. 3 veranschaulicht ein beispielhaftes, nicht beanspruchtes Energieerzeugungssystem 160 zur prinzipiellen Erläuterung, wobei ein CO2-Abtrennungssystem 162 in der Mitte zwischen den Verdichtungsstufen des ersten und zweiten Turbinensystems angeordnet ist. Wie in Fig. 3gezeigt, ist das CO2-Abtrennungssystem 162 zwischen dem ersten Kompressorabschnitt 12 und dem zweiten Kompressorabschnitt 64 angeordnet. Das CO2-Abtrennungssystem 162 ist ausgelegt, den Teilstrom 174 aus dem zweiten Zwischenkühler 104 aufzunehmen und einen CO2-armen Strom 168 und einen CO2-reichen Strom 176 zu erzeugen. Ein erster Teil des Oxidationsmittels 164 aus dem ersten Zwischenkühler 17 wird mit dem CO2-armen Strom 168 gemischt und in den ersten Hochdruckkompressor 16 eingebracht, um den ersten verdichteten gemischten Strom 34 zu erzeugen. Ein zweiter Teil des Oxidationsmittels 166 aus dem ersten Zwischenkühler 17 wird mit einem zweiten Teilstrom 106 aus dem zweiten Zwischenkühler 104 gemischt und in den zweiten Hochdruckkompressor 70 eingebracht, um einen zweiten gemischten verdichteten Strom oder Kreislaufstrom 71 zu erzeugen. Die Zwischenkühler 17 und 104 können gegebenenfalls auch direkt vor den Eintrittsöffnungen der entsprechenden Hochdruckkompressoren 16 und 70 platziert werden.
[0034] Das CO2-Abtrennungssystem 162 umfasst einen CO2-Separator 170, um den CO2-reichen Strom 176 und den CO2-armen Strom 168 zu erzeugen. Das Abtrennen von CO2 aus dem Teilstrom 174 hat verschiedene Vorteile. Der Druck, der am Auslass des Niederdruckkompressors 68 verfügbar ist, ist ausreichend, um einen kostengünstigen und effizienten CO2-Separator zu entwickeln. Das Volumen des Teilstroms 174, das in das CO2-Abtrennungssystem geschickt wird, ist verhältnismässig kleiner. Die Kapitalkosten für die Installation des CO2-Abtrennungssystems 162 in der Mitte der Kompressorabschnitte erfordert daher weniger Kapitalkosten verglichen mit den CO2-Abtrennungssystemen, die in den Fig. 1–2gezeigt sind. Des Weiteren können vor dem Mischen des frischen Oxidationsmittelstroms 164 mit dem CO2-reichen zweiten Teilstrom 106 beide Ströme vorteilhafterweise unter Verwendung des ersten Zwischenkühlers 17 bzw. des zweiten Zwischenkühlers 104 gekühlt werden. Die Wärme, die von den Zwischenkühlern ausgestossen wird, kann verwendet werden, um die Effizienz der Wärmerückgewinnungssysteme, zum Beispiel Dampfproduktion, zu steigern oder den CO2-Abtrennungsprozess zu betreiben. Der zweite Zwischenkühler 104 kann ebenfalls verwendet werden, um den Teilstrom 174 auf die Arbeitstemperatur des CO2-Separators 44 abzukühlen.
[0035] Fig. 4 veranschaulicht ein weiteres beispielhaftes, nicht beanspruchtes Energieerzeugungssystem 200 zur prinzipiellen Erläuterung, wobei das CO2-Abtrennungssystem 162 in der Mitte zwischen den Verdichtungsstufen des ersten und zweiten Turbinensystems angeordnet ist. Das beispielhafte Energieerzeugungssystem 200 umfasst einen gemeinsamen Zwischenkühler 201, der zwischen dem CO2-Abtrennungssystem 162 und dem ersten Kompressorabschnitt 12 angeordnet ist. Das CO2-arme Gas 206 aus dem CO2-Abtrennungssystem 162 wird mit dem verdichteten Oxidationsmittelstrom 202 aus dem ersten Niederdruckkompressor 14 gemischt und in den gemeinsamen Zwischenkühler 201 eingebracht. Der gekühlte gemischte Strom, der aus dem gemeinsamen Zwischenkühler 201 austritt, wird aufgespalten, und ein erster gemischter Strom 210 wird in den ersten Hochdruckkompressor 16 gesandt, und der zweite gemischte Strom 208 wird in den zweiten Hochdruckkompressor 70 gesandt. Die Verwendung eines gemeinsamen Zwischenkühlers reduziert die Kosten des Energieerzeugungssystems 200.
[0036] Alle Beispiele, die in den Fig. 1–4 veranschaulicht sind, können ferner eine Zwischenverbrennungsanlage (nicht gezeigt) umfassen, wobei die Zwischenverbrennungsanlage zwischen dem zweiten Hochdruckexpander 74 und dem zweiten Niederdruckexpander 76 angeordnet ist. Die Zwischenverbrennungsanlage hilft beim Erhöhen der Leistung, die bei einem gegebenen Verdichtungsverhältnis möglich ist. Die Temperatur des zweiten heissen Rauchgases 73 nimmt ab, nachdem es die Expansion in dem zweiten Hochdruckexpander 74 durchlaufen hat. Da ein Teil des zweiten expandierten Gases 75 in die Zwischenverbrennungsanlage gesandt wird, ist die Temperatur des Austrittsstroms von der Zwischenverbrennungsanlage aufgrund des Verbrennungsprozesses in der Zwischenverbrennungsanlage erhöht. Der heisse Austrittsstrom aus der Zwischenverbrennungsanlage wird in den Niederdruckexpander 76 zur weiteren Expansion eingebracht, um elektrische Energie zu erzeugen, und aufgrund dieses Temperaturanstiegs des Austrittsstroms der Zwischenverbrennungsanlage wird die Gesamtleistung gesteigert.
[0037] Der Energieerzeugungszyklus, der in den vorstehenden Abschnitten beschrieben ist, hat verschiedene Vorteile. Das CO2-Abtrennungssystem wird vorteilhafterweise zwischen dem Niederdruck- und dem Hochdruckexpander angeordnet, wie in den Fig. 1–2 gezeigt. Das erste expandierte Abgas aus dem Hochdruckexpander weist typischerweise eine reduzierte Temperatur auf, verglichen mit dem Verbrennungsanlagenauslass, zum Beispiel etwa 700 °C bis etwa 1000 °C, jedoch noch einen Druck, der hinreichend ist, um eine hohe Abtrennungseffizienz von CO2 in dem CO2-Separator bereitzustellen, falls ein Membranseparator oder ein PSA-Verfahren verwendet wird. Die Grösse und die Kapitalkosten für die Installation des CO2-Abtrennungssystems werden ebenfalls reduziert, da das erste expandierte Abgas einen hohen Druck von etwa 2 bar bis etwa 30 bar und eine reduzierte Temperatur, verglichen mit dem Verbrennungsanlagenauslass, aufweist. Das Energieerzeugungssystem, das hierin beschrieben ist, ist ausgelegt, eine wesentliche Isolation von CO2 zu erzielen, da das gesamte CO2, das von den Verbrennungskammern erzeugt wird, in das CO2-Abtrennungssystem eingebracht wird. In den Beispielen, bei denen zwei Turbinensysteme enthalten sind, werden die Verbrennungsprodukte aus dem zweiten Turbinensystem in einem geschlossenen Kreislauf rezirkuliert, wie oben beschrieben, um vor dem Einbringen in die erste Verbrennungskammer das optimale Konzentrationsniveau von CO2 aufzubauen. Daher ist das Abgas, das von einem derartigen Energieerzeugungssystem in die Atmosphäre freigesetzt wird, im Wesentlichen frei von CO2.
[0038] Die Positionierung des CO2-Abtrennungssystems in der Mitte des Verdichtungsweges, wie in Fig. 3 gezeigt, reduziert die Kapitalkosten des CO2-Abtrennungssystems, wie vorher beschrieben. Das CO2-Abtrennungssystem verwendet in diesem Beispiel auch vorteilhafterweise die Zwischenkühler, um den Teilstrom für eine effiziente CO2-Abtrennung abzukühlen, wobei dadurch die Gesamteffizienz des Energiezyklus erhöht wird.
[0039] Die Energieerzeugungssysteme, die vorstehend beschrieben sind, können die existierenden Ausführungen der Turbinen der leichten Bauart für die Extraktion und Wiedereinspeisung des Arbeitsmediums in der Mitte des Verdichtungsweges verwenden. Dies reduziert den Aufwand für die Neugestaltung und die Kosten der Turbinensysteme beträchtlich. Die Effizienz und die Wirksamkeit des Verbindens der zwei Turbinensysteme steigt aufgrund des Verbindens der Gasturbinen bei geringeren Drücken und Temperaturen, was zu reduzierten Materialkosten führt.
[0040] Die Energieerzeugungszyklen, die CO2-Abtrennung und -isolation integrieren, zeigen typischerweise eine wesentliche Reduktion (im Bereich von etwa 10%-Punkten) der Gesamtzykluseffizienz, verglichen mit einem Energiezyklus ohne CO2-Abtrennung. Die Energieerzeugungssysteme, die vorstehend beschrieben sind, zeigen jedoch eine viel kleinere Reduktion der Gesamtzykluseffizienz aus den folgenden Gründen: Die Positionierung des CO2-Abtrennungssystems in der Mitte des Expansionsabschnitts, wobei dadurch die Abtrennungseffizienz von CO2 erhöht wird, indem ein im Wesentlichen hoher Druck selbst am Auslass des Hochdruckexpanders verwendet wird, hilft, den Effizienzverlust bei Verwendung von CO2-Abscheidung innerhalb des Energiezyklus zu reduzieren. Des Weiteren erhöht die Verwendung einer Zwischenverbrennungsanlage und das Verwenden der überschüssigen Wärme, die in dem Gas-Gas-Austauscher erzeugt wird, in dem CO2-Abtrennungssystem weiter die Effizienz des Zyklus. Der Gesamtenergieverlust, der mit Energieerzeugungssystemen mit CO2-Abtrennung, die vorstehend beschrieben sind, verbunden ist, ist daher weitaus geringer als bei herkömmlichen Energiezyklen mit CO2-Abtrennung.
[0041] Obwohl nur bestimmte Merkmale der Erfindung hierin veranschaulicht und beschrieben worden sind, werden dem Fachmann im Rahmen der Patentansprüche viele Modifikationen und Veränderungen einfallen. Es versteht sich daher, dass die angehängten Ansprüche dazu gedacht sind, alle derartigen Modfikationen und Veränderungen, die in den wahren Erfindungsgedanken fallen, einzuschliessen.
[0042] Wortliste für die Abkürzungen in den Fig. 1–4
<tb>HX<sep>= Wärmeaustauscher
<tb>LPC<sep>= Niederdruckkompressor
<tb>HPC<sep>= Hochdruckkompressor
<tb>IC<sep>= Zwischenkühler
<tb>cb<sep>= Verbrennungskammer
<tb>HPT<sep>= Hochdruckexpander
<tb>LPT<sep>= Niederdruckexpander
<tb>G<sep>= Generator
<tb>HRSG<sep>= Abhitzedampferzeuger
Claims (10)
1. Energieerzeugungssystem (10), umfassend:
ein erstes Turbinensystem (11), umfassend:
einen ersten Kompressorabschnitt (12), der mindestens zwei Stufen umfasst, wobei die mindestens zwei Stufen einen ersten Niederdruckkompressor (14) und einen ersten Hochdruckkompressor (16) umfassen, welche fluidgekoppelt sind, wobei der erste Kompressorabschnitt (12) ausgelegt ist, einen ersten Teil eines verdichteten Oxidationsmittels (34) und einen zweiten Teil eines verdichteten Oxidationsmittels (36) bereitzustellen;
eine erste Verbrennungskammer (22), die ausgelegt ist, den ersten Teil des verdichteten Oxidationsmittels (34) und einen ersten Brennstoffstrom (26), der kohlenstoffbasierende Brennstoffe umfasst, zu verbrennen und ein erstes heisses Rauchgas (31) zu erzeugen;
einen ersten Expansionsabschnitt (18) mit einer Eintrittsöffnung zum Aufnehmen des ersten heissen Rauchgases (31), der mindestens zwei Stufen umfasst, wobei die mindestens zwei Stufen einen ersten Hochdruckexpander (20) umfassen, der ausgelegt ist, ein erstes expandiertes Abgas (38) zu erzeugen, das reich an CO2 ist, wobei der erste Hochdruckexpander (20) fluidgekoppelt ist mit einem ersten Niederdruckexpander (22), der ausgelegt ist, ein erstes endgültiges Abgas (52) und elektrische Energie zu erzeugen; und
ein CO2-Abtrennungssystem (28), das fluidgekoppelt ist mit dem Hochdruckexpander (20), das ausgelegt ist, das erste expandierte Abgas (38) aus dem ersten Hochdruckexpander (20) aufzunehmen und ein CO2-armes Gas (48) bereitzustellen und dann in den ersten Niederdruckexpander (22) einzuspeisen; und
ein zweites Turbinensystem (62), umfassend:
einen zweiten Kompressorabschnitt (64), der mindestens zwei Stufen umfasst, wobei die mindestens zwei Stufen einen zweiten Niederdruckkompressor (68) umfassen, der mit einem zweiten Hochdruckkompressor (70) fluidgekoppelt ist, wobei der Hochdruckkompressor (70) ausgelegt ist, den zweiten Teil des verdichteten Oxidationsmittels (36) aufzunehmen;
eine zweite Verbrennungskammer (72), die ausgelegt ist, einen zweiten Brennstoffstrom (82), der kohlenstoffbasierende Brennstoffe umfasst, zu verbrennen und ein zweites heisses Rauchgas (73) zu erzeugen; und
einen zweiten Expansionsabschnitt (66), der ausgelegt ist, das zweite heisse Rauchgas (73) aufzunehmen und ein zweites endgültiges Abgas (88) und elektrische Energie zu erzeugen;
wobei der zweite Kompressorabschnitt (64) ausgelegt ist, das zweite endgültige Abgas (88), das Kohlendioxid umfasst, aufzunehmen und einen Kreislaufstrom (71) aus dem zweiten Hochdruckkompressor (70) in die zweite Verbrennungskammer (72) und einen Teilstrom (84) aus dem zweiten Niederdruckkompressor (68) in den ersten Hochdruckkompressor (16) zu fördern.
2. Energieerzeugungssystem nach Anspruch 1, wobei das CO2-Abtrennungssystem (28) einen Wärmeaustauscher (40), der ausgelegt ist, Wärme aus dem ersten expandierten Abgas (38) zurückzugewinnen und ein gekühltes erstes expandiertes Abgas (42) zu erzeugen, und einen Kohlendioxidseparator (44), der ausgelegt ist, das erste expandierte Abgas (42) aufzunehmen und einen kohlendioxidarmen Strom (46) zu erzeugen, umfasst.
3. Energieerzeugungssystem nach Anspruch 2, wobei der Wärmeaustauscher (40) einen Kreuzaustauscher umfasst, der ausgelegt ist, Wärme aus dem ersten expandierten Abgas (38) zurückzugewinnen, im Austausch mit dem kohlendioxidarmen Strom (46) aus dem Kohlendioxidseparator (44).
4. Energieerzeugungssystem nach Anspruch 2 oder 3, wobei der Kohlendioxidseparator (44) eine Membraneinheit umfasst.
5. Energieerzeugungssystem nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der erste und zweite Brennstoffstrom (26, 82) Erdgas umfasst.
6. Energieerzeugungssystem nach einem der vorhergehenden Ansprüche, das ferner einen ersten Abhitzedampferzeuger (54), der ausgelegt ist, die Wärme aus dem ersten endgültigen Abgas (52) zurückzugewinnen und einen ersten Teil des Dampfes (56) zu erzeugen, und einen zweiten Abhitzedampferzeuger (90), der ausgelegt ist, Wärme aus dem zweiten endgültigen Abgas (88) zurückzugewinnen und einen zweiten Teil des Dampfes (92) zu erzeugen, umfasst.
7. Energieerzeugungssystem nach einem der vorhergehenden Ansprüche, das ferner mindestens einen Zwischenkühler umfasst.
8. Energieerzeugungssystem nach Anspruch 7, wobei der mindestens eine Zwischenkühler einen gemeinsamen Zwischenkühler (146) umfasst, der zwischen dem ersten Kompressorabschnitt (12) und dem zweiten Kompressorabschnitt (64) angeordnet und mit dem ersten und zweiten Niederdruckkompressor (14, 68) und dem ersten und zweiten Hochdruckkompressor (16, 70) fluidgekoppelt ist.
9. Energieerzeugungssystem nach Anspruch 7, wobei der mindestens eine Zwischenkühler einen ersten Zwischenkühler (17), der zwischen dem ersten Niederdruckkompressor (14) und dem ersten Hochdruckkompressor (16) angeordnet ist, und einen zweiten Zwischenkühler (104), der zwischen dem zweiten Niederdruckkompressor (68) und dem zweiten Hochdruckkompressor (70) angeordnet ist, umfasst.
10. Energieerzeugungssystem nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das erste endgültige Abgas (52) im Wesentlichen frei von CO2 ist.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/557,250 US7739864B2 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CH702225B1 true CH702225B1 (de) | 2011-05-31 |
Family
ID=39271174
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CH01700/07A CH702225B1 (de) | 2006-11-07 | 2007-11-01 | Energieerzeugungssystem. |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7739864B2 (de) |
| JP (1) | JP5043602B2 (de) |
| CN (1) | CN101187338B (de) |
| CH (1) | CH702225B1 (de) |
| DE (1) | DE102007050783A1 (de) |
Families Citing this family (133)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1795725B1 (de) * | 2005-10-12 | 2011-01-19 | Alstom Technology Ltd | Gasturbine mit geregelter Luftkühlung |
| EP2002185B8 (de) * | 2006-03-31 | 2016-09-14 | General Electric Technology GmbH | Brennstofflanze für eine gasturbinenanlage sowie ein verfahren zum betrieb einer brennstofflanze |
| US7895822B2 (en) * | 2006-11-07 | 2011-03-01 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
| US7921633B2 (en) * | 2006-11-21 | 2011-04-12 | Siemens Energy, Inc. | System and method employing direct gasification for power generation |
| US7866140B2 (en) * | 2007-12-14 | 2011-01-11 | General Electric Company | Control system for an EGR purge system |
| MY153097A (en) | 2008-03-28 | 2014-12-31 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| MY156350A (en) | 2008-03-28 | 2016-02-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| US20090301054A1 (en) * | 2008-06-04 | 2009-12-10 | Simpson Stanley F | Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat |
| BRPI0920139A2 (pt) | 2008-10-14 | 2015-12-22 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistema de combustão, método de controle de combustão, e, sistema de combustor. |
| EP2248999A1 (de) * | 2008-12-24 | 2010-11-10 | Alstom Technology Ltd | Kraftwerk mit CO2-Abscheidung |
| DE102009016015A1 (de) | 2009-04-02 | 2010-10-07 | Forschungszentrum Jülich GmbH | Vorrichtung und Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid (CO2) aus dem Rauchgas einer Feuerungsanlage nach der Energieumwandlung |
| CA2764450C (en) | 2009-06-05 | 2018-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combustor systems and methods for using same |
| US8327651B2 (en) * | 2009-07-07 | 2012-12-11 | Hamilton Sundstrand Corporation | Transcritical fluid cooling for aerospace applications |
| US8434308B2 (en) * | 2009-09-15 | 2013-05-07 | General Electric Company | Heat pipes for transferring heat to an organic rankine cycle evaporator |
| US8459030B2 (en) * | 2009-09-30 | 2013-06-11 | General Electric Company | Heat engine and method for operating the same |
| US8341964B2 (en) * | 2009-10-27 | 2013-01-01 | General Electric Company | System and method of using a compressed air storage system with a gas turbine |
| 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 |
| US20110162380A1 (en) * | 2010-01-04 | 2011-07-07 | General Electric Company | Method to increase net plant output of a derated igcc plant |
| US20110265445A1 (en) * | 2010-04-30 | 2011-11-03 | General Electric Company | Method for Reducing CO2 Emissions in a Combustion Stream and Industrial Plants Utilizing the Same |
| JP4634538B1 (ja) * | 2010-05-27 | 2011-02-16 | 住友商事株式会社 | ハイブリッド火力発電システム及びその建造方法 |
| US9003761B2 (en) * | 2010-05-28 | 2015-04-14 | General Electric Company | System and method for exhaust gas use in gas turbine engines |
| MY160832A (en) | 2010-07-02 | 2017-03-31 | Exxonmobil Upstream Res Co | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler |
| AU2011271636B2 (en) | 2010-07-02 | 2016-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation systems and methods |
| CA2801494C (en) | 2010-07-02 | 2018-04-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation |
| EA029301B1 (ru) | 2010-07-02 | 2018-03-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Интегрированные системы для получения со(варианты) и способ производства электроэнергии |
| 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 |
| US20120023892A1 (en) * | 2010-07-30 | 2012-02-02 | General Electric Company | Systems and methods for co2 capture |
| US20120023947A1 (en) * | 2010-07-30 | 2012-02-02 | General Electric Company | Systems and methods for co2 capture |
| CN105736150B (zh) * | 2010-08-06 | 2018-03-06 | 埃克森美孚上游研究公司 | 优化化学计量燃烧的系统和方法 |
| WO2012018458A1 (en) | 2010-08-06 | 2012-02-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for exhaust gas extraction |
| TWI678465B (zh) * | 2010-08-31 | 2019-12-01 | 美商八河資本有限公司 | 使用二氧化碳循環工作液體高效率發電系統及方法 |
| JP2013540229A (ja) * | 2010-10-05 | 2013-10-31 | アルストム テクノロジー リミテッド | Ｃｏ２捕捉を備えたコンバインドサイクル発電所及びこれを運転する方法 |
| US9103285B2 (en) * | 2011-01-03 | 2015-08-11 | General Electric Company | Purge system, system including a purge system, and purge method |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| GB201106410D0 (en) * | 2011-04-15 | 2011-06-01 | Doosan Power Systems Ltd | Turbine system |
| US8671659B2 (en) | 2011-04-29 | 2014-03-18 | General Electric Company | Systems and methods for power generation using oxy-fuel combustion |
| EP2747871B1 (de) * | 2011-07-02 | 2017-06-21 | Inventys Thermal Technologies Inc. | System und verfahren zur integrierten adsorbierenden gasabscheidung von verbrennungsabgasen |
| DE102011110213A1 (de) * | 2011-08-16 | 2013-02-21 | Thyssenkrupp Uhde Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Rückführung von Abgas aus einer Gasturbine mit nachfolgendem Abhitzekessel |
| US8713947B2 (en) | 2011-08-25 | 2014-05-06 | General Electric Company | Power plant with gas separation system |
| US8347600B2 (en) | 2011-08-25 | 2013-01-08 | 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 |
| 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 |
| US9127598B2 (en) | 2011-08-25 | 2015-09-08 | General Electric Company | Control method for stoichiometric exhaust gas recirculation power plant |
| US8453461B2 (en) | 2011-08-25 | 2013-06-04 | 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 |
| US8205455B2 (en) | 2011-08-25 | 2012-06-26 | 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 |
| CN102900535A (zh) * | 2011-09-08 | 2013-01-30 | 摩尔动力(北京)技术股份有限公司 | 涡轮增压燃气轮机 |
| EP2584166A1 (de) * | 2011-10-17 | 2013-04-24 | Alstom Technology Ltd | Kraftwerk und Verfahren zur Nachrüstung |
| US20130133337A1 (en) * | 2011-11-30 | 2013-05-30 | General Electric Company | Hydrogen assisted oxy-fuel combustion |
| US9284231B2 (en) * | 2011-12-16 | 2016-03-15 | General Electric Company | Hydrocarbon film protected refractory carbide components and use |
| CA2858631C (en) * | 2011-12-19 | 2017-01-10 | Alstom Technology Ltd. | Control of the gas composition in a gas turbine power plant with flue gas recirculation |
| CN104428490B (zh) | 2011-12-20 | 2018-06-05 | 埃克森美孚上游研究公司 | 提高的煤层甲烷生产 |
| US9890707B2 (en) * | 2012-04-02 | 2018-02-13 | Powerphase Llc | Gas turbine efficiency and regulation speed improvements using supplementary air system continuous and storage systems and methods of using the same |
| 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 |
| 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 |
| WO2014055717A1 (en) | 2012-10-04 | 2014-04-10 | Kraft Robert J | Aero boost - gas turbine energy supplementing systems and efficient inlet cooling and heating, and methods of making and using the same |
| US9388737B2 (en) * | 2012-10-04 | 2016-07-12 | Powerphase Llc | Aero boost—gas turbine energy supplementing systems and efficient inlet cooling and heating, and methods of making and using the same |
| WO2014066276A2 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Kraft Robert J | Gas turbine energy supplementing systems and heating systems, and methods of making and using the same |
| US9869279B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-01-16 | General Electric Company | System and method for a multi-wall turbine combustor |
| US10100741B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-16 | General Electric Company | System and method for diffusion combustion with oxidant-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| 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 |
| 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 |
| US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US10107495B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-23 | General Electric Company | Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent |
| US9631815B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| 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 |
| CN103775209A (zh) * | 2013-02-01 | 2014-05-07 | 摩尔动力(北京)技术股份有限公司 | 增压叶轮发动机 |
| 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 |
| RU2637609C2 (ru) | 2013-02-28 | 2017-12-05 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система и способ для камеры сгорания турбины |
| 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 |
| WO2014137648A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-12 | 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 |
| US20140250945A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Richard A. Huntington | Carbon Dioxide Recovery |
| US20140331686A1 (en) * | 2013-05-08 | 2014-11-13 | Bechtel Power Corporation | Gas turbine combined cycle system |
| US20140374109A1 (en) * | 2013-06-21 | 2014-12-25 | Robert D. Denton | Enhanced Carbon Dioxide Capture in a Combined Cycle Plant |
| NO20130881A1 (no) | 2013-06-25 | 2014-12-26 | Sargas As | Forbedringer ved gassturbinanlegg med CO2 fangst |
| US9631542B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US9504957B2 (en) | 2014-01-06 | 2016-11-29 | University Of Kentucky Research Foundation | Flue gas desulfurization apparatus |
| US9957284B2 (en) | 2014-01-10 | 2018-05-01 | University Of Kentucky Research Foundation | Method of increasing mass transfer rate of acid gas scrubbing solvents |
| US10227920B2 (en) | 2014-01-15 | 2019-03-12 | General Electric Company | Gas turbine oxidant separation system |
| US9915200B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-03-13 | General Electric Company | System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation |
| US9863267B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-01-09 | General Electric Company | System and method of control for a gas turbine engine |
| US10079564B2 (en) | 2014-01-27 | 2018-09-18 | General Electric Company | System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10047633B2 (en) | 2014-05-16 | 2018-08-14 | General Electric Company | Bearing housing |
| US10060359B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-08-28 | General Electric Company | Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| 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 |
| 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 |
| US20160237904A1 (en) * | 2015-02-13 | 2016-08-18 | General Electric Company | Systems and methods for controlling an inlet air temperature of an intercooled gas turbine engine |
| 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 |
| US9822670B2 (en) * | 2015-03-19 | 2017-11-21 | General Electric Company | Power generation system having compressor creating excess air flow and turbo-expander for cooling inlet air |
| US10024197B2 (en) * | 2015-03-19 | 2018-07-17 | General Electric Company | Power generation system having compressor creating excess air flow and turbo-expander using same |
| US9828887B2 (en) | 2015-03-19 | 2017-11-28 | General Electric Company | Power generation system having compressor creating excess air flow and turbo-expander to increase turbine exhaust gas mass flow |
| US9863284B2 (en) | 2015-03-19 | 2018-01-09 | General Electric Company | Power generation system having compressor creating excess air flow and cooling fluid injection therefor |
| US20160273393A1 (en) * | 2015-03-19 | 2016-09-22 | General Electric Company | Power generation system having compressor creating excess air flow |
| US11578652B2 (en) * | 2019-08-12 | 2023-02-14 | Enexor Energy, Llc | Combined heat and power system and method of operation |
| GB201917011D0 (en) * | 2019-11-22 | 2020-01-08 | Rolls Royce Plc | Power generation system with carbon capture |
| US11795872B2 (en) | 2020-02-14 | 2023-10-24 | Rtx Corporation | Engine and secondary power unit integrated operation |
| CN112392597A (zh) * | 2020-11-17 | 2021-02-23 | 哈尔滨工程大学 | 一种核动力发动机装置 |
| NO348066B1 (en) * | 2021-06-24 | 2024-07-15 | Co2 Capsol As | Method and plant for CO2 capture |
| EP4414545A1 (de) * | 2023-02-08 | 2024-08-14 | Linde GmbH | Verfahren zum betreiben einer gasturbine mit co2-abtrennung |
| AU2024259579A1 (en) | 2023-04-21 | 2025-11-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Membrane preconcentration of carbon dioxide from exhaust gas sources |
| WO2025259273A1 (en) * | 2024-06-12 | 2025-12-18 | Ge Vernova Infrastructure Technology Llc | Improved combined cycle power plant humidity control with post combustion carbon capture |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2915379A (en) * | 1956-09-10 | 1959-12-01 | United States Steel Corp | Method and apparatus for handling reducing gases |
| US4285917A (en) * | 1980-07-31 | 1981-08-25 | Bayside Holding Corp. | Method for removal of hydrogen sulfide from sour gas streams |
| US4528811A (en) * | 1983-06-03 | 1985-07-16 | General Electric Co. | Closed-cycle gas turbine chemical processor |
| JPH0697571B2 (ja) | 1987-12-07 | 1994-11-30 | 信越化学工業株式会社 | 有機高誘電体 |
| US5490035A (en) | 1993-05-28 | 1996-02-06 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration | Cyanoresin, cyanoresin/cellulose triacetate blends for thin film, dielectric capacitors |
| NO180520C (no) | 1994-02-15 | 1997-05-07 | Kvaerner Asa | Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser |
| US5724805A (en) * | 1995-08-21 | 1998-03-10 | University Of Massachusetts-Lowell | Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions |
| EP0946953A1 (de) | 1996-12-18 | 1999-10-06 | Medtronic, Inc. | Kondensatoren mit hoher energiedichte und verbindungen zur verwendung in deren herstellung |
| US6256976B1 (en) | 1997-06-27 | 2001-07-10 | Hitachi, Ltd. | Exhaust gas recirculation type combined plant |
| NO990812L (no) | 1999-02-19 | 2000-08-21 | Norsk Hydro As | Metode for Õ fjerne og gjenvinne CO2 fra eksosgass |
| US6622470B2 (en) * | 2000-05-12 | 2003-09-23 | Clean Energy Systems, Inc. | Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems |
| FR2825935B1 (fr) | 2001-06-14 | 2003-08-22 | Inst Francais Du Petrole | Generateur de puissance a faibles rejets de co2 et procede associe |
| US6832485B2 (en) * | 2001-11-26 | 2004-12-21 | Ormat Industries Ltd. | Method of and apparatus for producing power using a reformer and gas turbine unit |
| 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 |
| US20040011057A1 (en) | 2002-07-16 | 2004-01-22 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Ultra-low emission power plant |
| US7191587B2 (en) * | 2002-11-13 | 2007-03-20 | American Air Liquide, Inc. | Hybrid oxygen-fired power generation system |
| WO2004072443A1 (en) | 2003-02-11 | 2004-08-26 | Statoil Asa | Efficient combined cycle power plant with co2 capture and a combustor arrangement with separate flows |
| 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 |
| 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 |
| WO2006046976A2 (en) | 2004-06-14 | 2006-05-04 | University Of Florida Research Foundation, Inc. | Turbine system with exhaust gas recirculation and absorption refrigeration system |
| EP1643100B1 (de) * | 2004-09-29 | 2017-06-28 | Ansaldo Energia IP UK Limited | Kraftwerksanlage und zugehöriges Betriebsverfahren |
| US7266940B2 (en) * | 2005-07-08 | 2007-09-11 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
| EP1991770A4 (de) * | 2006-02-21 | 2013-08-21 | Clean Energy Systems Inc | Hybride energieerzeugung mittels sauerstoff-brennstoff-verbrennung |
| US7895822B2 (en) * | 2006-11-07 | 2011-03-01 | General Electric Company | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation |
-
2006
- 2006-11-07 US US11/557,250 patent/US7739864B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-10-24 DE DE102007050783A patent/DE102007050783A1/de not_active Ceased
- 2007-11-01 CH CH01700/07A patent/CH702225B1/de unknown
- 2007-11-02 JP JP2007285660A patent/JP5043602B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2007-11-07 CN CN2007101650878A patent/CN101187338B/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2008115863A (ja) | 2008-05-22 |
| CN101187338B (zh) | 2012-07-11 |
| JP5043602B2 (ja) | 2012-10-10 |
| US7739864B2 (en) | 2010-06-22 |
| DE102007050783A1 (de) | 2008-05-08 |
| CN101187338A (zh) | 2008-05-28 |
| US20080104938A1 (en) | 2008-05-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CH702225B1 (de) | Energieerzeugungssystem. | |
| CH703158B1 (de) | Energieerzeugungssystem. | |
| DE60214710T2 (de) | Energieerzeuger mit geringen co2-emissionen und zugehöriges verfahren | |
| DE60004795T2 (de) | Verfahren zur entfernung und wiedergewinnung von c02 aus abgasen | |
| DE102007053192B4 (de) | Kraftwerke mit Gasturbinen zur Erzeugung von Elektroenergie und Prozesse zu der Reduzierung von CO2-Emissionen | |
| DE60216248T2 (de) | Verfahren zur energiegewinnung mit integrierter lufttrennung | |
| DE60019019T2 (de) | Verfahren und Vorrichtung zur Luftzerlegung mit Gasturbinen | |
| EP1702176B1 (de) | Wärmekraftanlage mit sequentieller verbrennung und reduziertem co2-ausstoss sowie verfahren zum betreiben einer derartigen anlage | |
| DE69918492T2 (de) | Turbine à gaz à chauffage indirect integree à une unite de separation des gaz de l'air | |
| EP1484102B1 (de) | Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage | |
| DE69314346T2 (de) | Verfahren und vorrichtung zur herstellung von flüssigem kohlendioxyd | |
| CA2828368C (en) | Systems and methods for carbon dioxide capture in low emission combined turbine systems | |
| EP1776516A1 (de) | Verfahren zur erzeugung von energie in einer eine gasturbine umfassenden energieerzeugungsanlage sowie energieerzeugungsanlage zur durchführung des verfahrens | |
| DE10328863A1 (de) | Befeuerungsverfahren für eine Wärme verbrauchende Vorrichtung unter Verwendung einer Sauerstoff-Brennstoff-Verbrennung | |
| DE112009001834T5 (de) | System und Verfahren zum Betreiben eines Energieerzeugungssystems mit einem alternativen Arbeitsfluid | |
| EP1219800A2 (de) | Gasturbinenzyklus | |
| CH697901B1 (de) | Polygenerationsanordnung. | |
| US20140374109A1 (en) | Enhanced Carbon Dioxide Capture in a Combined Cycle Plant | |
| DE102009039898A1 (de) | Verfahren und Vorrichtung zur Behandlung eines kohlendioxidhaltigen Gasstroms | |
| WO2009019218A2 (de) | Verfahren zum betrieb einer verbrennungsanlage sowie verbrennungsanlage | |
| DE19728151C2 (de) | Verfahren und Vorrichtung zum Erzeugen von Energie | |
| DE69738474T2 (de) | Reinluftmotoren für transport und andere motorisierte anwendungen | |
| DE102007060550A1 (de) | System und Verfahren für emissionsarme Verbrennung | |
| WO2014206949A1 (de) | Anlage und verfahren für das aufbereiten von brenngasen | |
| WO2024165117A1 (de) | Verfahren zum betreiben einer gasturbine mit co2-abtrennung |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| NV | New agent |
Representative=s name: GENERAL ELECTRIC TECHNOLOGY GMBH GLOBAL PATENT, CH |