MX2012014459A - Combustion estequiometrica con recirculacion de gas de escape y enfriador de contacto directo. - Google Patents

Abstract

Se proporcionan métodos y sistemas para la generación de potencia de baja emisión en procesos de recuperación de hidrocarburos. Un sistema incluye un sistema de turbina de gas configurado para quemar estequiométricamente un oxidante comprimido y un combustible en la presencia de un gas de escape reciclado comprimido y expandir la descarga en un expansor para generar una corriente de escape gaseosa e impulsar un compresor principal. Un compresor de refuerzo puede recibir e incrementar la presión de la corriente de escape gaseosa e inyectarla en una torre de enfriamiento evaporativa configurada para usar un gas nitrógeno de escape que tiene una baja humedad relativa como un medio de enfriamiento evaporativo. La corriente de escape gaseosa enfriada luego se comprime y se recircula a través del sistema como un diluyente para moderar la temperatura de la combustión estequiométrica.

Description

COMBUSTIÓN ESTEQUIOMÉTRICA CON RECIRCULACIÓN DE GAS DE ESCAPE Y ENFRIADOR DE CONTACTO DIRECTO CAMPO Las modalidades de la descripción se relacionan a la generación de potencia de baja emisión en sistemas de potencia de ciclo combinado.

ANTECEDENTES 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.

Con el problema creciente sobre el cambio climático global y el impacto de las emisiones de C02, se ha puesto énfasis sobre la captura de C02 de las plantas de potencia o energía. 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.

Las plantas de potencia de ciclo combinado de turbina de gas son más bien eficientes y se pueden hacer funcionar en costo relativamente bajo cuando se comparan con otras tecnologías, tal como carbón mineral y nuclear. La captura de C02 del escape de las plantas de ciclo combinado de turbina de gas, sin embargo, puede ser difícil por varias razones. Por ejemplo, hay típicamente una baja concentración de C02 en el escape comparado con el volumen grande de gas que debe ser tratado. También, frecuentemente se requiere enfriamiento adicional antes de introducir el escape a. un sistema de captura de CO2 y el escape puede llegar a ser saturado con agua después del enfriamiento, para de esta manera incrementar el servicio de la caldera en el sistema de captura de C02. Otros factores comunes pueden incluir la baja presión y grandes cantidades de oxígeno frecuentemente contenidas en el escape. Todos estos factores dan por resultado un alto costo de la captura de C02 procedente de las plantas de potencia de ciclo combinado de turbina de gas .

Algunos procedimientos para disminuir las emisiones de CO2 incluyen la captura de 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 la electricidad para cumplir con la demanda de potencia nacional. En particular, la presencia de los componentes de oxigeno, S0X y N0X hace el uso de la absorción con solvente de amina muy problemático. 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 eficiencia 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 C02 from Gas Turbine Power Plants: Evaluation of pre- and post-combustion methods, SINTEF Group, encontrado en http: //www. energy . sintef . no/publ/xergi/QS/S/Sart-S-engelsk.htm (1998) .

Otros procedimientos para disminuir las emisiones de C02 incluyen la recirculación de gas de escape estequiométrico, tal como en ciclos combinados de gas natural (NGCC) . En un sistema NGCC convencional, solo 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 genera desventa osamente un subproducto de oxigeno en exceso que es difícil de remover. El NGCC típico produce gas de escape de baja presión que requiere una fracción de la potencia producida para extraer el C02 para 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 se requieren varias etapas de compresión para tomar el gas de presión ambiental a la presión requerida para la EOR o la secuestración. Tales limitaciones son típicas de la captura de carbono de post-combustión del gas de escape de baja presión asociado con la combustión de otros combustibles fósiles, tal como carbón mineral.

La capacidad y eficiencia del compresor de gas de escape en una planta de generación de potencia de ciclo combinado se afecta directamente por la temperatura de entrada y la composición del gas de escape reciclado. Convencionalmente, el gas de escape se enfría mediante el contacto directo con agua reciclada en un enfriador de contacto directo. El agua reciclada puede ser enfriada por varios métodos, incluyendo la utilización de un intercambiador de calor para rechazar el calor al agua de enfriamiento recirculada, utilizando un intercambiador de calor de aletas con aire, o mediante el enfriamiento evaporativo con una torre de enfriamiento convencional. Sin embargo, el enfriamiento mediante estos métodos, está limitado por las condiciones del aire ambiental, especialmente en climas más calientes.

La discusión anterior de la necesidad en la técnica se propone para ser representativa antes que exhaustiva. Una tecnología que se dirige a una o más de tales necesidades, o alguna otra desventaja relacionada en el campo, beneficiaría la generación de potencia en sistemas de potencia de ciclo combinado.

BREVE DESCRIPCIÓN La presente descripción se dirige a sistemas integrados y métodos para mejorar sistemas de generación de potencia. En algunas implementaciones, la presente descripción proporciona un sistema integrado que comprende un sistema de turbina de gas, un sistema de recirculación de gas de escape, y un separador de C02 ventajosamente integrados. El sistema de turbina de gas puede tener una cámara de combustión configurada para quemar estequiométricamente un oxidante comprimido y un combustible en la presencia de un gas de escape reciclado comprimido. El gas de escape reciclado comprimido sirve para moderar una temperatura de la combustión en la cámara de combustión. La cámara de combustión dirige una descarga a un expansor configurado para generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos parcialmente impulsar un compresor principal. La corriente de escape gaseosa del expansor se dirige a un sistema de circulación de gas de escape que tiene por lo menos una unidad de enfriamiento integrada. La por lo menos una unidad de enfriamiento integrada enfria el escape gaseoso antes de la inyección en el compresor principal para generar el gas de escape reciclado comprimido. El separador de C02 se acopla fluidamente al gas de escape reciclado comprimido por la vía de una corriente de purga y se configura para descargar una corriente residual que consiste principalmente de gas rico en nitrógeno. El gas rico en nitrógeno se puede expandir en un expansor de gas para generar un gas de escape de nitrógeno. El gas de escape de nitrógeno se inyecta en por lo menos una unidad de enfriamiento integrada para enfriar el escape gaseoso. La por lo menos una unidad de enfriamiento integrada se integra en que por lo menos algo del efecto de enfriamiento se aumenta por el uso integrado del gas de escape de nitrógeno.

Adicionalmente o alternativamente, la presente descripción proporciona métodos para generar potencia. Los métodos ejemplares incluyen: a) quemar estequiométricamente un oxidante comprimido y un combustible en una cámara ;de combustión y en la presencia de un gas de escape reciclado comprimido, para de esta manera generar una corriente de descarga, en donde el gas de escape comprimido actúa como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la corriente de descarga; b) expandir la corriente de descarga en un expansor para por lo menos parcialmente impulsar un compresor principal y generar una corriente de escape gaseosa; c) dirigir la corriente de escape gaseosa en por lo menos una unidad de enfriamiento integrada; d) enfriar la corriente de escape gaseosa en la por lo menos una unidad de enfriamiento integrada antes de inyectar la corriente de escape gaseosa en el compresor principal para generar el gas de escape reciclado comprimido; e) dirigir una porción del gas de escape reciclado comprimido a un separador de CO2 por la vía de una corriente de purga, el separador de CO2 que es configurado para descargar una corriente residual que consiste principalmente de gas de nitrógeno para ser expandido en un expansor de gas y generar un gas de escape de nitrógeno; e f) inyectar el gas del escape de nitrógeno en la por lo menos una unidad de enfriamiento integrada para enfriar la corriente de escape gaseosa.

Todavía adicionalmente o alternativamente, los presentes sistemas pueden incluir una cámara de combustión, una torre de enfriamiento evaporativa, y un separador de C02. La cámara de combustión se puede configurar para quemar estequiométricamente un oxidante comprimido y un combustible en la presencia de un gas de escape reciclado comprimido. La cámara de combustión dirige una .descarga a un expansor configurado para generar una corriente de escape gaseosa, e impulsar un compresor principal. La cámara de enfriamiento evaporativa puede tener una primera columna y una segunda columna. La segunda columna se puede configurar para recibir y enfriar la corriente de escape gaseosa antes de ser comprimida en el compresor principal para generar el gas de escape reciclado comprimido. El separador de C02 se puede acoplar fluidamente al gas de escape reciclado comprimido por la vía de una corriente de purga y configurar para descargar una corriente residual que consiste principalmente de gas rico en nitrógeno para ser expandido en un expansor de gas y generar un gas de escape de nitrógeno, en donde el gas ,de escape de nitrógeno se inyecta en la primera columna para evaporar y enfriar un suministro de agua de enfriamiento para descargar agua enfriada, y en donde el agua enfriada se inyecta en la segunda columna para enfriar la corriente de escape gaseosa.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Lo anterior y otras ventajas de la presente descripción pueden llegar a ser evidentes 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 ilustrativo para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de C02 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.

La FIG. 2 representa una unidad de enfriamiento ilustrativa para enfriar el gas de escape antes de ser comprimido, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.

DESCRIPCIÓN DETALLADA 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 "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 utiliza 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 oxigeno 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 oxigeno para metano es 1:2 (CH4 + 202> C02 + 2H20) . El propano tendrá una relación estequiométrica de combustible a oxigeno de 1:'5. Otra manera para medir la combustión sustancialmente estequiométrica es como una relación de oxigeno suministrado al oxigeno 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 r 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 o energía eléctrica de ultra baja emisión y C02 para la recuperación de petróleo aumentada (EOR) y/o aplicaciones¦ de secuestración. En una o más modalidades, una mezcla de aire y combustible se puede quemar estequiométricamente o de manera sustancial estequiométricamente y mezclar con una corriente de gas de escape reciclado. La corriente de gas de escape reciclado, que incluye generalmente productos de combustión tal como C02, se puede utilizar como un diluyente para controlar, ajustar o de otra manera moderar la temperatura de la combustión y el escape que entra al expansor subsecuente. Como un resultado de utilizar aire enriquecido, el gas de escape reciclado puede tener un contenido de C02 incrementado, para permitir de esta manera que el expansor funcione en relaciones de expansión aún más altas para las mismas temperaturas de entrada y descarga, para de esta manera producir potencia significantemente incrementada .

La combustión en turbinas de gas comerciales en condiciones estequiométricas o condiciones sustancialmente estequiométricas (por ejemplo, combustión "ligeramente rica") se puede probar ventajosa con el fin de eliminar el costo de la remoción de oxigeno en exceso. Todavía adicionalmente, la combustión ligeramente pobre puede reducir además el contenido de oxigeno en la corriente de escape. Al enfriar el escape y al condensar el agua fuera de la corriente de escape enfriada, se puede producir un contenido relativamente alto de CO2 de la corriente de escape. 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/o potencia eléctrica se puede producir con poco o nada de óxidos de azufre (SOx) , óxidos de nitrógeno (NOx) y/o C02 que son emitidos a la atmósfera. Cuando la corriente de purga, o una porción de la misma, se dirige para la producción de potencia eléctrica, el resultado es la producción de potencia en tres ciclos separados y la fabricación de C02 adicional.

Debido a que la capacidad y eficiencia de un compresor de gas de escape se afecta directamente por la temperatura de entrada del gas de escape reciclado, se puede comprobar ventajoso disminuir la temperatura del gas del escape reciclado antes de la compresión. Por consiguiente, las modalidades de la descripción utilizan una corriente de ventilación de nitrógeno que tiene una baja humedad relativa como un medio de enfriamiento evaporativo en una unidad de enfriamiento que precede al compresor de gas de escape. El. gas de nitrógeno seco se puede configurar para evaporar y enfriar una corriente de agua adaptada para enfriar el gas de escape recirculante, para de esta manera inyectar un gas de escape más frió en .el compresor e incrementar su eficiencia al permitir una capacidad adicionada al mismo. Como se puede apreciar, esto se puede probar ventajoso por varias razones. Por ejemplo, una temperatura de succión menor puede igualar a una temperatura de descarga menor, que puede reducir el enfriamiento requerido para los procesos de separación de CO2 de baja energía. Por otra parte, la unidad de enfriamiento adicional puede remover una cantidad adicional de agua del gas de escape reciclado, para de esta manera reducir los servicios de la caldera en cualquiera del sistema de separación de C02.

Con referencia ahora a las figuras, la FIG. 1 representa una vista esquemática de un sistema integrado ilustrativo 100 para generación de potencia y recuperación de C02 utilizando un 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 a través de un árbol o eje común 108, u otro 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. 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 de 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 introducido por la vía de la línea 112 mezclado con un oxidante comprimido introducido en la línea 114. En una o más modalidades, el combustible en la línea 112 puede incluir cualquier gas o líquido hidrocarburo adecuado, tal como gas natural, metano, etano, nafta, butano, propano, singas, diesel, queroseno, combustible de aviación, combustible derivado del carbón vegetal, bio-combustible, material de alimentación de hidrocarburo oxigenado, o cualquier combinación de los mismos. El oxidante comprimido en la línea 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 introducido por la vía de la linea 120. En una o más modalidades, el oxidante de alimentación en la línea 120 puede incluir cualquier gas adecuado que contiene oxigeno, tal como aire, aire rico en oxígeno, aire agotado de oxígeno, oxígeno puro o combinaciones de los mismos.

Como será descrito en más detalle enseguida, la cámara de combustión 110 también puede recibir un gas de escape reciclado comprimido en la línea 144, que incluye una recirculación de gas de escape que tiene principalmente componentes de C02 y de nitrógeno. El gas de escape reciclado comprimido en la línea 144 se puede derivar del compresor principal 104 y adaptar para ayudar a facilitar una combustión estequiométrica o sustancialmente estequiométrica del oxidante comprimido en la línea 114 y el combustible en la línea 112 al moderar la temperatura de los productos de combustión. Como se puede apreciar, la recirculación del gas de escape puede servir para incrementar la concentración de C02 en el gas de escape.

Un gas de escape en la línea 116 dirigido a la entrada de expansor 106 se puede generar como un producto de la combustión del combustible en la línea 112 y el oxidante comprimido en la línea 114, en la presencia del gas de escape reciclado comprimido en la línea 144. En por lo menos una modalidad, el combustible en la línea 112 puede ser principalmente gas natural, para de esta manera generar un gas de descarga o de escape por la via de la linea 116 que puede incluir 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 en la linea 112 u otros compuestos también se pueden presentar en el gas de escape en la linea 116 debido a las limitaciones de equilibrio de la combustión. A medida que el gas de escape en la linea 116 se expande a través del expansor 106 este genera potencia mecánica para impulsar el compresor principal 104, un generador eléctrico, u otras instalaciones, y también produce un escape gaseoso en la linea 122 que tiene contenido de CO2 aumentado que resulta de la afluencia del gas de escape reciclado comprimido en la linea 144. El expansor 106 puede generar potencia para usos además de o como alternativas al compresor principal 104. Por ejemplo, el expansor 106 puede producir electricidad.

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, fluidamente acoplado 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 productor de potencia. 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) . El escape gaseoso en la linea 122 se puede introducir a HRSG 126 con el fin de generar vapor por la vía de 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 o energía eléctrica adicional.

El gas de escape enfriado en la línea 132 se puede enviar a cualquier variedad de aparatos y/o instalaciones en un circuito reciclado nuevamente al compresor principal 104. En algunas implementaciones, y como se muestra en la FIG. 1, el circuito reciclado puede comprender una primera unidad de enfriamiento 134 adaptada para enfriar el gas de escape enfriado en la línea 132 y generar una corriente gas reciclada enfriada 140. La primera unidad de enfriamiento 134 puede incluir, por ejemplo, uno o más enfriadores de contacto, enfriadores a la medida, unidad de enfriamiento evaporativa o cualquier combinación de los mismos. La primera unidad de enfriamiento 134 también se puede adaptar para remover una porción de cualquier agua condensada del gas de escape enfriado en la línea 132 por la vía de una corriente de pérdida de agua 138. En por lo menos una modalidad, la corriente de pérdida de agua 138 se puede dirigir al HRSG 126 por la vía de la linea 141 para proporcionar una fuente de agua para la generación de vapor adicional en la línea 130 en el mismo. En otras modalidades, el agua recuperada por la vía de la corriente de pérdida de agua 138 se puede utilizar para otras aplicaciones corrientes abajo, tal como procesos de intercambio de calor suplementarios.

En una o más modalidades, la corriente de gas reciclada enfriada 140 se puede dirigir a un compresor de refuerzo 142. El enfriamiento del gas de escape enfriado en la línea 132 en la primera unidad de enfriamiento 134 puede reducir la potencia requerida para comprimir la corriente de gas reciclada enfriada 140 en el compresor de refuerzo 142. Como es opuesto a un sistema de ventilador o de soplador convencional, el compresor de refuerzo 142 se puede configurar para comprimir e incrementar la densidad global de la corriente de gas reciclada enfriada 140, para de esta manera dirigir un gas reciclado presurizado en la línea 145 corriente abajo, donde el gas reciclado presurizado en la línea 145 tiene un gasto de flujo de masa incrementado para el mismo flujo volumétrico. Esto se puede probar ventajoso puesto que el compresor principal 104 puede ser limitado en flujo de volumen, y la dirección de más flujo de masa a través del compresor principal 104 puede dar por resultado presiones de descarga más altas, traduciendo de esta manera en relaciones de presión más altas a través del expansor.106.

Las relaciones de presión más altas generadas a través del expansor 106 pueden permitir temperaturas de entrada más altas y, por tanto, un incremento en la potencia y eficiencia en el expansor 106. Como se puede apreciar, esto se puede probar ventajoso puesto que el gas de escape rico en C02 en la linea 116 generalmente mantiene una capacidad calorífica específica más alta.

Puesto que la presión de succión del compresor principal 104 es una función de su temperatura de succión, una temperatura de succión más fría demandará menos potencia para hacer funcionar el compresor principal 104 para el mismo flujo de masa. Consecuentemente, el gas reciclado presurizad'o en la 145 se puede dirigir opcionalmente a una segunda unidad de enfriamiento 136. La segunda unidad de enfriamiento 136 puede incluir, por ejemplo, uno o más enfriadores de contacto directo, enfriadores arreglados, unidades de enfriamiento evaporativas o cualquier combinación de los mismos. En por lo menos una modalidad, la segunda unidad de enfriamiento 136 puede servir como un enfriador posterior adaptado para remover por lo menos una porción del calor de la compresión generada por el compresor de refuerzo 142 en el gas reciclado presurizado en la línea 145. La segunda unidad de enfriamiento 136 también puede extraer el agua condensada adicional por la vía de una corriente de pérdida de agua 143. En una o más modalidades, las corrientes de pérdida de agua 138, 143 pueden converger en la corriente 141 y pueden o no se pueden dirigir al HRSG 126 para generar vapor adicional por la vía de la linea 130 en el mismo. Después de someter el enfriamiento en la segunda unidad de enfriamiento 136, el gas reciclado presurizado en la linea 145 se puede dirigir a una tercera unidad de enfriamiento 200. Mientras que solamente la primera, segunda y tercera unidades de enfriamiento 134, 136, 200 se representan en la presente, será apreciado que cualquier número de unidad de enfriamiento se puede emplear para adaptarse a una variedad de aplicaciones, sin apartarse del alcance de la descripción. Por ejemplo, una sola unidad de enfriamiento de puede implementar en algunas modalidades.

Como será descrito en más detalle enseguida, la tercera unidad de enfriamiento 200, similar a la primera y la segunda unidad de enfriamiento, puede ser una unidad de enfriamiento evaporativa configurada para reducir adicionalmente la temperatura del gas reciclado presurizado en la linea 145 antes de ser inyectada en el compresor principal 104 por la vía de la corriente 214. En otra modalidad, sin embargo, una o más de las unidades de enfriamiento 134, 236, 200 puede ser un sistema de refrigeración mecánicos sin apartarse del alcance de la descripción. El compresor principal 104 se puede configurar para comprimir el gas reciclado presurizado en la linea 214 recibido de la tercera unidad de enfriamiento 200 a una presión nominalmente en o arriba de la presión de la cámara de combustión, para de esta manera generar el gas reciclado comprimido en la linea 144. Como se puede apreciar, el enfriamiento del gas reciclado presurizado en la linea 145 en tanto la segunda como la tercera unidad de enfriamiento 136, 200 después de la compresión en el compresor de refuerzo 142 puede permitir un flujo de gas volumétrico incrementado del gas de escape en el compresor principal 104. Consecuentemente, esto puede reducir la cantidad de potencia requerida para comprimir el gas reciclado presurizado en la linea 145 a una presión predeterminada.

Mientras que la FIG. 1 ilustra tres unidades de enfriamiento y un compresor de refuerzo en el circuito de recirculación de gas de escape, se debe entender que cada una de estas unidades se adapta para reducir el gasto de flujo de masa en el gas de escape enfriado en la linea 132. Como es descrito en lo anterior, una reducción en el gasto de flujo de masa, tal como mediante el compresor de refuerzo, junto con una reducción en la temperatura es ventajosa. La presente descripción se dirige a una integración dentro del sistema de generación de potencia 100 para aumentar el enfriamiento del gas de escape en el circuito de recirculación de gas de escape, que en algunas implementaciones puede simplificar el circuito de recirculación de gas de escape a una sola unidad de enfriamiento entre el sistema HSRG 126 y el compresor principal 104, como será descrito adicionalmente en la presente .

En por lo menos una modalidad, una corriente de purga 146 se puede recuperar del gas de escape reciclado comprimido en la linea 144 y tratar subsecuentemente en un separador de CO2 148 para capturar C02 a una presión elevada por la via de la linea 150. El C02 separado en la linea 150 se puede utilizar para ventas, utilizar en otros procesos que requieren CO2 y/o además comprimir e inyectar en un depósito terrestre para la recuperación de petróleo aumentada (EOR) , secuestración u otro propósito. Debido a que la combustión estequiométrica o sustancialmente estequiométrica del combustible en la linea 112 combinada con una presión reforzada del compresor de refuerzo 142, la presión parcial de CO2 en la corriente de purga 146 puede ser mucho más alta que en los escapes de turbina de gas convencionales. Como un resultado, la captura de carbono en el separador de C02 148 se puede realizar utilizando procesos de separación de baja energía, tal como empleando solventes menos intensivos en energía. Por lo menos un solvente adecuado es carbonato de potasio (K2CO3) que absorbe SOx y/o NOx, y los convierte a compuestos útiles, tales como sulfito de potasio ( 2SO3) nitrato de potasio (KO3) y otras fertilizantes simples. Los sistemas y métodos ejemplares para utilizar carbonato de potasio para la captura de C02 se puede encontrar en la Solicitud de Patente Norteamericana concurrentemente presentada, Intitulada "Low Emission Triple-Cycle Power Generation Systems and Methods", los contenidos de la cual se incorporan en la presente por referencia al grado no inconsistente con la presente descripción.

Una corriente residual 151, esencialmente agotada de C02 y que consiste principalmente de nitrógeno, también se puede derivar del separador de C02 148. En una o más modalidades, la corriente residual 151 sé puede introducir a un expansor de gas 152 para proporcionar potencia y un gas despresurizado expandido, por la vía de la línea 156. El expansor 152, por ejemplo, puede ser un expansor de nitrógeno productor de potencia. Como es representado, 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 de esta manera permitir que una porción de la potencia generada por la expansor de gas 152 impulse el compresor de entrada 118. En otras modalidades, sin embargo, el expansor de gas 152 se puede utilizar para proporcionar potencia a otras aplicaciones, y no directamente acoplado al compresor estequiométrico 118. Por ejemplo, puede haber una desigualación sustancial entre la potencia generada por el expansor 152 y los requerimientos de compresor 118. En tales casos, el expansor 152 podría ser adaptado para impulsar un compresor más pequeño (no mostrado) que requiere menos potencia. Alternativamente, el expansor podría ser adaptado para impulsar un compresor más grande que requiere más potencia .

Un gas despresurizado expandido en la línea 156 que consiste principalmente de gas nitrógeno seco, se puede descargar del expansor de gas 152. Como será descrito en más detalle enseguida, el nitrógeno seco resultante puede ayudar a facilitar la evaporación y enfriamiento de una corriente de agua en la tercera unidad de enfriamiento 200 para de esta manera enfriar el gas presurizado en la línea 145. En por lo menos una modalidad, la combinación del expansor de gas 152, el compresor de entrada 118 y el separador de CO2 se puede caracterizar como un ciclo Brayton abierto, o un tercer componente de productor de potencia del sistema 100.

El sistema de generación de potencia 100 como es descrito en la presente, particularmente con la presurización del gas de escape adicional desde el compresor de refuerzo 142, se puede implementar para lograr ,una concentración más alta de C02 en el gas de escape para de esta manera permitir una separación y captura de C02 más efectivas. Por ejemplo, las modalidades divulgadas en la presente se pueden incrementar de manera efectiva la concentración de C02 en una corriente de escape de gas de escape a aproximadamente 10% en volumen con un combustible de metano puro o ' aún más alto con un gas más rico. Para realizar esto, la cámara de combustión 110 se puede adaptar para quemar estequiométricamente la mezcla restante de combustible en la linea 112 y el oxidante comprimido en la linea 114. Con el min de moderar la temperatura de la combustión estequiométrica para cumplir con la temperatura de entrada al expansor 106 y los requerimientos de enfriamiento del componente, una porción del gas de escape derivado del gas reciclado comprimido en la linea 144 se puede inyectar en la cámara de combustión 110 como un diluyente. Como se compara con la práctica convencional de introducir aire u oxidante en exceso en la cámara de combustión para moderar la temperatura, el uso de gas de escape reciclado significantemente reduce la cantidad de oxigeno que sale de la cámara de combustión 110. 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 menor que aproximadamente 3.0% en volumen de oxigeno, o menor 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 será apreciado, las temperaturas y presiones específicas logradas o experimentadas en 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/o 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 solamente y no se deben considerar como la única interpretación de los mismos. Por ejemplo, en una modalidad descrita en la presente, 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 reciclar y comprimir el gas de escape reciclado en el gas reciclado comprimido en la línea 144 a una presión nominalmente arriba o en la presión de la cámara de combustión 110, y usar una porción de 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 combustión estequiométrica o el modelo o diseño particular del expansor 106, un anillo de termopares y/o sensores de oxigeno (no mostrado) se pueden disponer asociados con la cámara de combustión y/o el expansor. Por ejemplo, los termopares y sensores de oxigeno pueden ser dispuestos sobre la salida de la cámara de combustión 110, sobre la entrada del expansor 106 y/o sobre la salida del expansor 106. En la operación, los termopares y sensores se pueden adaptar para determinar las composiciones y/o temperaturas de una o más corrientes para el uso en la determinación del volumen de gas de escape requerido comó diluyente para enfriar los productos de combustión a la temperatura de entrada del expansor requerida. Adicionalmente o alternativamente, los termopares y sensores se pueden adaptar para determinar 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 oxigeno detectados por los sensores de oxigeno, el flujo de masa volumétrico del gas recicládo comprimido en la linea 144 y/u oxidante comprimido en la linea 144 se pueden manipular o controlar para corresponder con la demanda. Los gastos de flujo de masa volumétricos se pueden controlar a través de cualquiera de los sistemas de control de flujo adecuados, que pueden estar en comunicación eléctrica con los termopares y/o sensores de oxigeno.

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 o sustancialmente estequiométrica . La combustión del combustible en la linea 112 y el oxidante comprimida en la linea 114 puede generar temperaturas entre aproximadamente 1093°C (2000°F) y aproximadamente 1649°C (3000°F) y presiones que varían de 250 psi 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 del gas reciclado comprimido de la línea 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 incrementada del expansor 106.

La corriente de escape gaseosa 122 que sale del expansor 106 puede exhibir presiones en o casi ambientales. En por lo menos una modalidad, la corriente de escape gaseosa 122 puede tener una presión de aproximadamente 13-17 psia. La temperatura de la corriente de escape gaseosa 122 puede ser de aproximadamente 663°C (1225°F) a aproximadamente 691°C (1275°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.

Los siguientes párrafos diversos describen la implementación ejemplar mostrada en la FIG. 1. Como es descrito en lo anterior, la FIG. 1 ilustra múltiples aparatos en asociación con el circuito reciclado de gas de escape con el interés de ilustrar las diversas combinaciones posibles. Sin embargo, se debe entender que la invención descrita en la presente luego requiere una combinación de todos de tales elementos y se define por las siguientes reivindicaciones y/o las reivindicaciones de cualquiera de las aplicaciones subsecuentes que reivindican la prioridad para esta solicitud. Por ejemplo, mientras que múltiples unidades de enfriamiento se ilustran en la FIG. 1, se debe entender que una unidad de enfriamiento de contacto directo que utiliza refrigerante asociado con la corriente de ventilación de nitrógeno (descrita como unidad de enfriamiento 200· enseguida) puede proporcionar suficiente enfriamiento en virtud de la única unidad de enfriamiento. En algunas implementaciones, la unidad de enfriamiento 200 puede proporcionar suficiente enfriamiento para proporcionar las ventajas del compresor reforzador también.

Continuando con la discusión dé la implementación ejemplar de la FIG. 1, en una o más modalidades, la unidad de enfriamiento 134 puede reducir la temperatura del gas de escape enfriado err la linea 132 para de esta manera generar la corriente de gas reciclada enfriada 140 que tiene una temperatura entre aproximadamente 0°C (32°F) y aproximadamente 49°C (120°F) . Como se puede apreciar, tales temperaturas pueden fluctuar dependiendo principalmente de las temperaturas de bulbo húmedas durante las estaciones específicas en ubicaciones específicas alrededor del globo terrestre.

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 varía de aproximadamente 17 psia a aproximadamente 21 psia. La compresión adicionada del compresor de refuerzo es un método adicional, además del uso de unidades de enfriamiento, para proporcionar un gas de escape reciclado al compresor principal 104 que tiene una densidad más alta y flujo de masa, incrementado, para de esta manera permitir una presión de descarga sustancialmente más alta mientras que se mantiene la mismo o similar relación de presión. Con el fin de-incrementar adicionalmente la densidad y flujo de masa del gas de escape, el gas reciclado presurizado en la línea 145 descargado del compresor de refuerzo 142 luego se puede enfriar adicionalmente en una segunda y tercera unidad de enfriamiento 136, 200. En una o más modalidades, la segunda unidad de enfriamiento 136 se puede configurar para reducir la temperatura del gas reciclado presurizado en la línea 145 a aproximadamente 41°C (105°F) antes de ser dirigido a la tercera unidad de enfriamiento 200. Como será discutido en más detalle enseguida, la tercera unidad de enfriamiento 200. se puede configurar para reducir la temperatura del gas reciclado presurizado en la línea 145 a temperaturas por debajo de aproximadamente 37.7°C (100°F) .

En por lo menos una modalidad, la temperatura de gas reciclado comprimido en la línea 144 descargado del compresor principal 104 y la corriente de purga 146 puede ser de aproximadamente 427 °C (800°F) con una presión de alrededor de 280 psia. Como se puede apreciar, la adición del compresor de refuerzo 142 y/o la una o más unidades de enfriamiento pueden incrementar la presión de purga de CO2 en la línea de corriente de purga 146, que puede conducir a un desempeño mejorado de tratamiento con solvente del separador de C02 148 debido a la presión parcial de C02 más alta. En una modalidad, el proceso de tratamiento de gas en el separador de C02 148 puede requerir que la temperatura de la corriente de purga 146 sea enfriada a aproximadamente 121°C-149°C (250°F-300°F) . Para lograr esto, la corriente de purga 146 se puede canalizar a través de en un intercambiador de calor 158, tal como un intercambiador de calor de intercambio cruzado. La extracción de C02 de la corriente de purga 146 en el separador de C02 148 puede dejar una corriente residual rica en nitrógeno, saturada 151 en o cerca de la presión elevada de la corriente de purga 146 y a una temperatura de aproximadamente 66°C (150°F) . El intercambiador de calor 158 se puede acoplar con la corriente residual 151 como es ilustrado o con otras corrientes o instalaciones en el sistema integrado. Cuando se acopla con la corriente residual 151, la corriente residual se puede calentar para incrementar la potencia obtenible del expansor de gas 152.

Como se estableció en lo anterior, el nitrógeno en la corriente residual 151 a medida que se expande subsecuentemente en el gas despresurizado expandido en la linea 156 se puede utilizar subsecuentemente para evaporar y enfriar agua configurada para enfriar el gas reciclado presurizado en la linea 145 inyectado en la tercera unidad de enfriamiento 200 que puede ser la única unidad de enfriamiento en el circuito reciclado de gas de escape. Como un catalizador de enfriamiento evaporativo, el nitrógeno debe ser tan seco como sea posible. Por consiguiente, la corriente residual 151 se puede dirigir a través de una cuarta unidad de enfriamiento 160 o el condensador configurado para enfriar la corriente residual 151, para de esta manera condensar y extraer una porción adicional de agua por la vía de la linea 162. En una o más modalidades, la cuarta unidad de enfriamiento 160 puede ser un enfriador de contacto directo enfriado con agua de enfriamiento estándar con el fin de reducir la temperatura de la corriente residual 151 a aproximadamente 41°C (105°F) . En otras modalidades, la cuarta unidad de enfriamiento 160 puede ser un enfriador adaptado o intercalador de calor recto. El contenido de agua resultante de la corriente residual 151 puede ser de aproximadamente 0.1% en peso a aproximadamente 0.5% en peso. En una modalidad, el agua removida por la vía de la corriente 162 se puede dirigir a la HRSG 126 para crear vapor adicional. En otras modalidades, el agua en la corriente 162 se puede tratar y utilizar como agua agrícola o agua desmineralizada.

Un gas nitrógeno seco se puede descargar de la cuarta unidad de enfriamiento 160 por la vía de la corriente 164. En una modalidad, la energía calorífica asociada con el enfriamiento de la corriente de purga 146 se extrae por la vía del intercambiador de calor 158, que se puede acoplar fluidamente a la corriente de gas nitrógeno seco 154 y configurar y recalentar el gas nitrógeno antes de la expansión. El recalentamiento del gas nitrógeno puede generar una corriente de nitrógeno calentada seca 166 que tiene una temperatura que varía de aproximadamente 399°C (750°F) a aproximadamente 421°C (790°F) y una presión de alrededor de 270-280 psia. En modalidades donde el intercambiador de calor 158 es un intercambiador de calor de gas/gas, habrá una diferencia de temperatura "punto de prendimiento" realizado entre la corriente de purga 146 y la corriente de gas nitrógeno seco 164, en donde la corriente de gas nitrógeno seco 164 está generalmente alrededor de -3.8°C (25°F) menor que la temperatura de la corriente de purga 146.

En una o más modalidades, la corriente de nitrógeno calentada seca 166 luego se puede expandir a través del expansor de gas 152 y opcionalmente aplicar potencia al compresor de entrada estequiométrico 118, como es descrito en lo anterior. Por consiguiente, el intercambio cruzado del calor en el intercambiador de calor 158 se puede configurar para capturar una cantidad sustancial de energía de compresión derivada del compresor principal 104 y utilizarla para maximizar la potencia extraída del expansor de gas 152. En por lo menos una modalidad, el expansor de gas 152 descarga un gas despresurizado expandido de nitrógeno en la línea 156 en o casi la presión atmosférica y que tiene una temperatura que varía de aproximadamente 37.7°C (100°F) a aproximadamente 41 °C (105°F) . Como se puede apreciar, la temperatura resultante del gas despresurizado expandido de nitrógeno en la línea 156 puede ser generalmente una función de la composición del gas de escape, la temperatura de gas de purga 146 y la presión de la corriente de gas de nitrógeno seco 164 antes de ser expandida en el expansor de gas 152.

Puesto que una cantidad medible de agua puede ser removida de la corriente residual 151 en la cuarta unidad de enfriamiento 160, una cantidad disminuida del flujo de masa será subsecuentemente expandida en el expansor de gas 152, para de esta manera dar por resultado en la producción de potencia reducida.

Consecuentemente, durante el sistema 100 y durante la operación normal cuando el expansor de gas 152 es incapaz de suministrar toda la potencia requerida para hacer funcionar el compresor de entrad 118, por lo menos un motor 168, tal como un motor eléctrico, se puede utilizar sinergisticamente con el expansor de gas 152. Por ejemplo, el motor 168 se puede dimensionar sensiblemente tal que durante la operación normal del sistema 400, el motor 168 se puede configurar para suministrar la caída corta de potencia del expansor de gas 152. Adicionalmente o alternativamente, el motor 168 se puede configurar como un motor/generador para ser convertible a un generador cuando la turbina de gas 152 produce más potencia que la necesaria por el compresor de entrada 118.

Sistemas y métodos ilustrativos' para expandir el gas nitrógeno en la corriente residual 151, y variaciones de los mismos, se puede encontrar en la solicitud de patente norteamericana concurrentemente presentada, intitulada "Lo Emission Triple-Cycle Power Generation Systems and Methods", los contenidos de la cual se incorporan en la presente por referencia al grado no inconsistente con la presente descripción.

Con referencia ahora a la FIG. 2, se representa una vista esquemática de la tercera unidad de enfriamiento 200 como se ilustra en la FIG. 1. Como se discutió en lo anterior, la tercera unidad de enfriamiento 200 ilustrada puede ser la única unidad proporcionada en el circuito reciclado de gas de escape. Adicionalmente o alternativamente, la tercera unidad de enfriamiento 200 y otras piezas de equipo, tal como uno o más de aquellos ilustrados en la FIG. 1, se pueden configurar en cualquier arreglo adecuado tal que la tercera unidad de enfriamiento 200 es realmente la primera (o segunda, etc.) en el orden antes que la tercera. Por consiguiente, se debe entender que la designación ordinal de "tercero" es con referencia a la implementación especifica de la FIG. 1 y no se requiere que las características de la unidad de enfriamiento 200 de la FIG. 2 sean implementadas como la tercera unidad de enfriamiento en un sistema, pero se puede disponer en cualquier posición adecuada en el circuito reciclado de gas de escape.

En una o más modalidades, la unidad de enfriamiento 200 puede incluir una primera columna 202 fluidamente acoplada a una segunda columna 204. En una o más modalidades, la primera columna 202 puede ser una torre de enfriamiento evaporativa y la segunda columna 204 puede ser una torre de enfriamiento de contacto directo. La primera columna 202 se puede configurar para recibir el gas despresurizado expandido de nitrógeno en la línea 156 desde el expansor de gas 152 (Figura 1) . En una modalidad, el gas despresurizado expandido de nitrógeno en la línea 156 se inyecta en o cerca del fondo de la primera columna 202 y se eleva a través de la torre hasta que se descarga en o cerca de la parte superior por la vía de la corriente de salida de nitrógeno 206. En por lo menos una modalidad, la corriente de salida de nitrógeno 206 puede descargas sus contenidos a la atmósfera o ser vendida como un gas inerte. En otras modalidades, el nitrógeno en la corriente 206 se puede presurizar para el mantenimiento e la presión o aplicaciones de EOR.

Debido a que el gas despresurizado expandido de nitrógeno en la linea 156 puede estar en o cerca de la presión atmosférica, la primera columna 202 se puede adaptar, para operar en o cerca de la presión atmosférica. A medida que el nitrógeno asciende en la primera columna 202, una corriente de agua o suministro de agua de enfriamiento en la linea 208 se puede inyectar en o cerca de la parte superior de la primera columna 202. En una o más modalidades, el suministro de agua de enfriamiento en la linea 208 se puede obtener a partir de una fuente local de agua tal como un lago, rio o el océano. Por consiguiente, dependiendo del tiempo del año y la temperatura ambiental de la ubicación geográfica especifica donde el sistema 100 está localizado, el suministro de agua de enfriamiento de la linea 208 se puede inyectar en temperaturas variantes, pero mucho más probablemente entre aproximadamente 10 °C (50°F) y aproximadamente 37.7°C (100°F) . A medida que el agua desciende de la primera columna 202 una porción se evapora al · absorber la energía calorífica de nitrógeno seco, para de esta manera enfriar el agua y descargar agua enfriada por la vía de la corriente 202. El agua evaporada se puede recolectar con el gas nitrógeno, para de esta manera dar por resultado un nitrógeno saturado que es descargado por la vía de la línea 206. Dependiendo del uso propuesto de la corriente de nitrógeno en la línea 206, el vapor de agua en la misma se puede remover a través de cualquiera de los métodos adecuados.

La segunda columna 204 se puede configurar para recibir la corriente de agua enfriada 210 en o cerca de su parte superior. Como es representada, la segunda columna 204 también puede recibir el gas reciclado presurizado en la línea 145 descargado de la segunda unidad de enfriamiento 136 (FIG. 1) en o cerca de su fondo. La ilustración del gas reciclado presurizado en la línea 145 es representativa de cualquier corriente de gas de escape en el circuito reciclado de gas de escape. Debido a que la corriente reciclada presurizada 145 se puede inyectar en presiones que varían de aproximadamente 17 psia a aproximadamente 21 psia, como se discutió en lo anterior, la corriente de agua enfriada 210 puede ser correspondientemente presurizado utilizando por lo menos una bomba 212, o mecanismo similar, cuando sea apropiado. Como la corriente de agua enfriada 210 y el gas reciclado presurizado en la línea 145 sigue el curso a través de la segunda columna 204, el gas reciclado presurizado en la linea 145 se enfria y eventualmente sale por la via de la corriente 214 para ser dirigida subsecuentemente en la succión del compresor principal 104 (FIG. 1) . En algunas implementaciones, la columna 204 puede incluir múltiples etapas o superficies de contacto para aumentar la interacción entre la corriente reciclada 145 y la corriente de agua enfriada 210. Adicionalmente o alternativamente, múltiples torres se pueden utilizar en serie o en paralelo, ya sea en el lugar de la primera columna 202, la segunda columna 204, o ambas, como pueda ser deseado.

Un retorno de agua de enfriamiento, a una temperatura generalmente más caliente que el agua en la linea 210, sale de la segunda columna 204 por la via de la linea 216. Como se puede apreciar, el enfriamiento de gas reciclado presurizado en la linea 145 puede dar por resultado la condensación de más agua derivada del gas reciclado presurizado de la linea 145. Esta agua condensada se puede recolectar y descargar con el retorno de agua de enfriamiento en la linea 216, para de esta manera generar un gas reciclado presurizado aún más seco en la linea 145 que sale por la via de la corriente 214. En por lo menos una modalidad, el retorno de agua de enfriamiento se puede redirigir y re-introducir en la primera columna por la via de la linea 208. En otras modalidades, sin embargo, el retorno de agua de enfriamiento puede ser descargado sin perjudicar a una fuente local de agua o utilizar como agua de riego.

Como se discutió en lo anterior en relación con la FIG. 1, antes de ser introducido en la tercera unidad de enfriamiento 200, el gas reciclado presurizado en la linea 145 se puede enfriar previamente en la segunda unidad de enfriamiento 136 (FIG. 1) a una temperatura de aproximadamente 41°C (105°F). La cantidad de enfriamiento global experimentada por el gas reciclado presurizado en la linea 145 en la tercera unidad de enfriamiento 200 puede depender del gasto de flujo del agua enfriada de la corriente 210 que cursa a través de la segunda columna 204.

Las modalidades de la presente descripción además se pueden describir con los siguientes ejemplos simulados. Aunque los ejemplos simulados se dirigen a modalidades especificas, no se visualizan como limitantes de la descripción en algún aspecto especifico. La Tabla 1 enseguida proporciona gastos de flujo ilustrativo del agua en la corriente 210 y su efecto sobre el proceso de enfriamiento en la tercera unidad de enfriamiento 200.

TABLA 1 Efecto del Enfriamiento Evaporativo de Nitrógeno en la Recirculación de Gas de Escape Gasto de Temp en la Temp de la Temp del Gas I A partir de la Tabla 1, debe ser evidente que a i medida que el gasto de flujo del agua en la linea 210 se ; incrementa, la temperatura de salida de la corriente de-; nitrógeno por la vía de la linea 206 también se incrementa : como un resultado de la transferencia de calor con una ·; cantidad incrementada de agua. Del mismo modo, un incremento j en el gasto de flujo de agua en la linea 210 da por resultado ; un incremento en la temperatura de la salida de agua en la ! linea 210. Como un resultado, el gas reciclado presurizado : que sale por la vía de la linea 214 disminuye en temperatura.- con relación al gasto de flujo incrementado del agua en la linea 210. Como se puede apreciar, varias variables pueden afectar la temperatura del gas reciclado presurizado que sale por la vía de la linea 214 incluyendo, pero no limitado a, la temperatura del gas de escape de nitrógeno entrante en la linea 156, la temperatura de suministro de agua de enfriamiento en la linea 208, la configuración y el número de etapas en las torres, etc. En por lo menos una modalidad, el suministro de agua de enfriamiento en la linea 208 se puede inyectar en la primera columna 202 a una temperatura de aproximadamente 27°C (80°F) a aproximadamente 29°C (85°F) .

La Tabla 2 enseguida proporciona una comparación del desempeño entre un sistema donde se emplea una unidad de enfriamiento 200, tal como la unidad de enfriamiento evaporativa como es descrita en la presente, y un sistema sin- tal unidad de enfriamiento 200.

TABLA 2 Como debe ser evidente de la Tabla modalidades que incluyen el ciclo con enfriamiento de:, entrada, tal como el empleo de la tercera unidad de enfriamiento 200, puede incrementar la salida de potencia de- ciclo combinado. Aunque una disminución en la salida de potencia el expansor de nitrógeno se puede experimentar, su disminución es más que desalineada por un incremento en la , potencia de la turbina de gas neta (es decir, el expansor 106) que se traduce en un incremento en la presión de purga de CO2 (es decir, la presión de descarga del compresor- principal 104) . Además, la salida de potencia del ciclo, combinado global se puede incrementar por aproximadamente 0.6% lhv (valor calentado menor) al implementar el enfriamiento de entrada como es descrito én la presente.

La presente descripción también contempla la^ utilización de un sistema de refrigeración mecánico (no mostrado) como la tercera unidad de enfriamiento 200, en' lugar de la unidad de enfriamiento evaporativa descrita en la presente. Mientras que la potencia de compresión requerida total del compresor principal 104 se puede reducir adecuadamente utilizando un sistema de refrigeración mecánico, puede haber una reducción correspondiente del flujo de masa a través del compresor principal 104 que afectaría adversamente la potencia producida. Un intercambio entre la reducción de potencia del compresor principal 104 y la producción de potencia del expansor 106 se debe considerar para un desempeño óptimo del ciclo de proceso. Por otra parte, el costo del equipo de enfriamiento adicional debe ser considerado para una solución optimizada en costo.

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 en 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 (21)

REIVINDICACIONES

1. Un sistema integrado, caracterizado porque comprende : un sistema de turbina de gas que tiene una cámara de combustión configurada para quemar estequiométricamente un oxidante comprimido y un combustible en la presencia de un gas de escape reciclado comprimido, en donde el gas de escape reciclado comprimido sirve para moderar una temperatura de la combustión en la cámara de combustión, y la cámara de combustión dirige una descarga a un expansor configurado para generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos parcialmente impulsar un compresor principal; un sistema de recirculación de gas de escape que tiene por lo menos una unidad de enfriamiento integrada, en donde la por lo menos una unidad de enfriamiento integrada enfria el escape gaseoso antes de la inyección en el compresor principal para generar el gas de escape reciclado comprimido; y un separador de CO2 fluidamente acoplado al gas de escape reciclado comprimido por la vía de una corriente de purga y configurado para descargar una corriente residual que consiste principalmente de gas rico en nitrógeno para ser expandido en un expansor de gas y generar un gas de escape de nitrógeno, en donde el gas de escape de nitrógeno se inyecta en la por lo menos una unidad de enfriamiento integrada para enfriar el escape gaseoso.

2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende por lo menos una unidad de enfriamiento adicional, en donde la unidad de enfriamiento adicional se acopla fluidamente a por lo menos una unidad de enfriamiento integrada, y én donde la unidad de enfriamiento adicional enfría el escape gaseoso a una temperatura de aproximadamente 41°C (105°F).

3. El sistema de conformidad con la reivindicación' 1, caracterizado porque además comprende una unidad de enfriamiento residual fluidamente acoplada a la corriente residual y configurada para reducir la temperatura de la corriente residual y extraer el agua condensada del mismo.

4. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque la por lo menos una unidad de enfriamiento integrada es una unidad de enfriamiento evaporativa que comprende: una primera columna configurada para recibir el gas de escape de nitrógeno y un suministro de agua fría, en donde el gas de escape de nitrógeno evapora una porción del suministro de agua fría para enfriar el suministro de agua fría y generar una descarga de agua enfriada; y una segunda columna configurada para recibir la descarga de aguja enfriada y el escape gaseoso, en donde la interacción entre la descarga de agua enfriada y el escape gaseoso enfría el escape gaseoso.

5. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque la por lo menos una unidad de enfriamiento integrada reduce la temperatura de la corriente reciclada presurizada por abajo de aproximadamente 37.7°C (100°F) .

6. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el agua enfriada se presuriza con una bomba antes de ser introducida en la segunda columna.

7. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque la segunda columna además se configura para condensar y extraer una cantidad de agua de la corriente reciclada presurizada.

8. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende un intercambiador de calor fluidamente acoplado a la corriente de purga y configurado para reducir la temperatura de la corriente de purga antes de ser introducida en el separador de C02.

9. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende un compresor de refuerzo adaptado para incrementar la presión de la corriente de escape gaseosa a una presión entre aproximadamente 17 psia y aproximadamente 21 psia antes de la inyección en el compresor principal.

10. Un método para generar potencia, caracterizado porque comprende : quemar estequiométricamente un oxidante comprimido y un combustible en una cámara de combustión y en la presencia de un gas de escape reciclado comprimido, para de esta manera generar una corriente de descarga, en donde el gas de escape reciclado comprimido actúa como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la corriente de descarga; expandir la corriente de descarga en un expansor para por lo menos parcialmente impulsar un compresor principal y generar una corriente de escape gaseosa; dirigir la corriente de escapé gaseosa en por lo menos una unidad de enfriamiento integrada; enfriar la corriente de escape gaseosa en la por lo menos una unidad de enfriamiento integrada antes de inyectar la corriente de escape gaseosa en el compresor principal para generar el gas de escape reciclado comprimido; dirigir una porción del gas de escape reciclado comprimido a un separador de C02 por la vía de una corriente de purga, el separador de C02 que es configurado para descargar una corriente residual que consiste principalmente de gas rico en nitrógeno para ser expandido a un expansor de gas y generar un gas de escape de nitrógeno; e inyectar el gas de escape de nitrógeno en la por lo menos una unidad de enfriamiento integrada para enfriar la corriente de escape gaseosa.

11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque además comprende enfriar el gas reciclado presurizado en por lo menos una unidad de pre-enfriamiento dispuesta antes de una unidad de enfriamiento integrada final a una temperatura de aproximadamente 1°C (105°F), en donde la por lo menos una unidad de pre-enfriamiento se acopla fluidamente a la unidad de enfriamiento integrada final.

12. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque además comprende: enfriar la corriente residual con una unidad de enfriamiento residual fluidamente acoplada al separador de C02; y extraer el agua condensada de la corriente residual .

13. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque además comprende: recibir el gas de escape de nitrógeno y un · suministro de agua fría en la primera columna de la por lo menos una unidad de enfriamiento integrada; evaporar una porción del suministro de agua fría para enfriar el suministro de agua fría y generar una descarga de agua enfriada; recibir la descarga de agua enfriada y la corriente de escape gaseosa en una segunda columna de la por lo menos una unidad de enfriamiento integrada; enfriar la corriente de escape gaseosa a una temperatura debajo de aproximadamente 37.7°C (100°F) con la descarga de agua enfriada.

1 . El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende presurizar la descarga de agua enfriada con una bomba antes de ser introducida en la segunda columna.

15. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende condensar y extraer una cantidad de agua de la corriente reciclada presurizada en la segunda columna.

16. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque además comprende reducir la temperatura de la corriente de purga en un intercambiador de calor fluidamente acoplada a la corriente de purga y configurada para reducir la temperatura de la corriente de purga antes de ser introducida en el separador de C02.

17. Un sistema de generación de potencia de ciclo combinado, caracterizado porque comprende: una cámara de combustión configurada para quemar estequiométricamente un oxidante comprimido y un combustible.' en la presencia de un gas de escape reciclado comprimido, en donde la cámara de combustión dirige una descarga a un expansor configurado para generar una corriente de escape gaseosa e impulsar un compresor principal; una torre de enfriamiento evaporativa que tiene una primera columna y una segunda columna, en donde la segunda columna está configurada para recibir y enfriar la corriente de escape gaseosa antes de ser comprimida en el compresor principal para generar el gas de escape reciclado comprimido; y un separador de CO2 fluidamente acoplado al gas de escape reciclado comprimido por la via de una corriente de purga y configurado para descargar una corriente residual que consiste principalmente de gas rico en nitrógeno para ser expandido en un expansor de gas y generar un gas de escape de nitrógeno, en donde el gas de escape de. nitrógeno se inyecta en la primera columna para evaporar y enfriar un suministro de agua de enfriamiento para descargar una agua enfriada, en donde el agua enfriada se inyecta en la segunda columna para enfriar la corriente de escape gaseosa.

18. El sistema de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque además comprende un condensador fluidamente acoplado a la corriente residual y configurado para reducir la temperatura de la corriente residual y extraer el agua condensada del mismo.

19. El sistema de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la torre de enfriamiento evaporativa además comprende una bomba configurada para presurizar el agua enfriada e inyectar el agua enfriada en la segunda columna con el fin de enfriar el gas reciclado presurizado.

20. El sistema de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque la segunda columna es un enfriador de contacto directo.

21. El sistema de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque la segunda columna es un enfriador de contacto directo de múltiples etapas.