MX2012014460A - Sistemas y metodos de generacion de potencia de baja emision. - Google Patents

Abstract

Se proporcionan métodos y sistemas para separación de CO2 para la generación de potencia de baja emisión en plantas de potencia de ciclo combinado. Un sistema incluye un sistema de turbina de gas que quema estequiométricamente 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 como un diluyente 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 se aprovecha de la corriente reciclada comprimida y se dirige a un separador de CO2 configurado para absorber CO2 de la corriente de purga utilizando un solvente de carbonato de potasio.

Description

SISTEMAS Y MÉTODOS DE GENERACIÓN DE POTENCIA 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.

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 para las compañías que operan sistemas de producción de hidrocarburos en las mismas.

Algunos procedimientos para disminuir las emisiones de CO2 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 oxígeno 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 C02 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. El volumen de aire adicional también desventa osamente genera oxigeno en exceso en el escape, 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 C02 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 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 DE LA DIVULGACIÓN La presente descripción proporciona sistemas y métodos para generar potencia con un sistema de separación de CO2 integrado. Los sistemas ejemplares incluyen un sistema de turbina de gas, un sistema de recirculación de gas de escape, un intercambiador de calor y un separador de C02. 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 una corriente reciclada comprimida con el fin de generar una corriente de descarga, que se expande en un expansor, para de esta manera generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos parcialmente impulsar un compresor principal. La corriente reciclada comprimida actúa como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la corriente de descarga. El sistema de recirculación de gas de escape puede tener por lo menos uno de un compresor de refuerzo y una o más unidades de enfriamiento configuradas para incrementar el gasto de flujo de masa de la corriente de escape gaseosa para proporcionar un gas reciclado enfriado al compresor principal. El compresor principal comprime el gas reciclado enfriado y genera la corriente reciclada comprimida, una porción de la cual se dirige a la cámara de combustión y una porción de la cual proporciona una corriente de purga. El separador de C02 se puede acoplar fluidamente a la corriente de purga y puede comprender una columna absorbedora, una primera válvula, y una columna de regeneración. La columna absorbedora puede ser configurada para recibir la corriente de purga y circular un solvente de carbonato de potasio en la misma para absorber C02 en la corriente de purga. La columna absorbedora descarga una corriente residual rica en nitrógeno y una solución de solvente de bicarbonato. La primera válvula se puede acoplar fluidamente a la columna absorbedora y configurar para evaporar instantáneamente la solución de solvente de bicarbonato a una presión casi atmosférica. La columna de regeneración se puede acoplar fluidamente a la primera válvula y configurar para recibir y hervir la solución de solvente de bicarbonato para remover el C02 y el agua del mismo, para de esta manera producir un solvente de carbonato de potasio regenerado para ser recirculado nuevamente a la columna absorbedora.

La presente descripción además proporciona sistemas y métodos relacionados adaptados para remover C02 de una corriente de recirculación de gas de escape.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Lo anterior y otras ventajas de la presente 5 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 para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de 0 C02 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.

La FIG. 2 representa otro sistema integrado para la í¾ generación de potencia de baja emisión y la recuperación de ;? C02 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades de la 5 presente descripción.

La FIG. 3 representa otro sistema integrado 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. 0 La FIG. 4 representa un sistema de captura de C02 ilustrativo, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.

La FIG. 5 representa otro sistema de captura de C02 ilustrativo, de acuerdo con una o más modalidades de la 5 presente descripción.

La FIG. 6 representa otro sistema de captura de C02 ilustrativo, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.

La FIG. 7 representa otro sistema de captura de C02 ilustrativo, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.

La FIG. 8 representa un sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y la expansión de nitrógeno para la recuperación de petróleo 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 cómo 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 (C2H6) , hidrocarburos de más alto peso molecular (por ejemplo, hidrocarburos C3-C2C)) , 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 cómo 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 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 (C¾ + 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.

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) o aplicaciones de secuestración. De acuerdo con las modalidades divulgadas en la presente, 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 o de otra manera moderar la temperatura de la combustión, estequiométrica y el gas de escape que entra al expansor subsecuente .

Al enfriar el gas de escape y al condensar el agua fuera de la corriente, se puede 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 se puede producir potencia o energía eléctrica con poco o nada de SOx, NOx, o C02 que son emitidos a la atmósfera.

La combustión estequiométrica o sustancialmente estequiométrica del combustible combinado con un refuerzo en la presión u otro incremento en el gasto de flujo de masa del gas de escape antes de ser comprimido para la recirculación puede hacer la presión parcial de C02 mucho más alta que en el escape de turbina de gas convencional. Como un resultado, la captura de carbono en un separador de C02 se puede realizar utilizando solventes menos intensivos de energía, tal como carbonato de potasio (K2CO3) o carbonato de sodio (Na2CC>3) . La presencia de oxígeno (02) , SOx, y NOx en el gas de escape hace el uso de solventes de amina (por ejemplo, MEA, DEA, MDEA, y solventes relacionados) difícil, aun con la presión más alta y el contenido de CO2 incrementado, puesto que los solventes de amina pueden degradarse en su presencia. Los solventes de carbonato de potasio o de sodio toleran el contenido de oxígeno mínimo de la presente descripción sin degradación. Por otra parte, el carbonato de potasio fácilmente absorbe S0X o N0X, convirtiéndolos a fertilizantes simples tales como sulfito de potasio ( 2SO3) y nitrato de potasio (KNO3) . Estos fertilizantes se pueden descargar fácilmente en una manera ambientalmente sin peligro.

Con referencia ahora a las figuras, la FIG. 1 representa una vista esquemática del sistema integrado ilustrativo 100 para la 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 el 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 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 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 hidrocarburo adecuado, tal como gas natural, metano, etano, nafta, butano, propano, singas, diesel, queroseno, combustible de aviación, combustible derivado de 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 adecuado que contiene oxigeno, 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 C02 y componentes 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 C02 en el gas de escape. Un gas de escape en la linea 116 se puede generar como un producto de combustión del combustible 112 y el oxidante comprimido en la linea 114 en la presencia de la corriente reciclada comprimida 144. El gas de escape 116 se dirige a la entrada del expansor 106. En por lo menos una modalidad, el combustible en la linea 112 puede ser principalmente gas natural, para de esta manera generar un gas de escape en la linea 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 del combustible no quemado u otros compuestos también pueden estar presentes en el gas de escape en la linea 116 debido a las limitaciones del 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 un contenido de C02 aumentado que resulta de la afluencia del gas de escape reciclado comprimido en la linea 144.

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 pueden 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 cómo una planta de ciclo combinado de gas natural (NGCC) . El escape gaseoso en la linea 122 se puede enviar al HRSG 126. con el fin de generar 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 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 las implementaciones ilustradas, las unidades de enfriamiento y/o compresores de refuerzo se muestran y se describen en órdenes variantes y configuraciones, cada uno de los cuales se puede entender, que está adaptado para incrementar el gasto de flujo de masa del gas de escape enfriado. Al incrementar el gasto de flujo de masa del gas de escape enfriado que entra al compresor principal, se puede obtener una presión de salida más alta desde el compresor principal .

En algunas implementaciones, y como se muestra en la FIG. 1, el circuito reciclado puede comprender por lo menos una unidad de enfriamiento 134 configurada para reducir la temperatura del gas de escape enfriado en la línea 132 y generar una corriente de gas reciclado enfriado 140. En una o más modalidades, la unidad de enfriamiento 134 puede ser un enfriador de contacto directo, un 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 pérdida de agua 138, 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 acoplado a la unidad de enfriamiento 134. El enfriamiento del gas de escape enfriado en la linea 132 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 de 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 típicamente está limitado en el 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 desde el compresor principal 104, para de esta manera traducir una relación de presión más alta a través del expansor 106. Una relación de presión más alta 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 el gas de escape rico en C02 en la línea 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 se puede aprovechar de la corriente reciclada comprimida 144 y subsecuentemente tratar en un separador de C02 148 para capturar C02 a una presión elevada por la vía de la linea 150. El C02 separado de la linea 150 se puede utilizar para ventas, utilizar en otro proceso que requiere dióxido de carbono, y/o comprimir e inyectar en un depósito terrestre para recuperación de petróleo aumentada (É0R) , secuestración, u otro propósito.

Una corriente residual 151, esencialmente agotada de C02 y que consiste principalmente de nitrógeno, se puede derivar del separador de C02 148. En una o más modalidades, la corriente residual 151 se puede expandir en un expansor de gas 152, tal como un expansor de nitrógeno que produce potencia, fluidamente acoplado al separador de C02 148. Como se representa en las FIGs. 1-3, el expansor de gas 152 se puede acoplar opcionalmente al compresor de entrada 118 a través de un árbol común 154 u otro acoplamiento de potencia, para de esta manera permitir 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 corriente abajo conocidas en la técnica. Por ejemplo, la corriente de nitrógeno expandida se puede utilizar en un proceso de enfriamiento evaporativo configurado para reducir además 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 152 el compresor de entrada 118, y el separador de C02 se pueden caracterizar como un ciclo Brayton abierto, o el tercer componente que produce 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 acoplar 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 podría ser adaptado para impulsar un compresor más pequeño (no mostrado) que requiere menos potencia. Adicionalmente o alternativamente,, el expansor 152 podría ser adaptado para impulsar otro equipo como sea apropiado. En todavía otras modalidades, como se representa en la FIG. 8, el expansor de gas 152 se puede reemplazar con un compresor corriente abajo 188 configurado para comprimir la corriente residual 151 y generar un gas de escape comprimido en la línea 190. En una o más modalidades, el gas de escape comprimido en la línea 190 puede ser adecuado para la inyección en un depósito para aplicaciones de mantenimiento de la presión. En aplicaciones donde el gas metano típicamente se reinyecta en pozos de hidrocarburo para mantener las presiones del pozo, la compresión de la corriente residual 151 se puede probar ventajosa. Por ejemplo, el gas nitrógeno presurizado en la línea 190 en cambio puede ser inyectado en los pozos de hidrocarburo y cualquier gas metano residual puede ser vendido o de otra manera utilizado como un combustible en aplicaciones relacionadas, tal como la provisión de combustible en la línea 112.

El sistema EGR 124 como es descrito en la presente, especialmente con la adición del compresor de refuerzo 142 se puede implementar para lograr una concentración más alta de C02 en la unidad de escape del sistema de generación de potencia 100, para de esta manera permitir una separación de CO2 más efectiva para la secuestración subsecuente, manteniendo la presión o aplicaciones EOR. Por ejemplo, las modalidades divulgadas en la presente pueden incrementar de manera efectiva la concentración de C02 en la corriente de gas de escape a aproximadamente 10% en volumen o más alto. Para realizar esto, la cámara de combustión 110 se puede adaptar para quemar estequiométricamente en 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 la temperatura de entrada al expansor 106 y el requerimiento de enfriamiento del componente, una porción del gas de escape derivado de la corriente reciclada comprimida 144 se puede inyectar en la cámara de combustión 110 como un diluyente. Asi, las modalidades de la descripción pueden esencialmente eliminar cualquier oxigeno en exceso del gas de escape mientras que simultáneamente se incrementa su composición de C02. Como tal, el escape gaseoso en la linea 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 se puede apreciar, 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 las constituciones y modelos específicos de expansores, compresores, enfriadores, etc. Por consiguiente, será apreciado que los datos particulares descritos en la presente son para propósitos ilustrativos únicamente no se deben considerar como la única interpretación de los mismos. En una modalidad, el compresor de entrada 118 se puede configurar como un compresor estequiométrico que proporciona oxidante comprimido en la línea 114 a presiones que varían entre aproximadamente 280 psia y aproximadamente 300 psia. También se contempla en la presente sin embargo, la tecnología de turbine 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 la corriente reciclada comprimida 144 a una presión nominalmente arriba o a 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 del diluyente necesarias en la cámara de combustión 110 pueden depender de la pureza del oxidante utilizado para la combustión estequiométrica o el modelo del expansor 106 , un anillo de termopares y/o sensores de oxígeno (no mostrado) se pueden disponer asociados con la cámara de combustión y/o expansor. Por ejemplo, los termopares y/o sensores de oxigeno se pueden disponer 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 o funcionamiento, 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 del gas de escape requerido como diluyente para enfriar los productos de la combustión a la temperatura de entrada de 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, la 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 reciclado comprimido en la linea 144 y/o el oxidante comprimido en la linea 114 se puede manipular o controlar para corresponder con la demanda. Los gastos de flujo de masa volumétrico 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 . La combustión del combustible en la linea 112 y el oxidante comprimido en la linea 114 puede generar temperaturas entre aproximadamente 1,093°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 entradas más altas y potencia incrementada del expansor 106.

El escape gaseoso en la línea 122 que sale del expansor 106 puede tener una presión en o casi ambiental. En por lo menos una modalidad, el escape gaseoso en la línea 122 puede tener una presión de aproximadamente 15.2 psia. A temperatura del escape gaseoso en la línea 122 puede variar de aproximadamente 638 °C (1180°F) a aproximadamente 637 °C (1250°F) antes de pasar, a través del HRSG 126 para generar vapor en la línea 130 y el 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 reciclada enfriada 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 especificas y durante estaciones especificas.

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. Adicionalmente o alternativamente, el gasto de flujo de masa de la corriente de gas reciclada enfriada se puede incrementar a través de otros medios, tal como enfriamiento. Como un resultado, el compresor principal 104 recibe y comprime un gas de escape reciclado con un flujo de masa de densidad más alta e incrementada, 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 las pruebas y las estimaciones del 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 de la Tabla modalidades que incluyen un compresor de refuerzo 142 pueden dar 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 que desalineado por el; incremento en la salida de potencia del expansor 106, para de- esta manera dar por resultado una mejora de eficiencia del: desempeño termodinámico global de alrededor de 1% de lhv (valor calentado inferior) .

Por otra parte, la adición del compresor de: refuerzo 142 o el enfriamiento en el sistema de recirculación; de gas del escape también puede incrementar la salida de potencia del expansor de nitrógeno 152 y la presión de purga1 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 mejorado de tratamiento con solvente' del separador de C02 148 debido a la presión parcial de C02 más alta. Tales mejoras pueden incluir, pero no están limitados a, una reducción de los gastos de capital globales en la forma del tamaño de equipo reducido para el proceso de: extracción con 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 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 donde el compresor de refuerzo 142 sigue o de otra manera está fluidamente acoplado a la HRSG 126. Como tal, el gas de escape enfriado en la linea 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 valor de compresión generado por el compresor de refuerzo 142. Como con las modalidades previamente divulgadas, la corriente de pérdida 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 discutido 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 de generación de potencia de baja emisión 100 de la FIG. 1, incorporada 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 FIGs. 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 de 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 tienen el compresor de refuerzo 142 fluidamente acoplado entre las mismas. Como con las modalidades previas, cada unidad de enfriamiento 134, 136 puede ser un enfriador de contacto directo, enfriador adaptado o los similares, como es conocido en la técnica.

En una o más modalidades, el gas de escape enfriado en la línea 132 descargado del HRSG 126 se puede enviar a la primera unidad de enfriamiento 134 para producir una corriente de pérdida de agua condensada 138 y la 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 dirigirla 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 compresión generado por el compresor de refuerzo 142, y también remover el agua condensada adicional por la vía de una corriente de pérdida de agua 143. En una o más modalidades, cada corriente de pérdida de agua 138, 143 puede o no puede ser dirigida al HRSG 126 para generar vapor adicional en la línea 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 o a la presión de la cámara de combustión 110. Como se puede apreciar, el enfriamiento de gas de escape enfriado en la línea 132 en la primera unidad de enfriamiento 134 puede reducir la cantidad de potencia requerida para comprimir, la corriente de gas reciclado enfriado 140 en el compresor de refuerzo 142. Por otra parte, además el enfriamiento 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.

La combinación de la combustión estequiométrica en la cámara de combustión 110 y la remoción de agua a través de las unidades de enfriamiento 134, 136 permite que el contenido de C02 en el gas de escape (por ejemplo, corrientes. 122, 132, 140 y/o 144) se acumule a aproximadamente 10% en volumen o más alto, que es más alto que los gases de escape en los sistemas de ciclo combinado convencionales. Estos efectos, más el impacto de los gastos de flujo de masa más altos que resultan de la implementación y el efecto del compresor de refuerzo 142 y/o unidades de enfriamiento, hacen la presión parcial de C02 mucho más alta que el escape de turbina de gas convencional. Consecuentemente, esto permite la captura de carbono en el separador de C02 148 utilizando solventes menos intensivos en energía, tal como la tecnología de solvente de carbonato de potasio (K2C03) .

La presencia de oxígeno (O2) , SOx y N0X hacen el uso de los solventes de amina (por ejemplo, MEA, DEA, MDEA, y solventes relacionados) difícil, aun con la presión más alta. y el contenido de C02 incrementado, puesto que estos gases pueden causar degradación de la amina. El carbonato de potasio, sin embargo, no es reactivo e inmune a cualquiera de los efectos del oxigeno. Aunque la reacción realizada en la cámara de combustión 110 se propone para ser estequiométrica, una fracción del oxigeno no obstante puede estar presente en la corriente de purga 146 debido a las limitaciones del equilibrio de la combustión. Mientras que el uso de solventes MEA en esta aplicación requeriría reclamación de solvente significante y desecho complicado, el uso de solventes de carbonato de potasio elimina la degradación de solvente a base de oxígeno.

El carbonato de potasio fácilmente absorbe S0X o N0X en el gas de escape, convirtiendo estos compuestos a fertilizantes simples, tal como sulfito de potasio (K2SO2) y nitrato de potasio (KNO3) . En particular, S02, SO3 y N02 todos forman ácidos muy fuertes en agua, mucho más fuertes que C02. Así, será preferencialmente absorbido en la solución de solvente, pero llegarán a ser sales estables al calor (HSS) y no serán removidos mediante la regeneración. Por otra parte, NO y N20 tienen baja solubilidad y son más difíciles de-absorber que N02, y tienden a presentar concentraciones menores. Como fertilizantes simples, el sulfito de potasio y el nitrato de potasio fácilmente se pueden descargar en una manera ambientalmente sin peligro, mientras que nada de otros compuestos tóxicos, tales como inhibidores de corrosión, activadores, etc. se adicionan al sistema de solvente. Cuando se remueven los compuestos de sulfato y de nitrato, el hidróxido de potasio (KOH) se puede adicionar para la reconstitución del solvente. Puesto que el hidróxido de potasio es una sustancia química muy económica, esto se puede realizar más bien económicamente.

Con referencia a la FIG. 4, se presenta una modalidad ejemplar del sistema de separación de C02 400 que puede emplear la tecnología de solvente de carbonato de potasio como es descrito en la presente. El sistema de separación de C02 400 puede ser o formar por lo menos una porción del separador de C02 148, como es descrito generalmente en la presente con referencia a las FIGs. 1-3. En una o más modalidades, el sistema, 400 se puede configurar para recibir la corriente de purga 146 aprovechada de la corriente reciclada comprimida 144 (FIGs. 1-3) a una temperatura de alrededor de 427°C (800°F) y en presiones de alrededor de 270 psia a aproximadamente 280 psia.

La corriente de purga 146, que contiene principalmente nitrógeno, C02 y el agua de combustión y exceso, se puede enfriar en un intercambiador de calor 402 a una temperatura que varía de aproximadamente 121°C (250°F) a aproximadamente 149°C (300°F) parra de esta manera generar una corriente de purga enfriada en la línea 404. En una modalidad, el intercambiador de calor 402 puede generar el vapor para ser integrado con la corriente de vapor 130 del HRSG 126 (FIGs. 1-3). La extracción de C02 de la corriente de purga 146 en el sistema de separación de C02 400 en una corriente residual rica en nitrógeno 151 en o cerca de la presión elevada de la corriente de purga 146 y a una temperatura de aproximadamente 66°C (150°F) . En por lo menos una modalidad, el intercambiador de calor 402 puede ser un intercambiador de calor de intercambio cruzado fluidamente acoplado a la corriente residual 151 y configurado para extraer la energía calorífica asociada con el enfriamiento de la corriente de purga 146 con el fin de recalentar la corriente residual 151. Una vez recalentada, la corriente residual 151, que consiste principalmente de un vapor de nitrógeno que tiene una temperatura de aproximadamente 399°C (750°F) y una presión de alrededor de 270-280 psia, se puede expandir subsecuentemente para generar potencia mecánica, como es descrito generalmente en lo anterior.

La corriente de purga enfriada en la línea 404 se puede dirigir a una columna absorbedora 406 donde se circula un solvente desde la línea 408, y la corriente residual 151 se descarga simultáneamente en la parte de arriba para el procesamiento corriente abajo adicional. En una modalidad, el solvente es una solución de sal a base de agua de carbonato de potasio. Cuando se compara con solventes de competición, tal como MEA, el solvente de carbonato de potasio es mu tolerante a la temperatura. Como un resultado, el enfriamiento de la corriente de purga 146 se puede minimizar, como sea necesario, y una corriente de purga de temperatura más alta 146 se puede dejar entrar a la columna absorbedora 406 sin elevar los problemas de degradación térmica. Por consiguiente, el grado de enfriamiento de la corriente de purga 146 se puede modificar para corresponder a los requerimientos de calor del proceso, antes que el enfriamiento para evitar la degradación térmica.

A medida que se absorbe C02 por el carbonato de potasio en la columna absorbedora 406, este reacciona con agua para formar ácido carbónico (H2CO3) y luego bicarbonato (HCO3) . La parte acidica del ácido carbónico (H+) puede reaccionar con el ion carbonato (CO2"2) para formar un ion bicarbonato adicional. Así, la reacción global puede ser como sigue: C02 + H20 + K2C03 «-» 2KHC03 Como un resultado, un solvente de bicarbonato, rico, se puede descargar desde el fondo de la columna absorbedora 406 por la vía de la línea 410 y dirigida en una columna de regeneración 412. En una modalidad, una primera válvula o intermedia 414 dispuesta en la línea 410 se puede configurar para evaporar instantáneamente el solvente de bicarbonato a una presión casi atmosférica, menor, antes de la introducción a la columna de regeneración 412. En por lo menos una modalidad, la primera válvula 414 puede ser una turbina hidráulica configurada para generar potencia extra.

En por lo menos una modalidad, la columna de regeneración 412 puede funcionar a temperaturas que exceden el punto de ebullición normal del agua. Por ejemplo, la columna de regeneración 412 puede funcionar a un intervalo de temperatura de aproximadamente 104°C (220°F), aproximadamente 110'C (230°F), o aproximadamente 116°C (240°F) a aproximadamente 138°C (280°F), aproximadamente 143°C (290°F), o aproximadamente 149°C (300°F) . La columna de regeneración 412 puede funcionar a presiones que varían de aproximadamente 0 psig a aproximadamente 10 psig. En por lo menos una modalidad, la columna de regeneración 412 se puede configurar para funcionar a una presión de aproximadamente 3 psig. La columna de regeneración 412 se puede configurar para usar el vapor que circula en el mismo para hervir el solvente de bicarbonato y revertir la reacción realizada en la columna absorbedora 406 para de esta manera reducir un solvente de carbonato de potasio pobre, regenerado adecuado para la recirculación por la vía de la línea 416 enseguida. En por lo menos una modalidad, una bomba en línea 418, o similar, puede impulsar por lo menos una porción del solvente de carbonato de potasio pobre por la vía de la línea 420 nuevamente a la columna absorbedora 406.

En ruta a la columna absorbedora 406, una porción del solvente de carbonato de potasio pobre se puede remover como una sal estable al calor (HSS) por la via de la linea 423 . Como es descrito en lo anterior, las HSSs ilustrativas extraídas por la vía de la línea 423 pueden incluir tranquilizantes compuestos tales como, pero no limitados a, sulfito de potasio y/o nitrato de potasio. Con el fin de reconstituir la pérdida del contenido de carbonato de potasio removido por la vía de la línea 423 , y para mantener la concentración de la solución total, una corriente de hidróxido de potasio se puede adicionar subsecuentemente por la vía de la línea 425 . En una o más modalidades, el hidróxido de potasio sirve como un repuesto de solvente. El solvente de carbonato de potasio pobre en la línea 420 luego se puede dirigir opcionalmente a través de una primera unidad de enfriamiento 422 . En una o más modalidades, la primera unidad de enfriamiento 422 puede ser, por ejemplo, un enfriador de aire o un intercambiador de calor de tipo radiador, configurado para reducir la temperatura del solvente de carbonato de potasio pobre a temperaturas que varían de aproximadamente 110°C (230 °F) y aproximadamente 16°C (60°F). Como se puede apreciar, en por lo menos una modalidad la HSSs alternativamente se pueden remover como fertilizantes subsecuente a la primera unidad de enfriamiento 422 , así como la adición de hidróxido de potasio.

Con el fin de generar el vapor que circula en la columna de regeneración 412 y mantener el valor de regeneración requerido, por lo menos una porción del solvente de carbonato de potasio pobre en la línea 416 se pueden dirigir a una caldera 419 por la vía de la línea 417. La caldera 419 se puede configurar para incrementar la temperatura de solvente de carbonato de potasio pobre en la línea 417, y regresar un solvente de carbonato de potasio regenerado, calentado nuevamente en la columna de regeneración por la vía de la línea 421. En por lo menos una modalidad, la caldera 419 se puede suministrar con un calor del HRSG 126 (FIGs. 1-3). En otras modalidades, sin embargo, la caldera 419 se puede suministrar con calor de la descarga de la turbina de gas de vapor 128 (FIGs. 1-3) .

El agua incluida en la corriente de purga 146 puede condensarse en la solución de solvente en la columna absorbedora 406, y subsecuentemente hervir en la columna de regeneración 412. Consecuentemente, la columna de regeneración 412 además puede descargar vapor de C02 y cualquier agua residual por la vía de la línea de la parte de arriba 424. Por lo menos una modalidad, el vapor dé C02 y el agua residual se pueden dirigir a través de una segunda unidad de enfriamiento 426, tal como un enfriador de aire o intercambiador de calor de tipo radiador, antes de ser introducida en un condensador 428. El condensador 428 se puede configurar para separar el agua residual de cualquier C02 recuperado y dirigir el agua separada en la linea 430 abajo mientras que se alimenta el CO2 recuperado en la linea 150 en la parte de arriba. Como se puede apreciar, la linea 150 puede ser la misma linea 150 como es descrito en lo anterior con referencia a las FIGs. 1-3. En por lo menos una modalidad, el C02 separado en la linea 150 se puede comprimir subsecuentemente para aplicaciones tal como la secuestración de C02, recuperación de petróleo aumentada, ventas de C02, captura de carbono y/o combinaciones de los mismos.

En una modalidad, por lo menos una porción del agua separada en la linea 430 se puede recircular nuevamente a la columna de regeneración 412 por la vía de la linea 434 utilizando una bomba 43£ para permitir que el resto del agua en el sistema sea mantenido constante. El agua se introduce constantemente en el solvente por la vía de la corriente 404, y subsecuentemente se remueve por la vía de las lineas 436, 150 y 151. Con el fin de mantener las condiciones y concentración del solvente, el agua debe permanecer n equilibrio dentro del sistema 400. Por consiguiente, el agua recirculada en la linea 434 puede permitir que el agua sea regresada de modo que el vapor elevado en la linea 421 se puede controlar independientemente de este equilibrio de agua. En otras palabras, el agua recirculada se puede utilizar como agua de alimentación para la generación de vapor en la columna de regeneración 412 o para elevar el vapor de baja presión del enfriamiento de alimentación. En otras modalidades, una porción del agua residual en la linea 430 se puede desechar como agua de proceso fresca por la vía de la línea 436. Por ejemplo, aunque continua una porción de CO2 disuelto el agua en la linea 436 se puede utilizar para agua de riego, tratar para ser utilizada para agua de alimentación de caldera y/u otra agua de proceso.

Con referencia ahora a la FIG.5, se representa otra modalidad ilustrativa de un sistema de separación de C02 500 similar en algunos aspectos al sistema 400 de la FIG. 4. Como tal, el sistema completo 500 no será descrito en detalle pero puede ser mejor entendido con referencia a la FIG. 4. Mientras que el sistema 400 de la FIG. 4 podría ser caracterizado como un proceso de carbonato de potasio de una sola etapa, el sistema 500 de la FIG. 5 puede ser caracterizado, en por lo menos una modalidad, como un proceso de carbonato de potasio en dos etapas. Como es representado, el sistema de separación de C02 500 puede incluir un circuito de recirculación de solvente "semi pobre" en donde una porción del solvente se puede retirar de la columna de regeneración 412 por la vía de la línea 502 antes de la regeneración completa. En por lo menos una modalidad, la porción del solvente retirado por la vía de la línea 502 puede ser aproximadamente 50% o más del volumen de solvente total que circula a través de la columna de regeneración 412.

El balance de la solución de solvente que permanece en la columna de regeneración 412 se puede regenerar completamente, como es descrito en lo anterior, y descargar por la via de la linea 416 enseguida.

Una bomba 504 dispuesta dentro de la linea 502 puede dirigir la solución de solvente semi pobre a la columna absorbedora 406. En una modalidad, la solución de solvente semi pobre se puede alimentar hacia abajo 506 a la columna absorbedora 406. Siendo solo parcialmente regenerado, el solvente semi pobre en la linea 502 no és capaz de absorber C02 de los gases de concentración menor más altos en la columna absorbedora 406. En cambio, se puede alimentar en la columna absorbedora 406 donde puede absorber la cantidad máxima de C02, y no diluir el solvente completamente pobre que entra a la columna absorbedora 406 por la via de la linea 408.

Esta variación en el sistema 500 puede requerir un gasto de flujo, de circulación de solvente más alta que el sistema 400 de la FIG. 4, pero puede demandar menos energía calorífica externa para remover el C02. Con esta eficiencia térmica mejorada, el sistema 500 puede requerir menos servicio de calor de la caldera 419 que está contenida en la corriente de purga 146. En otras palabras, el calor de la corriente de purga entrante 146 puede ser capaz de suministrar todos los requerimientos de calor de la caldera 419. Consecuentemente, si la corriente residual 151 se inyecta para EOR, el sistema 500 puede ser térmicamente autosuficiente y no requerir reconstitución de calor del HRSG de turbina de potencia 126.

Con referencia ahora a la FIG. 6, se representa otra modalidad ejemplar de un sistema de separación de CO2 600, similar en algunos aspectos a los sistemas 400, 500 de las FIGs. 4 y 5, respectivamente. Como tal, el sistema completo 600 no será descrito en detalle pero se puede entender mejor con referencia a las FIGs. 4 y 5. Como se representa, el solvente bicarbonato rico puede ser descargado del fondo de la columna absorbedora 406 por la vía de la linea 410 y reducir la presión utilizando una primera válvula 602 antes de ser introducido en un separador 604. En una modalidad, la primera válvula 602 se puede configurar para reducir la presión del solvente de bicarbonato de la presión de corriente de purga 146 (por ejemplo, entre aproximadamente 270-280 psia) a un nivel de presión intermedia. En una o más modalidades, el nivel de presión intermedio puede variar de aproximadamente 20 psia a aproximadamente 50 psia.

El separador 604 se puede configurar para recibir la solución reducida en presión y remover por lo menos una porción de C02 por la via de la linea de la parte de arriba 606. En una o más modalidades, el C02 removido en las líneas 606 se puede enfriar en una unidad de enfriamiento 608, y subsecuentemente alimentar en un sistema de compresión corriente abajo 607. En una o más modalidades, la unidad de enfriamiento 608 puede ser un enfriador de contacto directo, enfriador adaptado, una unidad de refrigeración mecánica, o combinaciones de los mismos. Puesto que la porción removida de C02 en la linea 606 está a una presión elevada, aunque una presión intermedia entra a la presión de la corriente de purga 146 y atmosférica, este se puede inyectar en una etapa intermedia del sistema de compresión corriente abajo 607, para de esta manera reducir la carga de compresión requerida sobre el sistema de compresión 607.

El resto del C02 y el solvente de bicarbonato que permanece en el separador 604 se puede descargar del separador 604 por la vía de la línea 610 abajo y evaporar instantáneamente a una presión casi atmosférica menor en la corriente 611 utilizando una segunda válvula 612 antes de ser dirigido en la columna de regeneración 412. En varias modalidades del sistema 600, la regeneración de solvente completa luego puede tomar lugar como es descrito en lo anterior con referencia a ya el sistema 400 o el sistema 500 como es representado en las FIGs. 4 o 5, respectivamente. Por ejemplo, como es descrito en lo anterior una porción separada de C02 se puede extraer del condensador 428 por la vía de la línea 150 en o casi la presión atmosférica y dirigida a una primera etapa de compresión del sistema de compresión corriente abajo 607. Consecuentemente, el sistema de compresión corriente abajo 607 puede recibir por lo menos dos corrientes de alimentación que incluyen sustancialmente C02 capturado; una corriente de alimentación que tiene C02 de alta presión en la linea 606 que se inyecta en una etapa de compresión intermedia, y una segunda corriente de alimentación que tiene C02 de baja presión en la linea 150 y se inyecta en la primera etapa de compresión. Como se puede apreciar, tal arreglo puede reducir la demanda de potencia para la compresión de CC½ en la preparación para EOR o secuestración en virtualmente ningún incremento en la carga térmica de la columna de regenerador 412.

Por lo menos un beneficio derivado del sistema 600 es la habilidad para producir una corriente de C02 pura o casi pura de la columna de regeneración 412. Los contaminantes presentes en la corriente de C02 en la linea 410 puede incluir agua y algunos gases volátiles por ejemplo, (N2/ CO, Ar, etc.) disueltos en el solvente circulante. El sistema 600 se puede adaptar para remover esencialmente todos estos gases volátiles, dejando la corriente de la parte de arriba 424 de la columna de regeneración 412 con solamente C02 de alta pureza y agua. En una o más modalidades, la concentración de C02 en la linea de la parte de arriba 424 puede ser de alrededor de 2/3 del flujo de C02 total en el sistema 600. Una vez separado del agua, una porción del C02 en la línea 150 se puede dirigir a una línea de purga 614 y capturar para usos no de EOR, tal como material de alimentación químico, producción de alimentos, etc.

Como se puede apreciar, las modalidades y características divulgadas con referencia a las FIGs. 5-6 se pueden combinar sin apartarse de la descripción. Por consiguiente, la siguiente tabla e información suplementado proporciona datos del proceso ilustrativo para una combinación de modalidades y/o características descritas en lo anterior. Los números de referencia de corriente de solvente y corriente de gas mostrados en la tabla pueden se referidos en las FIGs. 5-6.

TABLA 2 - Datos del Proceso Calor Requerido: Intercambiador Cruzado de Gas de Alimentación 402 629 MBTU/hr Total: Caldera de Regenerador 419 586 MBTU/hr (vapor 20 psig) 586 MBTU/hr Calor Rechazado: Unidad de Enfriamiento 608 114 MBTU/hr Condensador 428 381 MBTU/hr Unidad de Enfriamiento 422 478 MBTU/hr Total: Enfriadores del Compresor Total: de C02 (total) 216 MBTU/hr 1189 MBTU/hr Cargas de Potencia: Expansor de Gas 152 (FIGs. 1-3) 222,414 hp Producido Bomba de Solvente Pobre 418 2,035 hp Consumido Bomba de Solvente Semi Pobre 504 5,532 hp Consumido Compresor de C02 (total) 49,450 hp Consumido Total : Potencia Neta Producida/ Consumida 165,397 hp Consumida 165,397 hp Con referencia ahora a la FIG. 7, se representa otra modalidad ejemplar de un sistema de separación de C02 700. Puesto que el sistema 700 es similar en algunos aspectos a los sistemas 400 y 500 descritos en lo anterior, el sistema completo 700 no será descrito en detalle pero puede ser mejor entendido con referencia a las FIGs. 4 y 5. El sistema 700 se puede probar particularmente ventajoso en modalidades donde la corriente residual 151 del C02 capturado en la linea 150 van a ser inyectados en aplicaciones en EOR. Como será descrito enseguida, el sistema 700 puede ser configurado para permitir la integración superior de los requerimientos de la corriente de purga 146 en conjunción con los requerimientos de calor del proceso en la columna de regeneración 412 y 1 caldera 419.

Puesto que la corriente residual 151 en el sistema 700 se puede comprimir subsecuentemente para EOR, el intercambiador de calor 402 no es necesariamente intercambiado cruzadamente con la corriente residual 151, sino en cambio su energía calorífica puede ser disponible para otros usos. Por ejemplo, en una o más modalidades, el intercambiador de calor 402 se puede configurar para , recibir por lo menos una porción del agua de combustión recuperada, o el agua residual de la línea 435 para generar un vapor de baja presión en la línea 702. El vapor resultante en la línea 702 puede tener una presión de aproximadamente 50 psig o más alta y se puede dividir en las líneas 702a y 702b y utilizar como gas de potencia motriz para uno o más eductores 704a y 704b. Mientras que dos líneas 702a y 702b y dos eductores 704a y 704b se muestran en la FIG. 7, será apreciado que puede haber más o menos, sin apartarse del alcance de la descripción.

En una modalidad, los eductores 704a y 704b se pueden configurar como eyectores de vapor adaptados para reducir la presión sobre el solvente de carbonato de potasio pobre descargado en la linea 416 de la columna de regeneración 412. Para agradecer esto, el solvente pobre en la linea 416 se puede dirigir en una o más cámaras de mezclado 706a y 706b arregladas en serie y fluidamente acopladas a los eductores 704a y 704b, respectivamente. En una modalidad, la primera cámara de mezclado 706a puede alimentar la segunda cámara de mezclado 706b ¦ para procesamiento adicional. En otras modalidades, sin embargo, las cámaras de mezclado 706a y 706b se pueden arreglar en paralelo, sin apartarse del alcance de la descripción.

En la operación, los eductores 704a y 704b se pueden adaptar para acelerar el vapor en la linea 702 para crear una zona de baja presión en o cerca de las condiciones de vacio configuradas para hervir instantáneamente solvente pobre en las cámaras de mezclado 706a y 706b. La ebullición del solvente pobre puede liberar agua adicional y C02 no recuperado por la via de la linea de la parte de arriba 424 y retirar el efluente gaseoso resultante en las lineas 708a y 708b. El efluente resultante en las lineas 708a y 708b, se puede inyectar en la columna de regeneración 412 para remover y capturar el C02 en exceso por la via de la linea de la parte de arriba 424. Debido a su contenido de vapor, el efluente también puede servir como vapor de separación, para de esta manera suplementar o completamente reemplazar por lo menos algo del servicio de calor de ebullición degenerativo generalmente suministrado por la caldera 419. Por consiguiente, el sistema 700 puede permitir que algo del calor mantenido en el solvente pobre impulsa el flujo de vapor en las cámaras de mezclado 706a y 706b, para de esta manera reducir el calor neto requerido para la regeneración de solvente y el tamaño global de la caldera 419.

La ebullición instantánea del agua adicional y C02 en las cámaras de mezclado 706a y 706b también puede enfriar simultáneamente el solvente pobre restante al reducir su presión de aproximadamente 3 psig a aproximadamente 10 psig de vacio. En una o más modalidades, la temperatura del solvente pobre se puede reducir de aproximadamente 116°C (240°F), aproximadamente 110°C (230°F), o aproximadamente 104°C (220°F) a aproximadamente 99°C (210°F), aproximadamente 93°C (200°F), o aproximadamente 88°C (190°F) . El solvente pobre enfriado luego se puede descargar de la cámara de mezclado 706b por la vía de la linea 710 y luego dirigir a la bomba en linea 418 que, como es descrito en lo anterior, puede impulsar el solvente por la vía de la linea 420 nuevamente a la columna absorbedora 406. Puesto que la temperatura de solvente pobre se puede enfriar en las cámaras de mezclas 706a y 706b, se puede reducir el tamaño de la unidad de enfriamiento 422.

Debido al vapor de baja presión proporcionado en las lineas 702a y 702b a los eductores 704a y 704b, respectivamente, se inyecta en la columna de regeneración 412, este puede dar por resultado el consumo de por lo menos una porción del agua de alimentación derivada del agua separada en la linea 434. Por consiguiente, cualquier agua adicional se puede recuperar de la columna de regeneración 412 por la vía de la linea de la parte de arriba 424 como agua residual adicional. Como un resultado, el agua en exceso se puede acumular continuamente en el sistema 700 y se puede extraer por la vía de la linea de agua residual 436. Como se puede apreciar, el gasto de reflujo de agua se puede variar para mantener el balance de solvente agua, o la concentración de la solución de carbonató de potasio.

Como se puede apreciar, las modalidades y características divulgadas con referencia a las FIGs. 5-7 se pueden combinar sin apartarse de la descripción. Por consiguiente, la siguiente tabla e información suplemental proporciona datos del proceso ilustrativo para una combinación ejemplar de modalidades y/o características descritas en lo anterior. Los números de referencia de la corriente de solvente y la corriente de gas mostrados en la tabla pueden ser referidos en cuanto a las FIGs. 5-7.

TABLA 3 - Datos del Proceso Número de Corriente de 434 Calor Requerido: Nada (el gas de alimentación suministra todo el calor) Calor Rechazado: Unidad de Enfriamiento 608 139 MBTU/hr Condensador 428 611 MBTU/hr Unidad de Enfriamiento 422 271 MBTU/hr Total: Enfriadores del Compresor Total: de C02 (total) 217 MBTU/hr 1,273 MBTU/hr Cargas de Potencia: Bomba de Solvente Pobre 418 2,047 hp Consumido Bomba de Solvente Semi Pobre 504 4,473 hp Consumido Compresor de C02 (total) 49,473 hp Consumido Total: 55, 992 hp Exportación de Material Gas Inerte (principalmente 1,208 Mscfd@276.2 psia Mientras que la presente descripción puede ser susceptible a varias modificaciones y formas alternativas, las modalidades ejemplares discutidas en lo anterior se han mostrado únicamente a manera de ejemplo. Sin embargo, nuevamente debe ser entendido 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 (31)

REIVINDICACIONES

1. Un sistema de separación de C02 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 una corriente reciclada comprimida con el fin de generar una corriente de descarga, que se expande en un expansor, para de esta manera generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos parcialmente impulsar un compresor principal, en donde la corriente reciclada comprimida actúa como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la corriente de descarga; un sistema de recirculación de gas de escape que. tiene por lo menos uno de un compresor de refuerzo y una o. más unidades de enfriamiento configuradas para incrementar el gasto de flujo de masa de la corriente de escape gaseosa para proporcionar un gas reciclado enfriado al compresor principal, en donde el compresor principal comprime el gas reciclado enfriado y genera la corriente reciclada comprimida, una porción de la cual se dirige a la cámara de combustión, una porción de la cual proporciona una corriente de purga; y un separador de C02 fluidamente acoplado a la corriente de purga, el separador de C02 que comprende: una columna absorbedora configurada para recibir la corriente de purga y circular un solvente de carbonato de potasio en la misma para absorber C02 en la corriente de purga, en donde la columna absorbedora . descarga una corriente residual rica en nitrógeno y una solución de solvente de bicarbonato; una primera válvula acoplada a la columna . absorbedora y configurada para evaporar instantáneamente la solución de solvente de bicarbonato a una presión casi atmosférica; y una columna de regeneración fluidamente acoplada a la primera válvula y configurada para recibir y hervir la solución de solvente de bicarbonato para- remover C02 y agua de la misma, para de esta manera producir un solvente de carbonato de potasio regenerado que se recircula nuevamente a la columna absorbedora.

2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la temperatura de la corriente de purga es aproximadamente 427°C (800°F), y la presión de la corriente de purga es aproximadamente 280 psia.

3. El sistema de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque además comprende un intercambiador de calor asociado con la corriente de purga, en donde el intercambiador de calor es un intercambiador de calor de . intercambio cruzado configurado para reducir la temperatura de la corriente de purga entre aproximadamente 121°C (250°F) y aproximadamente 149°C (300°F) .

4. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la columna de regeneración opera a una presión de aproximadamente 3 psig.

5. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende una caldera fluidamente acoplada a la columna de regeneración y configurada para recibir y calentar una porción del solvente de carbonato de potasio regenerado y producir un solvente de carbonato de potasio regenerado, calentado.

6. El sistema de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la caldera está configurada para recircular el solvente de carbonato de potasio regenerado, calentado nuevamente a la columna de regeneración para producir vapor para hervir la solución de solvente de bicarbonato.

7. El sistema de conformidad cón la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende un condensador fluidamente acoplado a la columna de regeneración y. configurado para recibir y separar el CO2 y el agua removidos de la solución de solvente de bicarbonato, en donde el C02 se dirige a un sistema de compresión corriente abajo.

8. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque una porción del agua separada del C02 se bombea nuevamente a la columna de regeneración para crear vapor .

9. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque una porción de la solución de solvente de bicarbonato se retira de la columna de regeneración antes de la regeneración del solvente completa, y se recircula y se alimenta hacia abajo en la columna absorbedora.

10. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque aproximadamente 50% o más de una cantidad total de solución de solvente de bicarbonato se retira de la columna de regeneración antes de la regeneración del solvente completa.

11. Un sistema de separación de CO2 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 una corriente reciclada comprimida con el fin de expandir una corriente de descarga en un expansor, para de esta manera generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos parcialmente impulsar un compresor principal, en donde la corriente reciclada comprimida actúa como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la corriente de descarga; un sistema de recirculación de gas de escape que tiene un compresor de refuerzo y uno o más unidades de enfriamiento fluidamente acopladas al compresor de refuerzo, el compresor de refuerzo que es configurado para recibir o reforzar la presión de la corriente de escape gaseosa y la una o más unidades de enfriamiento que son configuradas para enfriar la corriente de escape gaseosa y proporcionar un gas reciclado enfriado al compresor principal, en donde el compresor principal comprime el gas reciclado enfriado y genera la corriente reciclada comprimida; una corriente de purga fluidamente acoplada a la corriente reciclada comprimida y que tiene intercambiador de calor configurado para reducir la temperatura de la corriente de purga y generar una corriente de purga enfriada; y un separador de C02 fluidamente acoplado al intercambiador de calor, el separador de C02 que comprende: una columna absorbedora configurada para recibir la corriente de purga enfriada y circular un solvente de carbonato de potasio en la misma para absorber C02 en la corriente de purga. enfriada, en donde la columna absorbedora descarga una corriente residual rica en nitrógeno y una solución de solvente de bicarbonato; una primera válvula fluidamente acoplada a la columna absorbedora y configurada para evaporar instantáneamente - la solución de solvente de bicarbonato a una presión menor, para de esta manera generar una solución de presión reducida; un separador fluidamente acoplado a la primera válvula y configurado para recibir la solución de presión reducida y remover una primera porción de C02 de la misma para ser inyectada en una etapa interior del sistema de compresión corriente abajo; una segunda válvula fluidamente acoplada al separador y configurada para recibir las porciones restantes de la solución de presión reducida y evaporar instantáneamente las porciones restantes a una presión casi atmosférica, para de esta manera generar una solución de solvente de bicarbonato casi atmosférica; y una columna de regeneración fluidamente acoplada a la segunda válvula y configurada para recibir y hervir la solución de solvente de bicarbonato casi atmosférica para remover una segunda porción de C02 y agua, para de esta manera producir un solvente de carbonato de potasio regenerado que es recirculado nuevamente a la columna absorbedora.

12. El sistema de conformidad con la reivindicación caracterizado porque la temperatura de la corriente de purga es aproximadamente 427°C (800°F), y la presión de la corriente de purga es aproximadamente 280 psia.

13. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el intercambiador de calor es un intercambiador de calor de intercambio cruzado configurado para reducir la temperatura de la corriente de purga entre aproximadamente 121°C (250°F) y aproximadamente 149°C (300°F) .

14. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende una unidad de enfriamiento de alta presión configurada para enfriar la primera porción de C02 antes de la inyección en la etapa interior del sistema de compresión corriente abajo.

15. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende un condensador fluidamente acoplado a la columna de regeneración y configurado para separar la segunda porción de C02 del agua y dirigir la segunda porción de C02 a una primera etapa del sistema de compresión corriente abajo.

16. Un método para separar C02, caracterizado porque comprende: quemar estequiométricamente un oxidante comprimido y un combustible en una cámara de combustión y en la presencia de una corriente reciclada comprimida, para de esta manera generar una corriente de descarga que es expandida en un expansor que impulsa un compresor principal y genera una corriente de escape gaseosa, en donde la corriente reciclada comprimida modera la temperatura de la corriente de descarga; incrementar la presión de la corriente de escape gaseosa con un compresor de refuerzo y enfriar la corriente de escape gaseosa con una o más unidades de enfriamiento fluidamente acopladas al compresor de refuerzo, mediante lo cual un gas reciclado enfriado se dirige al compresor principal para la compresión, en donde el compresor principal comprime el gas reciclado enfriado para generar la corriente reciclada comprimida; enfriar una corriente de purga fluidamente acoplada a la corriente reciclada comprimida con un intercambiador de calor para generar una corriente de purga enfriada; dirigir la corriente de purga enfriada en una columna absorbedora que tiene un solvente de carbonato de potasio circulando en la misma, el solvente de carbonato de potasio que es configurado para absorber el C02 presente en la corriente de purga enfriada; descargar una corriente residual rica en nitrógeno y una solución de solvente de bicarbonato de la columna absorbedora; evaporar instantáneamente la solución de solvente de bicarbonato a una presión casi atmosférica a través de una válvula; hervir la solución de solvente de bicarbonato en una columna de regeneración para remover CO2 y el agua del mismo, para de esta manera generar un solvente de carbonato de potasio regenerado; y recircular el solvente de carbonato de potasio regenerado nuevamente a la columna absorbedora.

17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque además comprende incrementar la temperatura de una porción del solvente de carbonato de potasio regenerado en una caldera para producir un solvente de carbonato de potasio regenerado, calentado.

18. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque además comprende recircular el solvente de carbonato de potasio regenerado, calentado nuevamente a la columna de regeneración para producir vapor para hervir la solución de solvente de bicarbonato.

19. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque además comprende separar el C02 del agua removida de la solución de solvente de bicarbonato en un condensador fluidamente acoplado a la columna de regeneración, y dirigir el C02 a un sistema de compresión corriente abajo.

20. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque comprende dirigir una porción del agua separada del C02 en el separador nuevamente en la columna de regeneración para crear vapor.

21. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque además comprende retirar una porción de la solución de solvente de bicarbonato de la columna de regeneración antes de la regeneración de solvente completa, y alimentar la solución de solvente de bicarbonato retirada abajo en la columna absorbedora.

22. Un sistema de separación de C02 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 una corriente reciclada comprimida con el fin de expandir una corriente de descarga en un expansor, para de esta manera generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos parcialmente impulsar un compresor principal, en donde la corriente reciclada comprimida actúa como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la corriente de descarga; un sistema de recirculación de gas de escape que tiene un compresor de refuerzo y uno o más unidades de enfriamiento fluidamente acopladas al compresor de refuerzo, el compresor de refuerzo que es configurado para recibir o reforzar la presión de la corriente de escape gaseosa y la una o más unidades de enfriamiento que son configuradas para enfriar la corriente de escape gaseosa y proporcionar un gas reciclado enfriado al compresor principal, en donde el compresor principal comprime el gas reciclado enfriado y genera la corriente reciclada comprimida; una corriente de purga fluidamente acoplada a la corriente reciclada comprimida y que tiene un intercambiador de calor configurado para reducir la temperatura de la corriente de purga y generar una corriente de purga enfriada; y vapor de baja presión; y un separador de C02 fluidamente acoplado al intercambiador de calor, el separador de CO2 que comprende: una columna absorbedora configurada para recibir la corriente de purga enfriada y circular un solvente de carbonato de potasio en la misma para absorber C02 en la corriente de purga enfriada, en donde la columna absorbedora descarga una corriente residual rica en nitrógeno y una solución de solvente de bicarbonato; una válvula fluidamente acoplada a la columna absorbedora y configurada para evaporar instantáneamente la solución de solvente de bicarbonato a una presión casi atmosférica; una columna de regeneración fluidamente acoplada a la válvula y configurada para recibir y hervir la solución de solvente de bicarbonato para remover una primera porción de CO2 y agua del mismo, para de esta manera producir un solvente de carbonato de potasio regenerado; una o más cámaras de mezclado fluidamente acopladas a la columna de regeneración y correspondientes a uno o más eductores, la una o más cámaras de mezclado que son configuradas para recibir el solvente de carbonato de potasio regenerado, y el uno o más eductores que son configurados para recibir el vapor de baja presión del intercambiador de calor y abrir instantáneamente el¦ solvente de carbonato de potasio regenerado para extraer la segunda porción de C02 y el agua que es recirculada nuevamente a la columna de regeneración; y una bomba fluidamente acoplada a por lo menos una de la una o más cámaras de mezclado y configurada para dirigir una porción restante del solvente de carbonato de potasio regenerado nuevamente a la columna absorbedora.

23. El sistema de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque el vapor de baja presión tiene una presión de aproximadamente 50 psig o más alta.

24. El sistema de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque además comprende un condensador fluidamente acoplado a la columna de regeneración y configurado para separar la primera porción de C02 del agua removida de la columna de regeneración y dirigir la primera porción de C02 a un sistema de compresión corriente abajo.

25. El sistema de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque una primera porción del agua separada del C02 se bombea nuevamente a la columna de regeneración para crear vapor.

26. El sistema de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque una segunda porción del agua separada del C02 se dirige al intercambiador de calor para generar el vapor de baja presión.

27. El sistema de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque además comprende una caldera fluidamente acoplada a la columna de regeneración y configurada para recibir y calentar una porción del solvente de carbonato de potasio regenerado y producir un solvente de carbonato de potasio regenerado, calentado, para ser recirculado nuevamente en la columna de regeneración para producir vapor para ebullición de la solución de solvente de bicarbonato .

28. Un método para separar C02, caracterizado porque comprende: quemar estequiométricamente un oxidante comprimido y un combustible en una cámara de combustión y en la presencia de una corriente reciclada comprimida, para de esta manera generar una corriente de descarga que es expandida en un expansor que impulsa un compresor principal y genera una corriente de escape gaseosa, en donde la corriente reciclada comprimida modela la temperatura de la corriente de descarga; incrementar la presión de la corriente de escape gaseosa con un compresor de refuerzo y enfriar la corriente de escape gaseosa con una o más unidades de enfriamiento fluidamente acopladas al compresor de refuerzo, mediante lo cual un gas reciclado enfriado se dirige al compresor principal para compresión, en donde el compresor principal comprime el gas reciclado enfriado para generar la corriente reciclada comprimida; enfriar una corriente de purga fluidamente acoplada a la corriente reciclada comprimida con un intercambiador de calor para generar una corriente de purga enfriada y un vapor de baja presión; dirigir la corriente de purga enfriada en una columna absorbedora que tiene un solvente de carbonato de potasio circulando en el mismo, el solvente de carbonato de potasio que es configurado para absorber C02 presente en la corriente de purga enfriada; descargar una corriente residual rica en nitrógeno y una solución de solvente de bicarbonato de la columna absorbedora; evaporar instantáneamente la solución de solvente de bicarbonato a presión casi atmosférica a través de una válvula; hervir la solución de solvente de bicarbonato en una columna de regeneración para remover una primera porción de C02 y agua del mismo, para de esta manera generar un solvente de carbonato de potasio regenerado; e inyectar el vapor de baja presión en uno o más eductores fluidamente acoplados a una o más cámaras de mezclado, en donde la una o más cámaras de mezclado están configuradas para recibir el solvente de carbonato de potasio regenerado; hervir instantáneamente el solvente de carbonato de potasio regenerado de la columna de regeneración en una o más cámaras de mezclado fluidamente acopladas a uno o más eductores para producir un efluente que comprende una segunda porción de C02 y agua; acelerar el vapor de baja presión a través del uno o más eductores para extraer el efluente de la una o más cámaras de mezclado, en donde el efluente se recircula nuevamente a la columna de regeneración; recircular una porción restante del solvente de carbonato de potasio regenerado nuevamente a la columna absorbedora .

29. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque además comprende separar la primera porción de C02 del agua removida de la solución de solvente de bicarbonato en un condensador fluidamente acoplado a la columna de regeneración, y dirigir el C02 a un sistema de compresión corriente abajo.

30. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque además comprende dirigir una primera porción del agua separada del C02 en el condensador nuevamente a la columna de regeneración para crear vapor.

31. El método de conformidad con la reivindicación 30, caracterizado porque además comprende dirigir una segunda porción del agua separada del C02 en el condensador al intercambiador de calor para generar el vapor de baja presión.