EA026203B1 - Объединенная система и способ генерации энергии - Google Patents

Abstract

Предлагаются системы и способы изменения контура рециклирования уходящего газа для газовых турбин с низкими выбросами. В одном или нескольких вариантах осуществления системы и способы включают альтернативы использованию прямого контактного охладителя. В этом же или других вариантах осуществления системы и способы включают альтернативы, направленные на уменьшение или устранение эрозии или коррозии лопастей компрессора из-за присутствия капель кислотной воды в рециклированном газовом потоке.

Description

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к генерации энергии с низкими выбросами. Более конкретно, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способам и устройству для изменения контуров рециклирования газовых турбин с низкими выбросами.

Предшествующий уровень техники

Этот раздел предназначен для введения в различные аспекты современного уровня техники, которые могут ассоциироваться с иллюстративными вариантами осуществления настоящего изобретения. Это обсуждение, как считается, поможет в создании рамок для облегчения лучшего понимания конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, необходимо понять, что этот раздел должен рассматриваться именно в этом свете, а не обязательно как признание современного уровня техники.

Множество стран, добывающих нефть, испытывают сильный внутренний рост потребности в энергии и заинтересованы в увеличении нефтеотдачи пласта (ЕОК) для улучшения добычи нефти из своих резервуаров. Две распространенных технологии ЕОК включают нагнетание азота (Ν₂) для поддержания давления в резервуаре и нагнетание диоксида углерода (СО₂) для осуществления смешанного заводнения для ЕОК. Имеется также глобальная проблема относительно выбросов тепличного газа (ОНО). Эта проблема в сочетании с внедрением политики ограничения промышленных выбросов с помощью квот во многих странах делает уменьшение выбросов СО₂ приоритетом для этих и других стран, а также для компаний, которые управляют в них системами добычи углеводородов.

Некоторые подходы для понижения выбросов СО₂ включают декарбонизацию топлива или его улавливание после сгорания с использованием растворителей, таких как амины. Однако оба эти решения являются дорогостоящими и понижают эффективность генерации энергии, что приводит к понижению производства энергии, к увеличению потребности в топливе и к увеличению стоимости электричества для удовлетворения потребности в бытовой энергии. В частности, присутствие кислорода, (8О_х) и (ΝΟ_Χ) делает использование поглощения оксидов азота ЩО_х) очень проблематичным. Другой подход представляет собой кислородно-топливную газовую турбину в объединенном цикле (например, когда избыток тепла из цикла Брайтона газовой турбины улавливается для получения водяного пара и производства дополнительной энергии в цикле Ренкина). Однако нет коммерчески доступных газовых турбин, которые могут работать в таком цикле, и энергия, необходимая для получения кислорода высокой чистоты, значительно понижает общую эффективность способа.

Кроме того, при растущей проблеме глобального изменения климата и воздействия выбросов СО₂, ударение делается на доведении до минимума выбросов СО₂ от тепловых электростанций. Газотурбинные тепловые электростанции являются эффективными, и они имеют более низкую стоимость по сравнению с ядерными или угольными технологиями генерации энергии. Улавливание диоксида углерода из выхлопа газотурбинной тепловой электростанции является дорогостоящим по следующим причинам: (а) низкая концентрация диоксида углерода в выбросах, (Ъ) большой объем газа, который должен обрабатываться, (с) низкое давление уходящего потока и большое количество кислорода, которое присутствует в уходящем потоке. Все эти факторы приводят к высоким затратам на улавливание диоксида углерода из установок с объединенным циклом.

Соответственно, по-прежнему имеется существенная потребность в высокоэффективной генерации

- 1 026203 энергии с низкими выбросами и в промышленном способе улавливания СО₂.

Сущность изобретения

В тепловых электростанциях с объединенным циклом, описанных в настоящем документе, уходящие газы от газовых турбин с низкими выбросами, которые выпускаются в типичной установке с объединенным циклом на природном газе (ЫССС), вместо этого охлаждаются и рециклируются на вход главного компрессора газовой турбины. Рециклируемые уходящие газы, вместо избытка сжатого свежего воздуха, используют для охлаждения продуктов горения до ограничений для материалов в детандере. Горение может быть стехиометрическим или нестехиометрическим. В одном или нескольких вариантах осуществления, посредством объединения стехиометрического горения с рециклированием уходящих газов, увеличивается концентрация СО₂ в рециркулируемых газах, сводя при этом к минимуму присутствие избытка О₂, оба этих процесса делают извлечение СО₂ легче.

В одном или нескольких вариантах осуществления в настоящем документе предлагаются способы изменения контура рециклирования уходящих газов для таких газотурбинных систем с низкими выбросами и устройства, связанные с ними. Эти способы улучшают рабочие характеристики и экономическую эффективность работы газовой турбины с низкими выбросами. Способы, устройства и системы рассматривают: (а) альтернативы использованию прямого контактного охладителя, который представляет собой большую и капиталоемкую часть оборудования, и (Ь) способы и устройства для уменьшения эрозии или коррозии лопастей в нескольких первых секциях главного компрессора, вызываемой конденсацией капель кислотной воды в потоке рециклированного газа.

Краткое описание чертежей

Указанные выше и другие преимущества настоящего изобретения будут более понятными из нижеприведенного подробного описания неограничивающих вариантов осуществления, сопровождаемых чертежами, на которых фиг. 1 изображает объединенную систему для генерации энергии с низкими выбросами и улучшенного извлечения СО2 в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления настоящего изобретения;

фиг. 2 - объединенную систему для генерации энергии с низкими выбросами и улучшенного извлечения СО₂ в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления настоящего изобретения, где воздуходувка находится после бойлера низкого давления котла-утилизатора (НР8С);

фиг. 3 - объединенную систему для генерации энергии с низкими выбросами и улучшенного извлечения СО₂ в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления настоящего изобретения, использующую психрометрическое охлаждение входа воздуходувки;

фиг. 4 - объединенную систему для генерации энергии с низкими выбросами и улучшенного извлечения СО2 в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления настоящего изобретения, использующую змеевики для водяного охлаждения в НР8С;

фиг. 5 - объединенную систему для генерации энергии с низкими выбросами и улучшенного извлечения СО2 в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления настоящего изобретения, которая устраняет прямой контактный охладитель (ЭСС) и насыщает вход компрессора рецикла;

фиг. 6 - объединенную систему для генерации энергии с низкими выбросами и улучшенного извлечения СО₂ в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления настоящего изобретения, которая устраняет ЭСС и осуществляет перегрев входа компрессора рецикла;

фиг. 7А - объединенную систему для генерации энергии с низкими выбросами и улучшенного извлечения СО2 в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления настоящего изобретения, содержащую дегидратацию с помощью гликоля охлажденного газового рецикла;

фиг. 7В - соотношение между давлением и температурой внешнего источника тепла в системе регенерации триэтиленгликоля (ТЕС);

фиг. 7С - соотношение между нагрузкой водяного пара эжектора и температурой внешнего источника тепла в системе регенерации ТЕС;

фиг. 8 - объединенную систему для генерации энергии с низкими выбросами и улучшенного извлечения СО₂ в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления настоящего изобретения, содержащую дегидратацию с помощью гликоля охлажденного газового рецикла с регенерацией гликоля, встроенной в узел охлаждения;

фиг. 9 - объединенную систему для генерации энергии с низкими выбросами и улучшенного извлечения СО₂ в соответствии с одним или несколько вариантами осуществления настоящего изобретения, содержащую дегидратацию с помощью гликоля охлажденного газового рецикла с регенерацией гликоля и пароохладитель, встроенный в узел охлаждения;

фиг. 10 - объединенную систему для генерации энергии с низкими выбросами и улучшенного извлечения СО2 в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления настоящего изобретения, содержащую перекрестный теплообменник исходные материалы/эффлюент в оборудовании для охлаждения рециклируемого газа.

Подробное описание варианта осуществления изобретения

В следующем далее разделе подробного описания конкретные варианты осуществления настоящего

- 2 026203 изобретения описываются в связи с предпочтительными вариантами осуществления. Однако до той степени, до которой следующее далее описание является отличным для конкретного варианта осуществления или конкретного использования настоящего изобретения, они предлагаются только для целей иллюстрации и просто предлагают описание иллюстративных вариантов осуществления. Соответственно, настоящее изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, но скорее оно включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы истинного духа и рамок прилагаемой формулы изобретения.

Различные термины, как используется в настоящем документе, определены ниже. До той степени, до которой термин, используемый в формуле изобретения, не определен ниже, он должен приводиться в самом широком определении, понятном специалистам в данной области, при условии, что этот термин отражен по меньшей мере в одной печатной публикации или в выданном патенте.

Как используется в настоящем документе, термин природный газ относится к многокомпонентному газу, полученному из скважины с сырой нефтью (попутный газ) или из подземной газоносной формации (непопутный газ). Композиция и давление природного газа могут сильно различаться. Типичный поток природного газа содержит метан (СН₄) в качестве главного компонента, то есть больше 50 мол.% потока природного газового составляет метан. Поток природного газа может также содержать этан (С₂Н₆) , более высокомолекулярные углеводороды (например, С₃-С₂₀ углеводороды), один или несколько кислотных газов (например, сероводород) или любое их сочетание. Природный газ может также содержать малые количества загрязняющих примесей, таких как вода, азот, сульфид железа, воск, сырая нефть или любое их сочетание.

Как используется в настоящем документе, термин стехиометрическое горение относится к реакции горения, имеющей некоторый объем реагентов, содержащих топливо и окислитель, и некоторый объем продуктов, образующихся посредством горения реагентов, где весь объем реагентов используют для образования продуктов. Как используется в настоящем документе, термин по существу, стехиометрическое горение относится к реакции горения, имеющей отношение эквивалентности в пределах примерно от 0,9:1 примерно до 1,1:1 или более предпочтительно примерно от 0,95:1 примерно до 1,05:1.

Как используется в настоящем документе, термин поток относится к некоторому объему текучих сред, хотя использование термина поток, как правило, означает движущийся поток текучих сред (например, имеющий некоторую линейную скорость или массовую скорость потока). Однако термин поток не требует наличия линейной скорости, массовой скорости потока или конкретного типа прохода для заключения в нем потока.

Варианты осуществления систем и способов, описанные в настоящем документе, можно использовать для получения электрической энергии и СО2СО сверхнизкими выбросами для таких применений, как увеличение нефтеотдачи пласта (ЕОК) или пассивирование. В соответствии с вариантами осуществления, описанными в настоящем документе, смесь воздуха и топлива может сжигаться и одновременно смешиваться с потоком рециклированного уходящего газа. Поток рециклированного уходящего газа, как правило, содержащий продукты горения, такие как СО2, можно использовать в качестве разбавителя для контроля или иным образом регулирования температуры горения и топочного газа, поступающего в следующий далее детандер.

Горение при условиях близких к стехиометрическим (или слегка обогащенное горение) может обеспечить преимущества, устраняя затраты на удаление избыточного кислорода. Посредством охлаждения уходящего газа и конденсации воды из потока можно получить поток с относительно высоким содержанием СО₂. Хотя часть рециклированного уходящего газа можно использовать для регулировки температуры в замкнутом цикле Брайтона, остальной продувочный поток можно использовать для применений при ЕОК, и электрическую энергию можно получать с небольшими выбросами 8Ο_Χ, ΝΟ_Χ или СО2 в атмосферу или вообще без них. Например, продувочный поток может обрабатываться в сепараторе СО2, адаптированном для выпуска газа, обогащенного азотом, который может впоследствии расширяться в газовом детандере с генерированием дополнительной механической энергии. Результат для систем, описанных в настоящем документе, представляет собой получение энергии и получение или улавливание дополнительного СО₂ экономически более эффективным образом.

В одном или нескольких вариантах осуществления настоящее изобретение направлено на объединенные системы, содержащие газотурбинную систему и систему рециркуляции уходящих газов. Газотурбинная система содержит камеру сгорания, конфигурированную для сжигания одного или нескольких окислителей и одного или нескольких топлив в присутствии потока сжатого рецикла и систему рециркуляции уходящих газов. Камера сгорания направляет первый выходящий поток в детандер с генерированием газового уходящего потока и, по меньшей мере частично, приведением в действие главного компрессора, и главный компрессор сжимает газовый уходящий поток и тем самым генерирует поток сжатого рецикла. Система рециркуляции уходящих газов содержит по меньшей мере один узел охлаждения, конфигурированный для приема и охлаждения газового уходящего потока, и по меньшей мере одну воздуходувку, конфигурированную для приема и повышения давления уходящего газового потока перед направлением охлажденного газового рецикла в главный компрессор.

В определенных вариантах осуществления по меньшей мере один узел охлаждения может пред- 3 026203 ставлять собой котел-утилизатор (ΗΚδΟ), конфигурированный для приема и охлаждения газового уходящего потока перед введением, по меньшей мере, в одну воздуходувку. В этом же или других вариантах осуществления система рециркуляции уходящего газа может дополнительно содержать второй узел охлаждения, конфигурированный для приема газового уходящего потока по меньшей мере из одной воздуходувки и для дополнительного охлаждения газового уходящего потока с генерированием охлажденного газового рецикла. Второй узел охлаждения может содержать секцию прямого контактного охладителя (ЭСС). Альтернативно, второй узел охлаждения может содержать ΗΚδΟ.

В некоторых вариантах осуществления система рециркуляции уходящего газа может дополнительно содержать третий узел охлаждения, конфигурированный для приема газового уходящего потока по меньшей мере из одной воздуходувки и для дополнительного охлаждения газового уходящего потока перед введением его во второй узел охлаждения. В таких вариантах осуществления первый узел охлаждения и третий узел охлаждения могут содержать ΗΚ.8Ο. В одном или нескольких вариантах осуществления первый узел охлаждения может содержать ΗΚδΟ, содержащий секцию бойлера высокого давления, секцию бойлера промежуточного давления и секцию бойлера низкого давления, и третий узел охлаждения может содержать ΗΚδΟ, содержащий секцию бойлера низкого давления и секцию экономайзера.

В некоторых вариантах осуществления один или несколько ΗΚδΟ, используемых в системе рециркуляции уходящего газа, могут дополнительно содержать змеевики для водяного охлаждения. В таких вариантах осуществления система может дополнительно содержать сепаратор, конфигурированный для приема газового уходящего потока из змеевиков для водяного охлаждения ΗΚδΟ и для удаления капель воды из газового уходящего потока перед введением в воздуходувку или главный компрессор. В одном или нескольких вариантах осуществления сепаратор представляет собой пакетную систему лопастей, сетчатую насадку или другие устройства для удаления тумана.

В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения система рециркуляции уходящего газа может использовать психрометрическое охлаждение уходящего газового потока. В некоторых вариантах осуществления в газовый уходящий поток добавляют воду для насыщения или почти насыщения газового уходящего потока после первого узла охлаждения, но перед введением в воздуходувку, и система рециркуляции уходящего газа дополнительно содержит сепаратор, конфигурированный для приема насыщенного или почти насыщенного газового уходящего потока и для удаления капель воды из насыщенного или почти насыщенного газового уходящего потока перед введением в воздуходувку. В таких вариантах осуществления дополнительно конфигурируется второй узел охлаждения для удаления воды из газового уходящего потока и рециклирования по меньшей мере части удаляемой воды. Вода, удаляемая из газового уходящего потока с помощью второго узла охлаждения, может разделяться на две или более частей, так что первая часть воды рециклируется и добавляется в газовый уходящий поток перед сепаратором, а вторая часть воды рециклируется во второй узел охлаждения.

В одном или нескольких вариантах осуществления система рециркуляции уходящего газа может дополнительно содержать перекрестный теплообменник исходные материалы/эффлюент во втором узле охлаждения, конфигурированном для регулировки температуры охлажденного газового рецикла, таким образом, что достигается допустимое отклонение от точки росы по меньшей мере примерно на 20°Р (9°С), или по меньшей мере примерно на 25°Р (11°С), или по меньшей мере примерно на 30°Р (14°С), или по меньшей мере примерно на 35°Р (16°С), или по меньшей мере примерно на 40°Р (18°С), или по меньшей мере примерно на 45°Р (20°С) , или по меньшей мере примерно на 50°Р (23°С).

В одном или нескольких вариантах осуществления второй узел охлаждения дополнительно содержит секцию поглощения с помощью гликоля, такую, например, как секция поглощения с помощью триэтиленгликоля (ТЕС), конфигурированную для приема охлажденного газового рецикла из предыдущего оборудования для охлаждения рециклируемого газа и, по меньшей мере, частичного дегидратирования охлажденного газового рецикла перед введением в главный компрессор, и система рециркуляции уходящего газа дополнительно содержит систему регенерации гликоля, конфигурированную для приема обогащенного гликоля из секции поглощения с помощью гликоля второго узла охлаждения, термической регенерации обогащенного гликоля в регенерационной колонне для гликоля с образованием регенерированного обедненного гликоля и возвращения регенерированного обедненного гликоля в секцию поглощения с помощью гликоля. В некоторых вариантах осуществления система регенерации гликоля работает в условиях вакуума. Система регенерации гликоля может быть отдельной от второго узла охлаждения или встроенной в него. В одном или нескольких вариантах осуществления второй узел охлаждения содержит регенерационную колонну для гликоля и регенерационная колонна для гликоля конфигурируется для приема газового уходящего потока из воздуходувки перед введением в предыдущее оборудование для охлаждения рециклируемого газа. В этом же или других вариантах осуществления второй узел охлаждения может дополнительно содержать секцию понижения температуры перегретого пара, расположенную между регенерационной колонной для гликоля и предыдущим оборудованием для охлаждения рециклируемого газа. В системах поглощения с помощью гликоля, описанных в настоящем документе, можно использовать любой пригодный для использования гликоль. Например, в одном или нескольких вариантах осуществления гликоль представляет собой триэтиленгликоль (ТЕС). Кроме того, в одном или

- 4 026203 нескольких других вариантах осуществления настоящего изобретения можно использовать другой пригодный для использования способ дегидратирования охлажденного газового рецикла вместо дегидратирования с помощью гликоля, такой, например, как молекулярные сита или дегидратация с помощью метанола.

В одном или нескольких вариантах осуществления настоящее изобретение направлено на способы генерации энергии. Способы включают сжигание по меньшей мере одного окислителя и по меньшей мере одного топлива в камере сгорания в присутствии сжатого рециклированного уходящего газа, с генерированием при этом выходящего потока, расширение выходящего потока в детандере, чтобы, по меньшей мере, частично приводить в действие главный компрессор и генерировать газовый уходящий поток, и направление газового уходящего потока в систему рециркуляции уходящего газа. Г лавный компрессор сжимает газовый уходящий поток и при этом генерирует поток сжатого рецикла. В таких способах система рециркуляции уходящего газа содержит по меньшей мере один узел охлаждения и по меньшей мере одну воздуходувку, так что газовый уходящий поток охлаждается по меньшей мере в одном узле охлаждения и давление уходящего газового потока повышается по меньшей мере в одной воздуходувке, с генерированием при этом охлажденного газового рецикла, направляемого в главный компрессор.

В одном или нескольких способах по настоящему изобретению по меньшей мере один узел охлаждения представляет собой прямой контактный охладитель (рСС), котел-утилизатор (НК.8О) или другое пригодное для использования охлаждающее устройство, которое охлаждает газовый уходящий поток перед тем, как газовый уходящий поток вводится по меньшей мере в одну воздуходувку. В этом же или в других способах система рециркуляции уходящего газа дополнительно содержит второй узел охлаждения, который принимает газовый уходящий поток по меньшей мере из одной воздуходувки и дополнительно охлаждает газовый уходящий поток, при этом генерируя охлажденный газовый рецикл. Второй узел охлаждения может содержать ЭСС. НК.8О или другое пригодное для использования охлаждающее устройство.

В некоторых способах система рециркуляции уходящего газа может дополнительно содержать третий узел охлаждения, который принимает газовый уходящий поток по меньшей мере из одной воздуходувки и дополнительно охлаждает газовый уходящий поток перед тем, как газовый уходящий поток вводится во второй узел охлаждения. В одном или нескольких способах первый узел охлаждения и третий узел охлаждения содержат НК.8О. В этом же или других способах первый узел охлаждения может содержать НК.8О, содержащий секцию бойлера высокого давления, секцию бойлера промежуточного давления и секцию бойлера низкого давления и третий узел охлаждения может содержать НК.8О, содержащий секцию бойлера низкого давления и секцию экономайзера.

В некоторых способах один или несколько из НК.8О, используемых в системе рециркуляции уходящего газа, могут дополнительно содержать змеевики для водяного охлаждения. В таких способах сепаратор может принимать газовый уходящий поток из змеевиков для водяного охлаждения НК.8О и удалять капли воды из газового уходящего потока перед тем, как газовый уходящий поток вводится в воздуходувку или главный компрессор. В одном или нескольких вариантах осуществления сепаратор представляет собой пакетную систему лопастей, сетчатую насадку или другие устройства для удаления тумана.

В одном или нескольких способах настоящего изобретения система рециркуляции уходящего газа использует психрометрическое охлаждение для дополнительного охлаждения газового уходящего потока. В некоторых из этих способов газовый уходящий поток насыщается или почти насыщается водой перед тем, как газовый уходящий поток вводится в воздуходувку, система рециркуляции уходящего газа дополнительно содержит сепаратор, который принимает насыщенный или почти насыщенный газовый уходящий поток и удаляет капли воды из насыщенного или почти насыщенного газового уходящего потока перед тем, как газовый уходящий поток вводится в воздуходувку, и второй узел охлаждения удаляет воду из газового уходящего потока и по меньшей мере часть воды, удаляемой с помощью второго узла охлаждения, рециклируется. В одном или нескольких способах вода, удаляемая из газового уходящего потока с помощью второго узла охлаждения, разделяется на две или более частей, первая часть воды рециклируется и добавляется в газовый уходящий поток перед сепаратором, в то время как вторая часть воды рециклируется во второй узел охлаждения.

В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения допустимое отклонение от точки росы по меньшей мере примерно на 20°Р (9°С), или по меньшей мере примерно на 25°Р (11°С), или по меньшей мере примерно на 30°Р (14°С), или по меньшей мере примерно на 35°Р (16°С), или по меньшей мере примерно на 40°Р (18°С), или по меньшей мере примерно на 45°Р (20°С), или по меньшей мере примерно на 50°Р (23 °С) достигается в охлажденном газовом рецикле посредством модификации температуры охлажденного газового рецикла в перекрестном теплообменнике исходные материалы/эффлюент во втором узле охлаждения.

В одном или нескольких способах по настоящему изобретению второй узел охлаждения дополнительно содержит секцию поглощения с помощью гликоля, которая принимает охлажденный газовый рецикл из предыдущего оборудования для охлаждения рециклируемого газа и, по меньшей мере, частично дегидратирует охлажденный газовый рецикл перед тем, как охлажденный газовый рецикл вводится в

- 5 026203 главный компрессор, и система рециркуляции уходящего газа дополнительно содержит систему регенерации гликоля, которая принимает обогащенный гликоль из секции поглощения с помощью гликоля второго узла охлаждения, термически регенерирует обогащенный гликоль в регенерационной колонне для гликоля с образованием регенерированного обедненного гликоля и возвращает регенерированный обедненный гликоль в секцию поглощения с помощью гликоля. В некоторых способах система регенерации гликоля работает в условиях вакуума. Система регенерации гликоля может быть отдельной от второго узла охлаждения или встроенной в него. В одном или нескольких способах второй узел охлаждения содержит регенерационную колонну для гликоля и регенерационная колонна для гликоля принимает газовый уходящий поток из воздуходувки перед тем, как газовый уходящий поток вводится в предыдущее оборудование для охлаждения рециклируемого газа. В этом же или других способах второй узел охлаждения может дополнительно содержать секцию понижения температуры перегретого пара, расположенную между регенерационной колонной для гликоля и предыдущим оборудованием для охлаждения рециклируемого газа, который принимает газовый уходящий поток из регенерационной колонны для гликоля и охлаждает газовый уходящий поток до температуры, достаточной, по меньшей мере, для частичной конденсации гликоля из газового уходящего потока перед тем, как газовый уходящий поток вводится в предыдущее оборудование для охлаждения рециклируемого газа.

Обратимся теперь к фигурам. Фиг. 1 иллюстрирует систему 100 генерации энергии, конфигурированную для обеспечения улучшенного способа улавливания СО₂ после горения. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления система 100 генерации энергии может содержать газотурбинную систему 102, которая может характеризоваться как закрытый цикл Брайтона. В одном из вариантов осуществления газотурбинная система 102 может иметь первый или главный компрессор 104, соединенный с детандером 106 с помощью общего вала 108 или другого механического, электрического или другого силового соединения, тем самым давая возможность для приведения в действие компрессора 104 с помощью части механической энергии, генерируемой детандером 106. Детандер 106 может генерировать энергию также и для других применений, таких как питание второго или входного компрессора 118. Газотурбинная система 102 может представлять собой стандартную газовую турбину, где главный компрессор 104 и детандер 106 образуют компрессорный и детандерный края, соответственно, стандартной газовой турбины. Однако в других вариантах осуществления главный компрессор 104 и детандер 106 могут представлять собой отдельные компоненты в системе 102.

Газотурбинная система 102 может также содержать камеру 110 сгорания, конфигурированную для сжигания потока 112 топлива, смешанного со сжатым окислителем 114. В одном или нескольких вариантах осуществления поток 112 топлива может содержать любой пригодный для использования газообразный или жидкий углеводород, такой как природный газ, метан, нафта, бутан, пропан, синтез-газ, дизельное топливо, керосин, авиационное топливо, топливо, полученное из угля, биотопливо, окисленные углеводородные материалы или их сочетания. Сжатый окислитель 114 может быть получен из второго или входного компрессора 118, соединенного сообщением текучих сред с камерой 110 сгорания и адаптированного для сжатия поступающего окислителя 120. В одном или нескольких вариантах осуществления поступающий окислитель 120 может содержать любой пригодный для использования кислородсодержащий газ, такой как воздух, воздух, обогащенный кислородом, или их сочетания.

Как будет изображено более подробно ниже, камера 110 сгорания может также принимать поток 144 сжатого рецикла, содержащий топочный газ, имеющий в основном компоненты СО₂ и азота. Поток 144 сжатого рецикла может быть получен из главного компрессора 104 и адаптирован, чтобы облегчить горение сжатого окислителя 114 и топлива 112, а также увеличить концентрацию СО2 в рабочей текучей среде. Выходящий поток 116, направляемый на вход детандера 106, может генерироваться как продукт горения потока 112 топлива и сжатого окислителя 114 в присутствии потока 144 сжатого рецикла. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления поток 112 топлива может в основном представлять собой природный газ с генерированием при этом выхлопа 116, содержащего значительные объемные части испаренной воды, СО₂, азота, оксидов азота (ΝΟ_Χ) и оксидов серы (8О_Х). В некоторых вариантах осуществления небольшая часть несгоревшего топлива 112 или других соединений может также присутствовать в выхлопе 116 из-за равновесных ограничений для горения. Когда выходящий поток 116 расширяется с помощью детандера 106, он генерирует механическую энергию для приведения в действие главного компрессора 104 или другого устройства и также производит газовый уходящий поток 122, имеющий повышенное содержание СО₂.

Система 100 генерации энергии может также содержать систему рециркуляции уходящего газа (ИСК) 124. Хотя система БОК. 124, иллюстрируемая на чертежах, включает разнообразные устройства, иллюстрируемые конфигурации являются только репрезентативными и можно использовать любую систему, которая рециркулирует уходящий газ 122 обратно в главный компрессор для достижения целей, сформулированных в настоящем документе. В одном или нескольких вариантах осуществления, система ЕСК 124 может содержать котел-утилизатор (НК8С) 126 или сходное устройство. Газовый уходящий поток 122 может направляться в НК8С 126 для генерирования потока 130 водяного пара и охлажденного уходящего газа 132. Водяной пар 130 может необязательно направляться в паровую турбину (не показана) для генерации дополнительной электрической энергии. В таких конфигурациях сочетание НК8С 126

- 6 026203 и паровой турбины может характеризоваться как закрытый цикл Ренкина. В сочетании с газотурбинной системой 102, НК8О 126 и паровая турбина могут составлять часть тепловой электростанции с объединенным циклом, такой как электростанции с объединенным циклом на природном газе (ЫОСС).

Фиг. 1 иллюстрирует дополнительное устройство в системе 124 БОК, которое может включаться в некоторых вариантах осуществления. Охлажденный уходящий газ 132 может направляться, по меньшей мере, в один узел 134 охлаждения, конфигурированный для понижения температуры охлажденного уходящего газа 132 и генерирования охлажденного газового потока 140 рецикла. В одном или нескольких вариантах осуществления узел 134 охлаждения рассматривается в настоящем документе как прямой контактный охладитель (ЭСС). но он может представлять собой любое пригодное для использования охлаждающее устройство, такое как прямой контактный охладитель, концевой холодильник, узел механического охлаждения или их сочетания. Узел 134 охлаждения может также конфигурироваться для удаления части конденсированной воды с помощью удаляемого потока воды (не показан). В одном или нескольких вариантах осуществления охлажденный поток уходящего газа 132 может направляться в воздуходувку или бустерный компрессор 142, соединенный с сообщением текучих сред с узлом 134 охлаждения. В таких вариантах осуществления сжатый поток 136 уходящего газа покидает воздуходувку 142 и направляется в узел охлаждения 134.

Воздуходувка 142 может конфигурироваться для повышения давления охлажденного потока 132 уходящего газа перед его введением в главный компрессор 104. В одном или нескольких вариантах осуществления, воздуходувка 142 увеличивает общую плотность охлажденного потока уходящего газа 132, тем самым направляя поток с повышенной массовой скоростью в главный компрессор 104 при той же объемной скорости потока. Поскольку главный компрессор 104, как правило, имеет ограниченную объемную скорость потока, направление большего массового потока главного компрессора 104 может приводить к возникновению более высокого давления выпуска из главного компрессора 104, которое преобразуется в более высокое отношение давлений на детандере 106. Более высокое отношение давлений, генерируемое на детандере 106, может сделать возможными получение более высоких температур на входе и по этой причине увеличение мощности и эффективности детандера 106. Это может быть преимущественным, поскольку обогащенный СО₂ выходящий поток 116, как правило, поскольку обогащенный СО₂ выходящий поток 116, как правило, поддерживает более высокую удельную теплоемкость.

Соответственно, узел охлаждения 134 и воздуходувка 142, когда они включаются, могут, каждый, адаптироваться для оптимизации или улучшения работы газотурбинной системы 102. Необходимо отметить, что хотя воздуходувка 142 показана в отдельном положении в системе ЕОК 124 на фиг. 1 и на других чертежах и примерах, описанных в настоящем документе, воздуходувка может располагаться в любом месте в контуре рециклирования.

Главный компрессор 104 может конфигурироваться для сжатия охлажденного газового потока 140 рецикла, принимаемого из системы ЕОК 124, до давления, номинально превышающего давление в камере 110 сгорания, генерируя при этом поток 144 сжатого рецикла. По меньшей мере в одном из вариантов осуществления продувочный поток 146 может отводиться от потока 144 сжатого рецикла, а затем обрабатываться в сепараторе СО₂ или другом устройстве (не показано) для улавливания СО₂. Отделенный СО₂ можно использовать для продажи, использовать в другом способе, требующем диоксида углерода, и/или сжимать и нагнетать в подземный резервуар для увеличения нефтеотдачи пласта (ЕОК), пассивирования или для другой цели.

Система ЕОК 124, как описано в настоящем документе, может осуществляться для получения более высокой концентрации СО2 в рабочей текучей среде системы 100 генерации энергии, делая тем самым возможным более эффективное отделение СО2 для последующего пассивирования, поддержания давления или применений для ЕОК. Например, варианты осуществления, описанные в настоящем документе, могут эффективно повышать концентрацию СО2 в уходящем потоке топочного газа примерно до 10 мас.% или выше. Для осуществления этого камера 110 сгорания может адаптироваться для стехиометрического сжигания поступающей смеси топлива 112 и сжатого окислителя 114. Для регулирования температуры стехиометрического горения, чтобы она удовлетворяла требованиям к входной температуре детандера 106 и охлаждению компонентов, часть уходящего газа, полученного из потока сжатого рецикла 144, может инжектироваться в камеру 110 сгорания в качестве разбавителя. Таким образом, варианты осуществления настоящего изобретения могут в основном устранить любой избыток кислорода из рабочей текучей среды, в то же время повышая содержание СО₂ в ней. Как таковой газовый уходящий поток 122 может иметь примерно меньше чем 3,0 об.% кислорода, или меньше чем примерно 1,0 об.% кислорода, или меньше чем примерно 0,1 об.% кислорода, или даже меньше чем примерно 0,001 об.% кислорода. В некоторых воплощениях камера 110 сгорания или более конкретно входные потоки в камеру сгорания могут контролироваться с предпочтением сверхстехиометрического горения для дополнительного понижения содержания кислорода уходящего газового потока 122.

В некоторых вариантах осуществления, не изображенных в настоящем документе, водяной пар высокого давления может также использоваться в качестве охладителя в способе горения либо вместо рециклированного уходящего газа, либо в дополнение к нему. В таких вариантах осуществления добавление водяного пара может уменьшить требования относительно энергии и размеров для системы ЕОК

- 7 026203 (или вообще устранить систему ЕОК), но могут потребовать добавления контура рециклирования воды.

В дополнение к этому в других вариантах осуществления, не изображенных в настоящем документе, сжатый окислитель, вводимый в камеру сгорания, может содержать аргон. Например, окислитель может содержать примерно от 0,1 примерно до 5,0 об.% аргона, или примерно от 1,0 примерно до 4,5 об.% аргона, или примерно от 2,0 примерно до 4,0 об.% аргона, или примерно от 2,5 примерно до 3,5 об.% аргона, или примерно 3,0 об.% аргона. В таких вариантах осуществления работа камеры сгорания может быть стехиометрической или нестехиометрической. Как будет очевидно специалистам в данной области, включение аргона в исходные материалы сжатого окислителя может потребовать добавления перекрестного теплообменника или сходного устройства между главным компрессором и камерой сгорания, конфигурированного для удаления избытка СО₂ из потока рецикла и возвращения аргона в камеру сгорания при соответствующей температуре для горения.

Как может быть понятно, конкретные температуры и давления, достигаемые или испытываемые в различных компонентах любого из вариантов осуществления, описанных в настоящем документе, могут изменяться в зависимости, среди прочих факторов, от чистоты используемого окислителя и конкретных конструкций и/или моделей детандеров, компрессоров, охладителей и тому подобное. Соответственно, будет очевидно, что конкретные данные, описываемые в настоящем документе, предназначены только для иллюстративных целей и не должны рассматриваться как единственная их интерпретация. Например, в одном из иллюстративных вариантов осуществления в настоящем документе, НК8О 126 охлаждает поток 132 уходящего газа приблизительно до 200°Р (76°С). У потока 132 уходящего газа повышают давление с помощью воздуходувки 142 для преодоления последующего перепада давления, что приводит к повышению температуры, так что охлажденный сжатый поток 136 уходящего газа покидает воздуходувку 142 приблизительно при 229°Р (89°С). Уходящий газ дополнительно охлаждается в узле 134 охлаждения, и охлажденный газовый поток 140 рецикла покидает узел охлаждения 134 приблизительно при 100°Р (31°С).

На фиг. 2 изображен альтернативный вариант осуществления системы 100 генерации энергии на фиг. 1, воплощенной и изображенной как система 200. Как таковая фиг. 2 может быть понята лучше всего со ссылками на фиг. 1. Подобно системе 100 на фиг. 1 система 200 на фиг. 2 содержит газотурбинную систему 102, соединенную с системой 124 рециркуляции уходящего газа (ЕОК) или иным образом поддерживаемую ею. Однако система ЕОК 124 на фиг. 2 может содержать второй НК8О 202 после воздуходувки 142 для извлечения тепла сжатия, связанного с воздуходувкой 142. В одном или нескольких вариантах осуществления, иллюстрируемых системой ЕОК на фиг. 2, первый НК8О 126 представляет собой НК8О с тремя зонами давления, включая секции бойлера высокого давления (НР), промежуточного давления (1Р) и низкого давления (ЬР), в то время как второй НК8О 202 содержит секции бойлера ЬР и экономайзера. В иллюстративном способе работы системы 200 поток 132 уходящего газа покидает секцию бойлера ЬР НК8О 126 при температуре приблизительно 279°Р (111°С) и сжимается в воздуходувке 142. Охлажденный поток 136 сжатого уходящего газа покидает воздуходувку 142 при температуре примерно 310°Р (125°С) и поступает во второй НК8О 202. Затем поток 138 газового рецикла покидает второй НК8О 202 при температуре приблизительно 200°Р (76°С). Таким образом, тепло сжатия воздуходувки извлекается с помощью НК8О 202 и нагрузка охлаждения для узла 134 охлаждения понижается.

Фиг. 3 изображает другой вариант осуществления системы 100 генерации энергии с низкими выбросами на фиг. 1, воплощенной как система 300. Как таковая фиг. 3 может быть понята лучше всего со ссылками на фиг. 1. Подобно системе 100, изображенной на фиг. 1, система 300 содержит газотурбинную систему 102, поддерживаемую с помощью системы ЕОК 124 или иным образом соединенную с ней. Однако система ЕОК 124 на фиг. 3 использует психрометрическое охлаждение для уменьшения потребления энергии воздуходувкой 142 и уменьшения нагрузки охлаждения для узла 134 охлаждения. В одном или нескольких вариантах осуществления, иллюстрируемых с помощью системы ЕОК на фиг. 3, воду инжектируют с помощью потока 302 для насыщения или почти насыщения и охлаждения потока 132 уходящего газа, с получением потока 304 насыщенного уходящего газа. Поток 304 насыщенного уходящего газа может необязательно направляться в сепаратор 306 для удаления любых капель воды, которые могут захватываться в нем. Сепаратор 306 может представлять собой любое устройство, пригодное для удаления капель воды, такое, например, как пакетная система лопастей, сетчатая насадка или другие устройства для удаления тумана. Давление потока 304 насыщенного уходящего газа повышается в воздуходувке 142. Охлажденный сжатый поток 136 уходящего газа покидает воздуходувку 142 и направляется в узел 134 охлаждения. В узле охлаждения, вода конденсируется из охлажденного сжатого потока 136 уходящего газа, когда поток дополнительно охлаждается, и вода извлекается в потоке 308 воды. В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения поток 308 воды может охлаждаться в теплообменнике 310 или другом охлаждающем устройстве с получением в результате охлажденного потока 312 воды. Охлажденный поток 312 воды может затем рециклироваться с помощью потока 314 рециклируемой воды с получением дополнительного охлаждения уходящего газа в узле 134 охлаждения, объединенном с потоком 302 воды, для инжектирования в поток 132 уходящего газа перед воздуходувкой 142 или как то, так и другое. Хотя поток 302 воды можно использовать в некоторых точках во время

- 8 026203 работы системы на фиг. 3, например, в течение запуска или когда необходимо восполнение воды в системе, специалистам в данной области будет очевидно, что могут случаться такие времена (например, в течение стационарной работы), что количество воды, необходимое для инжектирования в поток 132 уходящего газа, может полностью обеспечиваться посредством рециклирования охлажденного потока 312 воды.

В иллюстративном способе работы системы 300 поток 132 уходящего газа покидает ΗΚδΟ 126 при температуре приблизительно 200°Р (76°С). Инжектирование воды с помощью потока 302 охлаждает уходящие газы с получением в результате потока 304 насыщенного уходящего газа, имеющего температуру приблизительно 129°Р (44°С). После сжатия в воздуходувке 142 охлажденный сжатый поток 136 уходящего газа покидает воздуходувку 142 при температуре примерно 154°Р (55°С) и охлаждается в узле 134 охлаждения с получением в результате охлажденного газового потока рецикла при температуре приблизительно 100°Р (31°С). Таким образом, воздуходувка добавляет меньше тепла в систему и нагрузка охлаждения для узла 134 охлаждения уменьшается.

Фиг. 4 изображает другой вариант осуществления системы 100 генерации энергии с низкими выбросами на фиг. 1, воплощенной как система 400. Фиг. 4 может лучше всего может быть понята со ссылками на фиг. 1 и 3. Подобно системе 100, изображенной на фиг. 1, система 400 содержит газотурбинную систему 102, поддерживаемую системой ΕΟΚ 124 или соединенную с ней иным образом. Однако система ΕΟΚ 124 на фиг. 4 использует змеевики для водяного охлаждения в ΗΚδΟ для уменьшения нагрузки охлаждения для узла 134 охлаждения. В одном или нескольких вариантах осуществления, иллюстрируемых системой ЕСК на фиг. 3, змеевики для водяного охлаждения 402 используются в ΗΚδΟ 126 для обеспечения дополнительного охлаждения потока 122 уходящего газа. Змеевики для водяного охлаждения могут адаптироваться для использования пресной охлаждающей воды или морской воды. Для использования пресной охлаждающей воды в некоторых вариантах осуществления в конструкцию может включаться замкнутая система с пресной водой (не показана), с пластинчатыми и рамочными обменниками, которые охлаждают пресную воду в контакте с морской водой для достижения максимального охлаждения. Если змеевики для морской воды используют в ΗΚδΟ, трубы ΗΚδΟ должны иметь достаточные металлургические свойства для манипуляций как с потенциально кислотной конденсированной водой, так и с морской водой. Охлажденный поток 132 уходящего газа покидает ΗΚδΟ 126 и может необязательно направляться в сепаратор 306 для удаления любых капель воды, которые могут в нем захватываться. Сепаратор 306 может представлять собой любое устройство, пригодное для удаления капель воды, такое, например, как пакетная система лопастей, сетчатая насадка или другие устройства для удаления тумана. После удаления захваченных капель воды с помощью сепаратора 306 охлажденный поток 132 уходящего газа направляется в воздуходувку 142, и система ΕΟΚ после воздуходувки является такой, как описано ранее по отношению к фиг. 1.

В иллюстративном способе работы системы 400, охлажденный поток 132 уходящего газа покидает змеевики 402 для водяного охлаждения ΗΚδΟ 126 при температуре приблизительно 118°Р (39°С), и сжатый поток 136 уходящего газа покидает воздуходувку 142 при температуре приблизительно 140°Р (49°С). Уходящий газ охлаждается в узле 134 охлаждения, и охлажденный газовый поток 140 рецикла покидает узел 134 охлаждения приблизительно при 100°Р(31°С) . Поскольку сжатый поток 136 уходящего газа в системе 400 на фиг. 4 поступает в узел 134 охлаждения при температуре более низкой, чем в описанных ранее системах на фиг. 1-3, нагрузка на узел охлаждения уменьшается по сравнению с этими системами.

Фиг. 5 изображает другой вариант осуществления системы 100 генерации энергии с низкими выбросами на фиг. 1, воплощенной как система 500. Фиг. 5 может быть понята лучше всего со ссылкой на фиг. 1 и 4. Подобно системе 100, изображенной на фиг. 1, система 500 содержит газотурбинную систему 102, поддерживаемую системой 124 ΕΟΚ или иным образом соединенную с ней. Система ΕΟΚ 124 на фиг. 5 использует змеевики 402 для водяного охлаждения в ΗΚδΟ 126 и сепаратор 306 перед воздуходувкой 142, как описано подробно по отношению к фиг. 4. Однако фиг. 5 также использует дополнительный ΗΚδΟ 502 после воздуходувки 142, заменяющий узел охлаждения на основе прямого контактного охладителя (ИСС), описанный ранее по отношению к фиг. 1-4. ΗΚδΟ 502 содержит секцию охлаждения воды, сходную со змеевиками 402 для водяного охлаждения, содержащимися в первом ΗΚδΟ 126. Секция 504 сепаратора также включается в дополнительный ΗΚδΟ 502 для удаления любых капель конденсированной воды из сжатого потока 136 уходящего газа. Секция 504 сепаратора может представлять собой любое устройство, пригодное для удаления капель воды, такое, например, как пакетная система лопастей, сетчатая насадка или другое устройство для удаления тумана. После удаления любых капель воды с помощью секции 504 сепаратора в дополнительном ΗΚδΟ 502 охлажденный газовый поток 140 рецикла покидает ΗΚδΟ 502 и рециклируется непосредственно в главный компрессор 104.

В иллюстративном способе работы системы 500 охлажденный поток 132 уходящего газа покидает змеевики 402 для водяного охлаждения первого ΗΚδΟ 126 при температуре приблизительно 113°Р (37°С) и сжатый поток 136 уходящего газа покидает воздуходувку 142 при температуре приблизительно 143°Р (50°С). Уходящий газ дополнительно охлаждается во втором ΗΚδΟ 502, и охлажденный газовый

- 9 026203 поток 140 рецикла покидает секцию 504 сепаратора второго НК8О приблизительно при 113°Р (37°С). В одном или нескольких вариантах осуществления в соответствии с фиг. 5 охлажденный газовый поток 140 рецикла, поступающий в главный компрессор 104, насыщается водой.

В одном или нескольких вариантах осуществления, изображенных на фиг. 1-5, охлажденный газовый поток 140 рецикла может быть насыщен водой. Соответственно, имеется риск того, что капли кислотной воды могут образовываться в потоке и вызывать эрозию или коррозию лопастей главного компрессора 104. Фиг. 6 изображает другой вариант осуществления системы 100 генерации энергии с низкими выбросами на фиг. 1, воплощенной как система 600, которая конфигурируется для уменьшения или устранения образования капель кислотной воды посредством перегрева потока газового рецикла, поступающего в главный компрессор 104. Фиг. 6 может быть понята лучше всего со ссылками на фиг. 1, 4 и 5. Подобно системе 100, изображенной на фиг. 1, система 600 содержит газотурбинную систему 102, поддерживаемую системой 124 БОК или иным образом соединенную с ней. Подобно системе 400, изображенной на фиг. 4, система 124 ЕОК на фиг. 6 также использует змеевики 402 для водяного охлаждения в НК8О 126 и сепаратор 306 перед воздуходувкой 142. Однако система на фиг. 6 устраняет использование узла охлаждения или другого охлаждающего устройства после воздуходувки 142 и перед главным компрессором 104 вместо направления сжатого потока 136 уходящего газа непосредственно из воздуходувки 142 в главный компрессор 104.

В иллюстративном способе работы системы 600 охлажденный поток 132 уходящего газа покидает змеевики 402 для водяного охлаждения первого НК8О 126 при температуре приблизительно 113°Р (37°С). Поток 132 уходящего газа перегревается под действием тепла сжатия воздуходувки 142, и сжатый поток 136 уходящего газа покидает воздуходувку 142 при температуре приблизительно 144 °Р (50°С). Таким образом, конфигурация на фиг. 6 достигает перегрева примерно 25°Р(11°С). Как используется в настоящем документе, термин перегрев относится к тому уровню, при котором температура газа выше, чем температура точки росы этого газа. Соответственно, перегрев 25°Р (11°С) означает, что температура газ превышает на 25°Р (11°С) его температуру точки росы. Сжатый поток 136 уходящего газа направляется непосредственно в главный компрессор 104 без дополнительного охлаждения. Если желательным является дополнительный перегрев газового потока, такой дополнительный нагрев может быть получен с помощью разнообразных способов, таких, например, как перекрестный теплообмен выхлопа воздуходувки с топочным газом перед змеевиками для водяного охлаждения в НК8О (не показаны). Такая конфигурация перекрестного теплообменника была бы сходной с подогревателями воздуха, которые обычно устанавливают в печах или инцинераторах и которые уменьшали бы необходимую площадь змеевиков для водяного охлаждения, но добавляли бы дополнительные расходы на большой перекрестный теплообменник.

Конфигурация системы 600 на фиг. 6, как предполагается, уменьшает или устраняет образование капель кислотной воды и предотвращает эрозию или коррозию лопастей главного компрессора посредством перегрева потока газового рецикла. Фиг. 7-9 изображают альтернативные варианты осуществления настоящего изобретения, предназначенные также для уменьшения или устранения образования капель кислотной воды в потоке газового рецикла посредством дегидратирования потока газового рецикла с использованием гликоля, такого, например, как триэтиленгликоль (ТЕО). Чтобы такие конфигурации дегидратации с помощью гликоля были экономически эффективными, используют избыточное тепло для регенерации гликоля. Избыточное тепло может улавливаться из разнообразных источников в системе, например, из задней части одного или нескольких котлов-утилизаторов (НК8О) или от охлаждения между ступенями сжатия.

Фиг. 7А изображает один из вариантов осуществления части системы 124 ЕОК системы генерации энергии с низкими выбросами, такой как изображена на фиг. 1, воплощенной как система 700, которая конфигурируется для уменьшения или устранения образования капель кислотной воды посредством дегидратирования потока газового рецикла, поступающего в главный компрессор, с использованием секции гликольного контактора в узле охлаждения и регенерирования гликоля в отдельной вакуумной системе регенерации гликоля. Фиг. 7А может быть понята лучше всего со ссылками на фиг. 1. В системе 700 охлажденный поток 132 уходящего газа протекает из НК8О 126 и направляется в воздуходувку 142, где поток сжимается. Сжатый поток 136 уходящего газа покидает воздуходувку 142 и направляется в узел 134 охлаждения, который в одном или нескольких вариантах осуществления содержит секцию прямого контактного охладителя (ИСС), использующую воду в качестве охлаждающей среды. В одном или нескольких вариантах осуществления узел 134 охлаждения рассматривается в настоящем документе как прямой контактный охладитель (ИСС), но он может представлять собой любое пригодное для использования охлаждающее устройство, такое как прямой контактный охладитель, концевой холодильник, узел механического охлаждения или их сочетания. В узле 134 охлаждения сжатый поток 136 уходящего газа вступает в контакт с водой для охлаждения поток. Удаляемый поток 702 воды покидает узел охлаждения после вступления в контакт с газовым потоком. В одном или нескольких вариантах осуществления часть удаляемого потока 702 воды может продуваться из системы 700, в то время как оставшаяся часть удаляемого потока воды может охлаждаться с использованием теплообменника 720 и рециклироваться в

- 10 026203 узел 134 охлаждения с получением дополнительного охлаждения сжатого потока 136 уходящего газа. В одном или нескольких вариантах осуществления теплообменник 720 использует морскую воду для обеспечения необходимого охлаждения. В этом же или других вариантах осуществления дополнительное охлаждение может обеспечиваться с помощью кулера для водяного охлаждения (не показан), установленного после теплообменника 720 для противодействия повышению температуры, связанного с дегидратацией, которая осуществляется в узле 134 охлаждения, когда используют дегидратацию с помощью гликоля. Использование кулера для водяного охлаждения, таким образом, может быть желательным, поскольку посредством понижения температуры газа, поступающего в дегидратационную часть способа, температура рециклируемого уходящего газа подобным же образом понижается, и потребление энергии воздуходувкой и главным компрессором уменьшается. Специалисты в данной области заметят, что использование кулера для водяного охлаждения может быть желательным в любой конфигурации, использующей дегидратацию с помощью гликоля, включая не только конфигурацию, изображенную на фиг. 7А, но также и те, которые изображены на фиг. 8 и 9, и в любой другой системе дегидратации.

Узел 134 охлаждения дополнительно содержит секцию 710 поглощения с помощью гликоля. В одном или нескольких вариантах осуществления секция поглощения с помощью гликоля представляет собой поглотительную колонну, такую как тарельчатая колонна или колонна с насадкой. После того как сжатый поток уходящего газа охлаждается с помощью воды, газ поступает в секцию 710 поглощения с помощью гликоля узла 134 охлаждения, где пары воды в уходящем газе поглощаются гликолем. Полученный в результате охлажденный газовый поток 140 рецикла, который, по меньшей мере, частично дегидратирован с помощью гликоля, покидает узел 134 охлаждения и направляется в главный компрессор 104. После того как гликоль поглощает воду из уходящего газа, он извлекается из секции 710 поглощения с помощью гликоля посредством обогащенного потока гликоля 712 и направляется в систему 750 вакуумной регенерации.

В системе 750 вакуумной регенерации обогащенный поток гликоль 712 нагревается в перекрестном теплообменнике 722 и вводится в регенерационную колонну 730 для гликоля, где гликоль термически регенерируется. Поток 736 из верхней части регенератора покидает верхнюю часть регенерационной колонны 730 для гликоля, в то время как регенерированный поток 732 гликоля покидает нижнюю часть колонны и направляется в ребойлер 734. Из ребойлера 734 поток 733 паров гликоля возвращается в регенерационную колонну для гликоля и обедненный поток 714 гликоля направляется через перекрестный теплообменник 722 и, необязательно, через один или несколько теплообменников 720 перед возвращением в секцию 710 поглощения с помощью гликоля. Поток 736 из верхней части регенератора, который содержит пары воды и некоторые остаточные уходящие газы, охлаждается в узле 760 охлаждения перед конденсацией и направляется в первый сепаратор 740, где удаляется значительное количество воды в потоке из верхней части колонны и покидает систему с помощью продувочного потока 742 воды. Уходящие газы покидают первый сепаратор 740 с помощью потока 744 и направляются в пароструйный эжектор 770. В пароструйном эжекторе 770 водяной пар при повышенном давлении создает вакуум, который приводит в движение поток 744 уходящего газа. Пароструйный эжектор 770 может использовать водяной пар низкого давления, промежуточного давления или высокого давления и может представлять собой одноступенчатый или многоступенчатый эжектор. Альтернативно, в одном или нескольких вариантах осуществления, не изображенных на фиг. 7А, вакуумный насос можно использовать вместо пароструйного эжектора для создания желаемого уровня вакуума в вакуумной системе 750 регенерации.

Выходной поток 762 эжектора, содержащий уходящие газы и водяной пар, покидает эжектор 770 и охлаждается в узле 760 охлаждения после кулера перед разделением во втором сепараторе 740 для удаления эжектируемого водяного пара из эжектора и любой другой остаточной воды из потока. Узлы 760 охлаждения могут представлять собой воздушные или водяные кулеры в зависимости от требований к температуре и других параметров вакуумной системы 750 регенерации. В одном или нескольких вариантах осуществления в настоящем документе перепад давления на узле охлаждения перед конденсором и узле охлаждения после кулера равен или меньше примерно чем 2 фунт/кв.дюйм (0,12 кг/см²), или равен или меньше примерно чем 1,5 фунт/кв.дюйм (0,09 кг/см²), или равен или меньше примерно чем 1 фунт/кв.дюйм (0,062 кг/см²), или равен или меньше примерно чем 0,5 фунт/кв.дюйм (0,031 кг/см²). Сепараторы 740 могут принадлежать к любому типу узлов разделения, сконструированных для удаления воды из уходящих газов, таких, например, как конденсор, гравитационный сепаратор, приемник орошающей фракции или что-либо подобное. Вода, удаляемая из газов на выходе эжектора во втором сепараторе 740, удаляется из системы с помощью продувочного потока 742 воды, в то время как полученный в результате сухой уходящий газ покидает сепаратор и рециклируется в некоторой точке перед воздуходувкой 142 с помощью потока 748. В одном или нескольких вариантах осуществления продувочные потоки 742 воды, каждый, имеют концентрацию гликоля меньше чем 0,5, или меньше чем 0,25, или меньше чем 0,1 части на миллион объемной (м.д. объем).

При атмосферном рабочем давлении требования к температуре для обработки в ребойлере регенерированного потока 732 гликоля превышает 300°Р (121°С). Соответственно, в одном или нескольких вариантах осуществления является желательной работа системы 750 регенерации, и в частности регенерационной колонны 730 для гликоля в условиях вакуума. Таким образом, низкий уровень избыточного те- 11 026203 пла можно использовать для регенерации гликоля вместо водяного пара. Когда давление в регенерационной колонне 730 для гликоля понижается, температура ребойлера, необходимая для испарения воды из гликоля, также падает, в то время как тепловая нагрузка остается относительно постоянной. По этой причине давление вакуума может выбираться на основе температуры доступного внешнего источника тепла (в пределах ограничений конструкции колонны), на основе параметров устройства, создающего вакуум и на основе доступной температуры охлаждения верхней части колонны.

Фиг. 7В показывает соотношение между давлением регенерационной колонны для ТЕО и температурой внешнего источника тепла для ребойлера в предположении, что перепад температур теплообменника составляет 18°Р (8°С). Фиг. 7С демонстрирует соотношение между температурой внешнего источника тепла и давлением вакуума в колонне и как это соотносится с нагрузкой водяного пара эжектора для двух различных температур охлаждения верхней части колонны предварительного конденсора, опять же предполагая перепад температур теплообменника, равный 18°Р (8°С). Ожидаемые оптимальные значения, показанные на фиг. 7С, показывают баланс между температурой внешнего источника тепла и водяного пара эжектора, необходимой для достижения необходимого вакуума. Двигаясь дальше влево вдоль кривых, можно использовать более низкую температуру источника тепла, но больше водяного пара эжектора потребовалось бы при такой же температуре охлаждения верхней части колонны.

Фиг. 8 изображает другой вариант осуществления системы 100 генерации энергии с низкими выбросами на фиг. 1, воплощенной как система 800. Фиг. 8 может быть понята лучше всего со ссылками на фиг. 1 и 7. Подобно системе 700, изображенной на фиг. 7А, система 800 включает дегидратацию с помощью гликоля для уменьшения или устранения образования капель кислотной воды в потоке рециклированного уходящего газа. Однако вместо отдельной системы вакуумной регенерации система 800 на фиг. 8 включает секцию 730 регенерации гликоля в узле 134 охлаждения с использованием перегрева сжатого потока 136 уходящего газа для регенерации гликоля. Таким образом, нагрузка внешнего нагрева для системы 800 уменьшается, хотя некоторый дополнительный нагрев с помощью теплообменников 720 может по-прежнему требоваться.

Хотя использование перегретого газа на входе в узел охлаждения для регенерации гликоля уменьшает нагрузку внешнего нагрева в системе 800, это также приводит к потенциально неприемлемым потерям гликоля. Испаренный гликоль в секции 730 регенерации переносится непосредственно в секцию охлаждения узла 134 охлаждения, где он может конденсироваться и удаляться в удаляемом потоке 702 воды. Общие затраты, связанные с подачей восполняемого гликоля, могут сделать конфигурацию, изображенную на фиг. 8, нежелательной в некоторых ситуациях. Один из способов борьбы с этими потенциальными потерями гликоля показан на фиг. 9, он изображает другой вариант осуществления системы 100 генерации энергии с низкими выбросами на фиг. 1, воплощенной как система 900. Фиг. 9 может быть понята лучше всего со ссылками на фиг. 1, 7 и 8. Подобно системе 800, изображенной на фиг. 8, система 900 включает дегидратацию с помощью гликоля для уменьшения или устранения образования капель кислотной воды в рециклированном потоке уходящего газа и содержит секцию 730 регенерации гликоля в узле 134 охлаждения, содержит секцию 910 понижения температуры перегретого пара между секцией 730 регенерации гликоля и секцией охлаждения в узле 134 охлаждения. Секция 910 понижения температуры перегретого пара охлаждает уходящий газ до температуры насыщения воды или температуры близкой к ней и конденсирует большую часть гликоля, который удаляется из секции 910 понижения температуры перегретого пара, с помощью потока 912 конденсированного гликоля и добавляется к обедненному потоку 714 гликоля. В таких конфигурациях секция 910 понижения температуры перегретого пара должна контролироваться с тем, чтобы не конденсировались большие количества воды вместе с гликолем. В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения общий перепад давления от воздуходувки 142 до входа главного компрессора 104 в системе 900, изображенной на фиг. 9, равен или меньше примерно чем 2,0 фунт/кв.дюйм, (0,12 кг/см²), или равен или меньше примерно чем 1,5 фунт/кв.дюйм (0,09 кг/см²), или равен или меньше примерно чем 1,0 фунт/кв.дюйм (0,062 кг/см²).

Специалисты в данной области должны заметить, что хотя иллюстрируется и описывается со ссылками на фиг. 7А, 8 и 9 дегидратация с помощью гликоля, в настоящем документе может использоваться любой пригодный для использования способ дегидратации, и он рассматривается как находящийся в рамках настоящего изобретения. Например, могут использоваться способы дегидратации с использованием молекулярных сит или метанола вместо дегидратации с помощью гликоля, описанной в настоящем документе.

Другая конфигурация, которая может быть эффективной для уменьшения или устранения образования капель кислотной воды в потоке рециклированного уходящего газа, иллюстрируется на фиг. 10, которая изображает другой вариант осуществления системы 100 генерации энергии с низкими выбросами на фиг. 1, воплощенной как система 1000. Фиг. 10 может быть лучше всего понята со ссылками на фиг. 1. В отличие от конфигураций на фиг. 7-9, система 1000 на фиг. 10 не использует дегидратации уходящего газа, но вместо этого содержит теплообменник 50, исходные материалы/эффлюент в узле 134 охлаждения для получения желаемого отклонения от точки росы для температуры охлажденного газового потока 140 рецикла. В одном или нескольких вариантах осуществления желаемое допустимое откло- 12 026203 нение от точки росы для охлажденного газового потока рецикла может составлять отклонение примерно на 50°Р (23°С), или примерно на 45°Р (20°С), или примерно на 40°Р (18°С), или примерно на 35°Р (16°С), или примерно на 30°Р (14°С), или примерно на 25°Р (11°С), или примерно на 20°Р (9°С), или примерно на 15°Р (8°С) выше точки росы для газа. Конфигурация, изображенная на фиг. 10, может давать в результате увеличение потребления энергии воздуходувкой 142 и главным компрессором 104 из-за более высокой температуры уходящего газа по сравнению с вариантами осуществления, которые используют дегидратацию с помощью гликоля. Однако преимущество системы 1000 заключается в том, что конфигурация уменьшает количество необходимого оборудования, что, соответственно, приводит к понижению капитальных затрат и уменьшению сложности системы.

Примеры

Пример 1.

Исследование осуществляют для изменения контура рециклирования уходящего газа для турбины с низкими выбросами. Моделируют несколько конфигураций, соответствующих фиг. 1-6, и результаты приводятся в табл. 1. Моделирование и соответствующие результаты основываются на одноступенчатом случае с использованием турбогенератора с турбиной горения (СТС) Ргате 9РВ с воздухом в качестве окислителя. Главный воздушный компрессор (МАС), как предполагается, представляет собой отдельное аксиальное устройство.

Следующее далее предположение используют при всех вариантах моделирования примера 1. Политропная эффективность МАС, как предполагается, равна 91% (кривые компрессора при моделировании не используются) и политропная эффективность воздуходувки для уходящего газа, как предполагается, составляет 88,6%. Температура на выходе камеры горения и входная температура детандера, как предполагается, составляет 3200°Р (1426°С) и 2600°Р (1156°С) соответственно. Минимальная выходная температура ЭСС. как предполагается, составляет 100°Р (31 °С). Предельное давление батареи топливных элементов на топочном газе, как предполагается, составляет 1900 фунт/кв.дюйм (118 кг/см²) в датчике.

Рабочие характеристики СТС предсказывают с использованием корреляций на основе отношения давлений компрессора рецикла и выходного объема компрессора рецикла. Чтобы обеспечить то, что предсказанные рабочие характеристики находятся в пределах известных возможностей СТС, поддерживаются следующие ограничения для СТС: максимальная мощность детандера = 588,5 МВт, максимальный связывающий крутящий момент вала (мощность детандера - мощность компрессора) = 320 МВт, максимальное число Маха на выходе детандера = 0,8, максимальное число Маха на входе компрессора = 0,6, минимальный поток на выходе компрессора = 126500 реальных куб.футов/мин (3542 м³/с) (ас£т) для предотвращения остановки турбины (скорость потока на выходе компрессора после удаления охладителя).

Результаты моделирования приведены в табл. 1 ниже.

Таблица 1

Конфигурация	Фиг. 1	ФИГ. 2	Фиг. 3	ФИГ. 4	Фиг. 5	Фиг.6 (с перегревом 25°Е (11°С) )	Фиг,6 (С перегревом 40°Р (18°С))
Удельный расход теплоты (Бте/кВт.час в целом)	10623	10622	10615	10564	10595	10577	10577
Скорость топливного газа (тысяч ст. куб. фут/день (тысяч куб. м/день при н.у.)	74 (2,1)	74	74	74	75	74	74
Скорость топливного газа (миллионов Бте/час)	2994	3004	3004	3004	3047	ЗОН	2992
Топливный газ, более высокая тепловая ценность (Бте/ст. куб. фут (куб. м при н.у.))	975 (34821)	975	975	975	975	975	975
Топливный газ, более низкая тепловая ценность (Бте/ст. куб. фут (куб. м при н.у.))	878 (31357)	378	878	878	873	878	873
Общая скорость потока окислителя (тысяч ст. куб. фут (тысяч куб. и) /день)	695	698 (19,5)	698	698	703 (19,8)	700 (19,6)	695 (19,5)
Производство энергии СТС в целом (МВт)	580, 5	580, 5	580, 5	580, 6	594, 5	592, 8	593, 0

- 13 026203

Объединенные потери турбогенератора и вспомогательной нагрузки (МВт)	б, 9	б/	9	б, 9	б,	9	7, 1	7,	1	7, 1
Производство энергии 5ТО в целом (МВт)	187,2	189	, 5	187,2	187	, 5	192,2	196	, 8	198, 9
Сжатие рецикла уходящих газов (МВт)	263,4	263	, з	263,3	263	, 4	274, 0	282	, 2	286, 9
Необходимая мощность для сжатия инертного газа (МВт)	71, 4	71	7	71,7	71	6	72, 1	71	5	71, 0
Сжатие воздуха (МВт)	126, 9	126	, 7	126, 7	126	, 7	129, 6	127	, 8	127, 1
Воздуходувка для уходящих газов (МВт)	11, 6	13	1	10, 6	9,	9	11,8	12	2	13, 0
Насос для подачи воды в бойлер, оценка (МВт)	2,8	2,	8	2,8	2,	8	2, 8	2,	8	2, 8
Насос для ϋΟΟ (МВт)	2, б	2,	5	2,5	2,	0	1, 3	1,	1	1, 1
Мощность необходимая для цегидра тации (МВт)	0,2	0/	2	0,2	0,	2	0, 2	0,	2	0, 2
Производимая мощность в целом (МВт)	281,9	282	, 8	283,0	284	, 4	287, 6	284	, 7	282, 8

Как показано в табл. 1, наблюдаются следующие результаты при использовании конфигурации на фиг. 1 как базового случая для сравнения. Конфигурация на фиг. 2 повышает выходную мощность паротурбинного генератора (8ТО) приблизительно на 2 МВт. Однако это преимущество может быть компенсировано более высоким потреблением энергии воздуходувкой БОК, связанным с повышением температуры отсасывания. Удельный расход теплоты, производимая мощность и продукт инертного газа являются в основном идентичными фиг. 1. Конфигурация на фиг. 3 уменьшает потребление энергии воздуходувкой ЕОК приблизительно на 1 МВт. В конфигурации на фиг. 4 температура отсасывания воздуходувки ЕОК, а следовательно, и потребление энергии воздуходувкой, уменьшаются посредством охлаждения топочного газа рядом с охлаждающей водой в НК8О. Циркуляция воды ЭСС также ниже, поскольку нагрузка охлаждения уменьшается. Общий эффект составляет <1% уменьшения удельного расхода теплоты системы. Благодаря добавлению змеевиков для водяного охлаждения в заднюю часть НК8О, можно использовать материалы с более высокими металлургическими свойствами для манипуляций с кислотной водой, которая конденсируется. В одном или нескольких вариантах осуществления НК8О может содержать дренаж для конденсирующихся жидкостей.

В конфигурациях на фиг. 5 и 6 температура отсасывания в воздуходувку ЕОК, и, следовательно, относительное потребление энергии воздуходувкой, уменьшаются посредством охлаждения топочного газа рядом с морской водой в НК8О. Энергия, связанная с прокачкой воды для охлаждения уходящих газов, также уменьшается по сравнению с фиг. 1. Общий эффект составляет <0,5% уменьшения удельного расхода теплоты системы. В случае на фиг. 6 использование перегретого газа, поступающего в главный компрессор, обеспечивает потенциальную экономию на ЭСС.

Общие результаты, показанные в табл. 1, показывают, что возможности, изображенные на фиг. 1-6, оказывают малое влияние на удельный расход теплоты системы. Однако возможности, которые рассматривают устранение ЭСС. могут обеспечить значительную экономию на капитальных затратах. В частности, любая возможность, которая устраняет ЭСС в то же время обеспечивая перегретым газом главный компрессор, может сэкономить значительные капитальные затраты. Возможность экономии средств улучшается, если является приемлемым перегрев, обеспечиваемый сжатием с помощью воздуходувки (примерно на 25°Р (11°С)). В ином случае добавление большого газового теплообменника низкого давления можно использовать для достижения отклонения на 40°Р (18°С) от температуры точки росы газа.

Пример 2.

Второе исследование осуществляют для изменения контура рециклирования уходящего газа турбины с низкими выбросами. Несколько конфигураций соответствующих фиг. 7-10 моделируют, и результаты представлены в табл. 3 вместе со сравнением с базовым случаем, имеющим конфигурацию на фиг. 1. Моделирование и соответствующие результаты основаны на одноступенчатом случае с использованием турбогенератора Ргате 9РВ с турбиной горения (СТО) с воздухом в качестве окислителя. Главный воздушный компрессор (МАС), как предполагается, представляет собой отдельное аксиальное устройство.

Следующие далее дополнительные предположения, приведенные в табл. 2, используют во всех случаях варианты моделирования примера 2.

- 14 026203

Таблица 2

Политропная эффективность главного	86, 14%
компрессора
Политропная эффективность центробежного бустера	85, 6%
Политропная эффективность компрессора ЕСК (кривые компрессора не используют при моделировании)	92, 5%
Политропная эффективность воздуходувки для уходящих газов	88, 6%
Выходная температура камеры горения	3200°Г (1426°С)
Температура на входе детандера	2600°Г (115б°С)

Политропная эффективность детандера	84,2%
Минимальная температура на выходе ϋΟΟ	100°Е (31°С)
Перепад давления в поглотительной колонне	0,4 фунт/кв. дюйм
ТЕС	(0,0024 кг/кв. см)
Общий перепад давления от воздуходувки для	1 фунт/кв. дюйм
выходящих газов до главного компрессора	(0,062 кг/кв, см)
Перепад температур на входе внешнего источника тепла и перекрестных теплообменников	18°Е (8°С)
Температура обедненного ТЕС, возвращаемого в поглотительную колонну для ТЕС (предполагая входную температуру 5°Е при охлаждении морской водой)	98°Е (30сС)
Перепад температур бойлера низкого давления НК5С	22°Е (10°С)
Перепад температур бойлера промежуточного давления НК5С	26°Г (12°С)
Перепад температур бойлера высокого давления НК56	26°Е (12°С)
Перепад температур экономайзера высокого давление ΗΚ5Θ	15°Е (7°С)
Для случаев вакуумной регенерации (Фиг.7а)
Целевое отношение дефлегмации регенерационной колонны для ТЕС	0, 1
Перепад давления в регенерационной колонне	0,2 фунт/кв. дюйм (0,012 кг/кв. см)
Температура газа для регенерации ТЕС из верхней части колонны, рециклируемого в воздуходувку для уходящих газов	136°Г
Перепад давления воздушных охладителей для	1 фунт/кв. дюйм
газа для регенерации ТЕС из верхней части колонны	(0,062 кг/кв. см)

В дополнение к указанным выше предположениям в случаях вакуумной регенерации предполагается также, что конденсируемые газы удаляются посредством охлаждения и разделения перед паровым эжектором, и что паровой эжектор представляет собой одноступенчатый эжектор без конденсора между ступенями. Скорости для парового эжектора основываются на конструкционных кривых, опубликованных ЭеЕга1е ап4 Ноег1, Скет. Епд. Ргод., 55, 8утр. 8ег. 21, 46 (1959).

После модифицирования конкретных переменных для данного случая скорости потоков топливного

- 15 026203 газа и воздуха, скорости потока разбавителя и температура/давление на выходе ЭСС устанавливаются для достижения объемных ограничений для компрессора и детандера БОК 1,122х 10⁶ ас£т (0,03 млн ст. м³/с) и 3,865х10⁶ ас£т (0,1 млн ст. м³/с) соответственно. Следуя этому, скорости потока водяного пара устанавливают для достижения соответствующих входных температур НК8О и выходной температуры топочного газа из НК8О примерно 200°Р (76°С).

Случаи объединенной регенерационной дегидратации с пароохладителем и без него описываются посредством установления температуры обогащенного ТЕО на входе в секцию регенерации до тех пор, пока не будет достигнута желаемая температура точки росы для конкретной скорости ТЕО. В случаях с пароохладителем температуру на выходе пароохладителя контролируют, чтобы она была на 5°Р (2°С) выше температуры точки росы с использованием потока охлаждающей воды. Необходимы многочисленные итерации для интеграции возврата дегидратированного газа в компрессор ЕОК, когда изменяется композиция рециклируемых уходящих газов.

Случаи вакуумной регенерационной дегидратации (то есть случаи с отдельной регенерационной колонной) описывают посредством выбора исходной температуры ребойлера, а затем установления давления вакуума для достижения желаемой температуры точки росы для конкретной скорости ТЕО. Альтернативно, может выбираться исходное давление вакуума, а уже затем устанавливается температура ребойлера для достижения желаемой температуры точки росы. После определения давления вакуума необходимо вычислить количество водяного пара необходимое для достижения этого вакуума. Используя конструкционные кривые для оптимальных одноступенчатых эжекторов, определяют отношение захвата водяного пара для достижения желаемого сжатия. Этот поток водяного пара включается в моделирование как дебит для НК8О и кредит для потока из верхней части колонны. Необходимы многочисленные итерации для интеграции, как для неконденсированного при регенерации материала из верхней части колонны, возвращающегося в бустер ЕОК, так и для дегидратированного газа, возвращающегося в компрессор ЕОК, когда изменяется композиция рециклируемых уходящих газов.

Результаты моделирования приведены в табл. 3.

Таблица 3

Конфигураци я	Фиг. 1	Фиг. 8	Фиг. 8	Фиг. 9	Фиг. 8	Фиг.7А	Фиг.7 А
Подавление точки росы (°Е(°С))	-	40 (18)	40	40	30	40	40
Скорость ТЕС (гал/мин/фунт НгО (л/мин/кг Н20) )		5 (4,8)	2 (1,9)	2	2	3, 5 (3,4)	2
Скорость топливного газа, более высокая тепловая ценность (миллион Бте/час)	6543	6495	6461	6461	6483	6495	6464
Удельный расход теплоты, более высокая тепловая ценность (Бте/ кВт.час в целом)	16331	16133	16332	16337	16310	16107	16339
Ежегодные затраты на ТЕС при $9,47/галлон ($ миллион)		57, 1	46, 8	2,0	21,0	2, 4	3, б
Топочный газ (тысячи ст. куб. Фут (ст. куб. м)/день)	1337 (0,037)	1327 (0,037)	1320 (0,037)	1320	1325 (0,037)	1327	1321 (0,037)
Водяной пар низкого давления для опреснения (1000 фунт(тонна)/час)	3247 (1,461)	3216 (1,447)	3247	3247	3247	3220 (1,449)	3245 (1,460)
Общая производимая мощность турбогенератора с турбиной горения (МВт)	1143,6	1140,0	1149,3	1149,8	1149,7	1148,4	1150,2
Общая производимая мощность парового турбогенератора (МВт)	255, 5	255, 1	257, 3	257, 3	256, 9	255, 0	257,0
Сжатие рецикла уходящих газов (МВт)	538, 0	528,8	549, 2	549, 2	546, 2	537, 0	548,9
Требование к энергии для сжатия топочного газа (МВт)	146, 0	146, 6	142, 7	142, 7	143, 5	145, 2	142,8
Воздуходувка для уходящих газов (МВт)	16, 8	14, 7	19, 8	19, 8	18, 8	16, 2	19, 9
Общая производимая мощность (МВт)	400, 7	402, 6	395, 6	395, 5	397,5	403, 2	395, б

Моделирование в целом, как правило, не изменяется с помощью изменения конкретного давления вакуума регенерационной колонны, постольку поскольку температура охлаждения газа из верхней части колонны и паровой эжектор выбраны правильно. Как таковые данные для энергетического цикла, находящиеся в табл. 3, применимы независимо от температур охлаждения газа из верхней части регенерационной колонны и внешнего источника тепла. Выбор давления вакуума, температуры внешнего источника тепла и температура охлаждения газа из верхней части колонны осуществляется отдельно.

Как показано в табл. 3, удельный расход теплоты системы в основном не зависят от использования дегидратации ТЕО во всех оцениваемых конфигурациях. За исключением случая на фиг. 7 А, включающего использование охлажденной воды для охлаждения газа из верхней части узла охлаждения, удельный расход теплоты всех оцениваемых конфигураций дегидратации изменяется меньше чем примерно на 1,4% по сравнению с базовым случаем (фиг. 1) без дегидратации. Самое большое изменение обнаружено в случаях с более высокими скоростями ТЕО.

Общие воздействия дегидратации и скорости связанного с ней потока ТЕО приведены в табл. 4.

- 16 026203

Таблица 4

ратации повышает входную температуру главного компрессора, приводя к дополнительному потреблению энергии и к повышению реального количества кубических футов в минуту (асГт) на входе. Чтобы соответствовать пределу для асГт на входе главного компрессора требуется повышение давления на входе. Это повышает потребление энергии воздуходувкой для уходящих газов, обеспечивающей это давление.

Хотя потребление энергии увеличивается при рециклировании более теплых уходящих газов, оно балансируется удалением воды из уходящих газов перед сжатием, а также из-за уменьшения количества топливного газа, сжигаемого в камере горения. Удаление воды повышает плотность циркулирующей текучей среды, что повышает мощность турбогенератора с турбиной горения (СТО) и нагрузку котлаутилизатора (НК.8О). Повышение плотности также понижает входное значение асГт для главного компрессора, что затем должно балансироваться посредством поступления газа при более высокой входной температуре или при более низком входном давлении, если одно только повышение температуры является недостаточным. Поскольку рециклированные уходящие газы теплее, требуется меньше топливного газа для достижения температуры в камере горения. Уменьшение количества топливного газа приводит к понижению мощности сжатия как в компрессоре воздуха для горения, так и в компрессоре для топливного газа, но также приводит к уменьшению образования топливного газа примерно на 1%. Это уменьшение используемой мощности, а также понижение скорости потока топливного газа помогают компенсировать более высокое потребление энергии при рециклировании уходящих газов. Взятые вместе, эти эффекты дают дегидратацию ТЕО, не вызывая существенных изменений в удельном расходе теплоты системы.

В конфигурациях с дегидратацией ТЕО подавление точки росы достигают посредством удаления воды с помощью ТЕО из потока уходящих газов. В дополнение к этому имеется также рост температуры в абсорбере, который помогает подавлять точку росы на выходе. В случаях с более высокими потоками ТЕО более высокая часть тепла поглощается в самом ТЕО, приводя к уменьшению повышению температуры газа в абсорбере. Это означает, что обеспечивается меньшее подавление точки росы под действием роста температуры, и по этой причине дополнительная вода должна поглощаться с помощью ТЕО. Соответственно, удельный расход теплоты системы повышается, когда увеличиваются преимущества от удаления воды, в то время как дополнительная энергия, необходимая для повышения входной температуры главного компрессора, уменьшается. Изменения генерации энергии являются минимальными, но, как правило, имеется небольшое увеличение производства энергии как в СТО, так и паровом турбогенераторе (8ТО). Увеличение генерации энергии в СТО является результатом повышения плотности на входе и, таким образом, увеличения массового потока через детандер. Увеличение плотности частично объясняется уменьшением содержания воды, но оно также зависит от повышения давления от компрессора для рецикла.

Увеличение генерации энергии §ТО при более низких скоростях ТЕО связаны с повышением производства водяного пара как в НК.8О, так и в бойлерах на избыточном тепле продувочного газа. Нагрузка НК.8О увеличивается из-за повышения температуры и массового потока топочного газа в НК.8О. Объединенная нагрузка на бойлер для продувочного газа повышается из-за повышения температуры продувочного газа, что преодолевает понижение потока. Это повышение нагрузок компенсирует уменьшение нагрузки в бойлерах для воздуха для горения, а также любого эжекторного водяного пара, используемого в случаях вакуумной регенерации. Однако когда повышается скорость ТЕО, использование эжекторного водяного пара увеличивается, в то время как температуры топочного и продувочного газа уменьшаются. По этой причине мощность §ТО начинает уменьшаться при повышении скоростей ТЕО. Дополнительная мощность, включаемая при прокачке ТЕО при 2 галлона ТЕО/фунт Н₂О (1,9 кг/л) составляет приблизительно 0,7 МВт, а при 5 галлонах ТЕО/фунт Н₂О (4,6 кг/л) дополнительная мощность составляет приблизительно 1,7 МВт. Однако это потребление энергии не оказывает значительного влияния на удельный расход теплоты.

Для оценки разницы затрат, связанной с конкретной температурой точки росы, отклонение от температуры от точки росы на 30°Р (14°С) и 40°Р (18°С) оценивают для конфигураций на фиг. 7А и 8 при

- 17 026203 скорости ТЕС 2 галлона ТЕС/фунт Η₂Ο (1,9 кг/л). Когда отклонение от температуры точки росы понижается, меньшее количество воды должно удаляться из циркуляции ТЕС, понижая нагрузку на ребойлер и поток из верхней части колонны. Полученная в результате нагрузка ребойлера вакуумной регенерационной колонны уменьшается на 13% (38 млн Бте/ч), и необходимая температура внешнего нагрева уменьшается на 19°Р (9°С). Нагрузка охлаждением газов из верхней части колонны уменьшается на 19,8% (39 млн Бте/ч), и нагрузка охлаждения обедненного ТЕС уменьшается на 10,8% (26 млн Бте/ч). Имеется также небольшое (3,3%) уменьшение нагрузки эжекторного водяного пара. В дополнение к этому, когда в абсорбере удаляется меньше воды, увеличение температуры газа в абсорбере также понижается. При понижении температуры газа в верхней части абсорбера меньше ТЕС испаряется и переносится в ЭСС. По этой причине потери ТЕС уменьшаются на 31%.

Повышение скорости ТЕС (гал/мин/фунт Н₂О) уменьшает температуру газа из верхней части абсорбера дегидратации и уменьшает невосполнимые потери ТЕС из верхней части абсорбера, но повышает требования к внешнему избыточному теплу и охлаждению. Повышение скорости ТЕС также повышает нагрузку на эжекторный водяной пар и скорости продувки избыточной воды, поскольку удаляется больше воды. В дополнение к этому в случаях без отдельной регенерационной колонны ТЕС испаряется в объединенной регенерационной секции ЭСС. По этой причине может быть предпочтительным доведение до минимума скорости ТЕС.

Когда используют дегидратацию ТЕС, возможно, что ТЕС может деградировать в присутствии непрореагировавшего кислорода, находящегося в рециркулируемом газе, что приводит к образованию органической кислоты, которая понижает рН ТЕС. В результате, имеется возможность ускоренной коррозии компонентов из углеродистой стали в результате этого понижения рН. Например, захваченный ТЕС из верхней части ЭСС может вводиться в главный компрессор. Без деградации под действием кислорода капли ТЕС, как правило, имеют рН примерно 6,1. Если происходит кислородная деградация ТЕС, рН капель будет уменьшаться. По этой причине в одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения инигибированный или дополненный буфером ТЕС (такой как ΝογΚοοΙ ИеккЬегт, доступный коммерчески от Όο^ СБешюа1 Со.) можно использовать для уменьшения или устранения возможности для коррозии в результате действия этого механизма. Хотя настоящее изобретение может быть подвержено воздействию различных модификаций и альтернативных форм, иллюстративные варианты осуществления, обсуждаемые выше, показаны только в качестве примера. Любые признаки или конфигурации любого варианта осуществления, описанного в настоящем документе, могут объединяться с любым другим вариантом осуществления или с множеством других вариантов осуществления (до возможной степени), и все такие сочетания, как предполагается, находятся в рамках настоящего изобретения. В дополнение к этому необходимо понять, что настоящее изобретение не предназначено для ограничения конкретными вариантами осуществления, описанными в настоящем документе. В самом деле, настоящее изобретение включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы истинного духа и рамок прилагаемой формулы изобретения.

Claims (25)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Объединенная система (100-1000) для генерации энергии с низкими выбросами и для улучшенного извлечения СО₂, содержащая газотурбинную систему (102), содержащую камеру сгорания (110), по существу, для стехиометрического сжигания одного или нескольких сжатых окислителей (120) и одного или нескольких видов топлива (112) в присутствии потока (144) сжатого рецикла, причем поток сжатого рецикла смешан с одним или несколькими сжатыми окислителями в камере сгорания, причем камера сгорания (110) выполнена с возможностью направления первого выходящего потока (116) в детандер (106) с генерированием газового уходящего потока и, по меньшей мере, частичного приведения в действие главного компрессора (104), систему (124) рециркуляции уходящего газа, причем главный компрессор (104) выполнен с возможностью сжатия газового уходящего потока и генерирования потока (144) сжатого рецикла; причем система (124) рециркуляции уходящего газа содержит, по меньшей мере, первый узел (126) охлаждения, служащий для приема и охлаждения газового уходящего потока, по меньшей мере одну воздуходувку (142), служащую для приема и повышения давления уходящего газового пстока, и второй узел (134) охлаждения, выполненный с возможностью регулировки температуры и снижения точки росы газового уходящего потока и выведения охлажденного рецикла уходящего газового потока (140) в главный компрессор (104), причем второй узел (134) охлаждения выполнен с возможностью отклонения от температуры точки росы охлажденного газового рецикла по меньшей мере на 15°Р (8,2°С).
2. 2. Объединенная система по п.1, в которой первый узел охлаждения представляет собой котелутилизатор (ИРЗС).
3. 3. Объединенная система по п.1, в которой второй узел (134) охлаждения выполнен с возможностью приема газового уходящего потока по меньшей мере из одной воздуходувки (142).
4. 4. Объединенная система по п.2, в которой первый котел-утилизатор содержит змеевик (402) для водяного охлаждения.
5. 5. Объединенная система по п.3, в которой второй узел охлаждения (134) содержит второй котел- 18 026203 утилизатор ΗΚδΟ.
6. 6. Объединенная система по п.3, в которой второй котел-утилизатор содержит змеевик (402) для водяного охлаждения.
7. 7. Объединенная система по п.2, в которой система (124) рециркуляции уходящего газа дополнительно содержит сепаратор (306/504), выполненный с возможностью удаления капель воды из газового уходящего потока.
8. 8. Объединенная система по п.7, в которой сепаратор содержит пакетную систему лопастей, сетчатую прокладку либо другие устройства, препятствующие запотеванию.
9. 9. Объединенная система по п.7, в которой система (124) рециркуляции уходящего газа дополнительно содержит третий узел охлаждения (202), выполненный с возможностью приема газового уходящего потока по меньшей мере из одной воздуходувки (142) и дополнительного охлаждения газового уходящего потока перед подачей во второй узел охлаждения (134).
10. 10. Объединенная система по п.3, в которой второй узел охлаждения (134) содержит секцию прямого контактного охладителя (ЭСС).
11. 11. Объединенная система по п.9, в которой система (124) рециркуляции уходящего газа дополнительно содержит систему регенерации гликоля (700/800/900), служащую для регенерации охлажденного газового потока (140) рецикла.
12. 12. Система по п.3, в которой система (124) рециркуляции уходящего газа дополнительно содержит перекрестный теплообменник (50) исходные материалы/эффлюент во втором узле (134) охлаждения, предназначенный для установления температуры охлажденного газового потока (40) рецикла таким образом, что достигается заданное отклонение от температуры точки росы охлажденного газового потока (140) рецикла.
13. 13. Система по п.1, в которой камера сгорания (110) обеспечивает сгорание одного или нескольких окислителей (120) и одного или нескольких видов топлива (112) в присутствии потока (144) сжатого рецикла и потока охладителя на основе водяного пара высокого давления.
14. 14. Способ генерации энергии при помощи системы по пп.1-13, включающий этапы, на которых сжигают, по существу, стехиометрически по меньшей мере один окислитель (120) и по меньшей мере один вид топлива (112) в камере сгорания (110) в присутствии сжатого рециклированного уходящего газа (144), с генерированием при этом выходящего потока (116), расширяют выходящий поток в детандере (106), по меньшей мере, для частичного приведения в действие главного компрессора (104) и генерирования газового уходящего потока; направляют газовый уходящий поток в систему (124) рециркуляции уходящего газа, где главный компрессор (104) сжимает газовый уходящий поток и тем самым генерирует поток (144) сжатого рецикла; причем система рециркуляции уходящего газа содержит, по меньшей мере, первый узел (126) охлаждения и по меньшей мере одну воздуходувку (142), и второй узел (134) охлаждения, причем в способе охлаждают газовый поток (140) рецикла в первом узле охлаждения, увеличивают давление газового уходящего потока по меньшей мере в одной воздуходувке, продолжают охлаждать газовый уходящий поток во втором узле охлаждения, снижают во втором узле охлаждения точку росы газового уходящего потока и генерируют охлажденный рецикл уходящего газового потока (140), направляемый в главный компрессор (104), и обеспечивают с помощью второго узла (134) отклонение от температуры точки росы охлажденного газового рецикла по меньшей мере на 15°Р (8,2°С).
15. 15. Способ по п.14, в котором первый узел охлаждения представляет собой котел-утилизатор (ΗΚ.8Ο).
16. 16. Способ по п.3, в котором во второй узел (134) охлаждения подают газовый уходящий поток по меньшей мере из одной воздуходувки (142).
17. 17. Объединенная система по п.2, в которой первый котел-утилизатор содержит змеевик (402) для водяного охлаждения.
18. 18. Объединенная система по п.3, в которой второй узел охлаждения (134) содержит второй котелутилизатор (ΗΚ8Ο502).
19. 19. Способ, в котором второй котел-утилизатор содержит змеевик (402) для водяного охлаждения.
20. 20. Способ по п.14, в котором удаляют капли воды из газового уходящего потока с помощью сепаратора (306/504) системы (124) рециркуляции уходящего газа.
21. 21. Способ по п.20, в котором сепаратор содержит пакетную систему лопастей, сетчатую прокладку либо другие устройства, препятствующие запотеванию.
22. 22. Способ по п.16, в котором второй узел охлаждения (134) содержит секцию прямого контактного охладителя ЩСС).
23. 23. Способ по п. 14, в котором система (124) рециркуляции уходящего газа дополнительно содержит систему регенерации гликоля (700/800/900), служащую для регенерации охлажденного газового потока (140) рецикла.
24. 24. Способ по п.14, в котором отклонение от температуры точки росы охлажденного газового рецикла по меньшей мере на 15°Р (8,2°С) получают в результате изменения температуры охлажденного рецикла газового уходящего потока в перекрестном теплообменнике (50) материалы/эффлюент во вто- 19 026203 ром узле (134) охлаждения.
25. 25. Способ по п.14, в котором в камере сгорания (110) обеспечивают сгорание одного или нескольких окислителей (120) и одного или нескольких видов топлива (112) в присутствии потока (144) сжатого рецикла и потока охладителя на основе водяного пара высокого давления.