СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ СЖАТИЯ ОКИСЛИТЕЛЯ В ГАЗОТУРБИННОЙ СИСТЕМЕ НА ОСНОВЕ СТЕХИОМЕТРИЧЕСКОЙ РЕЦИРКУЛЯЦИИ ВЫХЛОПНОГО ГАЗА Российский патент 2018 года по МПК F02C3/107 F02C3/04 F02C6/10 

ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] Данная заявка притязает на приоритет непредварительной заявки на патент (США) номер 14/066579, озаглавленной "SYSTEM AND METHOD FOR OXIDANT COMPRESSION IN A STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM", поданной 29 октября 2013 года, предварительной заявки на патент (США) номер 61/747192, озаглавленной "SYSTEM AND METHOD FOR OXIDANT COMPRESSION IN A STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM", поданной 28 декабря 2012 года, предварительной заявки на патент (США) номер 61/722118, озаглавленной "SYSTEM AND METHOD FOR DIFFUSION COMBUSTION IN THE STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM", поданной 2 ноября 2012 года, предварительной заявки на патент (США) номер 61/722115, озаглавленной "SYSTEM AND METHOD FOR DIFFUSION COMBUSTION WITH FUEL-DILUENT MIXING IN THE STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM", поданной 2 ноября 2012 года, предварительной заявки на патент (США) номер 61/722114, озаглавленной "SYSTEM AND METHOD FOR DIFFUSION COMBUSTION WITH OXIDANT-DILUENT MIXING IN THE STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM", поданной 2 ноября 2012 года, и предварительной заявки на патент (США) номер 61/722111, озаглавленной "SYSTEM AND METHOD FOR LOAD CONTROL WITH DIFFUSION COMBUSTION IN THE STOICHIOMETRIC EXHAUST GAS RECIRCULATION GAS TURBINE SYSTEM", поданной 2 ноября 2012 года, все из которых настоящим полностью содержатся в данном документе по ссылке.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Предмет изобретения, раскрытый в данном документе, относится к газотурбинным двигателям.

[0003] Газотурбинные двигатели используются в широком спектре вариантов применения, таких как выработка электроэнергии, авиационная промышленность и различное машинное оборудование. Газотурбинный двигатель, в общем, обеспечивает сгорание топлива с окислителем (например, воздухом) в секции камеры сгорания, чтобы формировать горячие продукты сгорания, которые затем приводят в действие одну или более ступеней турбины секции турбины. В свою очередь, секция турбины приводит в действие одну или более ступеней компрессора секции компрессора, за счет этого сжимая окислитель для впуска в секцию камеры сгорания вместе с топливом. С другой стороны, топливо и окислитель смешиваются в секции камеры сгорания и затем сгорают, чтобы производить горячие продукты сгорания. Газотурбинные двигатели, в общем, включают в себя компрессор, который сжимает окислитель, вместе с одним или более разбавляющими газами. К сожалению, управление потоком окислителя и разбавляющего газа в секцию камеры сгорания таким способом может оказывать влияние на различные требования по выбросам выхлопного газа и по электропитанию. Кроме того, газотурбинные двигатели типично потребляют огромный объем воздуха в качестве окислителя и выводят значительное количество выхлопного газа в атмосферу. Другими словами, выхлопной газ типично отрабатывается в качестве побочного продукта работы газовой турбины.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0004] Ниже обобщаются конкретные варианты осуществления, согласованные по объему с первоначально заявленным изобретением. Эти варианты осуществления не имеют намерение ограничивать объем заявленного изобретения, а вместо этого эти варианты осуществления имеют намерение предоставлять только краткий обзор возможных форм изобретения. Фактически, изобретение может охватывать множество форм, которые могут быть аналогичными или отличающимися от вариантов осуществления, изложенных ниже.

[0005] В первом варианте осуществления, система включает в себя газотурбинную систему, которая включает в себя камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя включает в себя: первый компрессор окислителя; и первый редуктор, выполненный с возможностью предоставления возможности первому компрессору окислителя работать на первой частоте вращения, отличающейся от первой рабочей частоты вращения газотурбинной системы.

[0006] Во втором варианте осуществления, система включает в себя газотурбинную систему, имеющую: камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины. Газотурбинная система также включает в себя систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя имеет первый компрессор окислителя; и второй компрессор окислителя, при этом первый и второй компрессоры окислителя приводятся в действие посредством газотурбинной системы.

[0007] В третьем варианте осуществления, система включает в себя газотурбинную систему, имеющую: камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя содержит один или более компрессоров окислителя; парогенератор-рекуператор (HRSG), соединенный с газотурбинной системой, при этом HRSG выполнен с возможностью генерирования пара посредством переноса тепла из выхлопного газа в подаваемую воду, и канал рециркуляции выхлопного газа EGR-системы проходит через HRSG; и паровую турбину, расположенную вдоль линии валов газотурбинной системы и, по меньшей мере, частично приводимую в действие посредством пара из HRSG, при этом паровая турбина выполнена с возможностью возвращения конденсата в качестве, по меньшей мере, части подаваемой воды в HRSG.

[0008] В четвертом варианте осуществления, система включает в себя: газотурбинную систему, имеющую: камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, содержащую один или более компрессоров окислителя, при этом один или более компрессоров окислителя являются отдельными от компрессора выхлопного газа, и один или более компрессоров окислителя выполнены с возможностью подачи всего сжатого окислителя, используемого камерой сгорания турбины при формировании продуктов сгорания.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0009] Эти и другие признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения должны становиться более понятными после прочтения нижеприведенного подробного описания со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых аналогичные номера ссылок представляют аналогичные части на всех чертежах, на которых:

[0010] Фиг.1 является схемой варианта осуществления системы, имеющей систему предоставления услуг на основе турбин, соединенную с системой добычи углеводородов;

[0011] Фиг.2 является схемой варианта осуществления системы по фиг.1, дополнительно иллюстрирующей систему управления и систему с комбинированным циклом;

[0012] Фиг.3 является схемой варианта осуществления системы по фиг.1 и 2, дополнительно иллюстрирующей подробности газотурбинного двигателя, системы подачи выхлопного газа и системы обработки выхлопного газа;

[0013] Фиг.4 является блок-схемой последовательности операций способа для варианта осуществления процесса для работы системы по фиг.1-3;

[0014] Фиг.5 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, непрямо приводимый в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор;

[0015] Фиг.6 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, прямо приводимый в действие посредством SEGR GT-системы, и компрессор основного окислителя приводит в действие электрический генератор;

[0016] Фиг.7 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, непрямо приводимый в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор и редуктор;

[0017] Фиг.8 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор;

[0018] Фиг.9 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, причем компрессор низкого давления представляет собой осевой поточный компрессор, а компрессор высокого давления представляет собой центробежный компрессор;

[0019] Фиг.10 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы, причем компрессор низкого давления прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы, а компрессор высокого давления приводится в действие через компрессор низкого давления, генератор и редуктор;

[0020] Фиг.11 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы, причем компрессор низкого давления приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, а компрессор высокого давления приводится в действие через компрессор низкого давления и редуктор;

[0021] Фиг.12 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, аналогичной варианту осуществления по фиг.11, причем компрессор высокого давления представляет собой центробежный компрессор;

[0022] Фиг.13 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, выполняемое посредством компрессоров основного окислителя, работающих параллельно и приводимых в действие последовательно посредством SEGR GT-системы через электрический генератор и редуктор;

[0023] Фиг.14 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, выполняемое посредством компрессоров основного окислителя, работающих параллельно, причем один компрессор приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор и редуктор, а другой компрессор окислителя приводится в действие посредством дополнительного привода и дополнительного редуктора;

[0024] Фиг.15 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, выполняемое посредством компрессора низкого и высокого давления, работающего в последовательной конфигурации сжатия, и компрессор низкого давления приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, а компрессор низкого давления приводится в действие посредством дополнительного привода через редуктор;

[0025] Фиг.16 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, аналогичной варианту осуществления по фиг.15, причем компрессор высокого давления представляет собой центробежный компрессор;

[0026] Фиг.17 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, выполняемое посредством компрессора низкого и высокого давления, работающего в последовательной конфигурации сжатия, и компрессор высокого давления приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор и редуктор, а компрессор низкого давления приводится в действие посредством дополнительного привода через дополнительный редуктор;

[0027] Фиг.18 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы, причем компрессор низкого давления приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, а компрессор высокого давления приводится в действие через компрессор низкого давления и редуктор, и распылительный промежуточный охладитель размещается вдоль протока для сжатого окислителя низкого давления между компрессорами низкого и высокого давления;

[0028] Фиг.19 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы, причем компрессор низкого давления приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, а компрессор высокого давления приводится в действие через компрессор низкого давления и редуктор, и охладитель размещается вдоль протока для сжатого окислителя низкого давления между компрессорами низкого и высокого давления;

[0029] Фиг.20 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, выполняющей сжатие окислителя, разделенное на компрессоры низкого давления и высокого давления, приводимые в действие посредством SEGR GT-системы, причем компрессор низкого давления приводится в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, а компрессор высокого давления приводится в действие через компрессор низкого давления и редуктор, и парогенератор и подогреватель подаваемой воды размещаются вдоль протока для сжатого окислителя низкого давления между компрессорами низкого и высокого давления;

[0030] Фиг.21 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, приводимый в действие посредством SEGR GT-системы через паровую турбину и электрический генератор;

[0031] Фиг.22 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, приводимый в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор и паровую турбину;

[0032] Фиг.23 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, частично приводимый в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, и компрессор основного окислителя также частично приводится в действие посредством паровой турбины;

[0033] Фиг.24 является схемой варианта осуществления системы сжатия окислителя по фиг.3, имеющей компрессор основного окислителя, частично приводимый в действие посредством SEGR GT-системы через электрический генератор, и компрессор основного окислителя также частично приводится в действие посредством паровой турбины через муфту.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0034] Ниже описываются один или более конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения. С целью предоставления точного описания этих вариантов осуществления, все признаки фактической реализации могут не описываться в подробном описании. Следует принимать во внимание, что при работе в ходе таких фактических реализаций, как и в любом инженерном или расчетном проекте, должно приниматься множество конкретных для реализации решений с тем, чтобы достигать конкретных целей разработчиков, таких как совместимость с системно-ориентированными и бизнес-ориентированными ограничениями, которые могут варьироваться между реализациями. Кроме того, следует принимать во внимание, что такие опытно-конструкторские работы могут быть комплексными и длительными, однако должны быть стандартной процедурой расчета, изготовления и производства для специалистов в данной области техники с использованием преимущества этого раскрытия сущности.

[0035] При представлении элементов различных вариантов осуществления изобретения артикли "a", "an", "the" и "упомянутый" предназначены для того, чтобы означать, что предусмотрен один или более элементов. Термины "содержащий", "включающий в себя" и "имеющий" предназначены для того, чтобы быть включающими, и означают то, что могут быть дополнительные элементы, отличные от перечисленных элементов.

[0036] Как подробно пояснено ниже, раскрытые варианты осуществления, в общем, относятся к газотурбинным системам с рециркуляцией выхлопного газа (EGR) и, в частности, к стехиометрическому режиму работы газотурбинных систем с использованием EGR. Например, газотурбинные системы могут быть выполнены с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа, обеспечивать стехиометрическое сгорание топлива и окислителя вместе, по меньшей мере, с частью рециркуляционного выхлопного газа и улавливать выхлопной газ для использования в различных целевых системах. Рециркуляция выхлопного газа вместе со стехиометрическим сгоранием может помогать увеличивать уровень концентрации углекислого газа (CO₂) в выхлопном газе, который затем может доочищаться для того, чтобы отделять и очищать CO₂ и азот (N₂) для использования в различных целевых системах. Газотурбинные системы также могут использовать различную обработку выхлопного газа (например, рекуперацию тепла, каталитические реакции и т.д.) вдоль канала рециркуляции выхлопного газа, за счет этого повышая уровень концентрации CO₂, уменьшая уровни концентрации других выбросов (например, моноксида углерода, оксидов азота и несгоревших углеводородов) и увеличивая рекуперацию энергии (например, с помощью установок для рекуперации тепла).

[0037] Кроме того, газотурбинные двигатели могут быть выполнены с возможностью использовать отдельную систему сжатия основного окислителя для сжатия окислителя, вместо или помимо использования компрессора газовой турбины для такого сжатия. Использование отдельной системы сжатия основного окислителя позволяет управляемо и надежно производить окислитель при требуемых расходах, температурах, давлениях и т.п., что, в свою очередь, помогает повышать эффективность сгорания и работы различных компонентов системы на основе турбин. Системы на основе турбин, в свою очередь, позволяют надежно и управляемо производить выхлопной газ, имеющий различные требуемые параметры (например, состав, расход, давление, температура) для дополнительного использования в последующем технологическом процессе. Возможные целевые системы включают в себя трубопроводы, резервуары для хранения, системы секвестрации углерода и системы добычи углеводородов, такие как системы добычи нефти вторичным методом (EOR).

[0038] Фиг.1 является схемой варианта осуществления системы 10, имеющей систему 12 добычи углеводородов, ассоциированную с системой 14 предоставления услуг на основе турбин. Как подробнее пояснено ниже, различные варианты осуществления системы 14 предоставления услуг на основе турбин выполнены с возможностью предоставлять различные услуги, к примеру, электроэнергию, механическую энергию и текучие среды (например, выхлопной газ), в систему 12 добычи углеводородов, чтобы упрощать добычу или извлечение нефти и/или газа. В проиллюстрированном варианте осуществления, система 12 добычи углеводородов включает в себя систему 16 отбора нефти/газа и систему 18 добычи нефти вторичным методом (EOR), которые соединяются с подземным пластовым резервуаром 20 (например, пластовым резервуаром нефти, газа или углеводородов). Система 16 отбора нефти/газа включает в себя множество видов поверхностного оборудования 22, к примеру, фонтанную арматуру 24 или устьевую арматуру, соединенную с нефтегазовой скважиной 26. Кроме того, скважина 26 может включать в себя одну или более труб 28, идущих через буровой ствол 30 в земле 32 в подземный пластовый резервуар 20. Арматура 24 включает в себя один или более клапанов, заслонок, изоляционных втулок, противовыбросовых превенторов и различных устройств регулирования расхода, которые регулируют давления и регулируют расход в/из подземного пластового резервуара 20. Хотя арматура 24, в общем, используется для того, чтобы управлять потоком скважинной текучей среды (например, нефти или газа) из подземного пластового резервуара 20, EOR-система 18 может увеличивать добычу нефти или газа посредством нагнетания одной или более текучих сред в подземный пластовый резервуар 20.

[0039] Соответственно, EOR-система 18 может включать в себя систему 34 нагнетания текучей среды, которая имеет одну или более труб 36, идущих через ствол 38 в земле 32 в подземный пластовый резервуар 20. Например, EOR-система 18 может направлять одну или более текучих сред 40, таких как газ, пар, вода, химикаты либо любую комбинацию вышеозначенного, в систему 34 нагнетания текучей среды. Например, как подробнее пояснено ниже, EOR-система 18 может соединяться с системой 14 предоставления услуг на основе турбин, так что система 14 направляет выхлопной газ 42 (например, практически или полностью не содержащий кислород) в EOR-систему 18 для использования в качестве нагнетаемой текучей среды 40. Система 34 нагнетания текучей среды направляет текучую среду 40 (например, выхлопной газ 42) через одну или более труб 36 в подземный пластовый резервуар 20, как указано посредством стрелок 44. Нагнетаемая текучая среда 40 входит в подземный пластовый резервуар 20 через трубу 36 на большом расстоянии 46 смещения от трубы 28 нефтегазовой скважины 26. Соответственно, нагнетаемая текучая среда 40 смещает нефть/газ 48, расположенный в подземном пластовом резервуаре 20, и поднимает нефть/газ 48 через одну или более труб 28 системы 12 добычи углеводородов, как указано посредством стрелок 50. Как подробнее пояснено ниже, нагнетаемая текучая среда 40 может включать в себя выхлопной газ 42, исходящий из системы 14 предоставления услуг на основе турбин, которая имеет возможность формировать выхлопной газ 42 на месте по мере необходимости посредством системы 12 добычи углеводородов. Другими словами, система на основе турбин 14 может одновременно формировать одну или более услуг (например, электроэнергию, механическую энергию, пар, воду (например, опресненную воду) и выхлопной газ (например, практически не содержащий кислород)) для использования посредством системы 12 добычи углеводородов, за счет этого уменьшая или исключая базирование на внешних источниках таких услуг.

[0040] В проиллюстрированном варианте осуществления, система 14 предоставления услуг на основе турбин включает в себя газотурбинную систему 52 на основе стехиометрической рециркуляции выхлопного газа (SEGR) и систему 54 обработки выхлопного газа (EG). Газотурбинная система 52 может быть выполнена с возможностью работать в режиме работы на основе стехиометрического сгорания (например, в стехиометрическом режиме управления) и в режиме работы на основе нестехиометрического сгорания (например, в нестехиометрическом режиме управления), к примеру, в обедненном топливом режиме управления или обогащенном топливом режиме управления. В стехиометрическом режиме, управления сгорание, в общем, возникает практически при стехиометрическом составе топлива и окислителя, в силу этого приводя практически к стехиометрическому сгоранию. В частности, стехиометрическое сгорание, в общем, заключает в себе потребление практически всего топлива и окислителя в реакции сгорания, так что продукты сгорания практически или полностью не содержат несгоревшее топливо и окислитель. Одним показателем стехиометрического сгорания является соотношение компонентов или phi (ϕ), которое является соотношением фактического состава смеси топлива и окислителя относительно стехиометрического состава смеси топлива и окислителя. Соотношение компонентов, большее 1,0, приводит к обогащенному топливом сгоранию топлива и окислителя, тогда как соотношение компонентов, меньшее 1,0, приводит к обедненному топливом сгоранию топлива и окислителя. Напротив, соотношение компонентов в 1,0 приводит к сгоранию, которое является ни обогащенным топливом, ни обедненным топливом, в силу этого потребляя практически все топливо и окислитель в реакции сгорания. В контексте раскрытых вариантов осуществления, термин "стехиометрический" или "практически стехиометрический" может означать соотношение компонентов приблизительно 0,95-1,05. Тем не менее, раскрытые варианты осуществления также могут включать в себя соотношение компонентов 1,0 плюс или минус 0,01, 0,02, 0,03, 0,04, 0,05 или больше. С другой стороны, стехиометрическое сгорание топлива и окислителя в системе 14 предоставления услуг на основе турбин может приводить к продуктам сгорания или выхлопному газу (например, 42) практически без оставшегося несгоревшего топлива или окислителя. Например, выхлопной газ 42 может иметь меньше 1, 2, 3, 4 или 5 процентов по объему окислителя (например, кислорода), несгоревшего топлива или углеводородов (например, HC), оксидов азота (например, NO_X), моноксида углерода (CO), оксидов серы (например, SO_X), водорода и других продуктов неполного сгорания. В качестве дополнительного примера, выхлопной газ 42 может иметь меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 частей на миллион по объему (ppmv) окислителя (например, кислорода), несгоревшего топлива или углеводородов (например, HC), оксидов азота (например, NO_X), моноксида углерода (CO), оксидов серы (например, SO_X), водорода и других продуктов неполного сгорания. Тем не менее, раскрытые варианты осуществления также могут производить другие диапазоны остаточного топлива, окислителя и других уровней выбросов в выхлопном газе 42. При использовании в данном документе, термины "выбросы", "уровни выбросов" и "целевые показатели по выбросам" могут означать уровни концентрации определенных продуктов сгорания (например, NO_X, CO, SO_X, O₂, N₂, H₂, HC и т.д.), которые могут присутствовать в потоках рециркуляционного газа, потоках отходящего газа (например, выпускаемого в атмосферу) и потоках газа, используемых в различных целевых системах (например, в системе 12 добычи углеводородов).

[0041] Хотя газотурбинная SEGR-система 52 и система 54 EG-обработки могут включать в себя множество компонентов в различных вариантах осуществления, проиллюстрированная система 54 EG-обработки включает в себя парогенератор-рекуператор 56 (HRSG) и систему 58 рециркуляции выхлопного газа (EGR), которые принимают и обрабатывают выхлопной газ 60, исходящий из газотурбинной SEGR-системы 52. HRSG 56 может включать в себя один или более теплообменников, конденсаторов и различное оборудование для рекуперации тепла, которые совместно функционируют таким образом, чтобы переносить тепло из выхлопного газа 60 в поток воды, за счет этого формируя пар 62. Пар 62 может использоваться в одной или более паровых турбинах, EOR-системе 18 или любой другой части системы 12 добычи углеводородов. Например, HRSG 56 может генерировать пар 62 низкого давления, среднего давления и/или высокого давления, который может избирательно применяться к ступеням паровой турбины низкого, среднего и высокого давления или различным вариантам применения EOR-системы 18. В дополнение к пару 62, очищенная вода 64, к примеру, опресненная вода, может формироваться посредством HRSG 56, EGR-системы 58 и/или другой части системы 54 EG-обработки или газотурбинной SEGR-системы 52. Очищенная вода 64 (например, опресненная вода) может быть особенно полезной в областях с дефицитом воды, к примеру, в регионах вглубь страны или в глуши. Очищенная вода 64 может формироваться, по меньшей мере, частично вследствие большого объема воздуха, обеспечивающего сгорание топлива в газотурбинной SEGR-системе 52. Хотя генерирование пара 62 и воды 64 на месте может быть полезным во множестве вариантов применения (включающих в себя систему 12 добычи углеводородов), генерирование выхлопного газа 42, 60 на месте может быть особенно полезным для EOR-системы 18 вследствие ее низкого содержания кислорода, высокого давления и тепла, извлекаемого из газотурбинной SEGR-системы 52. Соответственно, HRSG 56, EGR-система 58 и/или другая часть системы 54 EG-обработки могут выводить или обеспечивать рециркуляцию выхлопного газа 66 в газотурбинную SEGR-систему 52 при одновременном направлении выхлопного газа 42 в EOR-систему 18 для использования с системой 12 добычи углеводородов. Аналогично, выхлопной газ 42 может отбираться непосредственно из газотурбинной SEGR-системы 52 (т.е. без прохождения через систему 54 EG-обработки) для использования в EOR-системе 18 системы 12 добычи углеводородов.

[0042] Рециркуляция выхлопного газа обрабатывается посредством EGR-системы 58 системы 54 EG-обработки. Например, EGR-система 58 включает в себя одну или более труб, клапанов, нагнетателей воздуха, систем очистки выхлопного газа (например, фильтров, установок для удаления макрочастиц, установок для разделения газов, установок для подготовки газов, теплообменников, установок для рекуперации тепла, установок для удаления влаги, катализаторных установок, установок для закачки химических реагентов либо любую комбинацию вышеозначенного) и блоков управления для того, чтобы обеспечивать рециркуляцию выхлопного газа вдоль канала циркуляции выхлопного газа из выхода (например, выпускаемого выхлопного газа 60) на вход (например, впускной выхлопной газ 66) газотурбинной SEGR-системы 52. В проиллюстрированном варианте осуществления, газотурбинная SEGR-система 52 впускает выхлопной газ 66 в секцию компрессора, имеющую один или более компрессоров, за счет этого сжимая выхлопной газ 66 для использования в секции камеры сгорания вместе с впуском окислителя 68 и одного или более топлив 70. Окислитель 68 может включать в себя окружающий воздух, чистый кислород, обогащенный кислородом воздух, воздух с уменьшенным содержанием кислорода, кислородно-азотные смеси или любой подходящий окислитель, который упрощает сгорание топлива 70. Топливо 70 может включать в себя одно или более газовых топлив, жидких топлив либо любую комбинацию вышеозначенного. Например, топливо 70 может включать в себя природный газ, сжиженный природный газ (LNG), сингаз, метан, этан, пропан, бутан, нафту, керосин, дизельное топливо, этанол, метанол, биотопливо либо любую комбинацию вышеозначенного.

[0043] Газотурбинная SEGR-система 52 смешивает и обеспечивает сгорание выхлопного газа 66, окислителя 68 и топлива 70 в секции камеры сгорания, за счет этого формируя горячие горючие газы или выхлопной газ 60, чтобы приводить в действие одну или более ступеней турбины в секции турбины. В конкретных вариантах осуществления, каждая камера сгорания в секции камеры сгорания включает в себя одну или более топливных форсунок для предварительно перемешанной смеси, одну или более диффузионных топливных форсунок либо любую комбинацию вышеозначенного. Например, каждая топливная форсунка для предварительно перемешанной смеси может быть выполнена с возможностью смешивать окислитель 68 и топливо 70 внутренне в топливной форсунке и/или частично выше топливной форсунки, за счет этого нагнетая смесь окислителя и топлива из топливной форсунки в зону сгорания для сгорания предварительно перемешанной смеси (например, пламени предварительно перемешанной смеси). В качестве дополнительного примера, каждая диффузионная топливная форсунка может быть выполнена с возможностью изолировать потоки окислителя 68 и топлива 70 в топливной форсунке, за счет этого отдельно нагнетая окислитель 68 и топливо 70 из топливной форсунки в зону сгорания для диффузионного сгорания (например, диффузионного пламени). В частности, диффузионное сгорание, предоставленное посредством диффузионных топливных форсунок, задерживает смешивание окислителя 68 и топлива 70 до точки первоначального сгорания, т.е. области пламени. В вариантах осуществления с использованием диффузионных топливных форсунок, диффузионное пламя может предоставлять повышенную устойчивость пламени, поскольку диффузионное пламя, в общем, формируется при стехиометрии между отдельными потоками окислителя 68 и топлива 70 (т.е. по мере того, как смешиваются окислитель 68 и топливо 70). В конкретных вариантах осуществления, один или более разбавителей (например, выхлопной газ 60, пар, азот или другой инертный газ) могут предварительно перемешиваться с окислителем 68, топливом 70 или обоими, в диффузионной топливной форсунке или в топливной форсунке для предварительно перемешанной смеси. Помимо этого, один или более разбавителей (например, выхлопной газ 60, пар, азот или другой инертный газ) могут нагнетаться в камеру сгорания в/ниже точки сгорания в каждой камере сгорания. Использование этих разбавителей может помогать умерять пламя (например, пламя предварительно перемешанной смеси или диффузионное пламя), за счет этого помогая уменьшать выбросы NOx, к примеру, моноксид азота (NO) и диоксид азота (NO₂). Независимо от типа пламени, сгорание производит горячие горючие газы или выхлопной газ 60, чтобы приводить в действие одну или более ступеней турбины. По мере того, как каждая ступень турбины приводится в действие посредством выхлопного газа 60, газотурбинная SEGR-система 52 генерирует механическую энергию 72 и/или электроэнергию 74 (например, через электрический генератор). Система 52 также выводит выхлопной газ 60 и дополнительно может выводить воду 64. С другой стороны, вода 64 может представлять собой очищенную воду, к примеру, опресненную воду, которая может быть полезной во множестве вариантов применения на месте или внешне.

[0044] Отбор выхлопного газа также предоставляется посредством газотурбинной SEGR-системы 52 с использованием одной или более точек 76 отбора. Например, проиллюстрированный вариант осуществления включает в себя систему 78 подачи выхлопного газа (EG), имеющую систему 80 отбора выхлопного газа (EG) и систему 82 очистки выхлопного газа (EG), которые принимают выхлопной газ 42 из точек 76 отбора, очищают выхлопной газ 42 и затем подают или распределяют выхлопной газ 42 в различные целевые системы. Целевые системы могут включать в себя EOR-систему 18 и/или другие системы, такие как трубопровод 86, резервуар 88 для хранения или система 90 секвестрации углерода. Система 80 EG-отбора может включать в себя одну или более труб, клапанов, блоков управления и разделения потока, которые упрощают изоляцию выхлопного газа 42 от окислителя 68, топлива 70 и других загрязнителей, при одновременном управлении температурой, давлением и расходом отобранного выхлопного газа 42. Система 82 EG-очистки может включать в себя один или более теплообменников (например, установок для рекуперации тепла, таких как парогенераторы-рекуператоры, конденсаторы, охладители или подогреватели), каталитических систем (например, систем катализатора окисления), систем удаления макрочастиц и/или воды (например, установок для дегидратации газа, инерционных сепараторов, коалесцирующих фильтров, водонепроницаемых фильтров и других фильтров), систем закачки химических реагентов, систем очистки на основе растворителя (например, амортизаторов, испарительных резервуаров и т.д.), систем улавливания углерода, систем разделения газов, систем подготовки газов и/или систем очистки на основе растворителя, компрессоров выхлопного газа, любую комбинацию вышеозначенного. Эти подсистемы для системы 82 EG-очистки обеспечивают управление температурой, давлением, расходом, влагосодержанием (например, объемом удаления воды), содержанием макрочастиц (например, объемом удаления макрочастиц) и составом газа (например, процентом CO₂, N₂ и т.д.).

[0045] Отобранный выхлопной газ 42 очищается посредством одной или более подсистем системы 82 EG-очистки, в зависимости от целевой системы. Например, система 82 EG-очистки может направлять весь или часть выхлопного газа 42 через систему улавливания углерода, систему разделения газов, систему подготовки газов и/или систему очистки на основе растворителя, которая управляется с возможностью разделять и очищать углеродистый газ (например, углекислый газ) 92 и/или азот (N₂) 94 для использования в различных целевых системах. Например, варианты осуществления системы 82 EG-очистки могут выполнять разделение газов и очистку для того, чтобы производить множество различных потоков 95 выхлопного газа 42, к примеру, первый поток 96, второй поток 97 и третий поток 98. Первый поток 96 может иметь первый состав, который является обогащенным углекислым газом и/или обедненным азотом (например, обогащенный CO₂ и обедненный N₂ поток). Второй поток 97 может иметь второй состав, который имеет промежуточные уровни концентрации углекислого газа и/или азота (например, поток с промежуточной концентрацией CO₂, N₂). Третий поток 98 может иметь третий состав, который является обедненным углекислым газом и/или обогащенным азотом (например, обедненный CO₂ и обогащенный N₂ поток). Каждый поток 95 (например, 96, 97 и 98) может включать в себя установку для дегидратации газа, фильтр, газовый компрессор либо любую комбинацию вышеозначенного для того, чтобы упрощать доставку потока 95 в целевую систему. В конкретных вариантах осуществления, обогащенный CO₂ и обедненный N₂ поток 96 может иметь чистоту или уровень концентрации CO₂, больший приблизительно 70, 75, 80, 85, 90, 95, 96, 97, 98 или 99 процентов по объему и чистоту или уровень концентрации N₂ меньше приблизительно 1, 2, 3, 4, 5, 10, 15, 20, 25 или 30 процентов по объему. Напротив, обедненный CO₂ и обогащенный N₂ поток 98 может иметь чистоту или уровень концентрации CO₂ меньше приблизительно 1, 2, 3, 4, 5, 10, 15, 20, 25 или 30 процентов по объему, и чистоту или уровень концентрации N₂, больший приблизительно 70, 75, 80, 85, 90, 95, 96, 97, 98 или 99 процентов по объему. Поток 97 с промежуточной концентрацией CO₂, N₂ может иметь чистоту или уровень концентрации CO₂ и/или чистоту или уровень концентрации N₂ приблизительно между 30-70, 35-65, 40-60 или 45-55 процентов по объему. Хотя вышеприведенные диапазоны являются просто неограничивающими примерами, обогащенный CO₂ и обедненный N₂ поток 96 и обедненный CO₂ и обогащенный N₂ поток 98 могут оптимально подходить для использования с EOR-системой 18 и другими системами 84. Тем не менее, любой из этих потоков 95, обогащенных, обедненных или с промежуточной концентрацией CO₂ может использоваться, отдельно или в различных комбинациях, с EOR-системой 18 и другими системами 84. Например, EOR-система 18 и другие системы 84 (например, трубопровод 86, резервуар 88 для хранения и система 90 секвестрации углерода) могут принимать один или более обогащенных CO₂ и обедненных N₂ потоков 96, один или более обедненных CO₂ и обогащенных N₂ потоков 98, один или более потоков 97 с промежуточной концентрацией CO₂, N₂ и один или более потоков неочищенного выхлопного газа 42 (т.е. перепуск системы 82 EG-очистки).

[0046] Система 80 EG-отбора отбирает выхлопной газ 42 в одной или более точек 76 отбора вдоль секции компрессора, секции камеры сгорания и/или секции турбины, так что выхлопной газ 42 может использоваться в EOR-системе 18 и других системах 84 при подходящих температурах и давлениях. Система 80 EG-отбора и/или система 82 EG-очистки также могут обеспечивать циркуляцию потоков текучей среды (например, выхлопного газа 42) в/из системы 54 EG-обработки. Например, часть выхлопного газа 42, проходящего через систему 54 EG-обработки, может отбираться посредством системы 80 EG-отбора для использования в EOR-системе 18 и других системах 84. В конкретных вариантах осуществления, система 78 EG-подачи и система 54 EG-обработки могут быть независимыми или составлять одно целое с друг с другом и в силу этого могут использовать независимые или общие подсистемы. Например, система 82 EG-очистки может использоваться и посредством системы 78 EG-подачи и посредством системы 54 EG-обработки. Выхлопной газ 42, отобранный из системы 54 EG-обработки, может подвергаться нескольким стадиям очистки газа, к примеру, одной или более стадий очистки газа в системе 54 EG-обработки, после чего выполняется одна или более дополнительных стадий очистки газа в системе 82 EG-очистки.

[0047] В каждой точке 76 отбора, отобранный выхлопной газ 42 может практически не содержать окислитель 68 и топливо 70 (например, несгоревшее топливо или углеводороды) вследствие практически стехиометрического сгорания и/или очистки газа в системе 54 EG-обработки. Кроме того, в зависимости от целевой системы, отобранный выхлопной газ 42 может подвергаться дополнительной очистке в системе 82 EG-очистки системы 78 EG-подачи, за счет этого дополнительно уменьшая остаточный окислитель 68, топливо 70 или другие нежелательные продукты сгорания. Например, до или после очистки в системе 82 EG-очистки, отобранный выхлопной газ 42 может иметь меньше 1, 2, 3, 4 или 5 процентов по объему окислителя (например, кислорода), несгоревшего топлива или углеводородов (например, HC), оксидов азота (например, NO_X), моноксида углерода (CO), оксидов серы (например, SO_X), водорода и других продуктов неполного сгорания. В качестве дополнительного примера, до или после очистки в системе 82 EG-очистки, отобранный выхлопной газ 42 может иметь меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 частей на миллион по объему (ppmv) окислителя (например, кислорода), несгоревшего топлива или углеводородов (например, HC), оксидов азота (например, NO_X), моноксида углерода (CO), оксидов серы (например, SO_X), водорода и других продуктов неполного сгорания. Таким образом, выхлопной газ 42 оптимально подходит для использования с EOR-системой 18.

[0048] EGR-операция системы 52 турбины, в частности, обеспечивает отбор выхлопного газа во множестве местоположений 76. Например, секция компрессора системы 52 может использоваться для того, чтобы сжимать выхлопной газ 66 без окислителя 68 (т.е. только сжатие выхлопного газа 66), так что практически бескислородный выхлопной газ 42 может отбираться из секции компрессора и/или секции камеры сгорания до поступления окислителя 68 и топлива 70. Точки 76 отбора могут быть расположены в межступенчатых портах между смежными ступенями компрессора, в портах вдоль выпускного кожуха компрессора, в портах вдоль каждой камеры сгорания в секции камеры сгорания либо в любой комбинации вышеозначенного. В конкретных вариантах осуществления, выхлопной газ 66 может не смешиваться с окислителем 68 и топливом 70 до тех пор, пока он не достигнет передней концевой части и/или топливных форсунок каждой камеры сгорания в секции камеры сгорания. Кроме того, один или более сепараторов потока (например, стенок, разделительных перегородок, щитов и т.п.) могут использоваться для того, чтобы изолировать окислитель 68 и топливо 70 от точек 76 отбора. С помощью этих сепараторов потока, точки 76 отбора могут располагаться непосредственно вдоль стенки каждой камеры сгорания в секции камеры сгорания.

[0049] После того, как выхлопной газ 66, окислитель 68 и топливо 70 протекает через переднюю концевую часть (например, через топливные форсунки) в часть сгорания (например, отсек сгорания) каждой камеры сгорания, газотурбинная SEGR-система 52 управляется с возможностью предоставлять практически стехиометрическое сгорание выхлопного газа 66, окислителя 68 и топлива 70. Например, система 52 может поддерживать соотношение компонентов приблизительно в 0,95-1,05. Как результат, продукты сгорания смеси выхлопного газа 66, окислителя 68 и топлива 70 в каждой камере сгорания практически не содержат кислород и несгоревшее топливо. Таким образом, продукты сгорания (или выхлопной газ) могут отбираться из секции турбины газотурбинной SEGR-системы 52 для использования в качестве выхлопного газа 42, направленного в EOR-систему 18. Вдоль секции турбины точки 76 отбора могут быть расположены в любой ступени турбины, к примеру, в межступенчатых портах между смежными ступенями турбины. Таким образом, с использованием любой из вышеприведенных точек 76 отбора, система 14 предоставления услуг на основе турбин может формировать, отбирать и доставлять выхлопной газ 42 в систему 12 добычи углеводородов (например, EOR-систему 18) для использования при добыче нефти/газа 48 из подземного пластового резервуара 20.

[0050] Фиг.2 является схемой варианта осуществления системы 10 по фиг.1, иллюстрирующей систему 100 управления, соединенную с системой 14 предоставления услуг на основе турбин и системой 12 добычи углеводородов. В проиллюстрированном варианте осуществления, система 14 предоставления услуг на основе турбин включает в себя систему 102 с комбинированным циклом, которая включает в себя газотурбинную SEGR-систему 52 в качестве надстроечного цикла, паровую турбину 104 в качестве утилизационного цикла и HRSG 56 для того, чтобы рекуперировать тепло из выхлопного газа 60, чтобы генерировать пар 62 для приведения в действие паровой турбины 104. С другой стороны, газотурбинная SEGR-система 52 принимает, смешивает и обеспечивает стехиометрическое сгорание выхлопного газа 66, окислителя 68 и топлива 70 (например, пламени предварительно перемешанной смеси и/или диффузионного пламени), за счет этого производя выхлопной газ 60, механическую энергию 72, электроэнергию 74 и/или воду 64. Например, газотурбинная SEGR-система 52 может приводить в действие одну или более нагрузок или машинное оборудование 106, к примеру, электрический генератор, компрессор окислителя (например, основной воздушный компрессор), редуктор, насос, оборудование системы 12 добычи углеводородов либо любую комбинацию вышеозначенного. В некоторых вариантах осуществления, машинное оборудование 106 может включать в себя другие приводы, к примеру, электромоторы или паровые турбины (например, паровая турбина 104), совместно с газотурбинной SEGR-системой 52. Соответственно, вывод машинного оборудования 106, приводимого в действие посредством системы 52 газовых SEGR-турбин (и любых дополнительных приводов), может включать в себя механическую энергию 72 и электроэнергию 74. Механическая энергия 72 и/или электроэнергия 74 могут использоваться на месте для подачи питания в систему 12 добычи углеводородов, электроэнергия 74 может быть распределена в энергосистему либо любую комбинацию вышеозначенного. Вывод машинного оборудования 106 также может включать в себя сжатую текучую среду, к примеру, сжатый окислитель 68 (например, воздух или кислород), для впуска в секцию сгорания газотурбинной SEGR-системы 52. Каждый из этих выводов (например, выхлопной газ 60, механическая энергия 72, электроэнергия 74 и/или вода 64) может считаться услугой системы 14 предоставления услуг на основе турбин.

[0051] Газотурбинная SEGR-система 52 производит выхлопной газ 42, 60, который может практически не содержать кислород, и направляет этот выхлопной газ 42, 60 в систему 54 EG-обработки и/или систему 78 EG-подачи. Система 78 EG-подачи может очищать и доставлять выхлопной газ 42 (например, потоки 95) в систему 12 добычи углеводородов и/или другие системы 84. Как пояснено выше, система 54 EG-обработки может включать в себя HRSG 56 и EGR-систему 58. HRSG 56 может включать в себя один или более теплообменников, конденсаторов и различное оборудование для рекуперации тепла, которое может использоваться для того, чтобы рекуперировать или переносить тепло из выхлопного газа 60 в воду 108, чтобы генерировать пар 62 для приведения в действие паровой турбины 104. Аналогично газотурбинной SEGR-системе 52, паровая турбина 104 может приводить в действие одну или более нагрузок или машинное оборудование 106, за счет этого формируя механическую энергию 72 и электроэнергию 74. В проиллюстрированном варианте осуществления, газотурбинная SEGR-система 52 и паровая турбина 104 размещаются совместно, чтобы приводить в действие идентичное машинное оборудование 106. Тем не менее, в других вариантах осуществления, газотурбинная SEGR-система 52 и паровая турбина 104 могут отдельно приводить в действие различное машинное оборудование 106, чтобы независимо формировать механическую энергию 72 и/или электроэнергию 74. По мере того, как паровая турбина 104 приводится в действие посредством пара 62 из HRSG 56, температура и давление пара 62 постепенно уменьшается. Соответственно, паровая турбина 104 обеспечивает рециркуляцию используемого пара 62 и/или воды 108 обратно в HRSG 56 для дополнительного парогенерирования через рекуперацию тепла из выхлопного газа 60. В дополнение к парогенерированию, HRSG 56, EGR-система 58 и/или другая часть системы 54 EG-обработки могут производить воду 64, выхлопной газ 42 для использования с системой 12 добычи углеводородов и выхлопным газом 66 для использования в качестве ввода в газотурбинную SEGR-систему 52. Например, вода 64 может быть очищенной водой 64, к примеру, опресненной водой для использования в других вариантах применения. Опресненная вода может быть особенно полезной в областях с низкой доступностью воды. Относительно выхлопного газа 60, варианты осуществления системы 54 EG-обработки могут быть выполнены с возможностью обеспечивать рециркуляцию выхлопного газа 60 через EGR-систему 58 с/без прохождения выхлопного газа 60 через HRSG 56.

[0052] В проиллюстрированном варианте осуществления, газотурбинная SEGR-система 52 имеет канал 110 рециркуляции выхлопного газа, который идет из выпускного отверстия выхлопной системы во впускное отверстие выхлопной системы для системы 52. Вдоль канала 110, выхлопной газ 60 проходит через систему 54 EG-обработки, которая включает в себя HRSG 56 и EGR-систему 58 в проиллюстрированном варианте осуществления. EGR-система 58 может включать в себя одну или более труб, клапанов, нагнетателей воздуха, систем очистки газа (например, фильтров, установок для удаления макрочастиц, установок для разделения газов, установок для подготовки газов, теплообменников, установок для рекуперации тепла, таких как парогенераторы-рекуператоры, установок для удаления влаги, катализаторных установок, установок для закачки химических реагентов либо любую комбинацию вышеозначенного) в последовательных и/или параллельных компоновках вдоль канала 110. Другими словами, EGR-система 58 может включать в себя любые компоненты регулирования расхода, компоненты регулирования давления, компоненты регулирования температуры, компоненты регулирования влажности и компоненты регулирования состава газа вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа между выпускным отверстием выхлопной системы и впускным отверстием выхлопной системы для системы 52. Соответственно, в вариантах осуществления с HRSG 56 вдоль канала 110, HRSG 56 может считаться компонентом EGR-системы 58. Тем не менее, в конкретных вариантах осуществления, HRSG 56 может располагаться вдоль выпускного канала, независимого от канала 110 рециркуляции выхлопного газа. Независимо от того, располагается HRSG 56 вдоль отдельного канала или общего канала с EGR-системой 58, HRSG 56 и EGR-система 58 впускают выхлопной газ 60 и выводят либо рециркуляционный выхлопной газ 66, выхлопной газ 42 для использования с системой 78 EG-подачи (например, для системы 12 добычи углеводородов и/или других систем 84), либо другой вывод выхлопного газа. С другой стороны, газотурбинная SEGR-система 52 впускает, смешивает и обеспечивает стехиометрическое сгорание выхлопного газа 66, окислителя 68 и топлива 70 (например, пламени предварительно перемешанной смеси и/или диффузионного пламени), чтобы производить практически бескислородный и бестопливный выхлопной газ 60 для распределения в систему 54 EG-обработки, систему 12 добычи углеводородов или другие системы 84.

[0053] Как отмечено выше со ссылкой на фиг.1, система 12 добычи углеводородов может включать в себя множество видов оборудования, чтобы упрощать извлечение или добычу нефти/газа 48 из подземного пластового резервуара 20 через нефтегазовую скважину 26. Например, система 12 добычи углеводородов может включать в себя EOR-систему 18, имеющую систему 34 нагнетания текучей среды. В проиллюстрированном варианте осуществления, система 34 нагнетания текучей среды включает в себя EOR-систему 112 для нагнетания выхлопного газа и EOR-систему 114 для нагнетания пара. Хотя система 34 нагнетания текучей среды может принимать текучие среды из множества источников, проиллюстрированный вариант осуществления может принимать выхлопной газ 42 и пар 62 из системы 14 предоставления услуг на основе турбин. Выхлопной газ 42 и/или пар 62, произведенные посредством системы 14 предоставления услуг на основе турбин, также могут направляться в систему 12 добычи углеводородов для использования в других нефтегазовых системах 116.

[0054] Количество, качество и поток выхлопного газа 42 и/или пара 62 могут управляться посредством системы 100 управления. Система 100 управления может быть полностью выделена для системы 14 предоставления услуг на основе турбин, или система 100 управления необязательно может также предоставлять управление (или, по меньшей мере, некоторые данные, чтобы упрощать управление) для системы 12 добычи углеводородов и/или других систем 84. В проиллюстрированном варианте осуществления, система 100 управления включает в себя контроллер 118, имеющий процессор 120, запоминающее устройство 122, блок 124 управления паровой турбиной, блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой и блок 128 управления машинным оборудованием. Процессор 120 может включать в себя один процессор или два или более избыточных процессора, к примеру, тройные избыточные процессоры для управления системой 14 предоставления услуг на основе турбин. Запоминающее устройство 122 может включать в себя энергозависимое и/или энергонезависимое запоминающее устройство. Например, запоминающее устройство 122 может включать в себя один или более жестких дисков, флэш-память, постоянное запоминающее устройство, оперативное запоминающее устройство либо любую комбинацию вышеозначенного. Блоки 124, 126 и 128 управления могут включать в себя программные и/или аппаратные блоки управления. Например, блоки 124, 126 и 128 управления могут включать в себя различные инструкции или код, сохраненный на запоминающем устройстве 122 и выполняемый посредством процессора 120. Блок 124 управления выполнен с возможностью управлять работой паровой турбины 104, блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой выполнен с возможностью управлять системой 52, а блок 128 управления машинным оборудованием выполнен с возможностью управлять машинным оборудованием 106. Таким образом, контроллер 118 (например, блоки 124, 126 и 128 управления) может быть выполнен с возможностью координировать различные подсистемы для системы 14 предоставления услуг на основе турбин, чтобы предоставлять подходящий поток выхлопного газа 42 в систему 12 добычи углеводородов.

[0055] В конкретных вариантах осуществления системы 100 управления, каждый элемент (например, система, подсистема и компонент), проиллюстрированный на чертежах или описанный в данном документе, включает в себя (например, непосредственно внутри, выше или ниже такого элемента) один или более признаков управления производственным процессом, таких как датчики и устройства управления, которые функционально соединяются между собой по сети управления производственным процессом вместе с контроллером 118. Например, устройства управления, ассоциированные с каждым элементом, могут включать в себя специализированный контроллер устройства (например, включающий в себя процессор, запоминающее устройство и управляющие инструкции), один или более актуаторов, клапанов, переключателей и оборудование для управления производственным процессом, которые обеспечивают управление на основе обратной связи 130 из датчиков, управляющих сигналов из контроллера 118, управляющих сигналов от пользователя либо любой комбинации вышеозначенного. Таким образом, любая функциональность управления, описанная в данном документе, может реализовываться с помощью управляющих инструкций, сохраненных и/или выполняемых посредством контроллера 118, специализированных контроллеров устройств, ассоциированных с каждым элементом, либо комбинации вышеозначенного.

[0056] Чтобы упрощать такую функциональность управления, система 100 управления включает в себя один или более датчиков, распределенных по всей системе 10, чтобы получать обратную связь 130 из датчиков для использования при выполнении различных блоков управления, например, блоков 124, 126 и 128 управления. Например, обратная связь 130 из датчиков может получаться из датчиков, распределенных по газотурбинной SEGR-системе 52, машинному оборудованию 106, системе 54 EG-обработки, паровой турбине 104, системе 12 добычи углеводородов или любым другим компонентам по всей системе 14 предоставления услуг на основе турбин или системе 12 добычи углеводородов. Например, обратная связь 130 из датчиков может включать в себя обратную связь по температуре, обратную связь по давлению, обратную связь по расходу, обратную связь по температуре пламени, обратную связь по динамике сгорания, обратную связь по составу впускного окислителя, обратную связь по составу впускного топлива, обратную связь по составу выхлопного газа, уровень на выходе механической энергии 72, уровень на выходе электроэнергии 74, выходное количество выхлопного газа 42, 60, выходное количество или качество воды 64 либо любую комбинацию вышеозначенного. Например, обратная связь 130 из датчиков может включать в себя состав выхлопного газа 42, 60 для того, чтобы упрощать стехиометрическое сгорание в газотурбинной SEGR-системе 52. Например, обратная связь 130 из датчиков может включать в себя обратную связь из одного или более датчиков впускного окислителя вдоль канала подачи окислителя для окислителя 68, одного или более датчиков впускного топлива вдоль канала подачи топлива для топлива 70 и одного или более датчиков выбросов выхлопного газа, расположенных вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа и/или в газотурбинной SEGR-системе 52. Датчики впускного окислителя, датчики впускного топлива и датчики выбросов выхлопного газа могут включать в себя температурные датчики, датчики давления, датчики расхода и датчики состава. Датчики выбросов могут включать в себя датчики для оксидов азота (например, датчики NOx), оксидов углерода (например, CO-датчики и датчики CO₂), оксидов серы (например, датчики SO_X), водорода (например, H₂ датчики), кислорода (например, датчики O₂), несгоревших углеводородов (например, датчики HC) или других продуктов неполного сгорания либо любой комбинации вышеозначенного.

[0057] С использованием этой обратной связи 130, система 100 управления может регулировать (например, увеличивать, уменьшать или поддерживать) впускной поток выхлопного газа 66, окислителя 68 и/или топлива 70 в газотурбинную SEGR-систему 52 (в числе других рабочих параметров), для того чтобы поддерживать соотношение компонентов в подходящем диапазоне, например, приблизительно в диапазоне 0,95-1,05, приблизительно в диапазоне 0,95-1,0, приблизительно в диапазоне 1,0-1,05 или практически равным 1,0. Например, система 100 управления может анализировать обратную связь 130, чтобы отслеживать выбросы выхлопного газа (например, уровни концентрации оксидов азота, оксидов углерода, таких как CO и CO₂, оксидов серы, водорода, кислорода, несгоревших углеводородов и других продуктов неполного сгорания) и/или определять соотношение компонентов и затем управлять одним или более компонентов, чтобы регулировать выбросы выхлопного газа (например, уровни концентрации в выхлопном газе 42) и/или соотношение компонентов. Управляемые компоненты могут включать в себя любые из компонентов, проиллюстрированных и описанных со ссылкой на чертежи, включающих в себя, но не только, клапаны вдоль каналов подачи для окислителя 68, топлива 70 и выхлопного газа 66; компрессор окислителя, топливный насос или любые компоненты в системе 54 EG-обработки; любые компоненты газотурбинной SEGR-системы 52 либо любую комбинацию вышеозначенного. Управляемые компоненты могут регулировать (например, увеличивать, уменьшать или поддерживать) расходы, температуры, давления или процентные отношения (например, соотношение компонентов) окислителя 68, топлива 70 и выхлопного газа 66, которые сгорают в газотурбинной SEGR-системе 52. Управляемые компоненты также могут включать в себя одну или более систем очистки газа, к примеру, катализаторных установок (например, окислительных катализаторных установок), подаваемых компонентов для катализаторных установок (например, топлива, тепла, электричества для окисления и т.д.), установок для подготовки и/или разделения газов (например, сепараторов на основе растворителя, амортизаторов, испарительных резервуаров и т.д.) и фильтровальных установок. Системы очистки газа могут помогать уменьшать различные выбросы выхлопного газа вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа, дренажного канала (например, выпуск в атмосферу) или канала отбора в систему 78 EG-подачи.

[0058] В конкретных вариантах осуществления, система 100 управления может анализировать обратную связь 130 и управлять одним или более компонентов, чтобы поддерживать или уменьшать уровни выбросов (например, уровни концентрации в выхлопном газе 42, 60, 95) в целевом диапазоне, к примеру, меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000, 5000 или 10000 частей на миллион по объему (ppmv). Эти целевые диапазоны могут быть идентичными или отличающимися для каждого из выбросов выхлопного газа, например, уровней концентрации оксидов азота, моноксида углерода, оксидов серы, водорода, кислорода, несгоревших углеводородов и других продуктов неполного сгорания. Например, в зависимости от соотношения компонентов, система 100 управления может избирательно управлять выбросами выхлопного газа (например, уровнями концентрации) окислителя (например, кислорода) в целевом диапазоне меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 250, 500, 750 или 1000 ppmv; моноксида углерода (CO) в целевом диапазоне меньше приблизительно 20, 50, 100, 200, 500, 1000, 2500 или 5000 ppmv; и оксидов азота (NOx) в целевом диапазоне меньше приблизительно 50, 100, 200, 300, 400 или 500 ppmv. В конкретных вариантах осуществления, работающих с практически стехиометрическим соотношением компонентов, система 100 управления может избирательно управлять выбросами выхлопного газа (например, уровнями концентрации) окислителя (например, кислорода) в целевом диапазоне меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90 или 100 ppmv; и моноксида углерода (CO) в целевом диапазоне меньше приблизительно 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 ppmv. В конкретных вариантах осуществления, работающих с обедненным топливом соотношением компонентов (например, приблизительно в диапазоне 0,95-1,0), система 100 управления может избирательно управлять выбросами выхлопного газа (например, уровнями концентрации) окислителя (например, кислорода) в целевом диапазоне меньше приблизительно 500, 600, 700, 800, 900, 1000, 1100, 1200, 1300, 1400 или 1500 ppmv; моноксида углерода (CO) в целевом диапазоне меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 150 или 200 ppmv; и оксидов азота (например, NO_X) в целевом диапазоне меньше приблизительно 50, 100, 150, 200, 250, 300, 350 или 400 ppmv. Вышеприведенные целевые диапазоны являются просто примерами и не имеют намерение ограничивать объем раскрытых вариантов осуществления.

[0059] Система 100 управления также может соединяться с локальным интерфейсом 132 и удаленным интерфейсом 134. Например, локальный интерфейс 132 может включать в себя компьютерную рабочую станцию, расположенную на месте в системе 14 предоставления услуг на основе турбин и/или системе 12 добычи углеводородов. Напротив, удаленный интерфейс 134 может включать в себя компьютерную рабочую станцию, расположенную внешне по отношению к системе 14 предоставления услуг на основе турбин и системе 12 добычи углеводородов, к примеру, через Интернет-подключение. Эти интерфейсы 132 и 134 упрощают мониторинг и управление системой 14 предоставления услуг на основе турбин, к примеру, через один или более графических дисплеев обратной связи 130 из датчиков, рабочих параметров и т.д.

[0060] С другой стороны, как отмечено выше, контроллер 118 включает в себя множество блоков 124, 126 и 128 управления, чтобы упрощать управление системой 14 предоставления услуг на основе турбин. Блок 124 управления паровой турбиной может принимать обратную связь 130 из датчиков и выводить команды управления для того, чтобы упрощать работу паровой турбины 104. Например, блок 124 управления паровой турбиной может принимать обратную связь 130 из датчиков из HRSG 56, машинного оборудования 106, датчиков температуры и давления вдоль канала пара 62, датчиков температуры и давления вдоль канала воды 108 и различных датчиков, указывающих механическую энергию 72 и электроэнергию 74. Аналогично, блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой может принимать обратную связь 130 из датчиков из одного или более датчиков, расположенных вдоль газотурбинной SEGR-системы 52, машинного оборудования 106, системы 54 EG-обработки либо любой комбинации вышеозначенного. Например, обратная связь 130 из датчиков может получаться из температурных датчиков, датчиков давления, датчиков зазора, датчиков вибрации, датчиков пламени, датчиков состава топлива, датчиков состава выхлопного газа либо любой комбинации вышеозначенного, расположенных внутри или внешне для газотурбинной SEGR-системы 52. В завершение, блок 128 управления машинным оборудованием может принимать обратную связь 130 из датчиков из различных датчиков, ассоциированных с механической энергией 72 и электроэнергией 74, а также датчиков, расположенных в машинном оборудовании 106. Каждый из этих блоков 124, 126 и 128 управления использует обратную связь 130 из датчиков для того, чтобы улучшать работу системы 14 предоставления услуг на основе турбин.

[0061] В проиллюстрированном варианте осуществления, блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой может выполнять инструкции, чтобы управлять количеством и качеством выхлопного газа 42, 60, 95 в системе 54 EG-обработки, системе 78 EG-подачи, системе 12 добычи углеводородов и/или других системах 84. Например, блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой может поддерживать уровень окислителя (например, кислорода) и/или несгоревшего топлива в выхлопном газе 60 ниже порогового значения, подходящего для использования с EOR-системой 112 для нагнетания выхлопного газа. В конкретных вариантах осуществления, пороговые уровни могут быть меньше 1, 2, 3, 4 или 5 процентов окислителя (например, кислорода) и/или несгоревшего топлива по объему выхлопного газа 42, 60; или пороговые уровни окислителя (например, кислорода) и/или несгоревшего топлива (и других выбросов выхлопного газа) может быть меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 частей на миллион по объему (ppmv) в выхлопном газе 42, 60. В качестве дополнительного примера, чтобы достигать этих низких уровней окислителя (например, кислорода) и/или несгоревшего топлива, блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой может поддерживать соотношение компонентов для сгорания в газотурбинной SEGR-системе 52 приблизительно в диапазоне 0,95-1,05. Блок 126 управления газотурбинной SEGR-системой также может управлять системой 80 EG-отбора и системой 82 EG-очистки, чтобы поддерживать температуру, давление, расход и состав газа выхлопного газа 42, 60, 95 в подходящих диапазонах для EOR-системы 112 для нагнетания выхлопного газа, трубопровода 86, резервуара 88 для хранения и системы 90 секвестрации углерода. Как пояснено выше, система 82 EG-очистки может управляться с возможностью очищать и/или разделять выхлопной газ 42 на один или более потоков 95 газа, таких как обогащенный CO₂ и обедненный N₂ поток 96, поток 97 с промежуточной концентрацией CO₂, N₂ и обедненный CO₂ и обогащенный N₂ поток 98. В дополнение к блокам управления для выхлопного газа 42, 60 и 95, блоки 124, 126 и 128 управления могут выполнять одну или более инструкций, чтобы поддерживать механическую энергию 72 в подходящем диапазоне мощности или поддерживать электроэнергию 74 в подходящем диапазоне частоты и мощности.

[0062] Фиг.3 является схемой варианта осуществления системы 10, дополнительно иллюстрирующей подробности газотурбинной SEGR-системы 52 для использования с системой 12 добычи углеводородов и/или другими системами 84. В проиллюстрированном варианте осуществления, газотурбинная SEGR-система 52 включает в себя газотурбинный двигатель 150, соединенный с системой 54 EG-обработки. Проиллюстрированный газотурбинный двигатель 150 включает в себя секцию 152 компрессора, секцию 154 камеры сгорания и секцию 156 расширителя или секцию турбины. Секция 152 компрессора включает в себя один или более компрессоров 158 или ступеней компрессоров выхлопного газа, к примеру, 1-20 ступеней вращающихся лопаток компрессора, расположенных в последовательной компоновке. Аналогично, секция 154 камеры сгорания включает в себя одну или более камер 160 сгорания, к примеру, 1-20 камер 160 сгорания, распределенных по окружности вокруг оси 162 вращения газотурбинной SEGR-системы 52. Кроме того, каждая камера 160 сгорания может включать в себя одну или более топливных форсунок 164, выполненных с возможностью нагнетать выхлопной газ 66, окислитель 68 и/или топливо 70. Например, передняя концевая часть 166 каждой камеры 160 сгорания может размещать 1, 2, 3, 4, 5, 6 или более топливных форсунок 164, которые могут нагнетать потоки или смеси выхлопного газа 66, окислителя 68 и/или топлива 70 в часть 168 сгорания (например, отсек сгорания) камеры 160 сгорания.

[0063] Топливные форсунки 164 могут включать в себя любую комбинацию топливных форсунок 164 для предварительно перемешанной смеси (например, выполненных с возможностью предварительно перемешивать окислитель 68 и топливо 70 для формирования пламени предварительно перемешанной смеси окислителя и топлива) и/или диффузионных топливных форсунок 164 (например, выполненных с возможностью нагнетать отдельные потоки окислителя 68 и топлива 70 для формирования диффузионного пламени смеси окислителя и топлива). Варианты осуществления топливных форсунок 164 для предварительно перемешанной смеси могут включать в себя вихревые лопасти, смесительные камеры или другие признаки, чтобы внутренне смешивать окислитель 68 и топливо 70 в форсунках 164, до нагнетания и сгорания в отсеке 168 сгорания. Топливные форсунки 164 для предварительно перемешанной смеси также могут принимать, по меньшей мере, некоторый частично смешанный окислитель 68 и топливо 70. В конкретных вариантах осуществления, каждая диффузионная топливная форсунка 164 может изолировать потоки окислителя 68 и топлива 70 до точки нагнетания при одновременной изоляции потоков одного или более разбавителей (например, выхлопного газа 66, пара, азота или другого инертного газа) до точки нагнетания. В других вариантах осуществления, каждая диффузионная топливная форсунка 164 может изолировать потоки окислителя 68 и топлива 70 до точки нагнетания, при одновременном частичном смешивании одного или более разбавителей (например, выхлопного газа 66, пара, азота или другой инертного газа) с окислителем 68 и/или топливом 70 до точки нагнетания. Помимо этого, один или более разбавителей (например, выхлопной газ 66, пар, азот или другой инертный газ) могут нагнетаться в камеру сгорания (например, в горячие продукты сгорания) в/ниже зоны сгорания, за счет этого помогая уменьшать температуру горячих продуктов сгорания и сокращать выбросы NO_X (например, NO и NO₂). Независимо от типа топливной форсунки 164, газотурбинная SEGR-система 52 может управляться с возможностью предоставлять практически стехиометрическое сгорание окислителя 68 и топлива 70.

[0064] В вариантах осуществления диффузионного сгорания с использованием диффузионных топливных форсунок 164, топливо 70 и окислитель 68, в общем, не смешиваются выше диффузионного пламени, а вместо этого топливо 70 и окислитель 68 смешиваются и реагируют непосредственно на поверхности пламени, и/или поверхность пламени предусмотрена в местоположении смешивания между топливом 70 и окислителем 68. В частности, топливо 70 и окислитель 68 отдельно приближаются к поверхности пламени (или границе/поверхности раздела диффузии) и затем диффундируют (например, через молекулярную и вязкую диффузию) вдоль поверхности пламени (или границе/поверхности раздела диффузии), чтобы формировать диффузионное пламя. Примечательно, что топливо 70 и окислитель 68 могут иметь практически стехиометрический состав вдоль этой поверхности пламени (или границе/поверхности раздела диффузии), что может приводить к большей температуре пламени (например, пиковой температуре пламени) вдоль этой поверхности пламени. Стехиометрический состав смеси топлива и окислителя, в общем, приводит к большей температуре пламени (например, пиковой температуре пламени), по сравнению с обедненным топливом или обогащенным топливом составом смеси топлива и окислителя. Как результат, диффузионное пламя может быть значительно более устойчивым по сравнению с пламенем предварительно перемешанной смеси, поскольку диффузия топлива 70 и окислителя 68 помогает поддерживать стехиометрический состав (и большую температуру) вдоль поверхности пламени. Хотя большие температуры пламени также могут приводить к большим выбросам выхлопного газа, к примеру, выбросов NOx, раскрытые варианты осуществления используют один или более разбавителей для того, чтобы помогать управлять температурой и выбросами, при одновременном недопущении предварительного перемешивания топлива 70 и окислителя 68. Например, раскрытые варианты осуществления могут вводить один или более разбавителей, отдельных от топлива 70 и окислителя 68 (например, после точки сгорания и/или ниже диффузионного пламени), за счет этого помогая уменьшать температуру и сокращать выбросы (например, выбросы NOx), произведенные посредством диффузионного пламени.

[0065] При работе, как проиллюстрировано, секция 152 компрессора принимает и сжимает выхлопной газ 66 из системы 54 EG-обработки и выводит сжатый выхлопной газ 170 в каждую из камер 160 сгорания в секции 154 камеры сгорания. После сгорания топлива 60, окислителя 68 и выхлопного газа 170 в каждой камере 160 сгорания, дополнительный выхлопной газ или продукты 172 сгорания (т.е. горючий газ) направляются в секцию 156 турбины. Аналогично секции 152 компрессора, секция 156 турбины включает в себя одну или более турбин 174 или ступеней турбины, которые могут включать в себя последовательность вращающихся лопаток турбины. Эти лопатки турбины затем приводятся в действие посредством продуктов 172 сгорания, сформированных в секции 154 камеры сгорания, за счет этого приводя в действие вращение вала 176, соединенного с машинным оборудованием 106. С другой стороны, машинное оборудование 106 может включать в себя множество видов оборудования, соединенных с любым концом газотурбинной SEGR-системы 52, таких как машинное оборудование 106, 178, соединенное с секцией 156 турбины, и/или машинное оборудование 106, 180, соединенное с секцией 152 компрессора. В конкретных вариантах осуществления, машинное оборудование 106, 178, 180 может включать в себя один или более электрических генераторов, компрессоров окислителя для окислителя 68, топливных насосов для топлива 70, редукторов или дополнительных приводов (например, паровую турбину 104, электромотор и т.д.), соединенных с газотурбинной SEGR-системой 52. Неограничивающие примеры пояснены подробнее ниже в отношении таблицы 1. Как проиллюстрировано, секция 156 турбины выводит выхлопной газ 60, который должен рециркулировать вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа из выпускного отверстия 182 выхлопной системы секции 156 турбины во впускное отверстие 184 выхлопной системы в секцию 152 компрессора. Вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа выхлопной газ 60 проходит через систему 54 EG-обработки (например, HRSG 56 и/или EGR-систему 58), как подробно пояснено выше.

[0066] С другой стороны, каждая камера 160 сгорания в секции 154 камеры сгорания принимает, смешивает и обеспечивает стехиометрическое сгорание сжатого выхлопного газа 170, окислителя 68 и топлива 70, чтобы производить дополнительный выхлопной газ или продукты 172 сгорания, чтобы приводить в действие секцию 156 турбины. В конкретных вариантах осуществления, окислитель 68 сжимается посредством системы 186 сжатия окислителя, такой как система сжатия основного окислителя (MOC) (например, система сжатия основного воздуха (MAC)), имеющая один или более компрессоров окислителя (MOC). Система 186 сжатия окислителя включает в себя компрессор 188 окислителя, соединенный с приводом 190. Например, привод 190 может включать в себя электромотор, двигатель внутреннего сгорания либо любую комбинацию вышеозначенного. В конкретных вариантах осуществления, привод 190 может представлять собой турбинный двигатель, к примеру, газотурбинный двигатель 150. Соответственно, система 186 сжатия окислителя может быть неразъемной частью машинного оборудования 106. Другими словами, компрессор 188 может прямо или непрямо приводиться в действие посредством механической энергии 72, поданной посредством вала 176 газотурбинного двигателя 150. В таком варианте осуществления, привод 190 может исключаться, поскольку компрессор 188 основывается на выходной мощности из турбинного двигателя 150. Тем не менее, в конкретных вариантах осуществления с использованием нескольких компрессоров окислителя, первый компрессор окислителя (например, компрессор окислителя низкого давления (LP)) может приводиться в действие посредством привода 190, в то время как вал 176 приводит в действие второй компрессор окислителя (например, компрессор окислителя высокого давления (HP)), или наоборот. Например, в другом варианте осуществления, HP MOC приводится в действие посредством привода 190, и LP-компрессор окислителя приводится в действие посредством вала 176. В проиллюстрированном варианте осуществления, система 186 сжатия окислителя является отдельной от машинного оборудования 106. В каждом из этих вариантов осуществления, система 186 сжатия сжимает и подает окислитель 68 в топливные форсунки 164 и камеры 160 сгорания. Соответственно, часть или все машинное оборудование 106, 178, 180 может быть выполнено с возможностью повышать эффективность эксплуатации системы 186 сжатия (например, компрессора 188 и/или дополнительных компрессоров).

[0067] Множество компонентов машинного оборудования 106, указываемых посредством номеров 106А, 106B, 106C, 106D, 106E и 106F элементов, могут располагаться вдоль линии вала 176 и/или параллельным с линией вала 176 в одной или более последовательных компоновок, параллельных компоновок либо в любой комбинации последовательных и параллельных компоновок. Например, машинное оборудование 106, 178, 180 (например, 106A-106F) может включать в себя любую последовательную и/или параллельную компоновку, в любом порядке: один или более редукторов (например, редуктора с параллельными валами, планетарных редукторов), один или более компрессоров (например, компрессоров окислителя, бустерных компрессоров, таких как бустерные EG-компрессоры), один или более блоков выработки электроэнергии (например, электрических генераторов), один или более приводов (например, паротурбинных двигателей, электромоторов), теплообменных установок (например, прямых или непрямых теплообменников), муфт либо любую комбинацию вышеозначенного. Компрессоры могут включать в себя осевые компрессоры, радиальные или центробежные компрессоры либо любую комбинацию вышеозначенного, имеющую одну или более ступеней сжатия. Относительно теплообменников прямые теплообменники могут включать в себя распылительные охладители (например, распылительные промежуточные охладители), которые впрыскивают жидкий распылитель в поток газа (например, поток окислителя) для непосредственного охлаждения потока газа. Непрямые теплообменники могут включать в себя, по меньшей мере, одну стенку (например, кожухотрубный теплообменник), разделяющую первый и второй потоки, к примеру, поток текучей среды (например, поток окислителя), разделенный от потока хладагента (например, воды, воздуха, охлаждающей среды или любого другого жидкого или газового хладагента), при этом поток хладагента переносит тепло из потока текучей среды без прямого контакта. Примеры непрямых теплообменников включают в себя теплообменники с промежуточным охладителем и установки для рекуперации тепла, к примеру, парогенераторы-рекуператоры. Теплообменники также могут включать в себя подогреватели. Как подробнее пояснено ниже, каждый из этих компонентов машинного оборудования может использоваться в различных комбинациях, как указано посредством неограничивающих примеров, изложенных в таблице 1.

[0068] Обычно машинное оборудование 106, 178, 180 может быть выполнено с возможностью повышать эффективность системы 186 сжатия, например, посредством регулирования рабочих частот вращения одного или более компрессоров окислителя в системе 186, упрощения сжатия окислителя 68 посредством охлаждения и/или отбора избыточной мощности. Раскрытые варианты осуществления имеют намерение включать в себя все перестановки вышеприведенных компонентов в машинном оборудовании 106, 178, 180 в последовательной и параллельной компоновках, при этом один, более одного, все или нуль из компонентов извлекают мощность из вала 176. Как проиллюстрировано ниже, таблица 1 иллюстрирует некоторые неограничивающие примеры компоновок машинного оборудования 106, 178, 180, расположенных рядом и/или соединенных с секциями 152, 156 компрессора и турбины.

Таблица 1 106A 106B 106C 106D 106E 106F MOC GEN MOC GBX GEN LP
MOC HP
MOC GEN HP
MOC GBX LP
MOC GEN MOC
MOC GBX GEN HP
MOC GBX GEN LP
MOC MOC
MOC GBX
GBX GEN
DRV DRV GBX LP
MOC HP
MOC GBX GEN DRV GBX HP
MOC LP
MOC GEN HP
MOC GBX
CLR LP
MOC GEN HP
MOC GBX
CLR LP
MOC GBX GEN HP
MOC GBX
HTR
STGN LP
MOC GEN MOC GEN DRV MOC DRV GEN DRV MOC GEN DRV CLU MOC GEN DRV CLU MOC GBX GEN

[0069] Как проиллюстрировано выше в таблице 1, охладительная установка представляется как CLR, муфта представляется как CLU, привод представлен посредством DRV, редуктор представляется как GBX, генератор представлен посредством GENА, нагревательная установка представлена посредством HTR, компрессорная установка для основного окислителя представлена посредством MOC, при этом варианты низкого давления и высокого давления представляются как LP MOC и HP MOC, соответственно, и парогенераторная установка представляется как STGN. Хотя таблица 1 иллюстрирует машинное оборудование 106, 178, 180 последовательно к секции 152 компрессора или секции 156 турбины, таблица 1 также предназначена для того, чтобы охватывать обратную последовательность машинного оборудования 106, 178, 180. В таблице 1 любая ячейка, включающая в себя два или более компонентов, имеет намерение охватывать параллельную компоновку компонентов. Таблица 1 не имеет намерение исключать все непроиллюстрированные перестановки машинного оборудования 106, 178, 180. Эти компоненты машинного оборудования 106, 178, 180 могут обеспечивать управление с обратной связью температурой, давлением и расходом окислителя 68, отправленного в газотурбинный двигатель 150. Как подробнее пояснено ниже, окислитель 68 и топливо 70 могут подаваться в газотурбинный двигатель 150 в местоположениях, конкретно выбранных для того, чтобы упрощать изоляцию и отбор сжатого выхлопного газа 170 без окислителя 68 или топлива 70, ухудшающего характеристики качества выхлопного газа 170.

[0070] Система 78 EG-подачи, как проиллюстрировано на фиг.3, располагается между газотурбинным двигателем 150 и целевыми системами (например, системой 12 добычи углеводородов и другими системами 84). В частности, система 78 EG-подачи, например, система 80 EG-отбора (EGES)) может соединяться с газотурбинным двигателем 150 в одной или более точек 76 отбора вдоль секции 152 компрессора, секции 154 камеры сгорания и/или секции 156 турбины. Например, точки 76 отбора могут быть расположены между смежными ступенями компрессора, к примеру, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или 10 точек 76 межступенчатого отбора между ступенями компрессора. Каждая из этих точек 76 межступенчатого отбора предоставляет различную температуру и давление отобранного выхлопного газа 42. Аналогично, точки 76 отбора могут быть расположены между смежными ступенями турбины, к примеру, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или 10 точек 76 межступенчатого отбора между ступенями турбины. Каждая из этих точек 76 межступенчатого отбора предоставляет различную температуру и давление отобранного выхлопного газа 42. В качестве дополнительного примера, точки 76 отбора могут быть расположены во множестве местоположений по секции 154 камеры сгорания, что позволяет предоставлять различные температуры, давления, расходы и составы газа. Каждая из этих точек 76 отбора может включать в себя трубу для EG-отбора, один или более клапанов, датчиков и блоков управления, которые могут использоваться для того, чтобы избирательно управлять потоком отобранного выхлопного газа 42 в систему 78 EG-подачи.

[0071] Отобранный выхлопной газ 42, который распределен посредством системы 78 EG-подачи, имеет управляемый состав, подходящий для целевых систем (например, системы 12 добычи углеводородов и других систем 84). Например, в каждой из этих точек 76 отбора, выхлопной газ 170 может быть практически изолирован от точек нагнетания (или потоков) окислителя 68 и топлива 70. Другими словами, система 78 EG-подачи может быть специально сконструирована с возможностью отбирать выхлопной газ 170 из газотурбинного двигателя 150 без добавленного окислителя 68 или топлива 70. Кроме того, с учетом стехиометрического сгорания в каждой из камер 160 сгорания, отобранный выхлопной газ 42 может практически не содержать кислород и топливо. Система 78 EG-подачи может направлять отобранный выхлопной газ 42 прямо или непрямо в систему 12 добычи углеводородов и/или другие системы 84 для использования в различных процессах, к примеру, в добыче нефти вторичным методом, секвестрации, хранении или транспортировке углерода во внешнее местоположение. Тем не менее, в конкретных вариантах осуществления, система 78 EG-подачи включает в себя систему 82 EG-очистки (EGTS) для дополнительной очистки выхлопного газа 42 до использования с целевыми системами. Например, система 82 EG-очистки может очищать и/или разделять выхлопной газ 42 на один или более потоков 95, к примеру, обогащенный CO₂ и обедненный N₂ поток 96, поток 97 с промежуточной концентрацией CO₂, N₂ и обедненный CO₂ и обогащенный N₂ поток 98. Эти потоки 95 очищенного выхлопного газа могут использоваться по отдельности или в любой комбинации, с системой 12 добычи углеводородов и другими системами 84 (например, трубопроводом 86, резервуаром 88 для хранения и системой 90 секвестрации углерода).

[0072] Аналогично очисткам выхлопного газа, выполняемым в системе 78 EG-подачи, система 54 EG-обработки может включать в себя множество компонентов 192 очистки выхлопного газа (EG), к примеру, указываемых посредством номеров 194, 196, 198, 200, 202, 204, 206, 208 и 210 элементов. Эти компоненты 192 EG-очистки (например, 194-210) могут располагаться вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа в одной или более последовательных компоновок, параллельных компоновок либо в любой комбинации последовательных и параллельных компоновок. Например, компоненты 192 EG-очистки (например, 194-210) могут включать в себя любую последовательную и/или параллельную компоновку, в любом порядке: один или более теплообменников (например, установок для рекуперации тепла, таких как парогенераторы-рекуператоры, конденсаторы, охладители или подогреватели), каталитических систем (например, систем катализатора окисления), систем удаления макрочастиц и/или воды (например, инерционных сепараторов, коалесцирующих фильтров, водонепроницаемых фильтров и других фильтров), систем закачки химических реагентов, систем очистки на основе растворителя (например, амортизаторов, испарительных резервуаров и т.д.), систем улавливания углерода, систем разделения газов, систем подготовки газов и/или систему очистки на основе растворителя либо любую комбинацию вышеозначенного. В конкретных вариантах осуществления, каталитические системы могут включать в себя катализатор окисления, катализатор восстановления моноксида углерода, катализатор восстановления оксидов азота, оксид алюминия, оксид циркония, оксид кремния, оксид титана, оксид платины, оксид палладия, оксид кобальта или смешанный оксид металла либо комбинацию вышеозначенного. Раскрытые варианты осуществления имеют намерение включать в себя все перестановки вышеприведенных компонентов 192 в последовательной и параллельной компоновках. Как проиллюстрировано ниже, таблица 2 иллюстрирует некоторые неограничивающие примеры компоновок компонентов 192 вдоль канала 110 рециркуляции выхлопного газа.

Таблица 2 194 196 198 200 202 204 206 208 210 CU HRU BB MRU PRU CU HRU HRU BB MRU PRU DIL CU HRSG HRSG BB MRU PRU OCU HRU OCU HRU OCU BB MRU PRU HRU
CU HRU
CU BB MRU PRU HRSG
OCU HRSG
OCU BB MRU PRU DIL OCU HRSG
OCU OCU HRSG
OCU OCU BB MRU PRU DIL OCU HRSG
ST HRSG
ST BB COND INER WFIL CFIL DIL OCU
HRSG
ST OCU
HRSG
ST BB COND INER FIL DIL OCU HRSG
ST HRSG
ST OCU
BB MRU
HE
COND MRU
WFIL PRU
INER
PRU
FIL
CFIL CU HRU
COND HRU
COND HRU
COND BB MRU
HE
COND
WFIL PRU
INER PRU
FIL
CFIL DIL

[0073] Как проиллюстрировано выше в таблице 2, катализаторная установка представлена посредством CU, окислительная катализаторная установка представлена посредством OCU, бустерный нагнетатель воздуха представлен посредством BB, теплообменник представлен посредством HX, установка для рекуперации тепла представлена посредством HRU, парогенератор-рекуператор представлен посредством HRSG, конденсатор представлен посредством COND, паровая турбина представлена посредством ST, установка для удаления макрочастиц представлена посредством PRU, установка для удаления влаги представлена посредством MRU, фильтр представлен посредством FIL, коалесцирующий фильтр представлен посредством CFIL, водонепроницаемый фильтр представлен посредством WFIL, инерционный сепаратор представлен посредством INER, и система подачи разбавителей (например, пара, азота или другого инертного газа) представлена посредством DIL. Хотя таблица 2 иллюстрирует компоненты 192 последовательно от выпускного отверстия 182 выхлопной системы секции 156 турбины к впускному отверстию 184 выхлопной системы секции 152 компрессора, таблица 2 также предназначена для того, чтобы охватывать обратную последовательность проиллюстрированных компонентов 192. В таблице 2 любая ячейка, включающая в себя два или более компонентов, имеет намерение охватывать интегрированную установку с компонентами, параллельную компоновку компонентов либо любую комбинацию вышеозначенного. Кроме того, в контексте таблицы 2, HRU, HRSG и COND являются примерами HE; HRSG является примером HRU; COND, WFIL и CFIL являются примерами WRU; INER, FIL, WFIL и CFIL являются примерами PRU; и WFIL и CFIL являются примерами FIL. С другой стороны, таблица 2 не предназначена для того, чтобы исключать все непроиллюстрированные перестановки компонентов 192. В конкретных вариантах осуществления, проиллюстрированные компоненты 192 (например, 194-210) могут частично или полностью интегрироваться в HRSG 56, EGR-системе 58 либо любой комбинации вышеозначенного. Эти компоненты 192 EG-очистки могут обеспечивать управление с обратной связью температурой, давлением, расходом и составом газа, при одновременном удалении влаги и макрочастиц из выхлопного газа 60. Кроме того, очищенный выхлопной газ 60 может отбираться в одной или более точек 76 отбора для использования в системе 78 EG-подачи и/или рециркулировать во впускное отверстие 184 выхлопной системы секции 152 компрессора.

[0074] По мере того, как очищенный рециркуляционный выхлопной газ 66 проходит через секцию 152 компрессора, газотурбинная SEGR-система 52 может отводить часть сжатого выхлопного газа вдоль одной или более линий 212 (например, отводных труб или обводных труб). Каждая линия 212 может направлять выхлопной газ в один или более теплообменников 214 (например, охладительных установок), за счет этого охлаждая выхлопной газ для рециркуляции обратно в газотурбинную SEGR-систему 52. Например, после прохождения через теплообменник 214, часть охлажденного выхлопного газа может направляться в секцию 156 турбины вдоль линии 212 для охлаждения и/или герметизации кожуха турбины, бандажа турбины, подшипников и других компонентов. В таком варианте осуществления, газотурбинная SEGR-система 52 не направляет окислитель 68 (или другие потенциальные загрязнители) через секцию 156 турбины для целей охлаждения и/или герметизации, и в силу этого утечки охлажденного выхлопного газа не должны загрязнять горячие продукты сгорания (например, рабочий выхлопной газ), протекающие и приводящие в действие ступени турбины секции 156 турбины. В качестве дополнительного примера, после прохождения через теплообменник 214, часть охлажденного выхлопного газа может направляться вдоль линии 216 (например, обратной трубы) в вышерасположенную ступень компрессора секции 152 компрессора, за счет этого повышая эффективность сжатия посредством секции 152 компрессора. В таком варианте осуществления, теплообменник 214 может быть сконфигурирован как межступенчатая охладительная установка для секции 152 компрессора. Таким образом, охлажденный выхлопной газ помогает повышать эффективность эксплуатации газотурбинной SEGR-системы 52, одновременно помогая поддерживать чистоту выхлопного газа (например, практически не содержащего окислитель и топливо).

[0075] Фиг.4 является блок-схемой последовательности операций способа для варианта осуществления рабочего процесса 220 системы 10, проиллюстрированной на фиг.1-3. В конкретных вариантах осуществления, процесс 220 может быть машинореализованным процессом, который осуществляет доступ к одной или более инструкций, сохраненных на запоминающем устройстве 122, и выполняет инструкции на процессоре 120 контроллера 118, показанного на фиг.2. Например, каждый этап в процессе 220 может включать в себя инструкции, выполняемые посредством контроллера 118 системы 100 управления, описанной со ссылкой на фиг.2.

[0076] Процесс 220 может начинаться посредством инициирования режима запуска газотурбинной SEGR-системы 52 фиг.1-3, как указано посредством этапа 222. Например, режим запуска может заключать в себе постепенное линейное повышение газотурбинной SEGR-системы 52, чтобы поддерживать тепловые градиенты, вибрацию и зазор (например, между вращающимися и стационарными частями) в пределах приемлемых пороговых значений. Например, в ходе режима 222 запуска, процесс 220 может начинать подавать сжатый окислитель 68 в камеры 160 сгорания и топливные форсунки 164 секции 154 камеры сгорания, как указано посредством этапа 224. В конкретных вариантах осуществления, сжатый окислитель может включать в себя сжатый воздух, кислород, обогащенный кислородом воздух, воздух с уменьшенным содержанием кислорода, кислородно-азотные смеси либо любую комбинацию вышеозначенного. Например, окислитель 68 может сжиматься посредством системы 186 сжатия окислителя, проиллюстрированной на фиг.3. Процесс 220 также может начинать подавать топливо в камеры 160 сгорания и топливные форсунки 164 в ходе режима 222 запуска, как указано посредством этапа 226. В ходе режима 222 запуска процесс 220 также может начинать подавать выхлопной газ (когда доступен) в камеры 160 сгорания и топливные форсунки 164, как указано посредством этапа 228. Например, топливные форсунки 164 могут производить одно или более диффузионного пламени, пламени предварительно перемешанной смеси либо комбинацию диффузионного пламени и пламени предварительно перемешанной смеси. В ходе режима 222 запуска выхлопной газ 60, формируемый посредством газотурбинного двигателя 156, может быть недостаточным или нестабильным по количеству и/или качеству. Соответственно, в ходе режима запуска, процесс 220 может подавать выхлопной газ 66 из одной или более установок для хранения (например, резервуара 88 для хранения), трубопровода 86, других газотурбинных SEGR-систем 52 или других источников выхлопного газа.

[0077] Процесс 220 затем может обеспечивать сгорание смеси сжатого окислителя, топливного и выхлопного газа в камерах 160 сгорания, чтобы производить горячий газ 172 сгорания, как указано посредством этапа 230. В частности, процесс 220 может управляться посредством системы 100 управления по фиг.2, чтобы упрощать стехиометрическое сгорание (например, стехиометрическое диффузионное сгорание, сгорание предварительно перемешанной смеси или оба) смеси в камерах 160 сгорания секции 154 камеры сгорания. Тем не менее, в ходе режима 222 запуска, может быть особенно затруднительным поддерживать стехиометрическое сгорание смеси (и в силу этого низкие уровни окислителя и несгоревшего топлива могут присутствовать в горячем газе 172 сгорания). Как результат, в режиме 222 запуска, горячий газ 172 сгорания может иметь большие количества остаточного окислителя 68 и/или топлива 70, чем во время установившегося режима, как подробнее пояснено ниже. По этой причине, процесс 220 может выполнять одну или более управляющих инструкций, чтобы уменьшать или исключать остаточный окислитель 68 и/или топливо 70 в горячем газе 172 сгорания в ходе режима запуска.

[0078] Процесс 220 затем приводит в действие секцию 156 турбины с горячим газом 172 сгорания, как указано посредством этапа 232. Например, горячий газ 172 сгорания может приводить в действие одну или более ступеней 174 турбины, расположенных в секции 156 турбины. Ниже секции 156 турбины процесс 220 может очищать выхлопной газ 60 из конечной ступени 174 турбины, как указано посредством этапа 234. Например, очистка 234 выхлопного газа может включать в себя фильтрацию, каталитическую реакцию любого остаточного окислителя 68 и/или топлива 70, химическую очистку, рекуперацию тепла с помощью HRSG 56 и т.д. Процесс 220 также может обеспечивать рециркуляцию, по меньшей мере, части выхлопного газа 60 обратно в секцию 152 компрессора газотурбинной SEGR-системы 52, как указано посредством этапа 236. Например, рециркуляция 236 выхлопного газа может заключать в себе прохождение через канал 110 рециркуляции выхлопного газа, имеющий систему 54 EG-обработки, как проиллюстрировано на фиг.1-3.

[0079] В свою очередь, рециркуляционный выхлопной газ 66 может сжиматься в секции 152 компрессора, как указано посредством этапа 238. Например, газотурбинная SEGR-система 52 может последовательно сжимать рециркуляционный выхлопной газ 66 в одной или более ступеней 158 компрессора секции 152 компрессора. Затем, сжатый выхлопной газ 170 может подаваться в камеры 160 сгорания и топливные форсунки 164, как указано посредством этапа 228. Этапы 230, 232, 234, 236 и 238 затем могут повторяться до тех пор, пока процесс 220 в конечном счете не перейдет в установившийся режим, как указано посредством этапа 240. После перехода 240, процесс 220 может продолжать выполнять этапы 224-238, но также может начинать отбирать выхлопной газ 42 через систему 78 EG-подачи, как указано посредством этапа 242. Например, выхлопной газ 42 может отбираться из одной или более точек 76 отбора вдоль секции 152 компрессора, секции 154 камеры сгорания и секции 156 турбины, как указано на фиг.3. В свою очередь, процесс 220 может подавать отобранный выхлопной газ 42 из системы 78 EG-подачи в систему 12 добычи углеводородов, как указано посредством этапа 244. Система 12 добычи углеводородов затем может нагнетать выхлопной газ 42 в землю 32 для добычи нефти вторичным методом, как указано посредством этапа 246. Например, отобранный выхлопной газ 42 может использоваться посредством EOR-системы 112 для нагнетания выхлопного газа EOR-системы 18, проиллюстрированной на фиг.1-3.

[0080] Как подробнее пояснено выше относительно фиг.1-4, газотурбинная SEGR-система 52 использует комбинацию топлива 70 и сжатого окислителя 68 для сгорания, чтобы формировать выхлопной газ 42. С другой стороны, выхлопной газ 42, сформированный посредством газотурбинной SEGR-системы 52, предоставляется или в одну или в обе из системы 54 EG-обработки и системы 78 EG-подачи для рециркуляции обратно в газотурбинную SEGR-систему 52 или систему 12 добычи углеводородов (фиг.1). Как также пояснено выше относительно фиг.3, система 186 сжатия окислителя соединена с возможностью обмена текучей средой с двигателем 150 газовой SEGR-турбины и предоставляет окислитель 68 в сжатой форме для сгорания. Конкретная конфигурация системы 186 сжатия окислителя может оказывать прямое влияние на общую эффективность цикла газотурбинной SEGR-системы 52. Фактически, любой один либо комбинация компонентов машинного оборудования 106, поясненных выше в таблице 1, могут быть использованы для того, чтобы повышать эффективность работы системы 186 сжатия окислителя, в свою очередь, повышая эффективность всего процесса сжатия, сгорания и производства выхлопного газа. В качестве неограничивающего примера, система 186 сжатия окислителя может включать в себя признаки отклонения тепла, вырабатываемого во время сжатия, формирования электроэнергии из избыточной энергии, сформированной посредством двигателя 150 газовой SEGR-турбины, и отбора мощности в форме электрической и/или механической энергии для приведения в действие установок, которые могут работать последовательно или параллельно. Фиг.5-23 предоставляют определенное число вариантов осуществления, направленных на повышение эффективности работы системы 186 сжатия окислителя.

[0081] Следует отметить, что определенные признаки системы 14 предоставления услуг на основе турбин опущены для понятности, в том числе система 100 управления, имеющая блок 126 управления SEGR GT-системой и блок 128 управления машинным оборудованием. Соответственно, следует отметить, что все варианты осуществления, поясненные ниже, могут частично или полностью управляться посредством системы 100 управления с системой 100 управления с использованием обратной связи 130 из датчиков, полученной из датчиков, расположенных на любом либо на комбинации компонентов системы 186 сжатия окислителя, описанной ниже. Фактически, такая обратная связь 130 из датчиков может обеспечивать синхронный режим работы машинного оборудования 106 с тем, чтобы повышать эффективность каждого компонента машины, и следовательно, по меньшей мере, системы 186 сжатия окислителя.

[0082] Переходя теперь к фиг.5, один вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя проиллюстрирован как включающий в себя компрессор 300 основного окислителя (MOC), конкретная конфигурация которого подробнее пояснена ниже. MOC 300 соединяется с генератором 302 (например, двусторонним генератором), который прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52. В ходе работы, компрессор 300 основного окислителя принимает окислитель 68 и приводится в действие посредством генератора 302, чтобы сжимать окислитель 68, чтобы производить сжатый окислитель 304. Одновременно, генератор 302, приводимый в действие посредством SEGR GT-системы 52, производит электроэнергию 74. Электроэнергия 74 может использоваться рядом способов. Например, электроэнергия 74 может предоставляться в энергосистему или использоваться посредством дополнительного компонента машинного оборудования 106, работающего параллельно генератору 302.

[0083] В частности, генератор 302 и MOC 300 располагаются вдоль линии 306 валов SEGR GT-системы 52, которая также может упоминаться в качестве "агрегата" SEGR GT-системы 52. В проиллюстрированном варианте осуществления, генератор 302 имеет входной вал 308, который принимает мощность из вала 176 SEGR GT-системы 52, и выходной вал 310, который предоставляет входную мощность в MOC 300 для сжатия окислителя при конкретном расходе, давлении и температуре. Иными словами, выходной вал 310 генератора 302 представляет собой или соединяется с входным валом 312 MOC 300. Фактически, в то время как конкретные варианты осуществления, поясненные ниже, описываются как имеющие выходной вал, "соединенный" или "механически соединенный" с входным валом, чтобы упрощать описание, это также имеет намерение обозначать варианты осуществления, в которых выходной вал определенного компонента представляет собой входной вал для другого компонента (т.е. входные валы и выходные валы могут быть идентичным компонентом или различными компонентами). Таким образом, в проиллюстрированном варианте осуществления, в то время как выходной вал 310 генератора 302 в настоящее время описывается как соединенный с входным валом 312 MOC 300, это также имеет намерение означать конфигурацию, в которой выходной вал 310 генератора 302 и входной вал 312 MOC 300 являются идентичными. Другими словами, выходной вал 310 и входной вал 312 могут быть идентичным компонентом либо могут быть различными компонентами.

[0084] Дополнительно, в то время как MOC 300 проиллюстрирован в варианте осуществления по фиг.5 в качестве осевого поточного компрессора, MOC 300 может иметь любую подходящую конфигурацию компрессора, допускающую формирование сжатого окислителя 304 в требуемых рабочих состояниях (например, давление, температура). Обычно MOC 300 и любой из компрессоров, подробно поясненных ниже, могут включать в себя один или более рядов комплекта вращающихся и неподвижных лопаток, чтобы формировать ступени сжатия, которые могут быть осевыми и/или радиальными. В некоторых вариантах осуществления, MOC 300 дополнительно или альтернативно может включать в себя одну или более радиальных ступеней компрессора, таких как рабочие колеса центробежного компрессора. Например, MOC 300 может включать в себя последовательность осевых поточных ступеней, после которой идет последовательность радиальных поточных ступеней. Такая конфигурация может упоминаться в качестве осерадиального или осерадиального компрессора. В еще дополнительных вариантах осуществления, MOC 300 может включать в себя только радиальные ступени. В таком варианте осуществления, MOC 300 может представлять собой центробежный компрессор. Таким образом, MOC 300, хотя проиллюстрирован как один блок, размещенный в одном кожухе компрессора, может фактически включать в себя один, два, три или более ступеней, размещенных в одном, двух, трех или более кожухов компрессора, с/без признаков охлаждения, расположенных между ступенями охлаждения. Следует отметить, что MOC 300, в осевой поточной конфигурации, может обеспечивать производство сжатого окислителя 304 при высоких температурах на выходе и при относительно высокой эффективности без использования межступенчатого охлаждения. Следовательно, в одном варианте осуществления, MOC 300 не включает в себя межступенчатое охлаждение.

[0085] Также следует отметить, что в варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг.5, выходной вал 310 генератора 302 может быть сконструирован с возможностью доставлять полную мощность, используемую посредством MOC 300, чтобы формировать сжатый окислитель 304 при требуемых условиях. Вал 310, следовательно, может иметь относительно большой диаметр по сравнению с типичным электрическим генератором, имеющим аналогичную емкость. В качестве неограничивающего примера, диаметр вала 310 генератора 302 может составлять приблизительно между 40% и 120% от диаметра вала 176 SEGR GT-системы 52, к примеру, приблизительно между 60% и 100% или приблизительно между 80% и 90%.

[0086] Переходя теперь к фиг.6, проиллюстрирован другой вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя. На фиг.6, MOC 300 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52. В частности, MOC 300 на фиг.6 представляет собой двусторонний компрессор, в котором SEGR GT-система 52 предоставляет входную мощность в MOC 300, и MOC 300 предоставляет входную мощность в генератор 302. Другими словами, в конфигурации, проиллюстрированной на фиг.6, соответствующие позиции MOC 300 и генератора 302 меняются местами по сравнению с конфигурацией на фиг.5. Таким образом, выходной вал 314 MOC 300 механически зацепляется с входным валом 308 генератора 302.

[0087] Может быть желательной такая конфигурация, в которой генератор 302 не приводит в действие MOC 300, что обеспечивает возможность использования более широкого спектра генераторов (т.е. генераторов, которые не обязательно имеют валы увеличенного размера). Фактически, генератор 302 может представлять собой одно- или двусторонний генератор, который приводится в действие посредством MOC 300, чтобы производить электроэнергию 74. В вариантах осуществления, в которых генератор 302 представляет собой двусторонний генератор, генератор 302, в свою очередь, может приводить в действие один или более дополнительных признаков системы 186 сжатия окислителя и/или системы 14 предоставления услуг на основе турбин, таких как различные насосы, бустерные компрессоры и т.п.

[0088] С другой стороны, MOC 300 может представлять собой осевой поточный компрессор, центробежный компрессор либо комбинацию вышеозначенного. Другими словами, MOC 300 может включать в себя только осевые поточные ступени, только радиальные поточные ступени либо комбинацию осевых и радиальных ступеней. Дополнительно, следует отметить, что в конфигурациях, проиллюстрированных на фиг.5 и 6, поскольку вал 176 прямо приводит в действие MOC 300 (или прямо приводит в действие признак, который, в свою очередь, прямо приводит в действие MOC 300), MOC 300 может иметь такую конфигурацию, в которой его рабочая частота вращения является практически идентичной рабочей частоте вращения секции 152 компрессора и секции 156 турбины газотурбинного двигателя 150. Такая конфигурация, при высокой эффективности, не позволяет обеспечивать эксплуатационную гибкость. Кроме того, может быть затруднительным реализовывать осевой поточный компрессор, который работает на типичных рабочих частотах вращения газотурбинного двигателя. Фактически, только часть пропускной способности MOC 300 может быть использована при работе SEGR GT-системы 52, по меньшей мере, частично вследствие использования выхлопного газа в качестве разбавителя во время сгорания в дополнение к сжатому окислителю 304. Соответственно, может быть желательным предоставлять признаки, которые обеспечивают возможность MOC 300 работать на определенной частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой. Например, может быть желательным для MOC 300 работать на первой рабочей частоте вращения, которая отличается от первой рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52 (например, первой частоты вращения вала 176).

[0089] Один такой вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя проиллюстрирован на фиг.7. В частности, система 186 сжатия окислителя включает в себя редуктор 320, который предоставляет возможность MOC 300 работать на другой частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52. В частности, генератор 302 прямо приводит в действие редуктор 320, и SEGR GT-система 52 прямо приводит в действие генератор 302. Редуктор 320 может представлять собой повышающий или понижающий редуктор, которая приводит в действие MOC 300 на расчетной частоте вращения. Следовательно, MOC 300 может быть сконструирован или выбран с возможностью предоставлять требуемое количество (например, расход и давление) сжатого окислителя 304 в SEGR GT-систему 52 при работе на другой частоте вращения по сравнению с секцией 152 компрессора SEGR GT-системы 52. Например, в одном варианте осуществления, MOC 300 может представлять собой осевой поточный компрессор, который является аналогичным по размерам компрессору секции 152 компрессора SEGR GT-системы 52, который также может представлять собой осевой поточный компрессор. Тем не менее, в других вариантах осуществления, MOC 300 может быть компактнее или крупнее компрессора SEGR GT-системы 52.

[0090] В качестве примера, в котором MOC 300 и SEGR GT-система 52 работают на различных частотах вращения в конфигурации, в которой расход MOC 300 составляет 40% от расчетного расхода компрессора секции 152 компрессора, рабочая частота вращения MOC 300 может составлять приблизительно 1,6 от рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52. Фактически, в качестве примера, редуктор 320 может предоставлять возможность MOC 300 работать на частоте вращения, которая, по меньшей мере, на 1% выше, к примеру, между 10% и 200%, между 20% и 150%, между 30% и 100% или между 40% и 75% выше частоты вращения SEGR GT-системы 52. С другой стороны в вариантах осуществления, в которых редуктор 320 представляет собой понижающий редуктор, редуктор 320, в качестве примера, может предоставлять возможность MOC 300 работать на частоте вращения, которая, по меньшей мере, на 1% ниже, к примеру, между 10% и 90%, между 20% и 80%, между 30% и 70% или между 40% и 60% ниже частоты вращения SEGR GT-системы 52.

[0091] В соответствии с настоящими вариантами осуществления, редуктор 320 может иметь любую подходящую конфигурацию. Например, в одном варианте осуществления, редуктор 320 может представлять собой редуктор с параллельными валами, в которой входной вал 322 редуктора 320 не расположен в один ряд, а является, в общем, параллельным выходному валу 324 редуктора 320. В другом варианте осуществления, редуктор 320 может быть планетарным редуктором или другим повышающим или понижающим редуктором, в котором входной вал 322 редуктора 320 расположен в один ряд с выходным валом 324 редуктора 320 и, в конкретных вариантах осуществления, располагается вдоль линии 306 валов. Кроме того, в настоящее время рассматриваются другие компоновки редуктора. Например, рассматриваются компоновки редуктора, в которых промежуточные шестерни увеличивают разделение валов, и/или также в настоящее время рассматриваются варианты осуществления редукторов, имеющих несколько выходных и/или входных валов, чтобы приводить в действие другое оборудование или обеспечивать использование дополнительного привода, к примеру, дополнительного турбинного двигателя.

[0092] Как отмечено выше, MOC 300 может включать в себя одну или более ступеней сжатия, размещенных в одном или более кожухов компрессора. Фиг.8 иллюстрирует вариант осуществления системы 186 компрессоров окислителя, в которой ступени сжатия предоставляются в качестве нескольких ступеней, размещенных в отдельных кожухах. В частности, проиллюстрированная система 186 сжатия окислителя включает в себя MOC 330 низкого давления (LP) и MOC 332 высокого давления (HP). LP MOC 330 принимает окислитель 68 (например, во впускном отверстии LP MOC 330) и сжимает окислитель 68 до первого давления, при этом производя и затем выпуская (например, из выпускного отверстия LP MOC 330) LP-сжатый окислитель 334. HP MOC 332 принимает (например, во впускном отверстии HP MOC 332) и сжимает LP-сжатый окислитель 334, чтобы производить сжатый окислитель 304, используемый посредством SEGR GT-системы 52.

[0093] В проиллюстрированном варианте осуществления, HP MOC 332 приводится в действие посредством генератора 302, который является двусторонним, чтобы сжимать сжатый окислитель 334 низкого давления. Генератор 302, в свою очередь, прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52. HP MOC 332 также является двусторонним. Таким образом, вход 336 (например, входной вал) в HP MOC 332 представляет собой выходной вал 310 генератора 302, а выход 338 HP MOC 332 (например, выходной вал) представляет собой вход 339 (например, входной вал) LP MOC 330. Иными словами, HP MOC 332 механически зацепляется с выходным валом 310 генератора 302 для механической энергии и, в свою очередь, предоставляет мощность в LP MOC 330, который механически зацепляется с выходным валом 338 HP MOC 332.

[0094] LP MOC 330 может производить сжатый окислитель 334 низкого давления при давлении, которое составляет в диапазоне между 10% и 90% от давления сжатого окислителя 304. Например, сжатый окислитель 334 низкого давления может составлять в диапазоне между 20% и 80%, 30% и 70% или между 40% и 60% от давления сжатого окислителя 304. С другой стороны, HP MOC 332 затем сжимает сжатый окислитель 334 низкого давления до давления, потока и температуры, требуемых для использования в SEGR GT-системе 52 в качестве сжатого окислителя 304.

[0095] Следует отметить, что размещение генератора 302 является просто примером. Фактически, генератор 302 может быть размещен в ряде местоположений вдоль SEGR GT-агрегата. Например, генератор 302 может, в общем, размещаться вдоль линии 306 валов между LP MOC 330 и HP MOC 332. В таком варианте осуществления, входной вал 308 генератора 302 может представлять собой выход HP MOC 332, и выходной вал 310 генератора 302 может представлять собой вход в LP MOC 330. Альтернативно, генератор 302 может быть размещен на конце агрегата, как пояснено выше. Таким образом, в соответствии с настоящими вариантами осуществления, генератор 302, LP MOC 330 и HP MOC 332 по фиг.8 могут работать на практически идентичной рабочей частоте вращения с SEGR GT-системой 52.

[0096] Как пояснено выше относительно MOC 300 фиг.5-7, LP MOC 330 и HP MOC 332 могут представлять собой осевые поточные компрессоры, имеющие одну или более ступеней сжатия, размещенных в одном кожухе или нескольких кожухах. Фактически, любое число ступеней может использоваться в LP MOC 330 и HP MOC 332, с/без признаков охлаждения для межступенчатого охлаждения. Кроме того, LP MOC 330 и HP MOC 332 могут независимо представлять собой осевые поточные компрессоры, центробежные компрессоры либо комбинацию признаков сжатия, включающих в себя осевые ступени сжатия и радиальные ступени сжатия. Таким образом, LP MOC 330 и HP MOC 332 могут представлять собой осерадиальные (или осерадиальные) компрессоры. Кроме того, в одном варианте осуществления, LP MOC 330, HP MOC 332 и генератор 302 могут располагаться в одном кожухе.

[0097] Переходя теперь к фиг.9, проиллюстрирован вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя, в котором сжатие основного окислителя разделено на осевой поточный LP MOC 340 и центробежный HP MOC 342. Как проиллюстрировано, осевой поточный LP MOC 340 приводится в действие посредством генератора 302, который, в свою очередь, прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52. Аналогично, центробежный HP MOC 342 прямо приводится в действие посредством осевого поточного LP MOC 340, который является двусторонним. Таким образом, осевой поточный LP MOC 340 механически зацепляется с выходным валом 310 генератора 302, и центробежный HP MOC 342 механически зацепляется с выходом 344 (например, выходным валом) осевого поточного LP MOC 340.

[0098] В ходе работы, осевой поточный LP MOC 340 принимает окислитель 68 и производит сжатый окислитель 334 низкого давления, который предоставляется в центробежный HP MOC 342, чтобы предоставлять ступенчатое сжатие (например, последовательное сжатие). Центробежный HP MOC 342 затем производит сжатый окислитель 304 из сжатого окислителя 334 низкого давления. Осевой поточный LP MOC 340 и/или центробежный HP MOC 342 могут быть размещены в одном или более кожухов и могут включать в себя одну или более ступеней сжатия. Например, осевой поточный LP MOC 340 может включать в себя одну или более ступеней сжатия окислителя, так что окислитель 68 сжимается вдоль последовательности осевых ступеней сжатия до тех пор, пока окислитель не достигнет требуемого давления, которое является подходящим для предоставления в центробежный HP MOC 342. Как отмечено выше относительно LP MOC 330 по фиг.8, LP MOC 340 может производить сжатый окислитель 334 низкого давления при давлении, которое составляет в диапазоне между 10% и 90% от давления сжатого окислителя 304. Например, сжатый окислитель 334 низкого давления может составлять в диапазоне между 20% и 80%, 30% и 70% или между 40% и 60% от давления сжатого окислителя 304. Аналогично, центробежный HP MOC 342 может постепенно сжимать сжатый окислитель 334 низкого давления в последовательности радиальных ступеней сжатия до тех пор, пока окислитель не сожмется до подходящего давления для предоставления в SEGR GT-систему 52.

[0099] Аналогично поясненному выше относительно фиг.8, генератор 302 по фиг.9 может быть размещен во множестве позиций вдоль GT-агрегата. Например, генератор 302, вместо размещения между осевым поточным LP MOC 340 и SEGR GT-системой 52, вместо этого может быть размещен между центробежным HP MOC 342 и осевым поточным LP MOC 340. Таким образом, вход в генератор 302 может представлять собой выходной вал 344 осевого поточного LP MOC 340, и выходной вал 310 генератора 302 может представлять собой вход для центробежного HP MOC 342. Дополнительно, генератор 302 может быть расположен на конце GT-агрегата. В таком варианте осуществления, центробежный HP MOC 342 может быть двусторонним, так что вход центробежного HP MOC 342 представляет собой выход осевого поточного LP MOC 340, а выход центробежного HP MOC 342 представляет собой вход для генератора 302.

[00100] Как проиллюстрировано на фиг.10, настоящее раскрытие сущности также предоставляет варианты осуществления, в которых повышающий или понижающий редуктор 320 располагается между LP MOC 330 и HP MOC 332, работающим последовательно (например, ступенчатое сжатие). Таким образом, HP MOC 332 и LP MOC 330 могут работать на идентичных или различных рабочих частотах вращения. Например, как проиллюстрировано, LP MOC 330 может работать практически на идентичной рабочей частоте вращения с SEGR GT-системой 52. Тем не менее, HP MOC 332, приводимый в действие посредством LP MOC 330 через редуктор 320, может работать на большей или меньшей рабочей частоте вращения по сравнению с LP MOC 330 и, сопутствующее, SEGR GT-системой 52. Например, HP MOC 332 может работать на частоте вращения, которая составляет в диапазоне между 10% и 200% от рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52. Более конкретно, HP MOC 332 может работать на частоте вращения, которая составляет приблизительно между 20% и 180%, 40% и 160%, 60% и 140%, 80% и 120% от рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52.

[00101] В вариантах осуществления, в которых HP MOC 332 работает на более низкой рабочей частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52, HP MOC 332 может работать на частоте вращения, которая составляет приблизительно между 10% и 90%, 20% и 80%, 30% и 70% или 40% и 60% от рабочей частоты вращения в SEGR GT-системе 52. С другой стороны в вариантах осуществления, в которых HP MOC 332 работает на более высокой рабочей частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52, HP MOC 332 может работать на частоте вращения, которая, по меньшей мере, приблизительно на 10% больше рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52. Более конкретно, HP MOC 332 может работать на частоте вращения, которая приблизительно на между 20% и 200% больше, на 50% и 150% больше или приблизительно на 100% больше по сравнению с SEGR GT-системой 52.

[00102] Аналогично вариантам осуществления, поясненным выше относительно фиг.5-10, следует отметить, что генератор 302 может быть размещен в различных позициях вдоль SEGR-агрегата. Например, переходя к фиг.11, генератор 302 проиллюстрирован как размещаемый между осевым поточным LP MOC 330 и SEGR GT-системой 52. Таким образом, генератор 302 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52 и прямо приводит в действие осевой поточный LP MOC 330. Другими словами, по сравнению с конфигурацией по фиг.10, соответствующие позиции генератора 302 и LP MOC 330 меняются местами. Дополнительно, как проиллюстрировано, осевой поточный HP MOC 332 приводится в действие посредством осевого поточного LP MOC 330 через повышающий или понижающий редуктор 320. С другой стороны, редуктор 320 может представлять собой любой повышающий или понижающий редуктор, к примеру, редуктор с параллельными валами или планетарный редуктор.

[00103] Как пояснено выше относительно фиг.10, настоящее раскрытие сущности также предоставляет варианты осуществления, включающие в себя комбинации центробежных и осевых поточных компрессоров. Следовательно, в одном варианте осуществления, HP MOC 332 фиг.10 и 11 может быть заменен центробежным HP MOC 342. Ссылаясь на фиг.12, центробежный HP MOC 342 приводится в действие через редуктор 320 посредством осевого поточного LP MOC 330. Дополнительно, как пояснено выше, осевой поточный LP MOC 330 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302. Как подробно пояснено выше, в альтернативной конфигурации, осевой поточный LP MOC 330 и генератор 302 могут меняться местами, так что генератор 302 расположен вдоль агрегата между центробежным HP MOC 342 и осевым поточным LP MOC 330. Кроме того, следует отметить, что настоящее раскрытие сущности также рассматривает использование двух или более центробежных компрессоров окислителя. Таким образом, в таких вариантах осуществления, осевой поточный LP MOC 330 может быть заменен одним или более центробежными LP MOC.

[00104] Хотя несколько из вышеприведенных вариантов осуществления направлены на конфигурации системы 186 сжатия окислителя, в которых компрессоры основного окислителя размещаются в последовательной конфигурации, настоящее раскрытие сущности также предоставляет варианты осуществления, в которых компрессоры окислителя работают параллельно (например, параллельное сжатие). Переходя теперь к фиг.13, предоставляется вариант осуществления системы 186 компрессоров окислителя, имеющей первый и второй компрессоры 370, 372 окислителя, выполненные с возможностью работать параллельно. В проиллюстрированном варианте осуществления, первый и второй MOC 370, 372 принимают отдельный приток окислителя 68. Следует принимать во внимание, что первый MOC 370 формирует первый поток сжатого окислителя 374, а второй MOC 372 формирует второй поток сжатого окислителя 376. Первый и второй потоки 374, 376 сжатого окислителя комбинируются вдоль канала 378, чтобы обеспечивать протекание сжатого окислителя 304 в SEGR GT-систему 52.

[00105] Как описано выше относительно MOC 300, первый и второй MOC могут иметь любую подходящую конфигурацию, включающую в себя общеосевое поточное сжатие, осерадиальное (или осерадиальное) сжатие либо общерадиальное сжатие. Кроме того, первый и второй MOC могут иметь практически идентичный размер либо могут отличаться. Иными словами, первый и второй потоки сжатого окислителя могут иметь идентичное давление и расход, либо их соответствующие давления и/или расходы могут отличаться. В качестве неограничивающего примера, первый и второй MOC могут независимо производить между 10% и 90% всего сжатого окислителя 304, при этом остаток производится посредством, по меньшей мере, оставшегося MOC. Например, первый MOC 370 может производить приблизительно 40% всего сжатого окислителя 304, в то время как второй MOC 372 может производить остаток, т.е. приблизительно 60%, или наоборот.

[00106] Такая эксплуатационная гибкость может обеспечиваться посредством использования редуктора 320, хотя в конкретных вариантах осуществления редуктор 320 может не присутствовать. В конкретных вариантах осуществления, также могут использоваться один или более дополнительных редукторов. Например, дополнительный редуктор может размещаться между первым и вторым MOC 370, 372, чтобы предоставлять возможность каждому MOC работать на частоте вращения, независимой от другого. Следовательно, в некоторых вариантах осуществления, первый и второй MOC 370, 372 могут работать на идентичных или различных частотах вращения по сравнению друг с другом и могут работать независимо на идентичных или различных частотах вращения по сравнению с SEGR GT-агрегатом 52. Кроме того, первый и второй MOC 370, 372 могут располагаться в отдельных кожухах, как проиллюстрировано, либо могут располагаться в идентичном кожухе компрессора, в зависимости от используемой конкретной конфигурации (например, того, размещаются или нет дополнительные признаки между ними).

[00107] Например, в вариантах осуществления, в которых первый и второй MOC 370, 372 работают на меньшей частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52, их рабочая частота вращения может составлять в диапазоне между 10% и 90% от рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52. Кроме того, в вариантах осуществления, в которых первый и второй MOC 370, 372 работают на большей частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52, их частота вращения может быть, по меньшей мере, на 10%, по меньшей мере, на 20%, по меньшей мере, на 50%, по меньшей мере, на 100% или, по меньшей мере, на 150% больше рабочей частоты вращения SEGR GT-системы 52.

[00108] Настоящее раскрытие сущности также предоставляет варианты осуществления системы 186 сжатия окислителя, в которой не присутствует редуктор 320. Таким образом, в таком варианте осуществления, первый и второй компрессоры основного окислителя 370, 372 могут работать практически на идентичной частоте вращения с SEGR GT-системой 52. Таким образом, первый и второй MOC 370, 372 могут прямо приводиться в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302. В других вариантах осуществления, генератор 302 может быть размещен вдоль GT-агрегата между первым и вторым MOC 370, 372, так что второй MOC 372 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52. Следовательно, второй MOC 372 может прямо приводить в действие первый MOC 370 через генератор 302. Дополнительно, как пояснено относительно вариантов осуществления выше, генератор 302 может размещаться на конце SEGR GT-агрегата. В таком варианте осуществления, первый MOC 370 может быть двусторонним, так что выход первого MOC 370 предоставляет входную мощность для генератора 302.

[00109] Хотя варианты осуществления, поясненные выше, в общем, включают в себя конфигурации, в которых компрессоры окислителя извлекают большую часть или всю мощность из SEGR GT-системы 52, настоящее раскрытие сущности также предоставляет варианты осуществления, в которых один или более компрессоров окислителя приводятся в действие посредством дополнительного привода, такого как паровая турбина или электромотор. Такие варианты осуществления пояснены относительно фиг.14-17. Ссылаясь теперь на фиг.14, вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя проиллюстрирован как имеющий первый MOC 370, отсоединенный от агрегата SEGR GT-системы 52. Другими словами, первый MOC 370 не размещается вдоль линии 306 валов.

[00110] В частности, первый MOC 370 приводится в действие посредством дополнительного привода 390, который может представлять собой паровую турбину, электромотор или любой другой подходящий первичный двигатель. Как проиллюстрировано, первый MOC 370 приводится в действие посредством дополнительного привода 390 через первый редуктор 392, которая может представлять собой любой повышающий или понижающий редуктор. Фактически, первый редуктор 392 может представлять собой редуктор с параллельными валами или планетарный редуктор. Соответственно, первый MOC 370, в общем, извлекает мощность из вала 394 дополнительного привода 390. В частности, вал 394 дополнительного привода 390 предоставляет входную мощность в первый редуктор 392. Первый редуктор 392, в свою очередь, предоставляет входную мощность в первый MOC 370 через выходной вал 395, который может располагаться в один ряд с валом 394 дополнительного привода 390 или может быть практически параллельным валу 394.

[00111] С другой стороны, первый MOC 370 и второй MOC 372 работают параллельно (например, параллельное сжатие), чтобы предоставлять первый и второй потоки 374, 376, которые комбинируются, чтобы производить сжатый окислитель 304, который направлен на SEGR GT-систему 52. Хотя первый MOC 370 отсоединяется из SEGR GT-агрегата, второй MOC 372 проиллюстрирован как извлекающий энергию из SEGR GT-системы 52. В частности, второй MOC 372 проиллюстрирован как приводимый в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302 и второго редуктора 396. Второй редуктор 396 принимает входную мощность из выходного вала 310 генератора 302 и, в свою очередь, предоставляет выходную мощность во второй MOC 372 через вал 398. С другой стороны, второй редуктор 396 может представлять собой редуктор с параллельными валами или планетарный редуктор, так что ее выходной вал 398 является практически параллельным с входным валом 399 (например, выходным валом 310 генератора 302) или располагается в один ряд с входным валом 399. Таким образом, второй MOC 372 может приводиться в действие на другой частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52 в ходе работы при одновременном производстве требуемого количества сжатого окислителя 304.

[00112] В некоторых вариантах осуществления, первый и второй MOC 370, 372 могут работать практически на идентичной частоте вращения или на различных частотах вращения. Фактически, первый и второй MOC 370, 372 могут независимо работать на более высокой или более низкой частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52. В качестве неограничивающего примера, в вариантах осуществления, в которых первый и второй MOC 370, 372 независимо работают на большей частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой, они могут независимо работать, по меньшей мере, приблизительно на 10% быстрее, к примеру, между 10% и 200%, 50% и 150% или приблизительно на 100% быстрее. С другой стороны в вариантах осуществления, в которых первый и второй MOC 370, 372 независимо работают на меньшей частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой, они могут независимо работать, по меньшей мере, приблизительно на 10% медленнее, к примеру, между 10% и 90%, 20% и 80%, 30% и 70% или 40% и 60% медленнее.

[00113] Кроме того, следует отметить, что отсоединение первого MOC 370 от SEGR GT-агрегата может позволять дополнительному приводу 390 питать первый MOC 370, когда активируется SEGR GT-система 52. Например, в ходе процедуры запуска, SEGR GT-система 52 необязательно может производить достаточную мощность, чтобы приводить в действие второй MOC 372. Тем не менее, поскольку первый MOC 370 приводится в действие посредством дополнительного привода 390, первый MOC 370 имеет возможность производить достаточное количество сжатого окислителя 304, чтобы предоставлять сгорание (например, стехиометрическое сгорание) в ходе процедуры запуска.

[00114] В еще дополнительных вариантах осуществления, первый и второй редукторы 392, 396 могут не присутствовать. Таким образом, в таких вариантах осуществления, первый MOC 370 может прямо приводиться в действие посредством дополнительного привода 390, и второй MOC 372 может прямо приводиться в действие через генератор 302 посредством SEGR GT-системы 52. Тем не менее, следует отметить, что первый редуктор 392 и второй редуктор 396 могут иметь меньший размер по сравнению с типичной редуктором. Это частично обусловлено тем, что каждый редуктор 392, 396 просто приводит в действие один MOC, а не два. Кроме того, пусковая нагрузка на SEGR GT-систему 52 может уменьшаться, поскольку дополнительный привод 390 может формировать пусковую нагрузку для первого MOC 370, а не для обоих из первого и второго MOC 370, 372.

[00115] Как отмечено выше, в некоторых вариантах осуществления, дополнительный привод 390 может представлять собой паровую турбину. Паровая турбина, в общем, извлекает мощность из любого источника пара, произведенного в системе, к примеру, пара 62, сгенерированного посредством HRSG 56 системы 54 EG-обработки. Например, HRSG 56 может генерировать пар 62 при первом давлении (например, пар высокого или среднего давления), и работа может отбираться из пара 62 посредством паровой турбины, чтобы генерировать пар, имеющий второе давление, которое ниже первого (например, пар среднего или низкого давления). В конкретных вариантах осуществления, паровая турбина может отбирать достаточную работу из пара 62, с тем чтобы формировать воду 64. Таким образом, эффективность системы 186 сжатия может повышаться в том, что паровая турбина (т.е. дополнительный привод 390) и HRSG 56 могут производить подаваемый поток друг для друга.

[00116] Аналогично, в вариантах осуществления, в которых дополнительный привод 390 представляет собой электромотор, электромотор может извлекать мощность из любого источника электроэнергии. Тем не менее, для того чтобы повышать эффективность системы 186 сжатия окислителя, электроэнергия, используемая посредством электромотора, может представлять собой электроэнергию 74, сгенерированную посредством генератора 302, который располагается вдоль SEGR GT-агрегата.

[00117] Кроме того, следует отметить, что первый MOC 370 и второй MOC 372, хотя проиллюстрированы как осевые поточные компрессоры, могут представлять собой любой подходящий компрессор. Например, первый MOC 370, второй MOC 372 либо комбинация вышеозначенного может представлять собой осевые поточные компрессоры, центробежные компрессоры или компрессоры, имеющие любое число подходящих ступеней, имеющих осевые и/или радиальные поточные компоненты.

[00118] Хотя варианты осуществления, поясненные выше относительно фиг.14, предоставляются в контексте двух или более компрессоров окислителя, работающих параллельно, также следует отметить, что варианты осуществления, в которых, по меньшей мере, один компрессор окислителя, который функционально отсоединяется из SEGR GT-агрегата, может быть соединен с возможностью обмена текучей средой последовательно с другим компрессором окислителя, который соединяется с SEGR GT-агрегатом. Другими словами, в настоящее время рассматриваются варианты осуществления, в которых, по меньшей мере, один компрессор окислителя работает в последовательной конфигурации и приводится в действие посредством дополнительного привода 390. Например, как проиллюстрировано на фиг.15, который иллюстрирует вариант осуществления системы 186 компрессоров окислителя, HP MOC 332 приводится в действие посредством дополнительного привода 390 через первый редуктор 392. Как также проиллюстрировано, LP MOC 330 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302. Другими словами, первая ступень сжатия или первый набор ступеней сжатия приводятся в действие посредством SEGR GT-системы 52, в то время как вторая ступень сжатия или набор ступеней сжатия.

[00119] Аналогично поясненному выше относительно фиг.14, первый редуктор 392 по фиг.15 может присутствовать в некоторых вариантах осуществления и не присутствовать в других. Таким образом, HP MOC 332 может прямо приводиться в действие посредством дополнительного привода 390 или может непрямо приводиться в действие посредством первого редуктора 392. Дополнительно, первый редуктор 392 предоставляет возможность HP MOC 332 работать на более высокой или более низкой частоте вращения по сравнению с дополнительным приводом 390.

[00120] В вариантах осуществления, в которых дополнительный привод 390 представляет собой паровую турбину, пар может представлять собой пар 62, произведенный посредством HRSG 56, повышая полную эффективность цикла. Альтернативно, в вариантах осуществления, в которых дополнительный привод 390 представляет собой электромотор, электромотор может принимать мощность из генератора 302, который производит электроэнергию 74. Соответственно, в вариантах осуществления, когда присутствует такое соединение, HP MOC 332 может считаться отсоединенным с возможностью приведения в действие от SEGR GT-системы 52.

[00121] Аналогично вариантам осуществления, поясненным выше, могут меняться местами относительные позиции LP MOC 330 и двустороннего генератора 302. Следовательно, LP MOC 330 может прямо приводиться в действие посредством SEGR GT-системы 52, и ее выход может представлять собой вход генератора 302. В таком варианте осуществления, следует принимать во внимание, что генератор 302 может не быть двусторонним, а вместо этого может просто принимать вход. Тем не менее, также в настоящее время предполагается, что в вариантах осуществления, в которых генератор 302 принимает входную мощность из LP MOC 330, генератор 302 может приводить в действие другой элемент оборудования, такой как, например, насос, бустерный компрессор или аналогичный признак машины.

[00122] Фиг.16 иллюстрирует другой вариант осуществления системы 186 компрессоров окислителя, в которой осевой поточный HP MOC 332 заменен центробежным HP MOC 342. Таким образом, центробежный HP MOC 342 принимает LP-сжатый окислитель 334 из LP MOC 330 и сжимает LP-сжатый окислитель 334, чтобы производить сжатый окислитель 304 (например, через ступенчатое или последовательное сжатие). Следует отметить, что любая конфигурация сжатия может быть использована с любым из компрессоров окислителя из системы 186 сжатия окислителя. Следовательно, в то время как вариант осуществления, проиллюстрированный на фиг.16 использует один осевой поточный компрессор и один центробежный компрессор, может использоваться любое число осевых поточных и/или центробежных компрессоров, размещенных в одном или более кожухов компрессора. Фактически, центробежный HP MOC 342 может включать в себя одну или более ступеней сжатия, в которых некоторые, нуль или все ступени являются радиальными или осевыми. Аналогично, LP MOC 330, хотя проиллюстрирован как осевой поточный компресс, может включать в себя одну или более ступеней сжатия, размещенных в одном или более кожухов компрессора, в которых некоторые, нуль или все ступени сжатия являются осевыми и/или радиальными.

[00123] Аналогично предыдущим конфигурациям, следует отметить, что первый редуктор 392, расположен между центробежным HP MOC 342 и дополнительным приводом 390, может присутствовать или не присутствовать. Первый редуктор 392, как следует принимать во внимание на основе вышеприведенных пояснений, предоставляет возможность центробежному HP MOC 342 работать на другой рабочей частоте вращения по сравнению с дополнительным приводом 390. Как также пояснено выше, позиции LP MOC 330 и генератора 302 могут меняться местами, так что LP MOC 330 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52 и, в свою очередь, приводит в действие генератор 302. Кроме того, дополнительный редуктор (например, второй редуктор 396) может размещаться вдоль SEGR GT-агрегата между LP MOC 330 и SEGR GT-валом 176, с тем чтобы предоставлять возможность LP MOC 300 работать на другой частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52.

[00124] Также в настоящее время рассматриваются варианты осуществления, в которых позиции LP MOC 330 и HP MOC 332 меняются местами. Фиг.17 иллюстрирует один такой вариант осуществления сжатия окислителя 186, в котором HP MOC 332, в общем, располагается вдоль SEGR GT-агрегата, и LP MOC 330 отсоединяется от него. В частности, HP MOC 332 приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302 и через второй редуктор 396. С другой стороны, второй редуктор 396 предоставляет возможность HP MOC 332 работать на другой частоте вращения по сравнению с SEGR GT-системой 52.

[00125] Как проиллюстрировано, HP MOC 332 формирует сжатый окислитель 304 из впускного потока LP-сжатого окислителя 334, сформированного посредством LP MOC 330. LP MOC 330, в общем, располагается вдоль агрегата дополнительного привода 390, который, как описано выше, может представлять собой паровую турбина, электромотор или аналогичный привод. В частности, LP MOC 330 извлекает мощность из вала 394 дополнительного привода 390 через первый редуктор 392. Первый редуктор 392 предоставляет возможность LP MOC 330 работать на идентичной или отличной рабочей частоте вращения по сравнению с дополнительным приводом 390.

[00126] Следует отметить, что также рассматриваются варианты осуществления, в которых один или оба редуктора 392, 396 не присутствуют. Таким образом, HP MOC 332 может прямо приводиться в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302, и LP MOC 330 может прямо приводиться в действие посредством дополнительного привода 390. Кроме того, также в настоящее время рассматриваются варианты осуществления, в которых меняется позиция HP MOC 332 и генератора 302. В таких вариантах осуществления, генератор 302 может быть одно- или двусторонним. В таких вариантах осуществления, в которых генератор 302 является двусторонним, дополнительный признак системы 186 сжатия окислителя может приводиться в действие посредством генератора 302.

[00127] В вариантах осуществления, поясненных выше, в которых несколько компрессоров работают последовательно, к примеру, в вариантах осуществления, в которых окислитель, выпускаемый из LP MOC, доставляется через впускное отверстие HP MOC, одна или более охладительных установок также могут предоставляться между ними. Другими словами, в вариантах осуществления, в которых предоставляются последовательные компоновки LP MOC и HP MOC, такой вариант осуществления также может включать в себя одну или более охладительных установок, расположенных между HP MOC и LP MOC вдоль протока LP-сжатого окислителя 334.

[00128] Один вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя, имеющей такую охладительную установку, проиллюстрирован на фиг.18. В частности, в варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг.18, система 186 сжатия окислителя включает в себя LP MOC 330 и HP MOC 332, работающие в последовательной компоновке (например, ступенчатое или последовательное сжатие), при этом оба из MOC 330, 332 располагаются вдоль агрегата SEGR GT-системы 52 (т.е. извлекают всю или большую часть мощности из SEGR GT-системы 52). LP MOC 330 прямо приводится в действие посредством SEGR GT-системы 52 через генератор 302. HP MOC 332, с другой стороны, приводится в действие посредством LP MOC 330 через редуктор 320, так что HP MOC 332 имеет возможность работать на другой частоте вращения по сравнению с LP MOC 330 или SEGR GT-системой 52.

[00129] В дополнение к этим признакам, система 186 сжатия окислителя также включает в себя распылительный промежуточный охладитель 400, расположенный вдоль протока 402 LP-сжатого окислителя 334, идущего из выпускного отверстия LP MOC 300 во впускное отверстие HP MOC 332. Хотя может использоваться любая подходящая охлаждающая текучая среда в проиллюстрированном варианте осуществления, распылительный промежуточный охладитель 400 использует деминерализированную или очищенную воду 404, чтобы охлаждать LP-сжатый окислитель 334. Деминерализированная или очищенная вода 404, в общем, практически не содержит минералы, макрочастицы или другие материалы, которые могут отрицательно влиять на различные рабочие компоненты (например, трубы, насосы, комплект лопаток и/или корпус компрессора). В качестве неограничивающего примера, вода может проходить через биологический, химический или физический фильтр либо любую комбинацию вышеозначенного для того, чтобы формировать очищенную или деминерализованную воду.

[00130] В частности, распылительный промежуточный охладитель 400 использует психрометрическое охлаждение для того, чтобы охлаждать LP-сжатый окислитель 334 посредством впрыскивания распылителя в виде деминерализированной или очищенной воды 404 в поток 334. Деминерализированная или очищенная вода 404 испаряется, что уменьшает температуру потока окислителя LP-компрессора 334 посредством восстановления его границы точки перегрева или точки росы. Хотя может использоваться любая текучая среда, допускающая участие в этом типе охлаждения, может быть желательным деминерализировать или очищать воду с тем, чтобы не допускать нароста загрязнений или других отложений внутри системы труб протока 402. Такой способ охлаждения может быть желательным в том, что падение давления через трубы из LP MOC 330 в HP MOC 332 может уменьшаться или смягчаться. Помимо этого, такой способ охлаждения также может исключать потребность в дорогостоящем оборудовании для теплообмена.

[00131] Как подробно пояснено выше, один кожух может размещать одну или более ступеней сжатия. Например, в варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг.18, LP MOC 330 и HP MOC 332 могут быть размещены в одном кожухе компрессора. В таких вариантах осуществления, настоящее раскрытие сущности также рассматривает использование одного или более признаков охлаждения, расположенных между ними. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления, распылительный промежуточный охладитель 400 может располагаться на, внутри или отдельно от одного кожуха, размещающего LP MOC 330 и HP MOC 332. Например, промежуточный охладитель 400 может частично или полностью размещаться в кожухе, размещающем LP и HP MOC 330, 332, и может быть выполнен с возможностью охлаждать сжатый окислитель между ступенями сжатия.

[00132] Обращаясь теперь к фиг.19, предоставляется вариант осуществления системы 186 сжатия окислителя, в которой охладитель 420 предоставляет охлаждение вдоль протока 402 LP-сжатого окислителя 334. В частности, охладитель 420 может представлять собой промежуточный охладитель (например, теплообменник), который предоставляет межступенчатое охлаждение между LP MOC 330 и HP MOC 332. Как подробно пояснено выше, охладитель 420 может располагаться на, внутри или отдельно от одного или более кожухов, размещающих LP MOC 330 и HP MOC 332.

[00133] Охладитель 420, который может представлять собой промежуточный охладитель, использует охлаждающую воду 422 или другую охлаждающую среду, такую как окружающий воздух, для того чтобы охлаждать LP-сжатый окислитель 334 посредством теплообмена. Таким образом, охладитель 420 может представлять собой теплообменник, который отклоняет тепло в охлаждающую воду 422 или в окружающую среду. Чтобы обеспечивать такое охлаждение, охладитель 420 может представлять собой любой подходящий тип теплообменника. В качестве неограничивающего примера, теплообменник может представлять собой кожухотрубный теплообменник, теплообменник с оребрением либо любую аналогичную конфигурацию. В одном варианте осуществления, может быть желательным использовать такую конфигурацию, чтобы не допускать непосредственного контакта воды с LP-сжатым окислителем 334, которая может использовать очищенную или деминерализованную воду, как пояснено выше относительно фиг.18.

[00134] В другом варианте осуществления, несколько установок может использоваться для того, чтобы охлаждать LP-сжатый окислитель 334. Например, как проиллюстрировано на фиг.20, парогенератор 440 и/или подогреватель 442 подаваемой воды может располагаться вдоль протока 402 LP-сжатого окислителя 334, с тем чтобы предоставлять охлаждение окислителя до доставки в HP MOC 332. Парогенератор 440 использует подачу подаваемой воды, к примеру, котловой подаваемой воды и возвращает насыщенный пар для использования посредством другого компонента машины, такого как паровая турбина. Другими словами, парогенератор 440 использует подачу 444 подаваемой воды и возврат насыщенного пара. В одном варианте осуществления, возврат насыщенного пара, сгенерированного посредством парогенератора 440, может быть использован посредством паровой турбины, используемой для того, чтобы приводить в действие один или более компрессоров окислителя.

[00135] Подогреватель 442 подаваемой воды, с другой стороны, использует подачу подаваемой воды, к примеру, котловой подаваемой воды, и возвращает нагретую воду, в силу этого используя подачу 446 и возврат подаваемой воды. Эта нагретая вода может использоваться в качестве подачи для парогенератора 440 и/или для HRSG 56 системы 54 EG-обработки.

[00136] В одном варианте осуществления, LP MOC 330 производит LP-сжатый окислитель 334, таким образом, который позволяет парогенератору 440 формировать насыщенный пар среднего давления. Насыщенный пар среднего давления может иметь давление, по меньшей мере, приблизительно в 300 фунтов на квадратный дюйм, к примеру, между 350 фунтами на квадратный дюйм и 500 фунтами на квадратный дюйм, между 375 фунтами на квадратный дюйм и 450 фунтами на квадратный дюйм или приблизительно в 400 фунтов на квадратный дюйм. LP-сжатый окислитель 334, после прохождения через парогенератор 440, затем может использоваться для того, чтобы нагревать котловую подаваемую воду высокого давления в подогревателе 442 подаваемой воды. В некоторых вариантах осуществления, LP-сжатый окислитель 334 может иметь давление, достаточное для того, чтобы формировать требуемый уровень давления насыщенного пара в парогенераторе 440, при охлаждении затем посредством подогревателя 442 подаваемой воды, так что вывод сжатого окислителя 304 посредством HP MOC 332, по меньшей мере, равен или ниже температуры наибольшего выхода HP MOC 332.

[00137] В дополнение или вместо вариантов осуществления, поясненных выше, другие приводы (например, паровая турбина) могут предоставляться вдоль агрегата SEGR GT-системы 52. Такая конфигурация может быть желательной для того, чтобы генерировать дополнительную энергию, к примеру, электроэнергию в ходе работы системы 14 предоставления услуг на основе турбин. Например, электрическая или механическая энергия, сгенерированная посредством паровой турбины, может быть использована посредством определенных компонентов системы 186 сжатия окислителя, к примеру, посредством электромотора 390, поясненного выше относительно фиг.14-17. Такие варианты осуществления пояснены относительно фиг.21-24.

[00138] Переходя теперь к фиг.21, проиллюстрирован вариант осуществления, аналогичный конфигурации, проиллюстрированной на фиг.5, включающий в себя компрессор 300 основного окислителя, генератор 302 и паровую турбину 460, расположенные вдоль линии 306 вала 176 SEGR GT-системы 52. В проиллюстрированном варианте осуществления, паровая турбина 460 является двусторонней, причем ее входной вал 462 механически зацепляется с валом 176 SEGR GT-системы 52, а выходной вал 464 механически зацепляется с генератором 302. Таким образом, паровая турбина 460 и SEGR GT-система 52 предоставляют мощность последовательно в генератор 302. Генератор 302, в свою очередь, предоставляет входную мощность в компрессор 300 основного окислителя, который сжимает окислитель 68, чтобы производить сжатый окислитель 304.

[00139] Хотя проиллюстрированный вариант осуществления иллюстрирует каждый из компонентов машины, поясненных выше (MOC 300, генератор 302, паровую турбину 460), как прямо приводимый в действие, также в настоящее время рассматриваются варианты осуществления, в которых используются один или более редукторов. Например, редуктор может размещаться между SEGR GT-системой 52 и паровой турбиной 460, между паровой турбиной 460 и генератором 302 или между генератором 302 и MOC 300 либо в любой комбинации вышеозначенного. Таким образом, любое одно либо комбинация паровой турбины 460, генератора 302 или MOC 300 могут приводиться в действие на частоте вращения, которая, по меньшей мере, на 10% меньше частоты вращения SEGR GT-системы 52, к примеру, приблизительно между 10% и 90%, 20% и 80%, 30% и 70% или 40% и 60%, от частоты вращения SEGR GT-системы 52. С другой стороны, любое одно либо комбинация паровой турбины 460, генератора 302 или MOC 300 могут приводиться в действие на частоте вращения, которая, по меньшей мере, на 10% больше, к примеру, приблизительно на между 10% и 200%, 20% и 175%, 30% и 150% или 40% и 125% больше частоты вращения SEGR GT-системы 52.

[00140] В проиллюстрированном варианте осуществления, паровая турбина 460 проиллюстрирована как включающая в себя ввод, обозначаемый в качестве "A", и вывод, обозначаемый в качестве "B". Ввод A может представлять собой пар, сформированный посредством одного или более признаков системы 14 предоставления услуг на основе турбин. В качестве неограничивающего примера, ввод A может представлять собой пар 62, сформированный посредством HRSG 56 системы 54 EG-обработки. Аналогично, вывод B может представлять собой конденсат, сформированный посредством удаления работы из входного пара, и конденсат может предоставляться в любой признак, который использует подаваемую воду. В качестве неограничивающего примера, выходная вода или конденсат B может предоставляться в качестве входного потока в HRSG 56, например, в качестве источника воды для парогенерирования. В других вариантах осуществления, конденсат может использоваться в качестве рабочей или другой охлаждающей текучей среды, например, в любой одной либо в комбинации охладительных установок, описанных выше.

[00141] Кроме того, в то время как MOC 300 проиллюстрирован как одна установка, имеющая осевую поточную конфигурацию, MOC 300 может быть разделен на любое число ступеней, к примеру, на LP MOC и HP MOC, описанные выше, и эти ступени могут представлять собой осевые ступени, радиальные ступени или любую подходящую комбинацию ступеней сжатия. Кроме того, компрессоры могут быть размещены в одном или более кожухов компрессора и могут быть использованы в сочетании с любым из признаков охлаждения, дополнительных признаков привода, редукторов, насосов, бустерных компрессоров и т.д., описанных выше, для того чтобы повышать эффективность эксплуатации системы 186 сжатия окислителя.

[00142] Относительное позиционирование проиллюстрированных признаков не ограничено конкретной конфигурацией, которая проиллюстрирована на фиг.21. Наоборот, в некоторых вариантах осуществления, относительные позиции компонентов машины могут меняться местами или иначе перекомпоновываться. Например, соответствующие позиции генератора 302 и паровой турбины 460 могут меняться местами, как проиллюстрировано на фиг.22. На фиг.22, паровая турбина 460 и SEGR GT-система 52 непосредственно предоставляют мощность в генератор 302. В частности, входной вал 462 паровой турбины 460 механически зацепляется с выходным валом 310 генератора 302. Паровая турбина 460 и SEGR GT-система 52 также предоставляют мощность последовательно в MOC 300. В частности, выходной вал 464 паровой турбины 460 механически зацепляется с входным валом 312 MOC 300. Как описано выше, паровая турбина 460 может использовать входной пар A, сгенерированный посредством любых признаков парогенерирования, таких как HRSG 56, и может формировать конденсат B из него, который может возвращаться в признак парогенерирования (например, HRSG 56).

[00143] В дополнение к смене местами соответствующих позиций генератора 302 и паровой турбины 460, паровая турбина 460 может размещаться в любой точке вдоль агрегата SEGR GT-системы 52. Например, как проиллюстрировано на фиг.23, паровая турбина 460 может быть расположена на конце агрегата таким образом, что она вводит мощность в выходной вал 314 MOC 300. Другими словами, выходной вал 314 MOC 300 механически зацепляется с входным валом 462 парогенератора 460. Таким образом, как проиллюстрировано, генератор 302 приводит в действие MOC 300, и SEGR GT-система 52 прямо приводит в действие генератор 302. Соответственно, SEGR GT-система 52 и паровая турбина 460 предоставляют мощность в MOC 300, хотя и на противоположных концах.

[00144] В определенных ситуациях, к примеру, во время запуска, производство пара посредством SEGR GT-системы 52 может не способствовать работе паровой турбины 460 (например, может не быть достаточным для того, чтобы приводить в действие паровую турбину 460). Соответственно, в некоторых вариантах осуществления, паровая турбина 460 может быть отсоединена из SEGR GT-системы 52 в ходе работы. Например, как проиллюстрировано на фиг.24, входной вал 462 паровой турбины 460 может соединяться с муфтой 480, которая, в свою очередь, соединена с агрегатом SEGR GT-системы 52. Следовательно, в ситуациях, в которых количество пара 62, произведенного посредством SEGR GT-системы 52 (или другого компонента парогенерирования), является недостаточным для того, чтобы приводить в действие паровую турбину 460, действие муфты 480 может отсоединять паровую турбину 460 от агрегата.

Дополнительное описание

[00145] Настоящие варианты осуществления предоставляют систему и способ для сжатия окислителя (например, окружающего воздуха, обогащенного кислородом воздуха, обедненного кислородом воздуха, практически чистого кислорода) для использования в газотурбинных двигателях на основе рециркуляции выхлопного газа. Следует отметить, что любой один либо комбинация признаков, описанных выше, могут быть использованы в любой подходящей комбинации. Фактически, в настоящее время рассматриваются все перестановки таких комбинаций. В качестве примера, следующие разделы предлагаются в качестве дополнительного описания настоящего раскрытия сущности.

[00146] Вариант 1 осуществления. Система, имеющая газотурбинную систему, которая включает в себя камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя включает в себя: первый компрессор окислителя; и первый редуктор, выполненный с возможностью предоставления возможности первому компрессору окислителя работать на первой частоте вращения, отличающейся от первой рабочей частоты вращения газотурбинной системы.

[00147] Вариант 2 осуществления. Система по варианту 1 осуществления, в которой первый редуктор включает в себя редуктор с параллельными валами, имеющую входной и выходной валы, которые являются, в общем, параллельными между собой, входной вал расположен в один ряд с линией валов газотурбинной системы, и выходной вал соединен с возможностью приведения в действие с первым компрессором окислителя.

[00148] Вариант 3 осуществления. Система по варианту 1 осуществления, в которой первый редуктор представляет собой планетарный редуктор, имеющий входной и выходной валы, расположенные в один ряд между собой и с линией валов газотурбинной системы, и выходной вал соединен с возможностью приведения в действие с первым компрессором окислителя.

[00149] Вариант 4 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, в которой система сжатия основного окислителя, по меньшей мере, частично приводится в действие посредством газотурбинной системы, и система сжатия основного окислителя содержит множество ступеней сжатия, включающих в себя первый компрессор окислителя и второй компрессор окислителя.

[00150] Вариант 5 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, в которой первый компрессор окислителя приводится в действие посредством газотурбинной системы через первый редуктор.

[00151] Вариант 6 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, содержащая: электрический генератор, соединенный с валом газотурбинной системы, при этом первый компрессор окислителя соединяется с электрическим генератором через первый редуктор; привод, соединенный со вторым компрессором окислителя, при этом привод содержит паровую турбину или электромотор; и второй редуктор, соединяющий второй компрессор окислителя и привод, при этом второй редуктор выполнен с возможностью предоставления возможности второму компрессору окислителя работать на второй частоте вращения, отличающейся от второй рабочей частоты вращения привода.

[00152] Вариант 7 осуществления. Система по варианту 4 осуществления, в которой второй компрессор окислителя прямо приводится в действие посредством газотурбинной системы.

[00153] Вариант 8 осуществления. Система по вариантам 4 или 7 осуществления, в которой второй компрессор окислителя располагается вдоль линии валов газотурбинной системы и соединяется с входным валом электрического генератора, и первый компрессор окислителя соединяется с выходным валом электрического генератора через первый редуктор.

[00154] Вариант 9 осуществления. Система по вариантам 4, 7 или 8 осуществления, имеющая электрический генератор, расположенный вдоль линии валов газотурбинной системы, при этом второй компрессор окислителя соединяется с электрическим генератором и с входным валом первой редуктора, и первый компрессор окислителя соединяется со вторым компрессором окислителя через первый редуктор.

[00155] Вариант 10 осуществления. Система по вариантам 4, 7, 8 или 9 осуществления, имеющая межступенчатую охлаждающую систему, расположенную вдоль протока для окислителя между первым и вторым компрессорами окислителя.

[00156] Вариант 11 осуществления. Система по варианту 10 осуществления, в которой межступенчатая охлаждающая система включает в себя систему распыления, выполненную с возможностью выводить распылитель вдоль протока для окислителя.

[00157] Вариант 12 осуществления. Система по вариантам 10 или 11 осуществления, в которой межступенчатая охлаждающая система включает в себя теплообменник, расположенный вдоль протока для окислителя, и теплообменник содержит канал для хладагента, выполненный с возможностью обеспечивать циркуляцию хладагента, чтобы поглощать тепло вдоль протока для окислителя.

[00158] Вариант 13 осуществления. Система по вариантам 10, 11 или 12 осуществления, в которой межступенчатая охлаждающая система включает в себя парогенератор, подогреватель подаваемой воды либо комбинацию вышеозначенного, выполненную с возможностью охлаждать сжатый окислитель вдоль протока для окислителя посредством переноса тепла в подачу подаваемой воды, при этом парогенератор выполнен с возможностью генерировать пар для генератора паровой турбины, имеющего паровую турбину, соединенную с электрическим генератором, и подогреватель подаваемой воды выполнен с возможностью предварительно нагревать подачу подаваемой воды для конечной подачи в парогенератор-рекуператор (HRSG).

[00159] Вариант 14 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, имеющая привод, соединенный с первым компрессором окислителя, при этом привод включает в себя паровую турбину или электромотор, соединенный с входным валом первой редуктора.

[00160] Вариант 15 осуществления. Система по вариантам 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 или 14 осуществления, в которой, по меньшей мере, один из первого или второго компрессоров окислителя содержит множество ступеней сжатия.

[00161] Вариант 16 осуществления. Система по вариантам 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 или 15 осуществления, в которой, по меньшей мере, один из первого или второго компрессоров окислителя содержит один или более осевых поточных компрессоров, один или более центробежных компрессоров либо комбинацию вышеозначенного.

[00162] Вариант 17 осуществления. Система по вариантам 1, 2 или 3 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя включает в себя второй компрессор окислителя, первый и второй компрессоры окислителя соединены с возможностью обмена текучей средой параллельно с газотурбинной системой, и второй компрессор окислителя соединяется с первым редуктором через первый компрессор окислителя.

[00163] Вариант 18 осуществления. Система по вариантам 1, 2 или 3 осуществления, имеющая: электрический генератор, соединенный с валом газотурбинной системы; и привод, соединенный с первым компрессором окислителя, при этом привод включает в себя паровую турбину или электромотор, и привод соединяется с входным валом первого редуктора; при этом система сжатия основного окислителя имеет второй компрессор окислителя, соединенный с электрическим генератором через второй редуктор, и первый и второй компрессоры окислителя соединены с возможностью обмена текучей средой параллельно с газотурбинной системой.

[00164] Вариант 19 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, включающая в себя систему стехиометрического сгорания, имеющую камеру сгорания турбины, выполненную с возможностью обеспечивать сгорание смеси топлива и окислителя в соотношении компонентов сгорания 1,0 плюс или минус 0,01, 0,02, 0,03, 0,04 или 0,05 топлива к кислороду в окислителе.

[00165] Вариант 20 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, включающая в себя парогенератор-рекуператор (HRSG), соединенный с газотурбинной системой, при этом HRSG выполнен с возможностью генерирования пара посредством переноса тепла из выхлопного газа в подаваемую воду.

[00166] Вариант 21 осуществления. Система по варианту 20 осуществления, в которой HRSG соединен с возможностью обмена текучей средой с генератором паровой турбины, имеющим паровую турбину, соединенную с электрическим генератором, паровая турбина выполнена с возможностью приводить в действие первый компрессор окислителя через первый редуктор, приводить в действие второй компрессор окислителя из системы сжатия основного окислителя либо любой комбинации вышеозначенного.

[00167] Вариант 22 осуществления. Система по вариантам 20 или 21 осуществления, в которой EGR-система выполнена с возможностью направлять выхлопной газ из турбины через HRSG и обратно в компрессор выхлопного газа, при этом EGR-система включает в себя нагнетатель воздуха, выполненный с возможностью принудительно направлять выхлопной газ в компрессор выхлопного газа; охладитель, выполненный с возможностью охлаждать выхлопной газ; и установку для удаления влаги, выполненную с возможностью удалять влагу из выхлопного газа.

[00168] Вариант 23 осуществления. Система по вариантам 20, 21 или 22 осуществления, в которой HRSG включает в себя катализатор, выполненный с возможностью уменьшать концентрацию кислорода в выхлопном газе.

[00169] Вариант 24 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, включающая в себя систему отбора выхлопного газа, соединенную с газотурбинной системой, при этом система отбора выхлопного газа выполнена с возможностью удалять часть выхлопного газа из газотурбинной системы.

[00170] Вариант 25 осуществления. Система по варианту 24 осуществления, включающая в себя систему добычи углеводородов, соединенную с возможностью обмена текучей средой с системой отбора выхлопного газа, при этом система отбора выхлопного газа выполнена с возможностью использовать часть выхлопного газа в качестве текучей среды под давлением для добычи нефти вторичным методом.

[00171] Вариант 26 осуществления. Система по варианту 24 осуществления, в которой система отбора выхлопного газа содержит катализатор, выполненный с возможностью уменьшать концентрацию кислорода в части выхлопного газа.

[00172] Вариант 27 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, в которой система сжатия основного окислителя выполнена с возможностью подачи сжатого окислителя в качестве атмосферного воздуха, обогащенного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 21% и 80% по объему кислорода, обедненного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 1% и 21% по объему кислорода, или практически чистого кислорода, содержащего более 80% по объему кислорода.

[00173] Вариант 28 осуществления. Система, включающая в себя газотурбинную систему, имеющую: камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины. Газотурбинная система также включает в себя систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя имеет первый компрессор окислителя; и второй компрессор окислителя, при этом первый и второй компрессоры окислителя приводятся в действие посредством газотурбинной системы.

[00174] Вариант 29 осуществления. Система по варианту 28 осуществления, в которой выпускное отверстие для окислителя второго компрессора окислителя соединено с возможностью обмена текучей средой с впускным отверстием для окислителя первого компрессора окислителя.

[00175] Вариант 30 осуществления. Система по вариантам 28 или 29 осуществления, в которой первый и второй компрессоры окислителя приводятся в действие посредством газотурбинной системы через электрический генератор, соединенный с возможностью приведения в действие с валом газотурбинной системы, при этом второй компрессор окислителя соединен с возможностью приведения в действие с выходным валом электрического генератора.

[00176] Вариант 31 осуществления. Система по вариантам 28, 29 или 30 осуществления, в которой первый компрессор окислителя содержит центробежный компрессор, и второй компрессор окислителя содержит осевой поточный компрессор.

[00177] Вариант 32 осуществления. Система по вариантам 28, 29, 30 или 31 осуществления, содержащая первый редуктор, соединяющий первый и второй компрессоры окислителя, при этом второй компрессор окислителя соединен с возможностью приведения в действие с входным валом первого редуктора, и первый компрессор окислителя соединен с возможностью приведения в действие с выходным валом первого редуктора.

[00178] Вариант 33 осуществления. Система по вариантам 28 или 29 осуществления, в которой первый компрессор окислителя приводится в действие посредством газотурбинной системы через электрический генератор, при этом второй компрессор окислителя соединен с возможностью приведения в действие с входным валом электрического генератора, и первый компрессор окислителя соединен с возможностью приведения в действие с выходным валом электрического генератора.

[00179] Вариант 34 осуществления. Система по вариантам 28, 29, 30, 31, 32 или 33 осуществления, включающая в себя межступенчатую охлаждающую систему, расположенную вдоль протока для окислителя между первым и вторым компрессорами окислителя.

[00180] Вариант 35 осуществления. Система по варианту 34 осуществления, в которой межступенчатая охлаждающая система включает в себя систему распыления, выполненную с возможностью выводить распылитель вдоль протока для окислителя.

[00181] Вариант 36 осуществления. Система по вариантам 34 или 35 осуществления, в которой межступенчатая охлаждающая система включает в себя теплообменник, расположенный вдоль протока для окислителя, и теплообменник включает в себя канал для хладагента, выполненный с возможностью обеспечивать циркуляцию хладагента, чтобы поглощать тепло вдоль протока для окислителя.

[00182] Вариант 37 осуществления. Система по вариантам 34, 35 или 36 осуществления, в которой межступенчатая охлаждающая система включает в себя парогенератор, подогреватель подаваемой воды либо комбинацию вышеозначенного, выполненную с возможностью охлаждать сжатый окислитель вдоль протока для окислителя посредством переноса тепла в подачу подаваемой воды, при этом парогенератор выполнен с возможностью генерировать пар для генератора паровой турбины, имеющего паровую турбину, соединенную с электрическим генератором, и подогреватель подаваемой воды выполнен с возможностью предварительно нагревать подачу подаваемой воды для конечной подачи в парогенератор-рекуператор (HRSG).

[00183] Вариант 38 осуществления. Система по вариантам 28, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36 или 37 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя включает в себя первый редуктор, выполненный с возможностью предоставления возможности первому компрессору окислителя работать на первой частоте вращения, отличающейся от первой рабочей частоты вращения газотурбинной системы, первый и второй компрессоры окислителя соединены с возможностью обмена текучей средой параллельно с газотурбинной системой, и второй компрессор окислителя соединяется с первым редуктором через первый компрессор окислителя.

[00184] Вариант 39 осуществления. Система по вариантам 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37 или 38 осуществления, включающая в себя систему стехиометрического сгорания, имеющую камеру сгорания турбины, выполненную с возможностью обеспечивать сгорание смеси топлива и окислителя в соотношении компонентов сгорания 1,0 плюс или минус 0,01, 0,02, 0,03, 0,04 или 0,05 топлива к кислороду в окислителе.

[00185] Вариант 40 осуществления. Система по вариантам 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36 или 38 осуществления, включающая в себя парогенератор-рекуператор (HRSG), соединенный с газотурбинной системой, при этом HRSG выполнен с возможностью генерирования пара посредством переноса тепла из выхлопного газа в подаваемую воду.

[00186] Вариант 41 осуществления. Система по варианту 40 осуществления, в которой HRSG соединен с возможностью обмена текучей средой с генератором паровой турбины, имеющим паровую турбину, соединенную с электрическим генератором, паровая турбина выполнена с возможностью приводить в действие первый компрессор окислителя через первый редуктор, приводить в действие второй компрессор окислителя из системы сжатия основного окислителя либо любой комбинации вышеозначенного.

[00187] Вариант 42 осуществления. Система по вариантам 38, 40 или 41 осуществления, в которой EGR-система выполнена с возможностью направлять выхлопной газ из турбины через HRSG и обратно в компрессор выхлопного газа, при этом EGR-система включает в себя: нагнетатель воздуха, выполненный с возможностью принудительно направлять выхлопной газ в компрессор выхлопного газа; охладитель, выполненный с возможностью охлаждать выхлопной газ; и установку для удаления влаги, выполненную с возможностью удалять влагу из выхлопного газа.

[00188] Вариант 43 осуществления. Система по вариантам 38, 40, 41 или 42 осуществления, в которой HRSG содержит катализатор, выполненный с возможностью уменьшать концентрацию кислорода в выхлопном газе.

[00189] Вариант 44 осуществления. Система по вариантам 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42 или 43 осуществления, включающая в себя систему отбора выхлопного газа, соединенную с газотурбинной системой, при этом система отбора выхлопного газа выполнена с возможностью удалять часть выхлопного газа из газотурбинной системы.

[00190] Вариант 45 осуществления. Система по варианту 44 осуществления, включающая в себя систему добычи углеводородов, соединенную с возможностью обмена текучей средой с системой отбора выхлопного газа, при этом система отбора выхлопного газа выполнена с возможностью использовать часть выхлопного газа в качестве текучей среды под давлением для добычи нефти вторичным методом.

[00191] Вариант 46 осуществления. Система по вариантам 44 или 45 осуществления, в которой система отбора выхлопного газа содержит катализатор, выполненный с возможностью уменьшать концентрацию кислорода в части выхлопного газа.

[00192] Вариант 47 осуществления. Система по вариантам 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46 или 47 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя выполнена с возможностью подачи сжатого окислителя в качестве атмосферного воздуха, обогащенного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 21% и 80% по объему кислорода, обедненного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 1% и 21% по объему кислорода, или практически чистого кислорода, содержащего более 80% по объему кислорода.

[00193] Вариант 48 осуществления. Система, включающая в себя газотурбинную систему, имеющую: камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя содержит один или более компрессоров окислителя; парогенератор-рекуператор (HRSG), соединенный с газотурбинной системой, при этом HRSG выполнен с возможностью генерирования пара посредством переноса тепла из выхлопного газа в подаваемую воду, и канал рециркуляции выхлопного газа EGR-системы проходит через HRSG; и паровую турбину, расположенную вдоль линии валов газотурбинной системы и, по меньшей мере, частично приводимую в действие посредством пара из HRSG, при этом паровая турбина выполнена с возможностью возвращения конденсата в качестве, по меньшей мере, части подаваемой воды в HRSG.

[00194] Вариант 49 осуществления. Система по варианту 48 осуществления, в которой, по меньшей мере, один компрессор окислителя из одного или более компрессоров окислителя из системы сжатия основного окислителя располагается вдоль линии валов газотурбинной системы.

[00195] Вариант 50 осуществления. Система по вариантам 48 или 49 осуществления, в которой паровая турбина располагается вдоль линии валов между системой сжатия основного окислителя и газотурбинной системой.

[00196] Вариант 51 осуществления. Система по вариантам 49 или 50 осуществления, имеющая электрический генератор, расположенный между паровой турбиной и, по меньшей мере, одним компрессором окислителя из системы сжатия основного окислителя.

[00197] Вариант 52 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50 или 51 осуществления, имеющая электрический генератор, расположенный между паровой турбиной и газотурбинной системой, при этом газотурбинная система механически зацепляется с входным валом электрического генератора, и паровая турбина механически зацепляется с выходным валом электрического генератора.

[00198] Вариант 53 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51 или 52 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя приводится в действие посредством газотурбинной системы, и система сжатия основного окислителя размещается вдоль линии валов между паровой турбиной и газотурбинной системой.

[00199] Вариант 54 осуществления. Система по вариантам 49, 50, 51, 52 или 53 осуществления, включающая в себя муфту, расположенную, по меньшей мере, между одним компрессором системы сжатия основного окислителя и паровой турбиной, при этом муфта предоставляет возможность паровой турбине работать на идентичной частоте вращения с газотурбинной системой при зацеплении и работать отдельно от газотурбинной системы при отсутствии зацепления.

[00200] Вариант 55 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51, 52, 53 или 54 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя включает в себя множество компрессоров в последовательной компоновке сжатия.

[00201] Вариант 56 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51, 52, 53 или 54 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя содержит множество компрессоров в параллельной компоновке сжатия.

[00202] Вариант 57 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55 или 56 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя содержит, по меньшей мере, один компрессор окислителя, соединенный с возможностью приведения в действие с понижающим или повышающим редукторами, который предоставляет возможность, по меньшей мере, одному компрессору окислителя работать на частоте вращения, которая отличается от рабочей частоты вращения газотурбинной системы.

[00203] Вариант 58 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56 или 57 осуществления, в которой HRSG содержит катализатор, выполненный с возможностью уменьшать концентрацию кислорода в выхлопном газе.

[00204] Вариант 59 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57 или 58 осуществления, включающая в себя систему отбора выхлопного газа, соединенную с газотурбинной системой, при этом система отбора выхлопного газа выполнена с возможностью удалять часть выхлопного газа из газотурбинной системы.

[00205] Вариант 60 осуществления. Система по варианту 59 осуществления, включающая в себя систему добычи углеводородов, соединенную с возможностью обмена текучей средой с системой отбора выхлопного газа, при этом система отбора выхлопного газа выполнена с возможностью использовать часть выхлопного газа в качестве текучей среды под давлением для добычи нефти вторичным методом.

[00206] Вариант 61 осуществления. Система по вариантам 59 или 60 осуществления, в которой система отбора выхлопного газа включает в себя катализатор, выполненный с возможностью уменьшать концентрацию кислорода в части выхлопного газа.

[00207] Вариант 62 осуществления. Система по вариантам 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60 или 61 осуществления, в которой система сжатия основного окислителя выполнена с возможностью подачи сжатого окислителя в качестве атмосферного воздуха, обогащенного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 21% и 80% по объему кислорода, обедненного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 1% и 21% по объему кислорода, или практически чистого кислорода, содержащего более 80% по объему кислорода.

[00208] Вариант 63 осуществления. Система, включающая в себя: газотурбинную систему, имеющую: камеру сгорания турбины; турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система также включает в себя систему сжатия основного окислителя, содержащую один или более компрессоров окислителя, при этом один или более компрессоров окислителя являются отдельными от компрессора выхлопного газа, и один или более компрессоров окислителя выполнены с возможностью подачи всего сжатого окислителя, используемого камерой сгорания турбины при формировании продуктов сгорания.

[00209] Вариант 64 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, в которой продукты сгорания практически не имеют несгоревшего топлива или оставшегося окислителя.

[00210] Вариант 65 осуществления. Система по любому предыдущему варианту осуществления, в которой продукты сгорания имеют меньше приблизительно 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 200, 300, 400, 500, 1000, 2000, 3000, 4000 или 5000 частей на миллион по объему (ppmv) окислителя, несгоревшего топлива, оксидов азота (например, NO_X), моноксида углерода (CO), оксидов серы (например, SO_X), водорода и других продуктов неполного сгорания.

[00211] Это письменное описание использует примеры для того, чтобы раскрывать изобретение, включающее в себя наилучший режим, а также для того, чтобы давать возможность специалистам в данной области техники осуществлять на практике изобретение, включающее в себя формирование и использование всех устройств или систем и осуществление всех включенных способов. Патентоспособный объем изобретения задается посредством формулы изобретения и может включать в себя другие примеры, которые должны быть очевидными для специалистов в данной области техники. Такие другие примеры имеют намерение находиться в пределах объема формулы изобретения, если они имеют конструктивные элементы, которые не отличаются от дословного языка формулы изобретения, либо если они включают в себя эквивалентные конструктивные элементы с несущественными отличиями от дословного языка формулы изобретения.

Система включает в себя газотурбинную систему, имеющую камеру сгорания турбины, турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины, и компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины. Компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины. Газотурбинная система также имеет систему рециркуляции выхлопного газа, выполненную с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа. Система дополнительно включает в себя систему сжатия основного окислителя, имеющую один или более компрессоров окислителя. Один или более компрессоров окислителя являются отдельными от компрессора выхлопного газа, и один или более компрессоров окислителя выполнены с возможностью подачи всего сжатого окислителя, используемого камерой сгорания турбины при формировании продуктов сгорания. Изобретение направлено на достижение стехиометрического сгорания топлива и окислителя вместе, по меньшей мере, с частью рециркуляционного выхлопного газа. 3 з.п. ф-лы, 24 ил.

1. Система, содержащая:

- газотурбинную систему, содержащую:

- камеру сгорания турбины;

- турбину, приводимую в действие посредством продуктов сгорания из камеры сгорания турбины; и

- компрессор выхлопного газа, приводимый в действие посредством турбины, при этом компрессор выхлопного газа выполнен с возможностью сжатия и подачи выхлопного газа в камеру сгорания турбины; и

- систему рециркуляции выхлопного газа (EGR), при этом EGR-система выполнена с возможностью рециркуляции выхлопного газа по каналу рециркуляции выхлопного газа из турбины в компрессор выхлопного газа;

- систему сжатия основного окислителя, выполненную с возможностью подачи сжатого окислителя в газотурбинную систему, и система сжатия основного окислителя содержит:

- первый компрессор окислителя и

- первый редуктор, выполненный с возможностью предоставления возможности первому компрессору окислителя работать на частоте вращения, отличающейся от частоты вращения газотурбинной системы;

причем система сжатия основного окислителя приводится в действие, по меньшей мере частично, посредством газотурбинной системы и система сжатия основного окислителя содержит множество ступеней сжатия, включающих в себя первый компрессор окислителя и второй компрессор окислителя, причем первый компрессор окислителя приводится в действие посредством газотурбинной системы через первый редуктор;

- электрический генератор, соединенный с валом газотурбинной системы, при этом первый компрессор окислителя соединяется с электрическим генератором через первый редуктор;

- привод, соединенный со вторым компрессором окислителя, при этом привод содержит паровую турбину или электромотор; и

- второй редуктор, соединяющий второй компрессор окислителя и привод, при этом второй редуктор выполнен с возможностью предоставления возможности второму компрессору окислителя работать на частоте вращения, отличающейся от частоты вращения привода.

2. Система по п.1, в которой первый редуктор представляет собой редуктор с параллельными валами, имеющий входной и выходной валы, которые являются, в общем, параллельными между собой, входной вал расположен в один ряд с линией валов газотурбинной системы, и выходной вал соединен с возможностью приведения в действие с первым компрессором окислителя, или

в которой первый редуктор представляет собой планетарный редуктор, имеющий входной и выходной валы, расположенные в один ряд между собой и с линией валов газотурбинной системы, и выходной вал соединен с возможностью приведения в действие с первым компрессором окислителя.

3. Система по п.1, содержащая:

систему стехиометрического сгорания, имеющую камеру сгорания турбины, выполненную с возможностью обеспечения сгорания смеси топлива и окислителя в соотношении компонентов сгорания приблизительно между 0,95 и 1,05 топлива к кислороду в окислителе; и

парогенератор-рекуператор (HRSG), соединенный с газотурбинной системой, при этом HRSG выполнен с возможностью генерирования пара посредством переноса тепла из выхлопного газа в подаваемую воду;

причем HRSG соединен по текучей среде с генератором паровой турбины, имеющим паровую турбину, причем паровая турбина выполнена с возможностью приведения в действие второго компрессора окислителя через второй редуктор, и причем EGR-система выполнена с возможностью направления выхлопного газа из турбины через HRSG и обратно в компрессор выхлопного газа, при этом EGR-система содержит:

- нагнетатель, выполненный с возможностью принудительного направления выхлопного газа в компрессор выхлопного газа;

- охладитель, выполненный с возможностью охлаждения выхлопного газа; и

- установку для удаления влаги, выполненную с возможностью удаления влаги из выхлопного газа.

4. Система по п.1, в которой система сжатия основного окислителя выполнена с возможностью подачи сжатого окислителя в качестве атмосферного воздуха, обогащенного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 21% и 80% по объему кислорода, обедненного кислородом воздуха, имеющего приблизительно между 1% и 21% по объему кислорода, или практически чистого кислорода, содержащего более 80% по объему кислорода.