ES2574263T3 - Sistema de generación de energía y procedimiento correspondiente - Google Patents

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ES2574263T3
ES2574263T3 ES12787288.5T ES12787288T ES2574263T3 ES 2574263 T3 ES2574263 T3 ES 2574263T3 ES 12787288 T ES12787288 T ES 12787288T ES 2574263 T3 ES2574263 T3 ES 2574263T3
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ES
Spain
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stream
heat exchanger
lng
recirculation
turbine
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ES12787288.5T
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English (en)
Inventor
Rodney John Allam
Jeremy Eron Fetvedt
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8 Rivers Capital LLC
Original Assignee
8 Rivers Capital LLC
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Abstract

Un método de generación de energía, comprendiendo el método: quemar un combustible carbonoso en una cámara de combustión (1) en presencia de oxígeno y de una corriente de recirculación de CO2 para producir una corriente de producto de combustión combinado; hacer pasar la corriente de producto de combustión combinado a través de una turbina (2) para generar potencia y formar una corriente de escape de turbina que comprende CO2; hacer pasar la corriente de escape de turbina que comprende CO2 a través de un primer intercambiador de calor (46) al objeto de transferir calor desde la corriente de escape de la turbina a la corriente de recirculación de CO2 y formar una corriente de escape enfriada de turbina; hacer pasar una corriente de gas natural licuado (GNL) y el CO2 de la corriente de escape enfriada de turbina a través de un segundo intercambiador de calor (21) al objeto de enfriar y licuar el CO2 y al objeto de calentar y vaporizar el GNL para formar una corriente de CO2 licuado y una corriente de gas natural (GN) gaseoso; presurizar la corriente de CO2 licuado para formar la corriente de recirculación de CO2; y hacer pasar la corriente de recirculación de CO2 a la cámara de combustión (1).

Description

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DESCRIPCION
Sistema de generacion de ene^a y procedimiento correspondiente Campo de la invencion
La presente invencion se refiere a la integracion de un sistema de generacion de energfa con un sistema de regasificacion de gas natural licuado. Mas en concreto, el sistema integrado utiliza el intercambio de calor para enfriar una corriente de recirculacion en el sistema de generacion de energfa y para calentar y gasificar una corriente de GNL.
Antecedentes
El gas natural (es decir, metano, predominantemente) se licua comunmente para facilitar su almacenamiento y/o transporte y se regasifica para su utilizacion final, normalmente en una instalacion de regasificacion de GNL. Por lo general, la regasificacion requiere presurizar el gas natural (“GN”) hasta una presion de tubena requerida - por ejemplo, aproximadamente 6,9 MPa (1.000 psi). Tras la presurizacion, el GN esta normalmente todavfa a temperaturas criogenicas o proximas a ellas y, por tanto, se debe calentar para elevar la temperatura hasta la ambiente. Esto se lleva a cabo a menudo con un bano de agua que se calienta con un quemador de combustion sumergido, el cual puede utilizar parte del GN a temperatura ambiente como combustible. Con frecuencia, aproximadamente el 1-2 % del gNl de una instalacion de regasificacion se debe quemar para calentar el GNL hasta la temperatura ambiente despues de que se haya presurizado, y esto da lugar a efectos significativos sobre el rendimiento, coste, consumo de combustible fosil y emisiones de CO2. Sena de utilidad proporcionar sistemas y metodos de regasificacion que abordaran estas cuestiones.
El gas natural, el carbon y otros combustibles carbonosos se utilizan comunmente en ciclos de produccion de potencia, tales como los sistemas de ciclo combinado de turbina de gas, los sistemas supercnticos de carbon pulverizado y otros. Tambien se han utilizado o propuesto otros sistemas de generacion de energfa que utilizan gas natural, carbon y otros combustibles carbonosos como combustible. El rendimiento en la generacion de energfa, sin embargo, es un factor limitante en la integracion de las nuevas tecnologfas de generacion de energfa. En consecuencia, sena de utilidad proporcionar sistemas y metodos de generacion de energfa que tuvieran un rendimiento mejor.
Compendio de la invencion
La presente invencion proporciona una integracion de sistemas que puede mejorar los rendimientos y reducir los costes de ambos sistemas. En concreto, la invencion hace posible la integracion de un sistema y metodo de generacion de energfa con un sistema y metodo de regasificacion de GNL. La invencion hace posible tambien la integracion de un procedimiento de transporte de CO2 con un procedimiento de transporte de GNL.
La solicitud internacional de patente WO 2007/148984 A2 describe un metodo de regasificacion de GNL. El gas natural se quema en un quemador al objeto de generar calor para la evaporacion del GNL. El calor se transfiere desde el quemador al GNL en un sistema de intercambio de calor cerrado, en el que se utiliza oxfgeno substancialmente puro para la combustion del gas natural; el CO2 se separa del gas de escape para su exportacion o deposicion.
En la solicitud de patente de EE.UU. n° 2011/0179799 se describen sistemas y metodos de generacion de energfa que utilizan principalmente CO2 en un ciclo de combustion cerrado, cuya descripcion se incorpora por referencia en su totalidad en la presente memoria, y en diferentes realizaciones, uno o mas componentes o condiciones de los sistemas y metodos de generacion de energfa descritos en la misma se pueden incorporar en los sistemas y metodos de generacion de energfa de la presente invencion. El ciclo de combustion puede utilizar una turbina de elevada relacion de compresion que expanda una mezcla de productos de combustion que se forman en la combustion de un combustible en oxfgeno en presencia de la corriente de fluido de trabajo de CO2 (que normalmente se recircula - al menos en parte - a traves del sistema cerrado). En diferentes realizaciones, un ciclo de CO2 tal como el descrito con anterioridad se puede utilizar para la generacion de energfa utilizando GN, carbon u otros materiales carbonosos como fuente de combustible. El escape caliente de la turbina se utiliza parcialmente para precalentar la corriente de fluido de trabajo de CO2 de recirculacion en un intercambiador de calor economizador. La corriente de fluido de trabajo de CO2 de recirculacion se puede calentar tambien por medio de la utilizacion de una fuente de calor secundaria, tal como el calor que resulta de la energfa de compresion de una planta de produccion de O2 que se utilice para proporcionar oxfgeno para la combustion. El combustible y las impurezas derivadas de la combustion (por ejemplo, compuestos de azufre, CO2, H2O, ceniza, Hg, etc...) se pueden separar para su eliminacion sin emisiones atmosfericas. El sistema puede producir una corriente de recirculacion de CO2 de presion alta (es decir, de recirculacion como fluido de trabajo) y una corriente de producto de CO2 de presion alta (es decir, exceso de CO2 que no se recircula al interior de la camara de combustion y que se puede capturar para diferentes usos, tales como la recuperacion mejorada de petroleo, o para su aislamiento). Esto se puede lograr mediante la compresion de la corriente de escape enfriada de la turbina que sale del intercambiador de calor economizador en un sistema de compresion multietapa.
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La presente invencion proporciona la capacidad de integrar un sistema de generacion de energfa de ciclo de CO2 que utiliza como combustible GN, carbon u otros materiales carbonosos con la regasificacion de GNL, de manera que el calor de una o mas corrientes del sistema de generacion de energfa de CO2 se pueden utilizar para el calentamiento del GN comprimido, a la vez que simultaneamente se enfnan una o mas corrientes de proceso del ciclo de potencia de CO2. En algunas realizaciones, el enfriamiento de la corriente de GN comprimido en el sistema de regasificacion puede ser suficiente al objeto de hacer posible la eliminacion de uno o mas componentes de compresion del ciclo de CO2 y de licuar hasta cierto punto una corriente de recirculacion gaseosa a contracorriente del GNL criogenico. La integracion del sistema de generacion de energfa con el sistema de gasificacion de GNL puede aumentar el rendimiento del proceso de produccion de potencia de ciclo de CO2 hasta mas del 60 %.
En realizaciones adicionales, la integracion de un proceso de calentamiento de GNL con una etapa de compresion de CO2 en un sistema y proceso de generacion de energfa de ciclo cerrado puede ser de utilidad para reducir o eliminar el consumo de combustible requerido para calentar GNL en un proceso de regasificacion convencional. Ademas, la licuefaccion de la corriente de escape de la turbina rica en CO2 que sale del extremo fno de un intercambiador de calor economizador, despues de la separacion de agua lfquida de la corriente de escape de la turbina, se puede llevar a cabo de forma simultanea con el calentamiento de una primera corriente de gNl hasta una temperatura deseada, tal como hasta una temperatura mayor que aproximadamente 0 °C (32 °F). Despues de esto, el CO2 lfquido de elevada densidad se puede bombear hasta una presion suficientemente alta como para ser recirculado de nuevo al proceso de combustion, de la misma forma que el fluido de trabajo CO2, y esto se puede lograr con unos ahorros de energfa muy significativos en comparacion con el procedimiento de compresion de gas normal. En realizaciones adicionales, el gas natural del intercambiador de calor utilizado para licuar el CO2 se puede calentar hasta una temperatura proxima a la ambiente de manera que se pueda suministrar a una tubena de gas natural. Por ejemplo, esto se puede llevar a cabo por medio del enfriamiento de una corriente de agua de enfriamiento hasta una temperatura deseada, tal como de entre aproximadamente 0 °C y aproximadamente 10 °C. Esta agua fna se puede utilizar a continuacion en un sistema de ciclo cerrado para enfriar el aire que se comprime antes de su suministro a una planta de oxfgeno criogenica al objeto de reducir el consumo de potencia del compresor de aire. Y aun mas, la corriente de CO2 licuado se puede enfriar hasta una temperatura que este dentro de un intervalo de aproximadamente 10 °C con respecto a la temperatura de congelacion del CO2, y esto puede ser util para minimizar la potencia de la bomba de CO2 lfquido, a la vez que se maximiza la densidad del CO2 lfquido. De forma beneficiosa, una parte del gas natural calentado que sale del intercambiador de calor de licuefaccion de CO2 se puede recircular y mezclar con el GNL fno de presion alta que sale de las bombas principales de GNL al objeto de proporcionar un fluido de gas natural a una temperatura que este dentro de un intervalo de aproximadamente 10 °C por encima de la temperatura de congelacion del CO2. Este fluido de gas natural mezclado se puede utilizar como medio de enfriamiento en el intercambiador de calor de licuefaccion de CO2. En otras realizaciones, se puede proporcionar un calentador de GNL paralelo alimentado con gas natural, a la temperatura de operacion necesaria, como sistema en modo de espera, que dispone de controles que hacen posible un cambio instantaneo desde el sistema de generacion de energfa principal al calentador de GNL en el caso de que el sistema generacion de energfa se deba desconectar. De forma similar, se puede proporcionar al menos una bomba de GNL primario adicional que descargue a la presion de tubena requerida, de manera que si la bomba de GNL en lmea que abastece al sistema de generacion de energfa se desconecta, la segunda bomba pueda conectarse y encargarse de las necesidades de suministro de GNL. Ademas, se puede proporcionar una segunda bomba de GNL que descargue a la presion alta requerida, y se puede utilizar al objeto de suministrar una segunda corriente de gas natural para su uso como combustible de la camara de combustion en el sistema de generacion de energfa. La refrigeracion de esta corriente se puede recuperar por medio de su calentamiento en el intercambiador de calor de licuefaccion de CO2 en un circuito paralelo al primer circuito de GNL.
En algunas realizaciones, la presente invencion puede proporcionar metodos de generacion de energfa. Por ejemplo, un metodo de generacion de energfa puede comprender quemar un combustible carbonoso en una camara de combustion en presencia de oxfgeno y de CO2 para formar una corriente de recirculacion de CO2 y para producir una corriente de producto de combustion combinado. El metodo puede comprender ademas hacer pasar la corriente de producto de combustion combinado a traves de una turbina para generar potencia y formar una corriente de escape de turbina que comprende CO2 supercntico, hacer pasar la corriente de escape de turbina que comprende CO2 supercntico a traves de un primer intercambiador de calor al objeto de convertir el CO2 supercntico en una corriente que comprende CO2 gaseoso, y hacer pasar la corriente de CO2 gaseoso a traves de un segundo intercambiador de calor para formar una corriente de CO2 licuado. La etapa de hacer pasar la corriente de CO2 gaseoso a traves del segundo intercambiador de calor puede comprender ademas hacer pasar una corriente de gas natural licuado (GNL) a traves del segundo intercambiador de calor, y de este modo formar una corriente de gas natural (GN) gaseoso. El metodo puede comprender ademas presurizar la corriente de CO2 lfquido para formar una corriente de recirculacion que comprende CO2 supercntico y hacer pasar la corriente de CO2 de recirculacion a la camara de combustion. Si se desea, una fraccion del GNL se puede utilizar como combustible de la camara de combustion, y se puede proporcionar una corriente de producto de GN a temperaturas y presiones adecuadas para su introduccion en una tubena de distribucion de gas natural.
En realizaciones adicionales, un metodo de generacion de energfa puede comprender las siguientes etapas: quemar un combustible carbonoso en una camara de combustion en presencia de oxfgeno y de CO2 para formar una corriente de recirculacion de CO2 y para producir una corriente de producto de combustion combinado; hacer pasar
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la corriente de producto de combustion combinado a traves de una turbina para generar potencia y formar una corriente de escape de turbina que comprende CO2; hacer pasar la corriente de escape de turbina que comprende CO2 a traves de un primer intercambiador de calor al objeto de transferir calor desde la corriente de escape de la turbina a la corriente de recirculacion de CO2 y formar una corriente de escape enfriada de turbina; hacer pasar una corriente de gas natural licuado (GNL) y el CO2 de la corriente de escape enfriada de turbina a traves de un segundo intercambiador de calor al objeto de enfriar y licuar el CO2 y al objeto de calentar y vaporizar el GNL para formar una corriente de CO2 licuado y una corriente de gas natural (Gn) gaseoso; presurizar la corriente de CO2 licuado para formar la corriente de recirculacion de CO2; y hacer pasar la corriente de CO2 de recirculacion a la camara de combustion. El primer intercambiador de calor se puede caracterizar como un intercambiador de calor de producto de combustion, y el segundo intercambiador de calor se puede caracterizar como un intercambiador de calor de licuefaccion de CO2.
La camara de combustion puede ser cualquier camara de combustion adecuada para la combustion a la temperatura y presion requeridas. Una corriente de recirculacion de CO2 que se introduce en la camara de combustion se puede suministrar a una presion de aproximadamente 15 MPa (150 bar) o mas, de aproximadamente 20 MPa (200 bar) o mas, de aproximadamente 25 MPa (250 bar) o mas, o de aproximadamente 30 MPa (300 bar) o mas. En otras realizaciones, la presion puede estar entre aproximadamente 15 MPa (150 bar) y aproximadamente 40 MPa (400bar), entre aproximadamente 20 MPa (200 bar) y aproximadamente 38 MPa (380bar), o entre aproximadamente 25 MPa (250 bar) y aproximadamente 35 MPa (350bar). La combustion en la camara de combustion se puede llevar a cabo a una temperatura, por ejemplo, de aproximadamente 500 °C o mas, de aproximadamente 600 °C o mas, o de aproximadamente 700 °C o mas. En otras realizaciones, la combustion se puede llevar a cabo a una temperatura de entre aproximadamente 500 °C y aproximadamente 1.600 °C, de entre aproximadamente 550 °C y aproximadamente 1.200 °C, o de entre aproximadamente 600 °C y aproximadamente 1.000 °C. En otras realizaciones, se pueden utilizar intervalos adicionales de temperatura, como se describe en otras condiciones en la presente memoria.
El metodo de generacion de energfa se puede caracterizar por la relacion de compresion a traves de la turbina. En concreto, la relacion entre la presion de la corriente del producto de combustion combinado (que entra a la turbina) y la presion de la corriente de escape de turbina que comprende CO2 (que sale de la turbina) puede ser de 12 o
menor, de aproximadamente 10 o menor, o de aproximadamente 8 o menor. En otras realizaciones, la relacion de compresion puede ser de entre aproximadamente 4 y aproximadamente 12, de entre aproximadamente 5 y aproximadamente 10, o de entre aproximadamente 6 y aproximadamente 10.
El intercambiador de calor de producto de combustion a traves del cual se hace pasar directamente la corriente de producto de combustion combinado puede ser un intercambiador de calor multietapa o una serie de dos o mas, preferiblemente tres, intercambiadores de calor en serie. En tal disposicion serie, el primer intercambiador de calor en serie (que pasa de un extremo caliente a un extremo fno) puede transferir calor en un intervalo de temperaturas amplio y elevado - por ejemplo, desde la temperatura de salida de la turbina hasta el intervalo de entre aproximadamente 150 °C y aproximadamente 200 °C. El segundo intercambiador de calor en serie puede transferir calor en un intervalo de temperaturas medio y mas limitado - por ejemplo, desde la temperatura de salida del primer intercambiador de calor en serie hasta el intervalo de entre aproximadamente 80 °C y aproximadamente 140 °C. El tercer intercambiador de calor en serie puede transferir calor en un intervalo de temperaturas bajo - por ejemplo, en el intervalo de entre aproximadamente 20 °C y aproximadamente 75 °C. Tales intervalos se pueden aplicar igualmente a los fluidos que pasan desde el extremo fno hasta el extremo caliente de cada intercambiador de calor de la serie. Dicha serie puede ser beneficiosa por el hecho de que el calentamiento anadido a la corriente de recirculacion de CO2 que pasa desde el extremo fno de la serie de intercambiadores de calor hasta el extremo caliente de los intercambiadores de calor se puede introducir en un punto definido. Por ejemplo, la corriente que sale del tercer intercambiador de calor en serie y que entra en el segundo intercambiador de calor en serie se puede dividir, y una fraccion se puede introducir en el segundo intercambiador de calor en serie mientras que la otra fraccion se calienta por medio de una fuente externa, tal como el calor de compresion capturado de una planta de separacion de aire. La fraccion que se calienta mas se puede juntar a continuacion con la corriente que sale del segundo intercambiador de calor en serie y que entra en el primer intercambiador de calor en serie. Tal calor anadido puede ser beneficioso al objeto de hacer que la temperatura de la corriente de recirculacion de CO2 se situe dentro de un umbral preferido con respecto a la temperatura de la corriente de escape de la turbina. En concreto, la corriente de recirculacion de CO2 se puede calentar hasta estar dentro de un intervalo de 50 °C o menos, de 40°C o
menos, o de 30°C o menos con respecto a la temperatura de la corriente de escape de la turbina.
El metodo de generacion de energfa se puede caracterizar ademas por la naturaleza del GNL que se procesa en paralelo al ciclo de combustion. Por ejemplo, el GNL almacenado puede estar a menudo a una presion que es menor que aproximadamente 1 MPa (10 bar), menor que aproximadamente 0,5 MPa (5 bar), o menor que aproximadamente 0,1 MPa (1 bar). Por tanto, puede ser beneficioso que el GNL que se introduce en el segundo intercambiador de calor se suministre a una presion mayor. En concreto, el GNL se puede bombear hasta una presion de aproximadamente 3 MPa (30 bar) o mas, de aproximadamente 4 MPa (40 bar) o mas, de aproximadamente 5 MPa (50 bar) o mas, o de aproximadamente 6 MPa (60 bar) o mas. En otras realizaciones, el GNL se puede bombear hasta una presion de entre aproximadamente 5 MPa (50 bar) y aproximadamente 9 MPa
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(90bar), de entre aproximadamente 5,5 MPa (55 bar) y aproximadamente 8,5 MPa (85 bar), o de entre aproximadamente 6 MPa (60 bar) y aproximadamente 8 MPa (80bar).
El GNL tambien se puede almacenar normalmente a una temperatura que esta por debajo del punto de congelacion del CO2 a las presiones de trabajo analizadas en la presente memoria. Por tanto, puede ser de utilidad aumentar la temperatura del GNL antes de hacer pasar el GNL a traves del segundo intercambiador de calor que extrae calor de la corriente de CO2 y licua la corriente de CO2. En algunas realizaciones, esto se puede conseguir por medio de la utilizacion de una parte de la corriente de GN gaseoso calentado que se forma en el segundo intercambiador de calor (el intercambiador de calor de licuefaccion de CO2) (y que sale de el). En concreto, una fraccion de la corriente de GN gaseoso formada por medio del segundo intercambiador de calor se puede retirar e introducir en la corriente de GNL que se hace pasar al segundo intercambiador de calor, preferiblemente inmediatamente antes del paso de la corriente de GNL al segundo intercambiador de calor. La fraccion de la corriente de GN gaseoso que se introduce en la corriente de GN puede ser una cantidad que sea suficiente para elevar la temperatura de la corriente de GNL hasta una temperatura que este por encima de la temperatura de solidificacion del CO2. Preferiblemente, es suficiente elevar la temperatura de la corriente de GNL hasta una temperatura que este dentro de un intervalo de aproximadamente 25 °C, dentro de un intervalo de aproximadamente 20 °C, dentro de un intervalo de aproximadamente 15 °C, o dentro de un intervalo de aproximadamente 10 °C con respecto a la temperatura de solidificacion del CO2.
El intercambio de calor en el segundo intercambiador de calor se puede caracterizar tambien con respecto a la temperatura a la que se enfna la corriente de CO2. En concreto, el CO2 de la corriente de escape enfriada de turbina se puede enfriar (lo cual se puede decir que es un subenfriamiento) en el segundo intercambiador de calor hasta una temperatura que este por encima de la temperatura de solidificacion del CO2 y que este dentro de un intervalo de aproximadamente 40 °C, dentro de un intervalo de aproximadamente 30 °C, o dentro de un intervalo de aproximadamente 20 °C con respecto a la temperatura de solidificacion del CO2.
La corriente de CO2 licuado se puede presurizar de forma beneficiosa hasta una presion adecuada para su inyeccion en la camara de combustion como corriente de recirculacion de CO2. En concreto, la etapa de presurizar la corriente de recirculacion de CO2 puede comprender hacer pasar la corriente de recirculacion de CO2 a traves de una bomba de lfquido. En algunas realizaciones, la turbina de generacion de potencia y la bomba de lfquido se pueden configurar de manera tal que la turbina de generacion de potencia produce potencia en el eje que se puede utilizar para accionar la bomba de lfquido. La corriente de CO2 licuado y a presion que sale de la bomba de lfquido se puede calentar. En particular, el calentamiento puede comprender hacer pasar la corriente de recirculacion de CO2 a presion a traves del segundo intercambiador de calor. En algunas realizaciones, la corriente de recirculacion de CO2 se puede calentar hasta una temperatura de aproximadamente -20 °C o mas, de aproximadamente -10 °C o mas, de aproximadamente 0°Co mas, o de aproximadamente 10 °C o mas.
Ademas de los intercambiadores de calor primero y segundo, se pueden utilizar uno o mas intercambiadores de calor adicionales para conservar el potencial de intercambio de calor en uno o mas componentes del sistema de generacion de energfa. Este potencial de intercambio de calor se puede aplicar a una variedad de corrientes de los metodos descritos en la presente memoria.
En algunas realizaciones, el combustible carbonoso utilizado en la camara de combustion puede comprender GN que se obtiene de la corriente de GNL. Otras realizaciones del metodo pueden utilizar combustibles carbonosos adicionales o diferentes, entre los que se incluyen carbon, biomasa y similares. Al objeto de suministrar una corriente de GN a la camara de combustion, los metodos pueden comprender hacer pasar el GNL a traves de una primera bomba y una segunda bomba para aumentar la presion del mismo, hasta una presion tal como las ya descritas con anterioridad. El GNL que sale de la segunda bomba se puede calentar a continuacion, hasta una temperatura de aproximadamente 100 °C o mas, de aproximadamente 150 °C o mas, de aproximadamente 200 °C o mas, o de aproximadamente 250 °C o mas. Dicho calentamiento se puede conseguir haciendo pasar el GNL a traves del segundo intercambiador de calor al objeto de formar una corriente de GN gaseoso. Si se desea, la corriente de GN gaseoso se puede calentar mas a traves de otros medios de intercambio de calor.
Por ejemplo, el calentamiento de la corriente de GN gaseoso puede comprender la utilizacion del calor de compresion de una planta de separacion de aire. Dicha planta de separacion de aire puede estar integrada en el sistema de generacion de energfa, de manera que el oxfgeno formado en la planta de separacion de aire se puede introducir directamente en la camara de combustion en el metodo de generacion de energfa. Se analizan mas adelante metodos adicionales para la utilizacion del calor de compresion de una planta de separacion de aire.
En algunas realizaciones, el metodo de generacion de energfa puede comprender hacer pasar la corriente de escape enfriada de la turbina a traves de un tercer intercambiador de calor despues del paso a traves del primer intercambiador de calor y antes del paso a traves del segundo intercambiador de calor. El tercer intercambiador de calor puede ser un intercambiador de calor de baja temperatura, y dicho paso a traves del tercer intercambiador de calor puede ser eficaz para proporcionar un enfriamiento intermedio de la corriente de escape de la turbina. El paso de la corriente de escape de la turbina a traves del primer intercambiador de calor enfna de forma significativa la corriente de escape de la turbina en un intervalo de temperaturas relativamente elevado - por ejemplo, desde una temperatura en el intervalo de entre aproximadamente 600 °C y aproximadamente 800 °C (u otra temperatura
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proxima a la temperatura de combustion analizada en la presente memoria) hasta una temperature en el intervalo de entre aproximadamente 50 °C y aproximadamente 20 °C. La corriente de escape de la turbina asf enfriada recibe a continuacion un enfriamiento intermedio en el tercer intercambiador de calor - por ejemplo, un enfriamiento adicional de la corriente de escape de la turbina hasta una temperatura de entre aproximadamente -10 °C y aproximadamente 15 °C, de entre aproximadamente -5 °C y aproximadamente 12 °C, o de entre aproximadamente 0 °C y aproximadamente 10 °C. Este enfriamiento intermedio se puede llevar a cabo, por tanto, antes del paso de la corriente de escape de la turbina a traves del segundo intercambiador de calor, el cual proporciona el subenfriamiento y la licuefaccion del CO2 de la corriente de escape de la turbina. En el tercer intercambiador de calor, la corriente de escape de la turbina se puede enfriar a contracorriente de una fraccion de la corriente de GN gaseoso que sale del segundo intercambiador de calor.
Despues del paso a traves del tercer intercambiador de calor y antes del paso a traves del segundo intercambiador de calor, la corriente de escape enfriada de la turbina se puede hacer pasar a traves de un separador de agua lfquida o de un secador desecante, o a traves de ambos. Al extraer el agua de la corriente de escape de la turbina, se puede proporcionar, en consecuencia, una corriente purificada de CO2 de la corriente de escape enfriada de la turbina como una corriente de CO2 seco. Si se desea (y dependiendo del combustible utilizado en la combustion), se pueden incluir uno o mas separadores adicionales y/o filtros para la extraccion de otros contaminantes adicionales de la corriente de escape de la turbina. Preferiblemente, la corriente de CO2 del escape de la turbina se puede introducir en el segundo intercambiador de calor con una pureza de CO2 de aproximadamente el 95 % o mas, de aproximadamente el 97 % o mas, o de aproximadamente el 99 % o mas. En algunas realizaciones, la corriente de CO2 seco se puede secar hasta un punto de rodo de aproximadamente -30 °C o menor, de aproximadamente -40 °C o menor, de aproximadamente -50 °C o menor, o de aproximadamente -60 °C o menor.
En algunas realizaciones, una parte de la corriente de CO2 de recirculacion que se hace pasar a la camara de combustion se puede calentar por medio de la utilizacion del calor de compresion de una planta de separacion de aire. El calor se puede transferir a la corriente de CO2 de recirculacion especialmente en un intervalo de temperaturas de entre aproximadamente 100 °C y aproximadamente 400 °C.
La corriente de CO2 de recirculacion que pasa a la camara de combustion en particular se puede dividir en una primera fraccion y una segunda fraccion. La primera fraccion de la corriente de CO2 de recirculacion que pasa a la camara de combustion se puede introducir directamente en la camara de combustion. La segunda fraccion de la corriente de CO2 de recirculacion que pasa a la camara de combustion se puede combinar con el oxfgeno para formar una corriente oxidante que se introduce en la camara de combustion, siendo capaz la corriente oxidante de ser suministrada en diferentes ratios. Por ejemplo, la corriente oxidante puede comprender entre aproximadamente el 20 % y aproximadamente el 40 % de oxfgeno y entre aproximadamente el 60 % y aproximadamente el 80 % de CO2, desde el punto de vista de su molaridad. En otras realizaciones, la corriente oxidante puede comprender entre aproximadamente el 25 % y aproximadamente el 35 % de oxfgeno y entre aproximadamente el 65 % y aproximadamente el 75 % de CO2, desde el punto de vista de su molaridad.
Los metodos de generacion de energfa de la presente invencion se pueden caracterizar, en particular, en relacion al rendimiento total de la generacion de energfa. Por ejemplo, la generacion de energfa se puede obtener con un rendimiento total, en funcion del poder calonfico inferior, de al menos el 60 %. En otras realizaciones, el rendimiento puede ser de al menos el 65 %.
En realizaciones adicionales, la presente invencion puede proporcionar una variedad de sistemas de generacion de energfa. En algunas realizaciones, un sistema de generacion de energfa puede comprender lo siguiente: una camara de combustion adaptada para quemar un combustible carbonoso en presencia de oxfgeno y de una corriente de recirculacion de CO2 para producir una corriente de producto de combustion combinado; una turbina de produccion de potencia en comunicacion de fluido con la camara de combustion y adaptada para recibir la corriente de producto de combustion combinado y para generar como salida una corriente de escape de turbina que comprende CO2; un primer intercambiador de calor en comunicacion de fluido con la turbina de produccion de potencia y la camara de combustion y adaptada para transferir calor desde la corriente de escape de la turbina que comprende CO2 a la corriente de recirculacion de CO2 al objeto de proporcionar una corriente de escape enfriada de la turbina que comprende CO2; un segundo intercambiador de calor en comunicacion de fluido con el primer intercambiador de calor y adaptado para licuar CO2 en la corriente de escape de la turbina; un compresor de recirculacion adaptado para presurizar el CO2 licuado hasta una presion adecuada para su recirculacion a la camara de combustion; y una fuente de gas natural licuado (GNL) en comunicacion de fluido con el segundo intercambiador de calor. En realizaciones adicionales, el sistema puede comprender ademas un tercer intercambiador de calor situado entre el primer intercambiador de calor y el segundo intercambiador de calor y en comunicacion de fluido con ellos. El tercer intercambiador de calor puede incluir una entrada en comunicacion de fluido con una salida del primer intercambiador de calor, una entrada en comunicacion de fluido con una salida del segundo intercambiador de calor, y una salida en comunicacion de fluido con una entrada del segundo intercambiador de calor. Un sistema segun la invencion puede comprender ademas uno o mas dispositivos de extraccion de agua situados entre la salida del tercer intercambiador de calor y la entrada del segundo intercambiador de calor.
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Un sistema de generacion de ene^a como se describe en la presente memoria puede estar configurado de manera que la turbina de produccion de potencia esta adaptada para producir potencia de eje para una bomba de Ifquido. Mas en concreto, la bomba de lfquido puede estar situada entre la fuente GNL y el segundo intercambiador de calor y en comunicacion de fluido con ellos.
Un sistema de generacion de energfa como se describe en la presente memoria puede comprender ademas una planta de separacion de aire. Mas en concreto, la planta de separacion de aire puede ser una planta de separacion de aire criogenica que comprende un compresor principal adiabatico y un compresor de refuerzo. El compresor principal adiabatico puede incluir dos etapas adiabaticas.
En realizaciones adicionales, un sistema de generacion de energfa segun la presente invencion puede comprender una camara de combustion en la que se quema un combustible carbonoso o hidrocarburo con oxfgeno y mezclado con una corriente de recirculacion calentada que comprende CO2, al objeto de producir una corriente combinada que se expande en una turbina de produccion de potencia, calentando el escape de la turbina la corriente de recirculacion en un intercambiador de calor economizador y comprimiendo un compresor el escape enfriado de la turbina que sale del intercambiador de calor economizador hasta la presion de recirculacion requerida. Dicho sistema en particular se puede caracterizar por uno o mas de los siguientes hechos.
• El compresor de recirculacion puede ser una bomba de lfquido.
• El flujo de escape de la turbina que sale del intercambiador de calor economizador se puede licuar en un intercambiador de calor antes de entrar en la bomba lfquida de recirculacion.
• El calor extrafdo de la corriente de escape de la turbina en el intercambiador de calor se puede transferir a una corriente de gas natural lfquido que se puede calentar hasta una temperatura definida por una forma de aproximacion de la temperatura a la temperatura de licuefaccion del CO2 de enfriamiento.
• La corriente de gas natural lfquido se puede tomar de la descarga de una bomba de GNL de presion alta a una presion congruente con el suministro del gas natural calentado de presion alta a una tubena de transporte.
• Parte del gas natural calentado que sale del extremo caliente del intercambiador de calor de licuefaccion de CO2 se puede recircular y mezclar con la corriente de GNL a presion de la bomba de GNL al objeto de producir una corriente de gas natural a una temperatura que este dentro de un intervalo de 10 °C con respecto a la temperatura de solidificacion del CO2 y por encima de la misma y que se utiliza para licuar la corriente de CO2 en el intercambiador de calor licuefactor de CO2.
• La corriente de CO2 licuado se puede subenfriar hasta una temperatura que este dentro de un intervalo de 20 °C con respecto a la temperatura de solidificacion del CO2.
• La corriente de CO2 lfquido de recirculacion a presion que sale de la bomba de CO2 lfquido se puede calentar en el intercambiador de calor licuefactor de CO2 hasta una temperatura por encima de 0 °C.
• El combustible de gas natural para la camara de combustion del sistema de energfa se puede obtener de la descarga de una bomba de GNL de presion alta y se puede comprimir hasta la presion requerida para la combustion en una segunda bomba de GNL.
• El gas combustible lfquido comprimido para la camara de combustion del sistema de energfa se puede calentar hasta una temperatura por encima de los 200 °C por medio de la utilizacion del calor del enfriamiento, licuefaccion y subenfriamiento de al menos una parte del escape de la turbina seco del sistema de energfa, mas el calor de compresion de al menos parte del aire que se suministra a la planta de oxfgeno criogenica, la cual suministra oxfgeno a la camara de combustion.
• La corriente de escape enfriada de la turbina que sale del extremo fno del intercambiador de calor economizador se puede enfriar adicionalmente hasta una temperatura de entre 0 °C y 10 °C en un intercambiador de calor a contracorriente de una parte de la corriente de gas natural que sale del extremo caliente del intercambiador de calor licuefactor de CO2.
• La corriente de escape enfriada de la turbina a una temperatura de entre 0 °C y 10 °C se puede secar hasta un punto de rodo por debajo de -50 °C por medio de una combinacion de un separador de agua lfquida y un secador desecante.
• Un sistema de control puede hacer posible que se cambie rapidamente de suministrar el flujo de GNL a presion al sistema de generacion de energfa y GNL integrado a suministrarlo a un calentador de GNL calentado de forma separada, sin causar mas de un 2 % de fluctuacion en la presion de la tubena de gas natural.
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• Un sistema de control puede hacer posible que el suministro de GNL a presion al sistema de generacion de ene^a se cambie rapidamente de hacerlo desde una bomba de suministro a otra si se da el caso de que la primera bomba no es capaz de suministrar el GNL a presion, sin causar mas de un 5 % de cafda en la presion de entrada de la turbina en el sistema de energfa.
• El aire comprimido utilizado como alimentacion que se suministra a la planta de separacion de aire puede transferir calor de compresion a parte del CO2 de recirculacion de presion alta del sistema de generacion de energfa en un intervalo de temperaturas de entre 100 °C y 400 °C.
• El aire comprimido utilizado como alimentacion que se suministra a la planta de separacion de aire puede transferir calor de compresion a la corriente de oxfgeno producto, el cual se calienta a una temperatura de hasta 300 °C.
• El aire comprimido utilizado como alimentacion que se suministra a la planta de separacion de aire puede transferir calor a la corriente de gas combustible del sistema de energfa de presion alta, el cual se calienta a una temperatura de hasta 300 °C.
• Se puede utilizar un fluido de enfriamiento de ciclo cerrado en un intercambiador de calor adicional para
enfriar al menos parte de la alimentacion de aire que se suministra a la planta de separacion de aire, y al
menos parte del calor transferido para enfriar el fluido se puede utilizar para calentar al menos parte del
CO2 de recirculacion de presion alta que sale del extremo caliente del intercambiador de calor licuefactor de CO2.
• Se puede utilizar un fluido de enfriamiento de ciclo cerrado en un intercambiador de calor adicional para
enfriar al menos parte de la alimentacion de aire que se suministra a la planta de separacion de aire, y al
menos parte del calor transferido para enfriar el fluido se utiliza para calentar al menos parte del gas
combustible de presion alta del sistema de energfa.
Los sistemas y metodos de la presente invencion son beneficiosos tambien por el hecho de que se puede obtener un rendimiento excelente de forma simultanea a la captura de carbon. Por tanto, los sistemas y metodos descritos satisfacen la necesidad de una generacion de energfa con captura y almacenamiento de carbon (CCS, carbon capture and storage, por sus siglas en ingles). Mientras que la realizacion de la CCS con los sistemas de generacion de energfa convencionales se ha comprobado que es diffcil y/o no rentable, los metodos descritos en la presente memoria que utilizan una combustion de ciclo cerrado pueden obtener un rendimiento elevado y cumplir con los requisitos de CCS, haciendose todo ello de una forma rentable.
En otras realizaciones, la presente invencion proporciona mejoras en el rendimiento de la produccion y transporte de GNL, por medio de la integracion de un sistema y metodo de transporte de CO2 con un sistema y metodo de transporte de GNL. La integracion de los procesos de transporte de CO2 y transporte de GNL puede dar lugar a una mejora en conjunto del rendimiento del transporte, del rendimiento de la produccion de GNL, de los consumos de energfa de transporte y de las emisiones de CO2 en el transporte. En concreto, los equipos utilizados para el transporte en buques o para cualquier otro tipo de transporte de GNL desde una zona de produccion de gN hasta una zona de distribucion de GN se pueden utilizar tambien para el transporte en buques o para cualquier otro tipo de transporte de CO2 desde una zona de produccion de CO2 hasta una zona de consumo de CO2. Mientras que los contenedores de GNL a menudo se transportan vados al volver a la zona de produccion de GN para llenarlos de nuevo, el CO2 producido en el sistema y metodo de generacion de energfa descrito en la presente memoria se puede introducir en los contenedores de GNL y transportar de vuelta a la zona de produccion de GN, en la que el CO2 se puede utilizar para una variedad de procesos, tales como la produccion mejorada de petroleo o gas natural, o en la que sencillamente se puede aislar. Por tanto, ademas de los aumentos de rendimientos relativos al sistema de generacion de energfa integrado y al sistema de vaporizacion de GNL, la inclusion del transporte de CO2 desde las zonas de consumo de GN/zonas de produccion de CO2 hasta las zonas de produccion de GN/zonas de consumo de CO2 anade rendimientos y ahorros adicionales que se pueden apreciar por parte de un experto en la tecnica, y que proporcionan beneficios economicos de utilidad.
Breve descripcion de las figuras
La figura 1 muestra una parte de un sistema de generacion de energfa integrado con una parte de un sistema de vaporizacion de GNL segun algunas realizaciones de la invencion, e ilustra la transferencia de calor por medio de la cual se licua una corriente de CO2 y se vaporiza una corriente de GNL para formar una corriente de GN.
La figura 2 es un diagrama de flujo que ilustra un sistema y metodo conocidos de vaporizacion de GNL para formar un GN que se suministra a una tubena; y
La figura 3 es un diagrama de flujo que ilustra un sistema y metodo segun algunas realizaciones de la presente invencion, en el que un sistema y metodo de generacion de energfa esta integrado con un sistema y metodo de vaporizacion de GNL.
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Descripcion detallada de la invencion
La invencion se describira a continuacion de forma mas completa haciendo referencia a diferentes realizaciones. Estas realizaciones se proporcionan al objeto de que esta descripcion sea rigurosa y completa, y transmiten con todo detalle el alcance de la invencion a los expertos en la tecnica. De hecho, la invencion se puede llevar a cabo de muchas formas diferentes y no se debe considerar limitada a las realizaciones descritas en la presente memoria; al contrario, estas realizaciones se proporcionan al objeto de que esta descripcion satisfaga los requisitos legales aplicables. Tal y como se utiliza en la descripcion, y en las reivindicaciones adjuntas, las formas singulares “un”, “una”, “el”, “la” incluyen los correspondientes plurales, a menos que el contexto indique claramente lo contrario.
La solicitud de patente de EE.UU. n° 2011/0179799, como ya se ha mencionado con anterioridad, describe sistemas y metodos de generacion de energfa en los que se utiliza un ciclo de CO2. En algunas realizaciones, se puede proporcionar un fluido de circulacion de CO2 a una camara de combustion que soporta condiciones de temperatura elevada y presion elevada, junto con un combustible carbonoso (tal como GN, carbon, gas de smtesis, biomasa, etc...) y un oxidante, tal como aire u O2. Dichos sistemas y metodos pueden comprender una camara de combustion que opera a temperaturas elevadas (por ejemplo, de aproximadamente 500 °C o mas, de aproximadamente 750 °C o mas, de aproximadamente 1.000 °C o mas, o de aproximadamente 1.200 °C o mas), y la presencia del fluido de circulacion puede servir para moderar la temperatura de una corriente de fluido que sale de la camara de combustion, de manera que la corriente de fluido se pueda utilizar en la transferencia de energfa para produccion de potencia. La naturaleza del proceso de reaccion a temperaturas y presiones elevadas, y con concentraciones elevadas de CO2 de recirculacion, puede dar lugar a un rendimiento del proceso y velocidades de reaccion excelentes. La corriente de producto de combustion se puede expandir a traves de al menos una turbina para generar potencia. La corriente del gas expandido se puede enfriar a continuacion para eliminar los subproductos derivados de la combustion y/o impurezas de la corriente, y el calor extrafdo de la corriente de gas expandido se puede utilizar para calentar el fluido de circulacion de CO2 que se recircula de nuevo a la camara de combustion.
En el estado enfriado, la corriente de combustion se puede procesar para la extraccion del agua y otros contaminantes al objeto de proporcionar una corriente de CO2 esencialmente puro para su recirculacion de nuevo a traves de la camara de combustion con los materiales de combustion. La corriente de CO2 purificado esta normalmente en un estado gaseoso, y es beneficioso someter la corriente a las condiciones necesarias al objeto de que el CO2 este en un estado supercntico. Por ejemplo, despues de que la corriente de combustion se ha expandido a traves de la turbina para producir potencia, enfriada y purificada para comprender CO2 esencialmente puro (por ejemplo, con al menos un 95 % en masa de CO2, con al menos un 97 % en masa de CO2, o con al menos un 99 % en masa de CO2), la corriente de CO2 de recirculacion resultante se puede comprimir para aumentar la presion de la misma, por ejemplo hasta aproximadamente 8 MPa (80 bar). Se puede utilizar una segunda etapa de compresion para aumentar la presion hasta aproximadamente la presion del interior de la camara de combustion - por ejemplo, aproximadamente 20 MPa (200 bar), aproximadamente 25 MPa (250 bar), o aproximadamente 30 MPa (300 bar). Entre las etapas de compresion, la corriente de CO2 se puede enfriar para aumentar la densidad de la corriente al objeto de reducir la entrada de energfa requerida para bombear la corriente a la presion mas elevada. La corriente final de CO2 de recirculacion a presion se puede calentar mas a continuacion y se puede introducir de nuevo en la camara de combustion. A pesar de que el sistema y metodo de generacion de energfa que se acaba de describir da lugar a un aumento del rendimiento en comparacion con los sistemas y metodos de generacion de energfa convencionales (y lo hace a la vez que simultaneamente se captura el carbon producido), el procesamiento de la corriente de CO2 de recirculacion requiere todavfa una cantidad significativa de energfa para obtener la compresion necesaria analizada con anterioridad. La entrada de energfa requerida para la compresion, sin embargo, se puede reducir de forma significativa por medio de la integracion de un proceso de regasificacion del gas natural licuado (GNL). Mediante la utilizacion de la capacidad de enfriamiento del sistema de regasificacion de GNL, es posible licuar el CO2 a una presion reducida (por ejemplo, de aproximadamente 3 MPa (30 bar)) y posteriormente aumentar la presion de la corriente. Por tanto, los sistemas y metodos de la presente invencion pueden utilizar la refrigeracion inherente al GNL para reducir la energfa requerida para la compresion en el ciclo de CO2 y para reducir ademas la energfa requerida para la gasificacion del GNL.
En diferentes realizaciones de la presente invencion, un sistema de generacion de energfa se puede caracterizar tal y como se ilustra en la figura 1. Como se observa en la misma, se utiliza una relacion de intercambio de calor (el rectangulo sombreado) como fuente de calor para el GNL en el sistema de regasificacion y como fuente de enfriamiento de la corriente de recirculacion de CO2 en el sistema de generacion de energfa, lo cual puede reducir, e incluso eliminar, la necesidad de una compresion inicial. En la figura 1, se proporciona un suministro de GNL 210a a la temperatura normal - por ejemplo, de aproximadamente -155 °C (-247 °F), y se bombea hasta una presion de aproximadamente 6,9 MPa (69 bar). El suministro de GNL (que se interseca opcionalmente con una alimentacion suplementaria analizada mas adelante) se hace pasar a traves de un intercambiador de calor 221, y la corriente de gN 257 resultante sale a una temperatura de aproximadamente -9,4 °C (15 °F) y a una presion que permanece substancialmente sin variacion. La corriente de GN se puede dividir en una corriente de GN producto 258 y una corriente de GN suplementario 239. La corriente de GN producto se puede introducir como entrada de una tubena, o se puede transportar de cualquier otro modo o utilizar como fuente de combustible. La corriente de GN suplementaria se puede enviar aguas arriba del intercambiador de calor y ser introducida en el suministro de GNL al objeto de proporcionar un calentamiento adicional al suministro de GNL, si se desea. El suministro de GNL
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calentado 210b puede ser entonces la corriente de GNL que se introduce en el intercambiador de calor. Se puede utilizar un soplador 240 para impulsar la corriente de GN suplementaria.
La corriente de escape 255 de la turbina, enfriada y purificada, puede estar a una temperatura y una presion, por ejemplo, de aproximadamente 17,2 °C (63 °F) y 3 MPa (30 bar). La corriente de escape enfriada y purificada se puede hacer pasar a traves del intercambiador de calor 221, y la corriente de recirculacion de CO2 222 subenfriada de salida, a una temperatura de aproximadamente -53 °C (-65 °F) y 3 MPa (30 bar), se puede hacer pasar a traves de una bomba 205. La corriente de recirculacion de CO2 de presion alta 223 de salida puede estar a una temperatura de aproximadamente -42 °C (-45 °F) y a una presion de aproximadamente 30,5 MPa (305 bar). Si se desea, la corriente de recirculacion de CO2 de presion alta se puede hacer pasar de nuevo a traves del intercambiador de calor 221 (o a traves de un intercambiador de calor independiente) al objeto de aumentar la temperatura de la misma - por ejemplo, hasta aproximadamente 5 °C (40 °F). Esta corriente de recirculacion de CO2 calentado puede seguir a continuacion a traves del sistema de generacion de energfa, como se describe en la presente memoria, para su recirculacion en la camara de combustion.
En realizaciones adicionales, se pueden combinar uno o mas elementos de un sistema de regasificacion de GNL convencional con un sistema de generacion de energfa, tal como se describe en la presente memoria. En la figura 2 se muestra un ejemplo de un sistema tfpico utilizado para la conversion de GNL (por ejemplo, almacenado en un tanque a aproximadamente entre 0,005 MPa (0,05 bar) y aproximadamente 0,01 MPa (0,1 bar) por encima de la presion atmosferica) en gas natural listo para ser empleado en tubena (por ejemplo, proximo a la temperatura ambiente y a una presion de hasta aproximadamente 7 MPa (70 bar)).
Por lo general, un sistema de regasificacion de GNL convencional utiliza una bomba centnfuga multietapa para bombear el GNL hasta una presion elevada, despues de lo cual se vaporiza en un intercambiador de calor de bano de agua que se calienta por medio de la combustion de gas natural. En el ejemplo mostrado en la figura 2, el GNL se almacena en un tanque 100. El GNL fluye hacia fuera de la base del tanque a lo largo de la lmea de suministro de GNL 119, y se presuriza en la bomba 101 hasta aproximadamente 7 MPa (70 bar). El GNL a presion se descarga a traves de la lmea 118 y entra en un vaporizador de bano de agua 102, el cual se mantiene a una temperatura de entre aproximadamente 50 °C y aproximadamente 90 °C por medio de un quemador 120 que se alimenta por una corriente de gas combustible a presion 117 que comprende una mezcla de aire suministrado a traves de la lmea de aire 109 y gas natural suministrado a traves de la lmea de combustible del quemador de GN 113. El quemador 120 tiene un tubo de salida que esta sumergido hasta aproximadamente 2 metros por debajo de la superficie del agua en el bano de agua, de manera que los productos de combustion deben ascender a traves del mismo y mezclarse con el agua, calentando de esta forma el agua. Esta disposicion da lugar a la condensacion de gran parte del agua producida por la combustion del gas natural, aumentando de esta forma el rendimiento del sistema de calentamiento. Los gases de combustion enfriados se emiten a la atmosfera a traves de la lmea de ventilacion 121. El combustible de gas natural se extrae a traves de la lmea de evaporado del tanque de GNL 110 como una corriente de evaporado 112, la cual se comprime hasta la presion requerida en el quemador por medio de un soplador de evaporado 105 que se acciona electricamente. El aire que circula a traves de la lmea de aire atmosferico 107 requerido para la combustion se purifica por medio de un filtro 103, y se comprime hasta la presion del quemador en un soplador de presion de quemador 104 accionado electricamente. La corriente de evaporado 110 restante del tanque de GNL fluye a traves de la lmea de compresor de evaporado 111 y se comprime hasta aproximadamente 6,9 MPa (69 bar) en el compresor de evaporado 106 para generar una corriente de gN evaporado comprimido 114, que se mezcla con la corriente de gas natural producto 115 que sale del vaporizador 102 para generar la corriente de flujo de tubena de gas natural total 116 a una presion de aproximadamente 6,9 MPa (69 bar) y a una temperatura de aproximadamente 15 °C. La cantidad de gas natural consumido en el quemador para convertir el GNL en gas de tubena esta normalmente alrededor del 1,55 % del flujo total de gas natural en la corriente de tubena 116.
Un sistema de generacion de energfa tal como el que se ha mencionado en la presente memoria en relacion con el sistema descrito en la solicitud de patente de EE.UU. n° 2011/0179799 se puede mejorar de forma especial por medio de la integracion del sistema de regasificacion de GNL. Dicho sistema de generacion de energfa integrado puede utilizar CO2 como fluido de trabajo en un sistema de energfa de ciclo Brayton que funciona con un intercambiador de calor economizador entre una corriente de recirculacion de CO2 de presion alta y una corriente de escape de la turbina de presion baja. En dicho sistema, la combustion de un combustible carbonoso se puede llevar a cabo a una presion de entre aproximadamente 15 MPa (150 bar) y aproximadamente 40 MPa (400 bar), y la relacion de presion entre la presion de combustion y la presion de la corriente de escape de la turbina puede estar en el intervalo de entre aproximadamente 5 y aproximadamente 12, o entre aproximadamente 5 y aproximadamente 10. La camara de combustion en la que se quema el combustible en presencia de oxfgeno (preferiblemente, oxfgeno puro fundamentalmente) se puede apagar por enfriamiento debido al gran flujo de fluido de trabajo de recirculacion de presion alta, y la corriente que entra en la turbina puede ser un flujo mixto de productos de combustion y CO2 de recirculacion a una temperatura de entre aproximadamente 400 °C y aproximadamente 1.800 °C, de entre aproximadamente 600 °C y aproximadamente 1.700 °C, o de entre aproximadamente 800 °C y aproximadamente 1.600 °C. Dicho sistema y metodo pueden proporcionar un rendimiento sorprendente, el cual resulta de una cantidad significativa de calor que se introduce a la corriente de recirculacion de CO2 de presion alta, en particular en el intervalo de temperaturas de entre aproximadamente 100 °C y aproximadamente 400 °C. Este calor externo se
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puede proporcionar, por ejemplo, del contenido de calor de la alimentacion de aire comprimido adiabaticamente que se suministra a una planta de oxfgeno criogenica. El sistema puede producir de esta forma un producto neto de CO2 proveniente del combustible a una presion de tubena - por ejemplo, entre aproximadamente 20 MPa (200 bar) y aproximadamente 40 MPa (400 bar). Como realizacion a modo de ejemplo, la utilizacion de un combustible de gas natural para la generacion de una corriente de producto de combustion, con una temperatura de entrada de turbina de entre aproximadamente 1.100 °C y aproximadamente 1.200 °C, puede proporcionar un rendimiento neto, en funcion del poder calonfico inferior (LHV, lower heating value, por sus siglas en ingles), en el intervalo de entre aproximadamente el 55 % y aproximadamente el 60 %.
Esto se puede incrementar aun mas segun la presente invencion por medio de la integracion con el sistema de regasificacion de GNL. Se debe observar que la integracion de un sistema de vaporizacion de GNL y de suministro por tubena de gas natural con un sistema de generacion de energfa se puede aplicar a una variedad de sistemas de generacion de energfa, en particular a los que incorporan un ciclo Brayton que utiliza un intercambiador de calor economizador, en los cuales se utiliza un compresor para presurizar una recirculacion del fluido de trabajo que se recalienta a continuacion en el intercambiador de calor economizador. En las diferentes realizaciones, el fluido de trabajo puede ser, por ejemplo, un gas rico en CO2 o en N2.
Un ciclo Brayton economizado que utiliza un sistema de generacion de energfa, tal y como se ha analizado con anterioridad, puede requerir la compresion de aproximadamente 30 veces el flujo molar de un combustible de gas natural para una planta tfpica que tiene una turbina con una condicion de entrada de aproximadamente 30 MPa (300 bar) y aproximadamente 1.150 °C y que tiene una presion de salida de aproximadamente 3 MPa (30 bar). En este caso, el compresor tiene una temperatura de succion tras la condensacion y separacion del agua de aproximadamente 20 °C. La potencia necesaria para comprimir la corriente de recirculacion de CO2 y la corriente de producto neto de CO2 hasta el intervalo de 30,5 MPa (305 bar) es de aproximadamente el 14,8 % de la salida de potencia total de la turbina. El requisito de potencia del compresor de CO2 se puede reducir por medio de la licuefaccion de la corriente de CO2 a una presion de aproximadamente 2,9 MPa (29 bar) y el enfriamiento del CO2 lfquido hasta estar dentro de un intervalo de aproximadamente 10 °C por encima de su temperatura de solidificacion, puesto que esto puede maximizar la densidad de la corriente de CO2. Despues de la presurizacion y la licuefaccion, la corriente de CO2 lfquido se puede bombear hasta una presion de aproximadamente 30,5 MPa (305 bar), y el CO2 de presion alta se puede calentar de nuevo hasta la temperatura ambiente. Este procedimiento puede reducir la potencia de compresion de CO2 hasta aproximadamente el 5,3 % de la salida de potencia total de la turbina. En dicha realizacion a modo de ejemplo, el rendimiento neto del ciclo, en funcion del poder calonfico inferior (LHV), puede aumentar desde aproximadamente el 58,8 % hasta aproximadamente el 65,7 %.
La refrigeracion que se requiere para conseguir tal incremento en el rendimiento en el sistema y metodo de generacion de energfa se puede obtener de cualquier fuente que se considerara como de utilidad a la luz de la presente invencion. Haciendo referencia a la figura 2, la refrigeracion requerida se puede proporcionar al sistema y metodo de generacion de energfa por medio del intercambio termico del calor de la corriente de GNL de presion alta 118 que sale de la bomba 101.
En una realizacion a modo de ejemplo, se puede secar una corriente de CO2 de presion baja de un sistema de generacion de energfa, y la corriente de CO2 seco se puede licuar y subenfriar a continuacion (por ejemplo, en un intercambiador de calor de presion alta de acero inoxidable soldado por difusion, como por ejemplo en un Heatric Heat Exchanger) a contracorriente de la corriente de GNL, la cual, a su vez, recibe calor. Si es necesario, al objeto de evitar la congelacion del CO2 y el bloqueo de los conductos del intercambiador de calor, una fraccion de la corriente de gas natural de salida 115 que sale del vaporizador de bano de agua 102 a una temperatura de entre aproximadamente -20 °C y aproximadamente 0 °C se puede recircular y mezclar con la corriente de GNL comprimido fno 118 (que esta a una temperatura de aproximadamente -160 °C) al objeto de generar una corriente de gas natural que este dentro de un intervalo de aproximadamente 10 °C por encima de la temperatura de congelacion de la corriente de CO2. Una corriente de combustible de gas natural que se introduce en una camara de combustion de un sistema de generacion de energfa, tal y como se ha analizado con anterioridad, esta preferiblemente a una presion como la senalada anteriormente, por ejemplo, de aproximadamente 30, 5 MPa (305 bar). Si se desea, el gas natural se puede obtener del suministro de gNl, y la corriente de combustible de gas natural se puede suministrar por medio de la utilizacion de una segunda bomba de GNL que tome su flujo de la lmea 118. La corriente de combustible de gas natural se puede calentar hasta la temperatura ambiente en un primer momento (por ejemplo), a contracorriente de la corriente de CO2 de enfriamiento, licuefaccion y subenfriamiento. En segundo lugar, la corriente de combustible de gas natural puede fluir a continuacion a traves de un segundo intercambiador de calor para enfriar un flujo de agua de enfriamiento de ciclo cerrado, que se puede utilizar en los enfriadores intermedios y posteriores de un compresor de aire de una planta de oxfgeno. Esta utilizacion de una bomba criogenica de gNl en vez de un compresor de gas natural puede aumentar el rendimiento en un 0,9 % adicional de la potencia total de la turbina. La utilizacion de gas natural para licuar y subenfriar el CO2 puede imponer una temperatura maxima del gas natural calentado de aproximadamente -10 °C, debido a la temperatura pinch a la temperatura de congelacion del CO2 - es decir, -56 °C. El gas natural se puede calentar hasta aproximadamente 15 °C, lo cual puede ser util para su suministro a una tubena de gas natural, por medio de su utilizacion como corriente de enfriamiento a contracorriente de la corriente de escape de la turbina que sale del extremo fno del intercambiador de calor economizador del sistema de generacion de energfa antes de la separacion del agua lfquida. Esto puede
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reducir el contenido residual de agua en la fase gas, lo cual, a su vez, reduce el tamano y coste del secador desecante que se puede necesitar para evitar la deposicion de hielo en el intercambiador de calor licuefactor de CO2.
La integracion de un sistema de generacion de energfa, como se ha analizado con anterioridad, con un sistema de vaporizacion de GNL puede incluir, preferiblemente, todos los componentes necesarios para evitar interrupciones en la generacion de energfa, asf como en el flujo de gas natural a la tubena. Por ejemplo, puede ser beneficioso para el sistema de GNL incluir un sistema de calentamiento de GNL similar al descrito en la figura 2, preferiblemente con el calentador de GNL 102 en funcionamiento y a la temperatura de operacion, o proximo a ella, para hacer posible un cambio rapido al objeto de encargarse de la carga de GNL que se este calentando en el sistema de generacion de energfa integrado, en el caso de que el sistema generacion de energfa se desconecte. Esto puede evitar toda fluctuacion significativa de la presion de suministro de la tubena y puede mantener dicha presion dentro de la tolerancia establecida. De forma similar, se puede resolver cualquier fallo del flujo de GNL a presion (tal como, por ejemplo, un fallo de la bomba 101). Por ejemplo, en el caso del fallo de la bomba, el flujo de GNL se puede desviar inmediatamente a una bomba de GNL paralela que puede estar presente en una instalacion de distribucion de GNL. Preferiblemente, dicho cambio se puede llevar a cabo en un intervalo de entre aproximadamente 5 y aproximadamente 10 segundos para hacer posible el funcionamiento continuo del sistema de generacion de energfa.
En la figura 3 se muestra una realizacion a modo de ejemplo de un sistema de generacion de energfa (que utiliza un suministro de combustible de gas natural a presion) integrado con un sistema de vaporizacion de GNL y de suministro de gas natural a presion. El analisis de la figura 3 ilustra el sistema y metodo en relacion con una realizacion espedfica, y no se deben considerar como limitativos ciertos valores e intervalos. Un experto en la tecnica que analice lo que viene a continuacion a la luz de la presente descripcion reconocera que se pueden modificar diferentes valores en base a las condiciones de operacion espedficas del sistema de generacion de energfa y del sistema de vaporizacion de GNL. Se pretende que el alcance completo de tales rangos este comprendido por esta descripcion, la cual es de naturaleza ejemplificativa y la cual se proporciona para cumplir con todos los requisitos de la descripcion.
El sistema de generacion de energfa comprende una camara de combustion 1 que quema el combustible de gas natural con oxfgeno en presencia de un fluido de trabajo de CO2 recirculado al objeto de formar una corriente de producto de combustion 6 que es rica en CO2. En este ejemplo, la corriente de producto de combustion esta a una presion de aproximadamente 30 MPa (300 bar) y a una temperatura de aproximadamente 1.150 °C. La corriente de producto de combustion 6 se introduce en una turbina de potencia 2 que acciona un generador electrico 3 de turbina, generando una salida electrica 4 junto con una potencia de eje adicional que se utiliza para accionar una bomba de CO2 lfquido 5. Una corriente de flujo de descarga de turbina 15 a una temperatura de aproximadamente 788 °C y a una presion de aproximadamente 3 MPa (30 bar) se enfna en un intercambiador de calor economizador 46 para proporcionar una corriente de flujo de descarga de turbina enfriada inicialmente 16 a una temperatura de aproximadamente 25 °C. La corriente de descarga de turbina enfriada inicialmente 16 se enfna aun mas en un intercambiador de calor de baja temperatura 17 y sale como la corriente de descarga de turbina enfriada por segunda vez 51 a una temperatura de aproximadamente 4 °C. Esto se consigue a contracorriente de una corriente de gas natural de enfriamiento 56, que es parte de la corriente de gas natural total 57 que sale del intercambiador de calor licuefactor de CO2 21. La corriente de gas natural de enfriamiento 56 se calienta en el intercambiador de calor de baja temperatura 17 para proporcionar una corriente de gas natural producto parcial 71 a una temperatura de aproximadamente 20 °C, y esta corriente se une a la corriente de gas natural de tubena producto total 30 que sale de la instalacion de GNL (por ejemplo, a una temperatura de aproximadamente -10 °C o mayor). La corriente de descarga de turbina enfriada por segunda vez 51 pasa al interior de un separador de agua lfquida 18, y por medio del mismo se extrae una corriente de agua condensada 19 de la corriente de descarga de turbina enfriada por segunda vez 51. La corriente de gas CO2 separado 20 se seca hasta un punto de rodo de aproximadamente -60 °C en un secador desecante regenerado termicamente 54. Tambien se pueden utilizar otros sistemas de extraccion de agua, tales como unidades de adsorcion por cambio de presion (PSA, pressure swing adsorption, por sus siglas en ingles). La corriente de gas CO2 seco 55 se enfna hasta la licuefaccion, y el CO2 lfquido se subenfna hasta aproximadamente -50 °C (por ejemplo, hasta -56 °C o mas) en el intercambiador de calor licuefactor de CO2 21 (por ejemplo, un intercambiador de calor de tipo Heatric de soldado por difusion de acero inoxidable), el cual calienta de forma simultanea una corriente de producto GNL precalentado 44 a una presion de aproximadamente 6,89 MPa (68,9 bar) hasta una temperatura de aproximadamente -9,4 °C para formar la corriente de gas natural total 57. De la corriente de gas natural total 57 se separa una fraccion de gas natural de calentamiento de GNL 39, la cual se comprime en un soplador 40 accionado electricamente. Una corriente de gas natural de calentamiento de GNL comprimido 45 que se forma de esta manera se mezcla con la corriente de producto de GNL comprimido 43, la cual es la fraccion mayor del GNP comprimido, para formar la corriente de producto GNL precalentado 44, que entra en el intercambiador de calor licuefactor de CO2 21 a una temperatura que esta por encima de la temperatura de congelacion del CO2 de -56 °C (por ejemplo, a una temperatura de -55 °C o mas). Esta configuracion con CO2 seco y GNL calentado puede ser particularmente util para evitar la congelacion de CO2 que bloquea o dana el intercambiador de calor licuefactor de CO2 21.
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En el presente ejemplo, el GNL se almacena a una presion de aproximadamente 0,8 MPa (0,08 bar) en un tanque de GNL 33. Una corriente de descarga del tanque de GNL 50 se bombea hasta una presion de aproximadamente 7 MPa (70 bar) en una bomba de GNL 25 accionada por medio de un motor electrico 34. Una corriente de descarga de GNL 26 pasa a traves de un calentador de bano de agua 24 para proporcionar una corriente de gas natural calentado por bano 31 a una temperatura de aproximadamente 15 °C. El bano de agua se calienta por medio de una corriente de gas combustible de bano 27 que se quema en aire en un quemador de tubo de tiro, pasando los gases de combustion a traves del agua y descargandose a traves de una chimenea de bano 28. El flujo de la corriente de GNL comprimido 32 se puede controlar como se desee. Por ejemplo, se puede utilizar una primera valvula de control 29 y una segunda valvula de control 49 para determinar hacia donde se direcciona el GNL. Estas valvulas, en combinacion con una variedad de bombas adicionales y calentadores de bano de la instalacion de GNL (no ilustrados), se pueden utilizar para hacer alternar la trayectoria del flujo de la corriente de GNL al objeto de asegurar un suministro continuo de GNL al sistema de generacion de energfa si la bomba de GNL 25 se desconecta, y al objeto de asegurar el calentamiento continuo de todo el GNL comprimido hasta las condiciones de tubena en el caso de que el sistema de generacion de energfa se desconecte. Tales disposiciones de seguridad de apoyo se describen adicionalmente en la presente memoria.
En el presente ejemplo, el gas natural utilizado como combustible en el camara de combustion 1 del sistema de generacion de energfa se puede extraer de la corriente de GNL comprimido como la fraccion de combustible de GNL 41 y se puede bombear hasta una presion de aproximadamente 30,6 MPa (306 bar) en una bomba de combustible de GNL 48 (por ejemplo, una bomba alternativa de multiples cilindros accionada electricamente). Una corriente de combustible de GNL de presion alta 70 se calienta hasta aproximadamente -10 °C en el intercambiador de calor licuefactor de CO2 21 y sale como la corriente de combustible de gas natural de presion alta 62. Tal calentamiento es a contracorriente del CO2 de enfriamiento, licuefaccion y subenfriamiento. La corriente de combustible de gas natural de presion alta 62 se calienta a continuacion en una planta de separacion de aire 47 hasta una temperatura de aproximadamente 230 °C a contracorriente del aire comprimido adiabaticamente, por medio de la utilizacion de un fluido de transferencia de calor de ciclo cerrado, lo cual puede ser ventajoso al objeto de evitar fugas de gas inflamable en el interior de la planta de separacion de aire. La corriente de gas natural calentado de salida de presion alta 11 pasa a continuacion a la camara de combustion 1. La planta de separacion de aire criogenica puede incluir una primera etapa de compresor principal adiabatico con una presion de descarga de aproximadamente 0,4 MPa (4 bar) y un compresor de refuerzo en el que aproximadamente un tercio del aire comprimido de la primera etapa se comprime en dos etapas adiabaticas hasta aproximadamente 10 MPa (100 bar). La mayor parte del calor adiabatico de compresion se transfiere en primer lugar a una corriente lateral de recirculacion de CO2 de presion alta 13 tomada de la corriente de recirculacion de CO2 de presion alta que se calienta en el intercambiador de calor economizador 46. La corriente lateral de recirculacion de CO2 de presion alta se puede tomar a una temperatura de aproximadamente 110 °C y se puede devolver como una corriente lateral de recirculacion de CO2 sobrecalentado de presion alta 12 a una temperatura de aproximadamente 149 °C. El calor adiabatico de compresion de las dos etapas adiabaticas se utiliza en segundo lugar para calentar la corriente de combustible de gas natural de presion alta 62 hasta una temperatura de aproximadamente 230 °C para formar la corriente de combustible de gas natural de presion alta calentado 63. El calor de compresion se utiliza en tercer lugar para calentar la corriente de producto oxfgeno 11 a presion de aproximadamente 30,5 MPa (305 bar) de la planta de separacion de aire hasta una temperatura de aproximadamente 230 °C.
Una corriente de recirculacion de CO2 subenfriado 22 sale del extremo fno del intercambiador de calor licuefactor de CO2 21. Esta corriente se comprime hasta aproximadamente 30,6 MPa (306 bar) en la bomba de CO2 lfquido 5, la cual puede estar acoplada a traves de una caja de engranajes directamente al generador electrico 3 de turbina. De forma alternativa, se puede acoplar directamente un compresor de refuerzo (no ilustrado) de la planta de separacion de aire criogenica al generador electrico 3 de turbina. Como alternativa adicional, se puede acoplar directamente el compresor principal de aire de la planta de separacion de aire criogenica al generador electrico de turbina. Es preferible que la turbina se cargue directamente con una demanda de potencia de una de estas alternativas, de manera que en el caso de desconexion electrica de la red electrica (por ejemplo, como resultado de una desconexion del generador), habra una carga en el generador que actuara como freno, ya que el gas de alimentacion de turbina de presion alta fluira hasta que las presiones del sistema se igualen.
La corriente de recirculacion de CO2 subenfriada a presion 23 a una temperatura de aproximadamente -43 °C se calienta a continuacion en el intercambiador de calor licuefactor de CO2 21 hasta una temperatura de aproximadamente 5,5 °C. La corriente de CO2 de recirculacion de presion alta 68 se calienta hasta a una temperatura de aproximadamente 25 °C en el intercambiador de calor de CO2 suplementario 66 para formar una corriente de CO2 de recirculacion de presion alta precalentado 67. Una corriente de fluido de transferencia de calor de ciclo cerrado calentado 64 a una temperatura de aproximadamente 40 °C se enfna hasta una temperatura de aproximadamente 10 °C para salir como corriente de fluido de transferencia de calor enfriado 65. De manera similar, una fraccion de corriente de gas natural total 38 a una temperatura de aproximadamente -9,4 °C se puede hacer pasar a traves de un intercambiador de calor de gas natural secundario 35 para que se caliente a contracorriente de una corriente de un segundo fluido de transferencia de calor de ciclo cerrado calentado 36 a aproximadamente 40 °C. Una corriente de un segundo fluido de transferencia de calor enfriado 37 sale a una temperatura de 10 °C.
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La corriente de CO2 de recirculacion de presion alta precalentado 67 que sale del intercambiador de calor de CO2 suplementario 66 se divide en una primera fraccion de CO2 de recirculacion de presion alta 14 y una segunda fraccion de CO2 de recirculacion de presion alta 53, los cuales se hacen pasar a traves del intercambiador de calor economizador 46 y salen a una temperatura de aproximadamente 752 °C. La valvula de control de la fraccion de CO2 de recirculacion 52 del extremo fno del intercambiador de calor economizador 46 controla la relacion de flujo entre la primera fraccion de CO2 14 y la segunda fraccion de CO2 53. La corriente de la primera fraccion de CO2 calentado 7 se suministra a la camara de combustion 1 como fluido de trabajo. La corriente de la segunda fraccion de CO2 calentado 9 se mezcla con la corriente de producto oxfgeno 63 para obtener una relacion molar del 30 % de oxfgeno, 70 % de CO2 en la corriente oxidante 10 que entra en el camara de combustion 1, lo cual modera la temperatura adiabatica de la llama hasta un valor por debajo de aproximadamente 3.000 °C. El producto neto de CO2 que resulta del combustible quemado esta disponible en forma de corriente de producto de CO2 preparada para tubena 77 a una presion de aproximadamente 30,5 MPa (305 bar) y a una temperatura de aproximadamente 25 °C.
Se han calculado los valores de rendimiento considerando una salida electrica neta de 250 MW para el sistema integrado a modo de ejemplo anterior, utilizando metano puro de la fuente de GNL como combustible de la camara de combustion. Los valores calculados han sido los siguientes:
Gas natural quemado en el sistema de energfa NET = 380,4 MW
= 0,9704 mmscmd (34,269 mmscfd)
Gas natural calentado en el sistema de energfa NET = 31,0324 mmscmd (1.095,9 mmscfd)
Ahorro de gas natural en el calentador de bano de agua = 0,4810 mmscmd (16,986 mmscfd)
A partir de lo anterior, se utilizo un modelo para calcular los rendimientos de un sistema de generacion de energfa electrica de 1.000 MW netos con un sistema de GNL integrado, tal y como se ha analizado con anterioridad, que genera un caudal de gas natural de 28,3168 mmscmd (1.000 mmscfd) a una presion de 6,8 MPa (68 bar) que se suministra a una tubena a 15 °C. El rendimiento total calculado fue del 68,06 %. El rendimiento total calculado con un caudal de GNL nulo en la planta de energfa de 1.000 MW fue del 58,87 %. En una realizacion adicional mas, modelada utilizando Aspen Plus, un sistema y metodo segun la presente invencion utilizo combustible metano en la camara de combustion, una turbina, un primer intercambiador de calor (que se dispuso como una serie de tres unidades de intercambio de calor), un separador de agua, un segundo intercambiador de calor en el que se licuaba CO2 a contracorriente de GNL para generar GN (utilizandose una corriente lateral para precalentar el GNL), una unica bomba para presurizar la corriente de recirculacion de CO2, y el calor recuperado de una planta de separacion de aire al objeto de calentar de forma suplementaria la corriente de recirculacion de CO2. En el modelo de dicha realizacion, el rendimiento total del sistema y metodo integrados de generacion de energfa y de vaporizacion de GNL fue del 65,7 %. Todos los calculos de rendimiento anteriores incluyen la captura completa de todo el exceso de CO2 de la combustion.
El beneficio se puede observar ademas en comparacion con los sistemas de regasificacion de GNL convencionales, en los que, normalmente, aproximadamente el 1,4 % del GNL que se procesa se quema para proporcionar un calentamiento, tal como en el quemador sumergido descrito en relacion con la figura 2, al restante 98,6 % del GNL procesado. Esta limitacion se impone sin ningun beneficio anadido. Segun la presente invencion, sin embargo, un sistema de generacion de energfa de 250 MW, por ejemplo, se puede integrar con una planta de regasificacion de GNL. En dicho ejemplo, la planta de GNL puede recalentar aproximadamente 10,8 B m3/ ano de GNL, mientras que se quema aproximadamente el 3,1 % para proporcionar calor. Debido a la integracion, aunque el gas total suministrado se reduce al 96,9 % de la cantidad total procesada, el aumento en la limitacion impulsa la generacion de electricidad en la planta de energfa de 250 MW. De forma beneficiosa, tales sistemas se pueden modificar a escala segun se desee, al objeto de obtener un aumento o reduccion de la capacidad con respecto al GNL procesado y/o a la electricidad generada.
A un experto en la tecnica a la que pertenecen estas invenciones, que tenga el beneficio de las ensenanzas presentadas en las descripciones anteriores, se le ocurriran muchas modificaciones y otras realizaciones de la invencion descrita en la presente memoria. Se debe entender que las realizaciones descritas no se han de interpretar como limitativas, y que se pretende que las modificaciones y otras realizaciones esten incluidas dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas. Aunque en la presente memoria se emplean terminos espedficos, estos se utilizan unicamente en un sentido generico y descriptivo y no con propositos de limitacion.
Descripcion de los numeros de referencia:
1 camara de combustion
2 turbina de potencia
3 generador electrico de turbina
4 salida electrica
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bomba de CO2 Ifquido
corriente de producto de combustion
primera fraccion de CO2 calentado
segunda fraccion de CO2 calentado
corriente oxidante
corriente de producto oxfgeno
corriente lateral de recirculacion de CO2 sobrecalentado de presion alta
corriente lateral de recirculacion de CO2 de presion alta
primera fraccion de CO2 de recirculacion de presion alta
corriente de flujo de descarga de turbina
corriente de flujo de descarga de turbina enfriada inicialmente
intercambiador de calor de baja temperatura
separador de agua lfquida
corriente de agua condensada
corriente de gas CO2 separado
intercambiador de calor licuefactor de CO2
corriente de recirculacion de CO2 subenfriado
corriente de recirculacion de CO2 subenfriado a presion
calentador de bano de agua
bomba de GNL
corriente de descarga de GNL
corriente de gas combustible de bano
chimenea de bano
primera valvula de control
corriente de gas natural de tubena producto total
corriente de gas natural calentado por bano
corriente de GNL comprimido
tanque de GNL
motor electrico
intercambiador de calor de gas natural secundario
segundo fluido de transferencia de calor de ciclo cerrado calentado
segundo fluido de transferencia de calor enfriado
fraccion de corriente de gas natural total
fraccion de gas natural de calentamiento de GNL
soplador
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corriente de producto de GNL comprimido
corriente de producto de GNL precalentado
corriente de gas natural de calentamiento de GNL comprimido
intercambiador de calor economizador
planta de separacion de aire
bomba de combustible de GNL
segunda valvula de control
corriente de descarga del tanque de GNL
corriente de descarga de turbina enfriada por segunda vez
valvula de control de la fraccion de CO2 de recirculacion
segunda fraccion de CO2 de recirculacion de presion alta
secador desecante regenerado termicamente
corriente de gas CO2 seco
corriente de gas natural de enfriamiento
corriente de gas natural total
corriente de combustible de gas natural de presion alta
corriente de combustible de gas natural de presion alta calentado
corriente de fluido de transferencia de calor de ciclo cerrado calentado
corriente de fluido de transferencia de calor enfriado
intercambiador de calor de CO2 suplementario
corriente de CO2 de recirculacion de presion alta precalentado
corriente de CO2 de recirculacion de presion alta
corriente de combustible de GNL de presion alta
corriente de gas natural producto parcial
tanque
bomba
vaporizador de bano de agua filtro
soplador de presion de quemador soplador de evaporado compresor de evaporado lmea de aire atmosferico lmea de aire
lmea de evaporado del tanque de GNL lmea de compresor de evaporado corriente de evaporado
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lmea de combustible del quemador de GN
corriente de GN evaporado comprimido
corriente de gas natural producto
corriente de flujo de tubena de gas natural total
corriente de gas combustible a presion
lmea de suministro de GNL
quemador
lmea de ventilacion
suministro de GNL
suministro de GNL calentado
intercambiador de calor
corriente de GN suplementario
soplador
corriente de GN
corriente de GN producto

Claims (15)

  1. 5
    10
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    45
    50
    REIVINDICACIONES
    1. Un metodo de generacion de ene^a, comprendiendo el metodo:
    quemar un combustible carbonoso en una camara de combustion (1) en presencia de oxfgeno y de una corriente de recirculacion de CO2 para producir una corriente de producto de combustion combinado;
    hacer pasar la corriente de producto de combustion combinado a traves de una turbina (2) para generar potencia y formar una corriente de escape de turbina que comprende CO2;
    hacer pasar la corriente de escape de turbina que comprende CO2 a traves de un primer intercambiador de calor (46) al objeto de transferir calor desde la corriente de escape de la turbina a la corriente de recirculacion de CO2 y formar una corriente de escape enfriada de turbina;
    hacer pasar una corriente de gas natural licuado (GNL) y el CO2 de la corriente de escape enfriada de turbina a traves de un segundo intercambiador de calor (21) al objeto de enfriar y licuar el CO2 y al objeto de calentar y vaporizar el GNL para formar una corriente de CO2 licuado y una corriente de gas natural (Gn) gaseoso;
    presurizar la corriente de CO2 licuado para formar la corriente de recirculacion de CO2; y
    hacer pasar la corriente de recirculacion de CO2 a la camara de combustion (1).
  2. 2. El metodo de la reivindicacion 1, en el que se cumple una o mas de:
    la corriente de recirculacion de CO2 se hace pasar a la camara de combustion (1) a una presion de aproximadamente 15 MPa (150 bar) o mas;
    la combustion se lleva a cabo a una temperatura de aproximadamente 500 °C o mas;
    la relacion entre la presion de la corriente del producto de combustion combinado y la presion de la corriente de escape de turbina que comprende CO2 es de aproximadamente 12 o menor; y
    el GNL pasado al segundo intercambiador de calor (21) esta a una presion de entre aproximadamente 5 MPa (50 bar) y aproximadamente 9 MPa (90 bar).
  3. 3. El metodo de la reivindicacion 1, en el que una fraccion de la corriente de GN gaseoso formada por medio del segundo intercambiador de calor (21) se extrae y se introduce en la corriente de GNL que se hace pasar al segundo intercambiador de calor (21), en el que, opcionalmente, la fraccion de la corriente de GN gaseoso introducida en la corriente de GNL es suficiente para elevar la temperatura de la corriente de GNL hasta una temperatura que esta por encima de la temperatura de solidificacion del CO2 y que esta dentro de un intervalo de aproximadamente 20 °C con respecto a la temperatura de solidificacion del CO2.
  4. 4. El metodo de la reivindicacion 1, en el que el CO2 de la corriente de escape enfriada de turbina se enfna en el segundo intercambiador de calor (21) hasta una temperatura que esta por encima de la temperatura de solidificacion del CO2 y que esta dentro de un intervalo de aproximadamente 30 °C con respecto a la temperatura de solidificacion del CO2.
  5. 5. El metodo de la reivindicacion 1, en el que la etapa de presurizar la corriente de recirculacion de CO2 comprende hacer pasar la corriente de recirculacion de CO2 a traves de una bomba de lfquido (5), en el que, opcionalmente, la turbina de generacion de potencia (2) produce potencia en el eje, y en el que la potencia en el eje se utiliza para accionar la bomba de lfquido (5).
  6. 6. El metodo de la reivindicacion 5, en el que se calienta la corriente de recirculacion de CO2 a presion que sale de la bomba de lfquido (5), en el que, preferiblemente, uno de los calentamientos, o ambos, comprende hacer pasar la corriente de recirculacion de CO2 a presion a traves del segundo intercambiador de calor (21), y la corriente de recirculacion de CO2 se calienta hasta una temperatura de aproximadamente 0°Co mas.
  7. 7. El metodo de la reivindicacion 1, en el que el combustible carbonoso es GN que se obtiene de la corriente de GNL.
  8. 8. El metodo de la reivindicacion 7, en el que la obtencion comprende hacer pasar el GNL a traves de una primera bomba (25) y una segunda bomba (48), en el que, preferiblemente, el GNL que sale de la segunda bomba (48) se calienta hasta una temperatura de aproximadamente 200 °C o mas, en el que, preferiblemente, el calentamiento comprende hacer pasar el GNL a traves del segundo intercambiador de calor (21) al objeto de formar una corriente de Gn gaseoso, en el que, preferiblemente, el calentamiento comprende ademas la utilizacion del calor de compresion de una planta de separacion de aire (47).
  9. 9. El metodo de la reivindicacion 1, que comprende ademas hacer pasar la corriente de escape enfriada de turbina a traves de un tercer intercambiador de calor (17) despues del paso a traves del primer intercambiador de
    5
    10
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    35
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    45
    calor (46) y antes del paso a traves del segundo intercambiador de calor (21), en el que, preferiblemente, el paso a traves del tercer intercambiador de calor (17) enfna la corriente de escape de turbina hasta una temperature de entre aproximadamente 0 °C y aproximadamente 10 °C, en el que, preferiblemente, la corriente de escape de turbina se enfna a contracorriente de una fraccion de la corriente de GN gaseoso que sale del segundo intercambiador de calor (21), o que comprende ademas hacer pasar la corriente de escape enfriada de turbina a traves de un separador de agua lfquida (18) o de un secador desecante (54), o a traves de ambos, al objeto de suministrar el CO2 de la corriente de escape de turbina enfriada como una corriente de CO2 seco, en el que, preferiblemente, la corriente de CO2 seco se seca hasta un punto de rodo de aproximadamente -50 °C o menor.
  10. 10. El metodo de la reivindicacion 1, en el que una parte de la corriente de CO2 de recirculacion que pasa a la camara de combustion (1) se calienta utilizando calor de compresion de una planta de separacion de aire (47), o en el que la corriente de CO2 de recirculacion que pasa a la camara de combustion (1) se divide en una primera fraccion y una segunda fraccion, en el que, preferiblemente, la primera fraccion de la corriente de CO2 de recirculacion que pasa a la camara de combustion (1) se introduce directamente en la camara de combustion (1), o en el que la segunda fraccion de la corriente de CO2 de recirculacion que pasa a la camara de combustion (1) se combina con el oxfgeno para formar una corriente oxidante que se introduce en la camara de combustion (1).
  11. 11. Un sistema de generacion de energfa que comprende:
    una camara de combustion (1) adaptada para quemar un combustible carbonoso en presencia de oxfgeno y de una corriente de recirculacion de CO2 para producir una corriente de producto de combustion combinado;
    una turbina de produccion de potencia (2) en comunicacion de fluido con la camara de combustion (1) y adaptada para recibir la corriente de producto de combustion combinado y para generar como salida una corriente de escape de turbina que comprende CO2;
    un primer intercambiador de calor (46) en comunicacion de fluido con la turbina de produccion de potencia (2) y la camara de combustion (1) y adaptada para transferir calor desde la corriente de escape de la turbina que comprende CO2 a la corriente de recirculacion de CO2 al objeto de proporcionar una corriente de escape enfriada de turbina que comprende CO2;
    un segundo intercambiador de calor (21) en comunicacion de fluido con el primer intercambiador de calor (46) y adaptado para licuar CO2 en la corriente de escape de la turbina;
    un compresor de recirculacion (5) adaptado para presurizar el CO2 licuado hasta una presion adecuada para su recirculacion a la camara de combustion (1); y
    una fuente de gas natural licuado (GNL) (33) en comunicacion de fluido con el segundo intercambiador de calor.
  12. 12. El sistema de la reivindicacion 11, que comprende ademas un tercer intercambiador de calor (17) situado entre el primer intercambiador de calor (46) y el segundo intercambiador de calor (21) y en comunicacion de fluido con ellos, en el que, preferiblemente, el tercer intercambiador de calor (17) incluye una entrada en comunicacion de fluido con una salida del primer intercambiador de calor (46), una entrada en comunicacion de fluido con una salida del segundo intercambiador de calor (21), y una salida en comunicacion de fluido con una entrada del segundo intercambiador de calor (21), que comprende opcionalmente ademas uno o mas dispositivos de extraccion de agua (18) situados entre la salida del tercer intercambiador de calor (17) y la entrada del segundo intercambiador de calor (21).
  13. 13. El sistema de la reivindicacion 11, en el que la turbina de produccion de potencia (2) esta adaptada para producir potencia de eje para una bomba de lfquido (25), en el que, opcionalmente, la bomba de lfquido (25) esta situada entre la fuente gNl (33) y el segundo intercambiador de calor (21) y en comunicacion de fluido con ellos.
  14. 14. El sistema de la reivindicacion 11, que comprende ademas una planta de separacion de aire (47), en el que, preferiblemente, la planta de separacion de aire (47) es una planta de separacion de aire criogenica que comprende un compresor principal adiabatico y un compresor de refuerzo.
  15. 15. El sistema de la reivindicacion 11, en el que el primer intercambiador de calor (46) comprende una serie de tres unidades de intercambio de calor.
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