MX2012014222A - Sistemas y metodos de generacion de potencia de triple ciclo de baja emision. - Google Patents
Sistemas y metodos de generacion de potencia de triple ciclo de baja emision.Info
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Abstract
Se proporcionan métodos y sistemas para generación de potencia de baja emisión en procesos de recuperación de hidrocarburos. Un sistema incluye un sistema de turbina de gas adaptado para quemar un combustible y un oxidante en la presencia de una corriente reciclada comprimida para proporcionar potencia mecánica y un escape gaseoso. La corriente reciclada comprimida actúa para moderar la temperatura del proceso de combustión. Un compresor de refuerzo puede reforzar la presión del escape gaseoso antes de ser comprimido en la corriente reciclada comprimida. Una corriente de purga puede ser aprovechada de la corriente reciclada comprimida y dirigida a un separador de CO2 que descarga CO2 y un gas rico en nitrógeno, que puede ser expandido en un expansor de gas para generar potencia mecánica adicional.
Description
SISTEMAS Y MÉTODOS DE GENERACIÓN DE POTENCIA DE TRIPLE CICLO
DE BAJA EMISIÓN CAMPO DE LA DESCRIPCIÓN
Las modalidades de la descripción se relacionan a la generación de potencia de baja emisión en sistemas de potencia de ciclo combinado. Más particularmente, las modalidades de la descripción se relacionan a métodos y aparatos para quemar un combustible para la fabricación y captura de C02 aumentadas.
ANTECEDENTES DE LA DESCRIPCIÓN
Esta sección se propone para introducir varios aspectos de la técnica, que pueden ser asociados con modalidades ejemplares de la presente descripción. Esta discusión se cree que ayuda a proporcionar una estructura para facilitar un mejor entendimiento de los aspectos particulares de la presente descripción. Por consiguiente, se debe entender que esta sección debe ser leída en este punto de vista, y no necesariamente como admisiones de la técnica previa .
Muchos países productores de petróleo están experimentando fuerte crecimiento nacional en la demanda de potencia o energía y tienen un interés en la recuperación de petróleo aumentada (EOR) para mejorar la recuperación de petróleo de sus depósitos. Dos técnicas de EOR comunes incluyen la inyección de nitrógeno (N2) para el mantenimiento de la presión del depósito y la inyección de dióxido de carbono (CO2) para la inundación miscible para EOR. También hay un problema global que considera las emisiones de gases de invernadero (GHG) . Este problema combinado con la implementación de políticas de límites máximos y comercio en muchos países hacen la reducción de emisiones de C02 una prioridad para estos y otros países, así como las compañías que operan sistemas de producción de hidrocarburos en las mismas .
Algunos procedimientos para disminuir las emisiones de C02 incluyen la captura de la des-carbonización o postcombustión de combustible utilizando solventes, tales como aminas. Sin embargo, ambas de estas soluciones son costosas y reducen la eficiencia de generación de potencia, dando por resultado menor producción de potencia, demanda de combustible incrementada y costo incrementado de electricidad para cumplir con la demanda de potencia nacional. En particular, la presencia de los componentes de oxígeno, SOx y NOx hace el uso de la absorción con solvente de amina muy problemática. Otro procedimiento es una turbina de gas de oxicombustible en un ciclo combinado (por ejemplo, donde el calor de escape del ciclo Brayton de turbina de gas se captura para hacer vapor y producir potencia adicional en un ciclo Rankin) . Sin embargo, no hay turbinas de gas comercialmente disponibles que puedan funcionar en tal ciclo y la potencia requerida para producir oxigeno de alta pureza significantemente reduce la eficacia global del proceso. Varios estudios han comparado estos procesos y muestran algunas de las ventajas de cada procedimiento. Ver, por ejemplo, BOLLAND, OLAV y UNDRUM, HENRIETTE, Removal of CO2 from Gas Turbine Power Plants: Evaluation of pre- and post-combustión methods, SINTEF Group, encontrado en http: //www. energy. sintef . no/publ/xergi/98 /3/3art-8-engelsk.htm (1998) .
Otros procedimientos para disminuir las emisiones de CO2 incluyen las recirculación del gas de escape estequiométrico, tal como en los ciclos combinados de gas natural (NGCC) . En un sistema NGCC convencional, sólo aproximadamente 40% del volumen de toma de aire se requiere para proporcionar combustión estequiométrica adecuada del combustible, mientras que el 60% restante del volumen de aire sirve para moderar la temperatura y enfriar el gas de escape para ser adecuado para la introducción en el expansor subsecuente, pero también desventajosamente genera un subproducto de oxigeno en exceso que es difícil de remover. El NGCC típico produce gas de escape a baja presión, que requiere una fracción de la potencia producida para extraer el CO2 para la secuestración o EOR, para de esta manera reducir la eficiencia térmica del NGCC. Además, el equipo para la extracción de C02 es grande y costoso, y varias etapas de compresión se requieren para tomar el gas de presión ambiental a la presión requerida para EOR o la secuestración. Tales limitaciones son típicas de la captura de carbono de post-combustión a partir del gas de escape de baja presión asociado con la combustión de otros combustibles fósiles, tal como carbón mineral.
La discusión anterior de la necesidad en la técnica se propone para ser representativa antes que exhaustiva. Una tecnología que se dirija a una o más de tales necesidades, o alguna otra desventaja relacionada en el campo, beneficiarían la generación de potencia en sistemas de potencia de ciclo combinado .
BREVE DESCRIPCIÓN DE LA DIVULGACIÓN
La presente descripción proporciona sistemas y métodos para quemar combustible, producir potencia o energía, procesar hidrocarburos producidos y/o gases inertes. Los sistemas se pueden implementar en una variedad de circunstancias y los productos del sistema pueden encontrar una variedad de usos. Por ejemplo, los sistemas y métodos se pueden adaptar para producir una corriente de dióxido de carbono y una corriente de nitrógeno, cada una de las cuales puede tener una variedad de usos posibles en operaciones de producción de hidrocarburos. De manera similar, el combustible de entrada puede provenir de una variedad de fuentes. Por ejemplo, el combustible puede ser cualquier corriente de combustible convencional o puede ser una corriente de hidrocarburo producida, tal como una que contiene metano e hidrocarburos más pesados.
Un sistema ejemplar dentro del alcance de la presente descripción incluye tanto un sistema de turbina de gas como un sistema de recirculación de gas de escape. El sistema de turbina de gas puede incluir un primer compresor configurado para recibir y comprimir una corriente de gas reciclada, enfriada en una corriente reciclada comprimida. El sistema de turbina de gas además puede incluir un segundo compresor configurado para recibir y comprimir un oxidante de alimentación en un oxidante comprimido. Todavía adicionalmente, el sistema de turbina de gas puede incluir una cámara de combustión configurada para recibir la corriente reciclada comprimida y el oxidante comprimido y para quemar una corriente de combustible, en donde la corriente reciclada comprimida sirve como diluyente para moderar las temperaturas de combustión. El sistema de turbina de gas además incluye un expansor acoplado al primer compresor y configurado para recibir una descarga de la cámara de combustión para generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos parcialmente impulsar el primer compresor. La turbina de gas además se puede adaptar para producir potencia auxiliar para su uso en otros sistemas. El sistema ejemplar además incluye un sistema de recirculación de gas de escape que comprende un generador de vapor de recuperación de calor y un compresor de refuerzo. El generador de vapor de recuperación de calor se puede configurar para recibir la corriente de escape gaseosa del expansor y para generar vapor y una corriente de escape enfriada. La corriente de escape enfriada se puede reciclar al sistema de turbina de gas para llegar a ser una corriente de gas reciclada, enfriada. En dirección al sistema de turbina de gas, la corriente de gas reciclada, enfriada puede pasar a través de un compresor de refuerzo configurado para recibir e incrementar la presión de la corriente de gas reciclaje, enfriada antes de la inyección en el primer compresor.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
Lo anterior y otras ventajas de la presente descripción puede llegar a ser evidente en la revisión de la siguiente descripción detallada y los dibujos de ejemplos no limitantes de modalidades en los cuales:
La FIG. 1 representa un sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y recuperación de CO2 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.
La FIG. 2 representa otro sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y recuperación de CO2 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.
La FIG. 3 representa otro sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y recuperación de C02 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA DIVULGACIÓN
En la siguiente sección de descripción detallada, las modalidades especificas de la presente descripción se describen en conexión con modalidades preferidas. Sin embargo, al grado que la siguiente descripción es especifica a una modalidad particular o un uso particular de la presente descripción, esto se propone para propósitos ejemplares únicamente y simplemente proporciona una descripción de las modalidades ejemplares. Por consiguiente, la descripción no está limitada a las modalidades especificas descritas enseguida, sino más bien, esta incluye todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que caen dentro del espíritu verdadero y alcance de las reivindicaciones adjuntas .
Varios términos como se utilizan en la presente se definen enseguida. Al grado que un término utilizado en una reivindicación no se define enseguida, se le debe dar la definición más amplia que las personas en la técnica pertinente han dado a ese término tal como es reflejado en por lo menos una publicación impresa o patente expedida.
Como se utiliza en la presente, el término "gas natural" se refiere a un gas multi-componente obtenido a partir de un pozo de petróleo crudo (gas asociado) o de una formación portadora de gas subterránea (gas no asociado) . La composición y presión del gas natural pueden variar significativamente. Una corriente de gas natural típica contiene metano (CH4) como un componente mayor, es decir, mayor que 50% en mol de la corriente de gas natural es metano. La corriente de gas natural también puede contener etano (02?ß) , hidrocarburos de más alto peso molecular (por ejemplo, hidrocarburos C3-C20) , uno o más gases ácidos (por ejemplo, sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono) o cualquier combinación de los mismos. El gas natural también puede contener cantidades menores de contaminantes tales como agua, nitrógeno, sulfuro de hierro, cera, petróleo crudo, o cualquier combinación de los mismos.
Como se utiliza en la presente, el término "combustión estequiométrica" se refiere a una reacción de combustión que tiene un volumen de reactivos que comprenden un combustible y un oxidante y un volumen de productos formados al quemar los reactivos donde el volumen completo de los reactivos se utilizan para formar los productos. Como se utiliza en la presente, el término "combustión sustancialmente estequiométrica" se refiere a una reacción de combustión que tiene una relación molar de combustible de combustión a oxigeno que varia de aproximadamente más o menos 10% del oxígeno requerido para una relación estequiométrica o más de preferencia de aproximadamente más o menos 5% del oxigeno requerido para la relación estequiométrica. Por ejemplo, la relación estequiométrica de combustible a oxígeno para metano es 1:2 (CH4 + 20¡> CO2 + 2H20) . El propano tendrá una relación estequiométrica de combustible a oxígeno de 1:5. Otra manera para medir la combustión sustancialmente estequiométrica es como una relación de oxígeno suministrado al oxígeno requerido para la combustión estequiométrica, tal como de aproximadamente 0.9:1 a aproximadamente 1.1:1, o más de preferencia de aproximadamente 0.95:1 a aproximadamente 1.05:1.
Como se utiliza en la presente, el término "corriente" se refiere a un volumen de fluidos, aunque el uso del término corriente típicamente significa un volumen móvil de fluidos (por ejemplo, que tiene una velocidad o gasto de flujo de masa) . El término "corriente", sin embargo, no requiere una velocidad, gasto de flujo de masa, o un tipo particular de conducto para encerrar la corriente.
Las modalidades de los sistemas y procesos actualmente divulgados se pueden utilizar para producir potencia eléctrica de ultra baja emisión y C02 para la recuperación de petróleo aumentada (EOR) o aplicaciones de secuestración. De acuerdo con la modalidad divulgada en la presente, una mezcla de aire y combustible se puede quemar estequiométricamente o de manera sustancial estequiométricamente y mezclar con una corriente del gas de escape de reciclado. En algunas implementaciones, el combustor o cámara de combustión se puede hacer funcionar en un esfuerzo para obtener la combustión estequiométrica, con alguna desviación a cualquier lado de la combustión estequiométrica. Adicionalmente o alternativamente, el combustor y el sistema de turbina de gas se pueden adaptar con una preferencia a la combustión sub-estequiométrica para errar o desviar sobre el lado de privación del sistema de oxígeno antes que el suministro de oxígeno en exceso. La corriente de gas de escape reciclado, que generalmente incluye productos de combustión tal como C02, se puede utilizar como un diluyente para controlar o de otra manera moderar la temperatura de la cámara de combustión y/o la temperatura del gas de escape que entra al expansor subsecuente .
La combustión en condiciones casi estequiométricas (o combustión "ligeramente rica") se puede probar ventajosa con el fin de eliminar el costo de remoción de oxígeno en exceso. Al enfriar el gas de escape y condensar el agua fuera de la corriente, se pude producir una corriente de C02 de contenido relativamente alto. Mientras que una porción del gas de escape reciclado se puede utilizar para la moderación de temperatura en el ciclo Brayton cerrado, una corriente de purga restante se puede utilizar para aplicaciones de EOR y la potencia eléctrica se puede producir con poco o nada de SOx, NOx o C02 que son emitidos a la atmósfera.
Con referencia ahora a las figuras, la FIG. 1 representa una vista esquemática de un sistema integrado ilustrativo 100 para la generación de potencia y recuperación de CO2 utilizando una arreglo de ciclo combinado, de acuerdo con una o más modalidades. En por lo menos una modalidad, el sistema de generación de potencia 100 puede incluir un sistema de turbina de gas 102 caracterizado como un ciclo Brayton cerrado, productor de potencia. El sistema de turbina de gas 102 puede tener un primer compresor o principal 104 acoplado a un expansor 106 por la vía de un árbol o eje 108. El árbol 108 puede ser cualquier acoplamiento mecánico, eléctrico u otro acoplamiento de potencia, para . de esta manera permitir que una porción de la energía mecánica generada por el expansor 106 impulse el compresor principal 104. En por lo menos una modalidad, el sistema de turbina de gas 102 puede ser una turbina de gas estándar, donde el compresor principal 104 y el expansor 106 forman los extremos de compresor y expansor, respectivamente. En otras modalidades, sin embargo, el compresor principal 104 y el expansor 106 pueden ser componentes individualizados en el sistema 102.
El sistema de turbina de gas 102 también puede incluir una cámara de combustión 110 configurada para quemar un combustible en la linea 112 mezclado con un oxidante comprimido en la linea 114. En una o más modalidades, el combustible en la linea 112 puede incluir cualquier gas o liquido de hidrocarburo adecuado, tal como gas natural, metano, etano, nafta, butano, propano, singas, diesel, queroseno, combustible de aviación, combustible derivado del carbón mineral, bio-combustible, material de alimentación de hidrocarburo oxigenado o combinaciones de los mismos. El oxidante comprimido en la linea 114 se puede derivar de un segundo compresor o de entrada 118 fluidamente acoplado a la cámara de combustión 110 y adaptado para comprimir un oxidante de alimentación 120. En una o más modalidades, el oxidante de alimentación 120 puede incluir cualquier gas que contiene oxigeno adecuado, tal como aire, aire rico en oxigeno, aire agotado en oxigeno, oxigeno puro o combinaciones de los mismos.
Como será descrito en más detalle enseguida, la cámara de combustión 110 también puede recibir una corriente reciclada comprimida 144, que incluye un gas de escape que tiene principalmente componentes de C02 y de nitrógeno. La corriente reciclada comprimida 144 se puede derivar del compresor principal 104 y adaptar para ayudar a facilitar la combustión estequiométrica o sustancialmente estequiométrica del oxidante comprimido en la linea 114 y el combustible en la linea 112, y también incrementar la concentración de CO2 en el gas de escape. Una corriente de descarga 116 dirigida a la entrada del expansor 106 se puede generar como un producto de combustión del combustible en la linea 112 y el oxidante comprimido en la linea 114, en la presencia de la corriente reciclada comprimida 144. En por lo menos una modalidad, el combustible en la linea 112 puede ser principalmente gas natural, para de esta manera generar una descarga 116 que incluye porciones volumétricas de agua vaporizada, C02, nitrógeno, óxidos de nitrógeno (NOx) y óxidos de azufre (SOx) . En algunas modalidades, una porción pequeña de combustible no quemado u otros compuestos también se pueden presentar en la descarga 116 debido a las limitaciones de equilibrio de la combustión. A medida que la corriente de descarga 116 se expande a través del expansor 106 ésta genera potencia mecánica para impulsar el compresor principal 104, un generador eléctrico, u otras instalaciones, y también producir una corriente de escape gaseosa 122 que tiene un contenido de C02 aumentado que resulta de la afluencia del gas de escape reciclado comprimido en la linea 144. La potencia mecánica generada por el expansor 106 adicionalmente o alternativamente se puede utilizar para otros propósitos, tal como para proporcionar electricidad a una red local o para impulsar otros sistemas en una instalación u operación.
El sistema de generación de potencia 100 también puede incluir un sistema de recirculación de gas de escape (EGR) 124. En una o más modalidades, el sistema EGR 124 puede incluir un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) 126, o dispositivo similar, acoplado fluidamente a una turbina de gas de vapor 128. En por lo menos una modalidad, la combinación del HRSG 126 y la turbina de gas de vapor 128 se puede caracterizar como un ciclo Rankine cerrado. En combinación con el sistema de turbina de gas 102, el HRSG 126 y la turbina de gas de vapor 128 pueden formar parte de una planta de generación de potencia de ciclo combinado, tal como una planta de ciclo combinado de gas natural (NGCC) la corriente de escape gaseoso 122 se puede enviar al HRSG 126 con el fin de generar una corriente de vapor en la linea 130 y un gas de escape enfriado en la linea 132. En una modalidad, el vapor en la linea 130 se puede enviar a la turbina de gas de vapor 128 para generar potencia eléctrica adicional .
El gas de escape enfriado en la linea 132 se puede enviar a por lo menos una unidad de enfriamiento 134 configurada para reducir la temperatura del gas de escape enfriado en la linea 132 y generar una corriente de gas reciclada enfriada 140. En una o más modalidades, la unidad de enfriamiento 134 puede ser un enfriador de contacto directo, enfriador adaptado, una unidad de refrigeración mecánica, o combinaciones de los mismos. La unidad de enfriamiento 134 también se puede configurar para remover una porción del agua condensada por la vía de una corriente de goteo de 138 que, en por lo menos una modalidad, puede ser dirigida al HRSG 126 por la vía de la línea 141 para proporcionar una fuente de agua para la generación de vapor adicional en la línea 130. En una o más modalidades, la corriente de gas reciclada enfriada 140 se puede dirigir a un compresor de refuerzo 142 fluidamente acoplados a la unidad de enfriamiento 134. El enfriamiento de gas de escape enfriado en la línea 132 y en la unidad de enfriamiento 134 puede reducir la potencia requerida para comprimir la corriente de gas reciclada enfriada 140 en el compresor de refuerzo 142.
El compresor de refuerzo 142 se puede configurar para incrementar la presión de la corriente de gas reciclada enfriada 140 antes de ser introducida en el compresor principal 104. Como es opuesto a un sistema de ventilador o soplador convencional, el compresor de refuerzo 142 incrementa la densidad global de la corriente de gas reciclada enfriada 140, para de esta manera dirigir un gasto de flujo de masa incrementado para el mismo flujo volumétrico al compresor principal 104. Debido a que el compresor principal 104 está típicamente limitado en flujo de volumen, la dirección de más flujo de masa a través del compresor principal 104 puede dar por resultado una presión de descarga más alta del compresor principal 104, para de esta manera trasladar una relación de más alta presión a través del expansor 106. Una relación de más alta presión generada a través del expansor 106 puede permitir temperaturas de entradas más altas y, por lo tanto, un incremento en la potencia y eficiencia del expansor 106. Esto se puede probar ventajoso puesto que la descarga rica en C02 116 generalmente mantiene una capacidad calorífica específica más alta.
El compresor principal 104 se puede configurar para comprimir la corriente de gas reciclada enfriada 140 recibida del compresor de refuerzo 142 a una presión nominalmente arriba de la presión de la cámara de combustión 110, para de esta manera generar la corriente reciclada comprimida 144. En por lo menos una modalidad, una corriente de purga 146 puede ser aprovechada de la corriente reciclada comprimida 144 y subsecuentemente tratada en un separador de C02 148 para capturar el C02 a una presión elevada por la vía de la línea 150. El C02 separado en la línea 150 se puede utilizar para ventas, utilizar en otro proceso que requiere de dióxido de carbono, y/o comprimir e inyectar en un depósito terrestre para la recuperación de petróleo aumentada (EOR) , secuestración, u otro propósito.
Una corriente residual 151, esencialmente agotada de C02 y que consiste principalmente de nitrógeno, se puede derivar del separador de CO2 148. En algunas implementaciones , la corriente residual rica en nitrógeno 151 se puede ventilar y/o utilizar directamente en una o más operaciones. En una o más modalidades, la corriente residual 151, que puede estar a presión, se puede expandir en una expansor de gas 152, tal como un expansor de nitrógeno que produce de potencia, fluidamente acoplado al separador de CO2 148. Como se representa en las FIGs . 1-3, el expansor de gas 152 puede ser opcionalmente acoplado al compresor de entrada 118 a través de un árbol común 154 u otro acoplamiento mecánico, eléctrico u otro acoplamiento de potencia, para permitir de esta manera que una porción de la potencia generada por el expansor de gas 152 impulse el compresor de entrada 118. Después de la expansión en el expansor de gas 152, un gas de escape en la linea 156, que consiste principalmente de nitrógeno, se puede ventilar a la atmósfera o implementar en otras aplicaciones conocidas en la técnica. Por ejemplo, la corriente de nitrógeno expandida se puede utilizar en un proceso de enfriamiento evaporativo configurado para reducir adicionalmente la temperatura de gas de escape como es descrito generalmente en la solicitud de Patente Norteamericana concurrentemente presentada, Intitulada "Stoichiometric Combustión with Exhaust Gas Recirculation and Direct Contact Cooler", los contenidos de la cual se incorporan en la presente por referencia al grado no inconsistente con la presente descripción. En por lo menos una modalidad, la combinación del expansor de gas de 152, el compresor de entrada 118 y el separador de C02 se pueden caracterizar como un ciclo Brayton abierto, o el tercer componente productor de potencia del sistema 100.
En otras modalidades, sin embargo, el expansor de gas 152 se puede utilizar para proporcionar potencia a otras aplicaciones, y no acoplado directamente al compresor estequiométrico 118. Por ejemplo, puede haber una desigualación sustancial entre la potencia generada por el expansor 152 y los requerimientos del compresor 118. En tales casos, el expansor 152 se puede adaptar para impulsar un compresor más pequeño (no mostrado) que requiere menos potencia. En todavía otras modalidades, el expansor de gas 152 se puede reemplazar con un compresor corriente abajo (no mostrado) configurado para comprimir la corriente residual 151 y generar un gas de escape comprimido adecuado para la inyección en un depósito para aplicaciones de mantenimiento de presión o de EOR.
El sistema EGR 124 como es descrito en la presente, especialmente con la adición del compresor del refuerzo 142, se puede implementar para lograr una concentración más alta de C02 en el gas de escape del sistema de generación de potencia 100, para de esta manera permitir la separación de C02 más efectiva para la secuestración subsecuente, mantenimiento de presión o aplicaciones de EOR. Por ejemplo, las modalidades divulgadas en la presente pueden incrementar de manera efectiva la concentración de CO2 en la corriente de gas de escape a aproximadamente 10% en volumen o más alta. Para realizar esto, la cámara de combustión 110 se puede adaptar para quemar estequiométricamente la mezcla entrante de combustible en la linea 112 y el oxidante comprimido en la linea 114. Con el fin de moderar la temperatura de la combustión estequiométrica para cumplir con los requerimientos de temperatura de entrada y de enfriamiento de componente del expansor 106, una porción del gas de escape derivado de la corriente reciclada comprimida 144 se puede inyectar simultáneamente en la cámara de combustión 110 como un diluyente. Asi, las modalidades de la descripción pueden eliminar esencialmente cualquier oxigeno en exceso del gas de escape mientras que simultáneamente incrementa su composición de C02. Como tal, la corriente de escape gaseosa 122 puede tener menos de aproximadamente 3.0% en volumen de oxigeno, o menos que aproximadamente 1.0% en volumen de oxigeno, o menor que aproximadamente 0.1% en volumen de oxigeno, o aún menor que aproximadamente 0.001% en volumen de oxigeno.
Los detalles específicos de la operación ejemplar del sistema 100 ahora serán discutidos. Como se puede apreciar, temperaturas y presiones específicas logradas o experimentadas o los diversos componentes de cualquiera de las modalidades divulgadas en la presente pueden cambiar dependiendo de, entre otros factores, la pureza del oxidante utilizado y las constituciones y/o modelos específicos de los expansores, compresores, enfriadores, etc. Por consiguiente, será apreciado que los datos particulares descritos en la presente son para propósitos ilustrativos únicamente y no se deben considerar como la única interpretación de los mismos. En una modalidad, el compresor de entrada 118 se puede configurar para proporcionar oxidante comprimido en la línea 114 en presiones que varían entre aproximadamente 280 psia y aproximadamente 300 psia. También se contempla en la presente, sin embargo, la tecnología de turbina de gas aeroderivada, que puede producir y consumir presiones de hasta aproximadamente 750 psia y más altas.
El compresor principal 104 se puede configurar para comprimir el gas de escape reciclado en la corriente reciclada comprimida 144 a una presión nominalmente arriba o en la presión de la cámara de combustión 110, y usar una porción de ese gas de escape reciclado como un diluyente en la cámara de combustión 110. Debido a que las cantidades de' diluyente necesarias en la cámara de combustión 110 pueden depender de la pureza del oxidante utilizado para la combustión estequiométrica o el modelo de expansor 106, un anillo de termopares y/o sensores de oxígeno (no mostrado) se puede asociar con la cámara de combustión o el sistema de turbina de gas generalmente para determinar, mediante medición directa o mediante la estimación y/o cálculo, la temperatura y/o concentración de oxigeno en una o más corrientes. Por ejemplo, los termopares y/o sensores de oxígeno se pueden disponer en la salida de la cámara de combustión 110, la entrada del expansor 106, y/o la salida del expansor 106. En la operación, los termopares y sensores se pueden adaptar para regular y determinar el volumen de gas de escape requerido como diluyente para enfriar los productos de combustión a la temperatura de entrada del expansor requerida, y también regular la cantidad de oxidante que es inyectado en la cámara de combustión 110. Asi, en respuesta a los requerimientos de calor detectados por los termopares y los niveles de oxígeno detectados por los sensores de oxígeno, el flujo de masa volumétrico de la corriente reciclada comprimida 144 y el oxidante comprimido en la línea 114 se pueden manipular o controlar para corresponder con la demanda .
En por lo menos una modalidad, una caída de presión de aproximadamente 12-13 psia se puede experimentar a través de la cámara de combustión 110 durante la combustión estequiométrica . La combustión del combustible en la línea 112 y el oxidante comprimido en la línea 114 puede generar temperaturas entre aproximadamente 1093 °C (2000 °F) y aproximadamente 1649 °C (3000 °F) y presiones que varían de 250 psia a aproximadamente 300 psia. Debido al flujo de masa incrementado y la capacidad calorífica específica más alta del gas de escape rico en C02 derivado de la corriente reciclada comprimida 144, una relación de presión más alta se puede lograr a través del expansor 106, para de esta manera permitir temperaturas de entrada más altas y potencia del expansor 106 incrementada.
La corriente de escape gaseoso 122 que sale del expansor 106 puede tener una presión en o cercana al ambiental. En por lo menos una modalidad, la corriente de escape gaseosa 122 puede tener una presión de aproximadamente 15.2 psia. La temperatura de la corriente de escape gaseoso 122 puede variar de aproximadamente 638 °C (1180 °F) a aproximadamente 677 °C (1250 °F) antes de pasar a través del HRSG 126 para generar vapor en la línea 130 y un gas de escape enfriado en la línea 132. El gas de escape enfriado en la línea 132 puede tener una temperatura que varía de aproximadamente 88 °C (190 °F) a aproximadamente 93 °C (200 °F) . En una o más modalidades, la unidad de enfriamiento 134 puede reducir la temperatura del gas de escape enfriado en la línea 132 para de esta manera generar la corriente de gas reciclado enfriado 140 que tiene una temperatura entre aproximadamente 0 °C (32 °F) y 49 °C (120 °F) , dependiendo principalmente de las temperaturas de bulbo húmedo en ubicaciones específicas y durante estaciones específicas.
Dependiendo del grado de enfriamiento proporcionado por la unidad de enfriamiento 134, la unidad de enfriamiento se puede adaptar para incrementar el gasto de flujo de masa de la corriente de gas reciclada enfriada.
De acuerdo con una o más modalidades, el compresor de refuerzo 142 se puede configurar para elevar la presión de la corriente de gas reciclada enfriada 140 a una presión que varia de aproximadamente 17.1 psia a aproximadamente 21 psia. Como resultado, el compresor principal 104 recibe y comprime un gas de escape reciclado con una densidad más alta y flujo de masa incrementado, para de esta manera permitir una presión de descarga sustancialmente más alta mientras que mantiene la misma o similar relación de presión. En por lo menos una modalidad, la temperatura de la corriente reciclada comprimida 144 descargada del compresor principal 104 puede ser de aproximadamente 427 °C (800 °F), con una presión de alrededor de 280 psia.
La siguiente tabla proporciona los resultados de pruebas y estimaciones de desempeño en base a turbinas de gas de ciclo combinado, con y sin el beneficio adicionado de un compresor de refuerzo 142, como es descrito en la presente.
TABLA 1
Como debe ser evidente
modalidades que incluyen un compresor de refuerzo 142 pueden da por resultado un incremento en la potencia de expansor 106' (es decir, "Potencia del Expansor de Turbina de Gas") debido' al incremento en las relaciones de presión. Aunque la demanda de potencia para el compresor principal 104 puede incrementarse, su incremento es más desalineado por el incremento en la salida de potencia del expansor 106, para de esta manera dar por resultado una mejora de la eficiencia de desempeño termodinámico global de alrededor de 1% lhv (valor calentado inferior) .
Por otra parte, la adición del compresor de refuerzo 142 también puede incrementar la salida de potencia del expansor de nitrógeno 152, cuando se incorpora tal expansor. Todavía adicionalmente, el compresor de refuerzo 142 puede incrementar la presión de C02 en la línea de corriente de purga 146. Un incremento en la presión de purga de la corriente de purga 146 puede conducir a un" desempeño un mejorado del tratamiento con solvente en el separador de C02 148 debido a la presión parcial de C02 más alta. Tales mejoras pueden incluir, pero no están limitadas a, una reducción en los gastos de capital globales en la forma de tamaño de equipo reducido para el proceso de extracción de solvente.
Con referencia ahora a la FIG. 2, se representa una modalidad alternativa del sistema de generación de potencia 100 de la FIG. 1, incorporado y descrito como sistema 200. Como tal, la FIG. 2 se puede entender mejor con referencia a la FIG. 1. Similar al sistema 100 de la FIG. 1, el sistema 200 de la FIG. 2 incluye un sistema de turbina de gas 102 acoplado a o de otra manera soportado por un sistema de recirculación de gas de escape (EGR) 124. El sistema EGR 124 en la FIG. 2, sin embargo, puede incluir una modalidad conde el compresor de refuerzo 142 sigue o de otra manera puede ser fluidamente acoplado al HRSG 126. Como tal, el gas de escape enfriado en las lineas 132 se puede comprimir en el compresor de refuerzo 142 antes de ser reducido en temperatura en la unidad de enfriamiento 134. Asi, la unidad de enfriamiento 134 puede servir como un enfriador posterior adaptado para remover el calor de la compresión generada por el compresor de refuerzo 142. Como con las modalidades previamente divulgadas, la corriente de goteo de agua 138 puede o no puede ser dirigida al HRSG 126 para generar vapor adicional en la linea 130.
La corriente de gas reciclada enfriada 140 luego se puede dirigir al compresor principal 104 donde además se comprime, como es descrito en lo anterior, para de esta manera generar la corriente reciclada comprimida 144. Como se puede apreciar, el enfriamiento del gas de escape enfriado en la linea 132 en la unidad de enfriamiento 134 después de la compresión en el compresor de refuerzo 142 puede reducir la cantidad de potencia requerida para comprimir la corriente- de gas reciclada enfriada 140 a una presión predeterminada en el compresor principal subsecuente 104.
La FIG. 3 representa otra modalidad del sistema degeneración de potencia de baja emisión 100 de la FIG. 1, incorporado como sistema 300. Como tal, la FIG. 3 se puede entender mejor con referencia a las FIGs. 1 y 2. Similar a los sistemas 100, 200 descritos en las FIG. 1 y 2, respectivamente, el sistema 300 incluye un sistema de turbina de gas 102 soportado por o de otra manera acoplado a un sistema EGR 124. El sistema EGR 124 en la FIG. 3, sin embargo, puede incluir una primera unidad de enfriamiento 134 y una segunda unidad de enfriamiento 136, que tiene compresor de refuerzo 142 acoplado fluidamente entre los mismos. Como con las modalidades previas, cada unidad de enfriamiento 134, 136 puede ser un enfriador de contacto directo, enfriador arreglado o los similares, como es conocido en la técnica.
En una o más modalidades, el gas de escape enfriado en la linea 132 descargado del HRSG 126 se puede enfriar enviar a la primera unidad de enfriamiento 134 para producir una corriente de goteo de agua condensada 138 y una corriente de gas reciclada enfriada 140. La corriente de gas reciclada enfriada 140 se puede dirigir al compresor de refuerzo 142 con el fin de reforzar la presión de la corriente de gas reciclada enfriada 140, y luego dirigirlo a la segunda unidad de enfriamiento 136. La segunda unidad de enfriamiento 136 puede servir como un enfriador posterior adaptado para remover el calor de la compresión generada por el compresor de refuerzo 142, y también remover el agua condensada adicional por la vía de una corriente de goteo de agua 143. En una o más modalidades, cada corriente de goteo de agua 138, 143 pueden o no pueden ser dirigidas al HRSG 126 para generar vapor adicional en la linea 130.
La corriente de gas reciclada enfriada 140 luego se puede introducir en el compresor principal 104 para generar la corriente reciclada comprimida 144 nominalmente arriba de o en la presión de la cámara de combustión 110. Como se puede apreciar, el enfriamiento del gas de escape enfriado en la linea 132 en la primera unidad de enfriamiento 134 puede reducir la cantidad de potencia requerida para comprimir la corriente de gas reciclada enfriada 140 en el compresor de refuerzo 142. Por otra parte, el enfriamiento adicional del escape en la segunda unidad de enfriamiento 136 puede reducir la cantidad de potencia requerida para comprimir la corriente de gas reciclada enfriada 140 a una presión predeterminada en el compresor principal subsecuente 104.
Mientras que la presente descripción puede ser susceptible a varias modificaciones y formas alternativas, las modalidades ejemplares discutidas en lo anterior se han mostrado solamente a manera de ejemplo. Sin embargo, nuevamente se debe entender que la descripción no se propone para ser limitada a las modalidades particulares divulgadas en la presente. En realidad, la presente descripción incluye todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que caen dentro del espíritu verdadero y alcance de las reivindicaciones adjuntas.
Claims (19)
1. Un sistema integrado, caracterizado porque comprende : un sistema de turbina de gas, que comprende: un primer compresor configurado para recibir y comprimir una corriente de gas reciclada enfriada en una corriente reciclada comprimida; un segundo compresor configurado para recibir y comprimir un oxidante de alimentación en un oxidante comprimido; una cámara de combustión configurada para recibir la corriente reciclada comprimida y el oxidante comprimido y quemar estequiométricamente una corriente de combustible, en donde la corriente reciclada comprimida sirve como un diluyente para moderar las temperaturas de combustión, y un expansor acoplado al primer compresor y configurado para recibir una descarga de la cámara de combustión para generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos parcialmente impulsar el primer compresor; y un sistema de recirculación de gas de escape, que comprende : un generador de vapor de recuperación de calor configurado para recibir la corriente de escape gaseosa del expansor y generar vapor y una corriente de escape enfriada; y un compresor de refuerzo configurado para recibir e incrementar la presión de la corriente de escape enfriada para proporcionar una corriente de gas reciclada enfriada para la inyección en el primer compresor .
2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sistema de recirculación de gas de escape además comprende una turbina de gas de vapor configurada para recibir el vapor y generar potencia eléctrica .
3. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el oxidante de alimentación es aire, aire rico en oxigeno, y cualquier combinación de los mismos.
4. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la corriente de combustible se selecciona del grupo que consiste de: gas natural, metano, nafta, butano, propano, singas, diesel, queroseno, combustible de aviación, combustible derivado del carbón mineral, bio-combustible, material de alimentación de hidrocarburo oxigenado y cualquier combinación de los mismos.
5. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sistema de recirculación de gas de escape además comprende por lo menos una unidad de enfriamiento configurada para recibir por lo menos una de la corriente de escape enfriada y la corriente de gas reciclada enfriada y para generar una corriente de pérdida de agua y la corriente de. gas reciclada enfriada.
6. El sistema de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la corriente de pérdida de agua se acopla fluidamente al generador de vapor de recuperación de calor para generar vapor adicional.
7. El sistema de conformidad con la reivindicación. 1, caracterizado porque la corriente de escape gaseosa se proporciona a la unidad de recuperación de calor a una presión arriba de la atmosférica.
8. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la temperatura de la corriente de escape gaseosa que sale del expansor es aproximadamente 677 °C (1250 °F) .
9. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el compresor de refuerzo incrementa la presión de la corriente de gas reciclada enfriada a una presión entre aproximadamente 17.1 psia a aproximadamente 21 psia .
10. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende una corriente de purga tomada de la corriente reciclada comprimida.
11. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque la corriente de purga se trata en un separador de C02 para generar una corriente de dióxido de carbono y una corriente residual que comprende sustancialmente gas nitrógeno.
12. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque por lo menos una porción de la corriente de purga se envía a una ubicación para la secuestración de dióxido de carbono, ventas de dióxido de carbono, captura de carbono, ventilación o combinaciones de los mismos.
13. Un método para generar potencia, caracterizado porque comprende: comprimir una corriente de gas reciclada enfriada en un primer compresor para generar una corriente reciclada comprimida; comprimir un oxidante de alimentación en un segundo compresor para generar un oxidante comprimido; quemar una corriente de combustible y el oxidante comprimido en la presencia de la corriente reciclada comprimida en una cámara de combustión, para de esta manera generar una descarga, en donde la corriente reciclada comprimida se adapta para moderar la temperatura de la descarga; expandir la descarga en un expansor para generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos una unidad de potencia; recuperar el calor de la descarga de escape gaseosa en un generador de vapor de recuperación de calor para producir vapor y una corriente de escape enfriada; e incrementar la presión de la corriente de escape enfriada en un compresor de refuerzo para proporcionar una corriente de gas reciclada enfriada para la inyección en el primer compresor.
14. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende generar potencia eléctrica del vapor en una turbina de gas de vapor.
15. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende enfriar por lo menos una de la corriente de escape enfriada y la corriente de gas reciclada enfriada en una unidad de enfriamiento para remover por lo menos una porción del agua condensada de la misma .
16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque además comprende dirigir la porción de agua condensada de la unidad de enfriamiento al generador de vapor de recuperación de calor para generar vapor adicional.
17. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende: remover una porción de la corriente reciclada comprimida en una corriente de purga; tratar la corriente de purga en un separador de C02; y descargar una corriente de dióxido de carbono y una corriente residual que comprende sustancialmente gas nitrógeno del separador de C02.
18. Un sistema integrado, caracterizado porque un sistema de turbina de gas, que comprende: un primer compresor configurado para . recibir y comprimir una corriente de gas reciclada enfriada en una corriente reciclada comprimida; un segundo compresor configurado para recibir y comprimir un oxidante de alimentación en un oxidante comprimido; una cámara de combustión configurada para recibir la corriente reciclada comprimida y el oxidante comprimido y quemar estequiométricamente una corriente de combustible, y un expansor acoplado al primer compresor y configurado para recibir una descarga de la cámara de combustión para generar una corriente de escape gaseosa a una temperatura de por lo menos aproximadamente seiscientos 677 °C (1250 °F) y generar por lo menos una unidad de potencia, y un sistema de recirculación de gas de escape, que comprende : un generador de vapor de recuperación de calor configurado para recibir la corriente de escape gaseosa del expansor y generar vapor y una corriente de escape enfriada; un compresor de refuerzo configurado para recibir e incrementar la presión de la corriente de escape enfriada, a una presión entre aproximadamente 17.1 psia a aproximadamente 21 psia, y una primera unidad de enfriamiento configurada para recibir la corriente de escape enfriada del compresor de refuerzo y generar una corriente de pérdida de agua y la corriente de gas reciclada enfriada para la inyección en el primer compresor.
19. El sistema de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque además comprende una corriente de purga tomada de la corriente reciclada comprimida y tratada en un separador de C02 para generar una corriente de dióxido de carbono y una corriente residual que comprende sustancialmente gas nitrógeno.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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