MX2013009836A - Metodos para variar los circuitos de reciclado de gas de turbina de baja emision y sistemas y aparato relacionados con los mismos. - Google Patents

Abstract

Se proporcionan sistemas y métodos para variar el circuito de reciclado de gas de escape de turbina de gas de baja emisión. En una o más modalidades, los sistemas y métodos incorporan alternativas al uso de un enfriador de contacto directo. En las mismas u otras modalidades, los sistemas y métodos incorporan alternativas propuestas para reducir o eliminar la erosión o corrosión de los álabes del compresor debido a la presencia de gotitas de agua acidicas en la corriente de gas reciclada.

Description

MÉTODOS PARA VARIAR LOS CIRCUITOS DE RECICLADO DE GAS DE TURBINA DE BAJA EMISIÓN Y SISTEMAS Y APARATO RELACIONADOS CON LOS MISMOS CAMPO DE LA DESCRIPCIÓN Las modalidades de la descripción se relacionan a la generación de potencia de baja emisión. Más particularmente, las modalidades de la descripción se relacionan a métodos y aparato para variar los circuitos de reciclado de gas de turbina de baja emisión.

ANTECEDENTES DE LA DESCRIPCIÓN Esta sección se propone para introducir varios aspectos de la técnica, que se pueden asociar 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 esta perspectiva, y no necesariamente como admisiones de la técnica previa.

Muchos países productores de petróleo están experimentando fuerte crecimiento nacional en la demanda de potencia 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 (C02) para la inundación miscible para EOR. Hay un problema global que considera las emisiones de gas de invernadero (GHG) . Este problema combinado con la implementación de políticas de intercambio en muchos países hace la reducción de emisiones de C02 una prioridad para estos y otros países así como las compañías que operan los sistemas de producción de hidrocarburo en los mismos.

Algunos procedimientos para disminuir las emisiones de C02 incluyen la des-carbonización del combustible o la captura de post-combustión 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 oxígeno, óxidos de azufre (SOx) , y óxidos de nitrógeno (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 Rankine) . Sin embargo, no hay turbinas de gas comercialmente disponibles que puedan operar en tal ciclo y la potencia requerida para producir oxígeno de alta pureza significantemente reduce la eficiencia global del proceso.

Por otra parte, con el problema creciente acerca del cambio de clima global y el impacto de las emisiones de dióxido de carbono, se ha puesto énfasis en minimizar las emisiones de dióxido de carbono de las plantas de potencia. Las plantas de potencia de ciclo combinado de turbina de gas son eficientes y tienen un menor costo comparado con las tecnologías de generación de potencia nucleares o con carbón mineral. La captura del dióxido de carbono del escape de una planta de potencia de ciclo combinado de turbina de gas es muy costosa por las siguientes razones: (a) la baja concentración de dióxido de carbono en la chimenea de escape, (b) el volumen grande de gas que necesita ser tratado, (c) la baja presión de la corriente de escape, y la gran cantidad de oxígeno que está presente en la corriente de escape. Todos estos factores dan por resultado un alto costo de la captura de dióxido de carbono de las plantas de ciclo combinado.

Por consiguiente, hay todavía una necesidad sustancial por un proceso de generación de potencia de alta eficiencia, de baja emisión y de fabricación de captura de C02- BREVE DESCRIPCIÓN DE LA DIVULGACIÓN En las plantas de potencia de ciclo combinado descritas en la presente, los gases de escape de las turbinas de gas de baja emisión, que se ventilan en una planta de ciclo combinado de gas natural típica (NGCC) , en cambio se enfrian y se reciclan a la entrada del compresor principal de turbina de gas. Los gases de escape reciclados, antes que el aire fresco comprimido en exceso, se utilizan para enfriar los productos de la combustión abajo de las limitaciones de material en el expansor. La combustión puede ser estequiométrica o no estequiométrica. En una o más modalidades, al combinar la combustión estequiométrica con el reciclado de gas de escape, la concentración de CO2 en los gases recirculantes se incrementa mientras que se minimiza la presencia de O2 en exceso, ambos de los cuales hacen la recuperación de C02 más fácil.

En una o más modalidades en la presente, se proporcionan métodos para variar el circuito de reciclado de gas de escape de tales sistemas de turbina de gas de baja emisión y aparato relacionado con los mismos. Estos métodos mejoran la operabilidad y la efectividad en costo de la operación de turbina de gas de baja emisión. Los métodos, aparato y sistemas consideran: (a) alternativas para utilizar un enfriador de contacto directo, que es una pieza de equipo grande e intensiva de capital y (b) métodos y aparato para reducir la erosión o corrosión de las alabes en las primeras pocas secciones del compresor principal causado por la condensación de gotitas de agua acídicas en la corriente de gas reciclada.

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 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 un 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, en donde el soplador está corriente abajo de la caldera de baja presión del generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) .

La FIG. 3 representa un sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de CO2 aumentada de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción utilizando el enfriamiento psicrométrico de la entrada del soplador.

La FIG. 4 representa un sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de CO2 aumentada de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción utilizando serpentines de agua de enfriamiento en el HRSG.

La FIG. 5 representa un sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de CO2 aumentada de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción, que elimina el enfriador de contacto directo (DCC) y satura la entrada al compresor de reciclado.

La FIG. 6 representa un sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de CO2 aumentada de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción, que elimina el DCC y sobrecalienta la entrada al compresor de reciclado.

La FIG. 7A representa un 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 que incorpora la deshidratación de glicol del gas reciclado enfriado.

La FIG. 7B ilustra la relación entre la presión y la temperatura de fuente de calor externa en un sistema de regeneración de trietilenglicol (TEG) .

La FIG. 7C ilustra la relación entre la carga de vapor del eyector y la temperatura de fuente de calor externa en un sistema de regeneración de TEG.

La FIG. 8 representa un 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 que incorpora la deshidratación de glicol del gas reciclado enfriado con la generación de glicol integrada en la unidad de enfriamiento.

La FIG. 9 representa un 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 que incorpora la deshidratación de glicol del gas reciclado enfriado con regeneración de glicol y un desupercalentador integrado en la unidad de enfriamiento .

La FIG. 10 representa un 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 que incorpora un intercambia'dor cruzado de alimentación/efluente a través del equipo de enfriamiento del gas reciclado.

DESCRIPCIÓN DETALLADA . En la siguiente sección de descripción detallada, las modalidades específicas de la presente descripción se describen en conexión con modalidades preferidas. Sin embargo, al grado que la siguiente descripción es específica a una modalidad particular o un uso particular de la presente descripción, este se propbne para ser para propósitos ejemplares únicamente y simplemente proporciona una descripción de las modalidades ejemplares. Por consiguiente, la descripción no se limita a las modalidades específicas descritas enseguida, sino más bien, incluye todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que caen dentro del espíritu verdadero y alcance de las reivindicaciones adjuntas.

Varios términos como se utiliza en la presente se definen enseguida. Al grado que un término utilizado en una reivindicación no se define enseguida, se le debe de dar la definición más amplia por las personas en la técnica pertinente que han dado a ese término como es reflejado en por lo menos una publicación impresa o patente expedida.

Como se utiliza en la presente, el término "gas natural" se refiere a un gas multi-componente obtenido de un pozo de petróleo crudo (gas asociado) o de una formación que lleva gas subterráneo (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 de C3-C20) uno o más gases ácidos (por ejemplo, sulfuro de hidrógeno), o cualquier combinación de los mismos. El gas natural también puede contener cantidades menores de contaminantes tales como agua, nitrógeno, sulfuro de hierro, cera, petróleo crudo o cualquier combinación de los mismos.

Como se utiliza en la presente, el término "combustión estequiométrica" se refiere a una reacción de combustión que tienen un volumen de reactivos que comprende 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 de equivalencia que varia 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 en movimiento de fluido (por ejemplo, que tiene una velocidad o gasto de flujo de masa). El término "corriente", sin embargo, no requiere una velocidad, gasto de masa, o un tipo particular de conducto para encerrar la corriente.

Las modalidades de los. sistemas y procesos actualmente divulgados se pueden utilizar para producir potencia eléctrica de ultra baja emisión y C02 para aplicaciones tal como la recuperación de petróleo aumentadas (EOR) o secuestración. De acuerdo con modalidades descritas en la presente, una mezcla de aire combustible se puede quemar y mezclar simultáneamente 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 y el gas de chimenea que entra al expansor subsecuente.

La combustión puede ser estequiométrica o no estequiométrica . La combustión en condiciones casi estequiométricas (o combustión "ligeramente rica") puede probarse ventajosa con el fin de eliminar el costo de remoción de oxigeno en exceso. Al enfriar el gas de chimenea y al condensar el agua fuera de la corriente, se puede producir una corriente de CO2 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 potencia eléctrica se puede producir con poco o nada de SOx, NOx o CO2 que es emitido a la atmósfera. Por ejemplo, la corriente de purga se puede tratar en un separador de C02 adaptado para descargar un gas rico en nitrógeno que se puede expandir subsecuentemente en un expansor de gas para generar potencia mecánica adicional. El resultado de los sistemas descritos en la presente es la producción de potencia y la fabricación o captura de C02 adicional en un nivel más económicamente eficiente.

En una o más modalidades, la presente invención se dirige a sistemas integrados que comprenden un sistema de turbina de gas y un sistema de recirculación de gas de escape. El sistema de. turbina de gas comprende una cámara de combustión configurada para quemar uno o más oxidantes y uno o más combustibles en la presencia de una corriente reciclada comprimida y un sistema de recirculación de gas de escape. La cámara de combustión se dirige a una primera corriente de descarga a un expansor para generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos parcialmente impulsar un compresor principal, y el compresor principal comprime la corriente de escape gaseosa y de esta manera genera la corriente reciclada comprimida. El sistema de recirculación de gas de escape comprende por lo menos una unidad de enfriamiento configurado para recibir y enfriar la corriente de escape gaseosa y por lo menos un soplador- configurado para recibir e incrementar la presión de la corriente de escape gaseosa antes de dirigir un gas reciclado enfriado al compresor principal.

En ciertas modalidad, la por lo menos una unidad de enfriamiento puede ser un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) configurado para recibir y enfriar la corriente de escape gaseosa antes de la introducción al por lo menos un soplador. En la misma u otras modalidades, el sistema de recirculación de gas de escape además puede comprender una segunda unidad de enfriamiento configurada para recibir la corriente de escape gaseosa desde por lo menos un soplador y además enfriar la corriente de escape gaseosa para generar el gas reciclado enfriado. La segunda unidad de enfriamiento puede comprender una sección de enfriador de contacto directo (DCC) . Alternativamente, la segunda unidad de enfriamiento puede comprender una HRSG.

En algunas modalidades, el sistema de recirculación de gas de escape además puede comprender una tercera unidad de enfriamiento configurada para recibir la corriente de escape gaseosa desde por lo menos un soplador y además enfriar la corriente de escape gaseosa antes de la introducción a la segunda unidad de enfriamiento. En tales modalidades, la primera unidad de enfriamiento y la tercera unidad de enfriamiento pueden comprender HRSGs . En una o más modalidades, la primera unidad de enfriamiento puede comprender una HRSG gue comprende una sección de caldera de ¦ alta presión, una sección de caldera de presión intermedia, y una sección de caldera de baja presión, y la tercera unidad de enfriamiento puede comprender una HRSG que comprende una sección de caldera de baja presión y una sección economizadora .

En algunas modalidades, uno o más HRSGs empleados en el sistema de recirculación de gas de escape además pueden comprender serpentines de agua de enfriamiento. En tales modalidades, el sistema además puede comprender un separador configurado para recibir la corriente de escape gaseosa de los serpentines de agua de enfriamiento del HRSG y remover las gotitas de agua de la corriente de escape gaseosa antes de la introducción al soplador o el compresor principal. En una o más modalidades, el separador es un empaque de paletas, almohadilla de malla, u otro dispositivo desnebulizante .

En una o más modalidades de la presente invención, el sistema de recirculación de gas de escape puede enfriar el enfriamiento psicrométrico de la corriente de escape gaseosa. En algunas modalidades, se adiciona agua a la corriente de escape gaseosa para saturar o casi saturar la corriente de escape gaseosa corriente abajo de la primera unidad de enfriamiento pero antes de la interrupción al soplador, y el sistema de recirculación de gas de escape además comprende un separador configurado para recibir la corriente de escape gaseosa saturada o casi saturada y remover las gotitas de agua de la corriente de escape gaseosa saturada o casi saturada antes de la interrupción al soplador. En tales modalidades, la segunda unidad de enfriamiento además se configura para remover el agua de la corriente de escape gaseosa y reciclar por lo menos parte del agua removida. El agua removida de la corriente de escape gaseosa mediante la segunda unidad de enfriamiento se puede dividir en dos o más porciones, tal que una primera porción del agua se recicla y se adiciona a la corriente de escape gaseosa corriente arriba del separador y la segunda porción del agua se recicla a la segunda unidad de enfriamiento.

En una o más modalidades, el sistema de recirculación de gas de escape además puede comprender un intercambiador cruzado de alimentación/efluente a través de la segunda unidad de enfriamiento configurado para ajusfar la temperatura del gas reciclado enfriado tal que se logra un margen de punto de roció de por lo menos aproximadamente -6.6°C (20°F) o por lo menos aproximadamente -3.8°C (25°F), por lo menos aproximadamente -1.1°C (30°F), o por lo menos aproximadamente 1.6°C (35 °F), o por lo menos aproximadamente 4.4°C (40°F), o por lo menos aproximadamente 7.2°C (45°F), o por lo menos aproximadamente 10°C (50°F) .

En una o más modalidades, la segunda unidad de enfriamiento además comprende una sección de absorción de glicol, tal como por ejemplo una sección de absorción de trietilenglicol (TEG) , configurada para recibir el gas reciclado enfriado del equipo de enfriamiento de gas reciclado corriente arriba y por lo menos parcialmente deshidratar el gas reciclado enfriado antes de la introducción al compresor principal, y un sistema de recirculación de gas de escape además comprende un sistema de regeneración de glicol configurado para recibir el glicol rico de la sección de absorción de glicol de la segunda unidad de enfriamiento, regenerar térmicamente el glicol rico en una columna de regeneración de glicol para formar glicol limpio regenerado, y regresar el glicol limpio regenerado a la sección de absorción de glicol-. En algunas modalidades, el sistema de regeneración de glicol se opera bajo condiciones de vacio. El sistema de regeneración de glicol se puede separar de o integrar en la segunda unidad de enfriamiento. En una o más modalidades, la segunda unidad de enfriamiento comprende la columna de regeneración de glicol y la columna de regeneración de glicol se configurar para recibir la corriente de escape gaseosa del soplador antes de la introducción al equipo de enfriamiento del gas reciclado corriente arriba. En las mismas u otras modalidades, la segunda unidad de enfriamiento además puede comprender una sección desupercalentamiento ubicada entre la columna de regeneración de glicol y el equipo de enfriamiento del gas reciclado corriente arriba. Cualquier glicol adecuado se puede utilizar en los sistemas de absorción de glicol descritos en la presente. Por ejemplo, en una o más modalidades el glicol es trietilenglicol (TEG) . Además, en una o más de otras modalidades de la presente invención, .otro método adecuado para deshidratar el gas reciclado enfriado se puede emplear en lugar de la deshidratación de glicol, tal como por ejemplo tamices molares o deshidratación de metanol .

En una o más modalidades, la presente invención se dirige a métodos para generar potencia. Los métodos comprenden quemar por lo menos un oxidante y por lo menos un combustible en una cámara de combustión en la presencia de un gas de escape reciclado comprimido, para de esta manera generar una 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, y dirigir la corriente de escape gaseosa a un sistema de recirculación de gas de escape. El compresor principal comprime la corriente de escape gaseosa y de esta manera genera la corriente reciclada comprimida. En tales métodos, el sistema de recirculación de gas de escape comprende por lo menos una unidad de enfriamiento y por lo menos un soplador, tal que la corriente de escape gaseosa se enfria en la por lo menos una unidad de enfriamiento y la presión de la corriente de escape gaseosa se incrementa en el o lo menos un soplador, para de esta manera generar un gas reciclado enfriado dirigido al compresor principal.

En uno o más métodos de la presente invención, la por lo menos una unidad de enfriamiento es un enfriador de contacto directo (DCC), generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) u otro dispositivo de enfriamiento adecuado que enfria la corriente de escape gaseosa antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca al por lo menos un soplador. En los mismos otros métodos, el sistema de recirculación de gas de escape además comprende una segunda unidad de enfriamiento que recibe la corriente de escape gaseosa desde por lo menos un soplador y además se enfria la corriente de escape gaseosa, para de esta manera generar gas reciclado enfriado. La segunda unidad de enfriamiento puede comprender un DCC, una HRSG u otro dispositivo de enfriamiento adecuado.

En algunos métodos, el sistema de recirculación de gas de escape además puede comprender una tercera unidad de enfriamiento que recibe la corriente de escape gaseosa desde el por lo menos un soplador y además enfriar la corriente de escape gaseosa antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca a la segunda unidad de enfriamiento. En uno o más métodos, la primera unidad de enfriamiento y la tercera unidad de enfriamiento comprenden HRSGs . En los mismos u otros métodos, la primera unidad de enfriamiento puede comprender una HRSG que comprende una sección de caldera de alta presión, una sección de caldera de presión intermedia y una sección de caldera de baja presión, y la tercera unidad de enfriamiento puede comprender una HRSG que comprende una sección de caldera de baja presión y una sección economizadora .

En algunos métodos, uno o más de los HRSGs empleados en el sistema de recirculación de gas de escape además puede comprender serpentines de agua de enfriamiento.

En tales métodos, un separador puede recibir la corriente de escape gaseosa de los serpentines de agua de enfriamiento del HRSG y remover las gotitas de agua de la corriente de escape gaseosa antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca al soplador o compresor principal. En una o más modalidades, el separador es un empaque de paletas, almohadilla de malla u otro dispositivo desnebulizante .

En uno o más métodos de la presente invención, el sistema de recirculación del gas de escape emplea el enfriamiento psicrométrico para enfriar adicionalmente la corriente de escape gaseosa. En algunos de estos métodos, la corriente de escape gaseosa se satura o casi se satura con agua antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca al soplador, el sistema de recirculación de gas de escape además comprende un separador que recibe la corriente de escape gaseosa saturada o casi saturada y remueve las gotitas de agua de la corriente de escape gaseosa saturada o casi saturada antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca al soplador, y la segunda unidad de enfriamiento remueve el agua de la corriente de escape gaseosa y por lo menos parte del agua removida por la segunda unidad de enfriamiento reciclada. En uno o más métodos, el agua removida de la corriente de escape gaseosa mediante la segunda unidad de enfriamiento se divide en dos o más porciones y una primera porción del agua se recicla y se adiciona a la corriente de escape gaseosa, corriente arriba del separador mientras que una segunda porción del agua se recicla a la segunda unidad de enfriamiento.

En una o más modalidades de la presente invención, se lograr un margen de punto de rocío de por lo menos aproximadamente -6.6°C (20°F), o por lo menos aproximadamente -3.8°C (25°F), o por lo menos aproximadamente -1.1°C (30°F), o por lo menos aproximadamente 1.6°C (35°F), o por lo menos aproximadamente 4.4°C (40°F), o por lo menos aproximadamente 7.2°C (45°F), o por lo menos aproximadamente 10°C (50°F) en el gas reciclado enfriado al modificar la temperatura del gas reciclado enfriado en un intercambiador cruzado de alimentación/efluente a través de la segunda unidad de enfriamiento .

En uno o más métodos de la presente invención, la segunda unidad de enfriamiento además comprende una sección de absorción de glicol que recibe el gas reciclado enfriado del equipo de enfriamiento de gas reciclado corriente arriba y por lo menos parcialmente deshidrata el gas reciclado enfriado antes de que el gas reciclado enfriado se introduzca al compresor principal, y un sistema de recirculación de gas de escape además comprende un sistema de regeneración de glicol que recibe glicol rico en la sección de absorción de glicol de la segunda unidad de enfriamiento, regenera térmicamente el glicol rico en una columna de regeneración de glicol para formar glicol limpio regenerado, y regresa el glicol limpio regenerado a la sección de absorción de glicol. En algunos métodos, el sistema de regeneración de glicol se opera bajo condiciones de vacio. El sistema de regeneración de glicol se puede separar de o integrar en la segunda unidad de enfriamiento. En uno o más métodos, la segunda unidad de enfriamiento comprende la columna de regeneración de glicol y la columna de regeneración de glicol recibe la corriente de escape gaseosa desde el soplador antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca al equipo de enfriamiento de gas reciclado corriente arriba. En los mismos u otros métodos, la segunda unidad de enfriamiento además puede comprender una sección desupercalentamiento ubicada entre la columna de regeneración de glicol y el equipo de enfriamiento de gas reciclado corriente arriba que recibe la corriente de escape gaseosa de la columna de regeneración de glicol y enfria la corriente de escape gaseosa a una temperatura suficiente para por lo menos parcialmente condensar el glicol de la corriente de escape gaseosa antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca al equipo de enfriamiento de gas reciclado corriente arriba.

Con referencia ahora a las figuras, la FIG. 1 ilustra un sistema de generación de potencia 100 configurado para proporcionar un proceso de captura de C02 de postcombustión mejorada. En por lo menos una modalidad, el sistema de generación de potencia 100 puede incluir un sistema de turbina de gas 102 que se puede caracterizar como un ciclo Brayton cerrado. En una modalidad, el sistema de turbina de gas 102 puede tener un primer o compresor principal 104 acoplado a un expansor 106 a través de un árbol 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 impuse el compresor 104. El expansor 106 puede generar potencia para otros usos también, tal como para accionar un segundo o compresor de entrada 118. El sistema de turbina de gas 102 puede ser una turbina de gas estándar, mientras que el compresor principal 104 y el expansor 106, forman los extremos del compresor y el expansor, respectivamente, de la turbina de gas estándar. En otras modalidades, sin embargo, el compresor principal 104 y el expansor 106 pueden ser componentes individualizados en un sistema 102.

El sistema de turbina de gas 102 también puede incluir una cámara de combustión 110 configurada para quemar una corriente de combustible 112 mezclada con un oxidante comprimido 114. En una o más modalidades, la corriente de combustible 112 puede incluir cualquier gas o líquido hidrocarburo adecuado, tal como gas natural, metano, 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 114 puede derivar de un segundo o compresor de entrada 118 fluidamente acoplados a la cámara de combustión 110 y adaptado para comprimir un. oxidante de alimentación 120. En una o más modalidades, el oxidante de alimentación 120 puede incluir cualquier gas que contiene oxigeno, tal como aire, aire rico en oxigeno, 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 chimenea que tiene principalmente componentes de C02 y de nitrógeno. La corriente reciclada comprimida 144 se puede derivar del compresor principal 104 y adaptar para ayudar a facilitar la combustión del oxidante comprimido 114 y el combustible 112 y también incrementar la concentración de C02 en el fluido de trabajo. Una corriente de descarga 116 dirigida a la entrada del expansor 106 se puede generar como un producto de combustión de la corriente de combustible 112 y del oxidante comprimido 114 en la presencia de la corriente reciclada comprimida 144. En por lo menos una modalidad, la corriente de combustible 112 puede ser principalmente gas natural, para de esta manera generar una descarga 116 que incluye porciones volumétricas de agua vaporizada, C02, nitrógeno, óxidos de nitrógeno (N0X) y óxidos de azufre (S0X) . En algunas modalidades, una porción pequeña del combustible no quemado 112 u otros compuestos, también se puede presentar en la descarga 116 debido a las limitaciones de equilibrio de combustión. A medida que la corriente de descarga 116 se expande a través del expansor 106 este genera potencia mecánica para impulsar el compresor principal 104, u otras instalaciones, y también produce una corriente de escape gaseosa 122 que tiene un contenido de C02 aumentado.

El sistema de generación de potencia 100 también puede incluir un sistema de recirculación de gas de escape (EGR) 124. Mientras que el sistema EGR 124 ilustrado en las figuras incorpora varios aparatos, las configuraciones ilustradas son representativas solamente y cualquier sistema que recircula el gas de escape 122 nuevamente al compresor principal para lograr los objetivos establecidos en la presente puede ser utilizado. En una o más modalidades, el sistema EGR 124 puede incluir un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) 126, o dispositivo similar. La corriente de escape gaseosa 122 se puede enviar a la HRSG 126 con el fin de generar una corriente de vapor 130 y un gas de escape enfriado 132. El vapor 130 opcionalmente se puede enviar a una turbina de gas de vapor (no mostrada) para generar potencia eléctrica adicional. En tales configuraciones, la combinación de la HRSG 126 y la turbina de gas de vapor se pueden caracterizar como un ciclo Rankine cerrado. En combinación con el sistema de turbina de gas 102, la HRSG 126 y la turbina de gas de vapor pueden formar parte de una planta de generación de potencia de ciclo combinado, tal como una planta de ciclo combinado de gas natural (NGCC) .

La FIG. 1 ilustra el aparato adicional en el sistema EGR 124 que se puede incorporar en algunas modalidades. El gas de escape enfriado 132 se puede enviar a por lo menos una unidad de enfriamiento 134 configurada para reducir la temperatura del gas de escape enfriado 132 y generar una corriente de gas reciclado enfriado 140. En una o más modalidades, la unidad de enfriamiento 134 se considera en la presente que es un enfriador de contacto directo (DCC) , pero puede ser cualquier dispositivo de enfriamiento adecuado tal como un enfriador de contacto directo, enfriador recortado, una unidad de refrigeración mecánica, o combinaciones de los mismos. La unidad de enfriamiento 134 también se puede configurar para remover una porción del agua condensada por la vía de una corriente de goteo de agua (no mostrada) . En una o más modalidades, la corriente de escape enfriado 132 se puede dirigir a un soplador o compresor de refuerzo 142 fluidamente acoplado a la unidad de enfriamiento 134. En tales modalidades, la corriente de gas de escape comprimido 136 sale del soplador 142 y se dirige a la unidad de enfriamiento 134.

El soplador 142 se puede configurar para incrementar la presión de la corriente de gas de escape enfriado 132 antes de que se introduzca el compresor principal 104. En una o más modalidades, el soplador 142 incrementa la densidad total de la corriente de gas de escape enfriado 132, 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 es típicamente limitado en flujo de volumen, la dirección de más flujo de masa a través del compresor principal 104 puede dar por resultado una presión de descarga más alta del compresor principal 104, para de esta manera traducirse en 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 la descarga rica en CO2 116 generalmente mantiene una capacidad calorífica específica más alta. Por consiguiente, la unidad de enfriamiento 134 y el soplador 142, cuando se incorporan, cada uno se puede adaptar para optimizar o mejorar la operación del sistema de turbina de gas 102. Se debe observar que, aunque el soplador 142 se muestra en una ubicación particular en el sistema EGR 124 en la FIG. 1 y en los otros dibujos y ejemplos descritos en la presente, el soplador se puede ubicar en cualquier parte por todo el circuito reciclado.

El compresor principal 104 se puede configurar para comprimir la corriente de gas reciclado enfriado 140 recibida del sistema EGR 124 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 guiar de la corriente reciclada comprimida 144 y subsecuentemente tratar en un separador de CO2 u otro aparato (no mostrado) para capturar CO2. El CO2 separado se puede utilizar para ventas, utilizado en otro proceso que requiere dióxido de carbono, y/o comprimir e inyectar en un depósito terrestre para la recuperación de petróleo aumentada (EOR) , secuestración u otro propósito.

El sistema EGR 124 como es descrito en la presente ' se puede implementar para lograr una concentración más alta de C02 en el fluido de trabajo del sistema de generación de potencia 100 para de esta manera permitir la separación de C02 más efectiva para la secuestración subsecuente, mantenimiento de presión o aplicaciones EOR. Por ejemplo, las modalidades descritas en la presente pueden incrementar efectivamente la concentración de CO2 en la corriente de escape de gas de chimenea a aproximadamente 10% en peso o más alto. Para realizar esto, la cámara de combustión 110 se puede adaptar para quemar estequiométricamente la mezcla entrante de combustible 112 y el oxidante comprimido 114. Con el fin de moderar la temperatura de la combustión estequiométrica para cumplir con los requerimientos de temperatura de entrada del expansor 106 y el 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, modalidades de la descripción pueden eliminar esencialmente cualquier oxigeno el exceso del fluido de trabajo mientras que simultáneamente incrementa su composición de CO2. 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. En algunas implementaciones, la cámara de combustión 110, o más particularmente, las corrientes de entrada a la cámara de combustión se pueden controlar con una preferencia a la combustión sub-estequiométrica para reducir adicionalmente el contenido de oxigeno de la corriente de escape gaseosa 122.

En algunas modalidades no representadas en la presente, el vapor de alta presión también se puede enfriar como un refrigerante en el proceso de combustión, ya sea en lugar de o además del gas de escape reciclado. En tales modalidades, la adición de vapor reduciría la potencia y los requerimientos de tamaño en el sistema EGR (o eliminaría el sistema EGR conjuntamente) , pero requeriría la adición de un circuito reciclado de agua.

Adicionalmente, en modalidades adicionales no representadas en la presente, la alimentación de oxidante comprimido a la cámara de combustión puede comprender argón. Por ejemplo, el oxidante puede comprender de aproximadamente 0.1 a aproximadamente 5.0% en volumen de argón, o de aproximadamente 1.0 a aproximadamente 4.5% en volumen de argón, o de aproximadamente 2.0 a aproximadamente 4.0% en volumen de argón, o de aproximadamente 2.5 a aproximadamente 3.5% en volumen de argón, o aproximadamente 3.0% en volumen de argón. En tales modalidades, la operación de la cámara de combustión puede ser estequiométrica o no estequiométrica . Como será apreciado por aquellos expertos en la técnica, la incorporación de argón en la alimentación de oxidante comprimido puede requerir la adición de un intercambiador cruzado o dispositivo similar entre el compresor principal y la cámara de combustión configurada para remover el C02 en exceso de la corriente reciclada y reciclar el argón a la cámara de combustión en la temperatura apropiada para la combustión .

Como se puede apreciar, temperaturas y presiones específicas logradas o experimentadas en los diversos componentes de cualquiera de las modalidades descritas en la presente pueden cambiar dependiendo de, entre otros factores, la pureza del oxidante utilizado y las" elaboraciones y/o modelos específicos de expansores, compresores, enfriadores, 5 etc. Por consiguiente, será apreciado que los datos particulares descritos en la presente son para propósitos ilustrativos únicamente y no se deben considerar como la única interpretación de los mismos. Por ejemplo,- en una modalidad ejemplar en la presente, el HRSG 126 se enfría a la 10 corriente de gas de escape 132 a aproximadamente 93 °C (200°F). La' corriente de gas de escape 132 se refuerza en presión por el soplador 142 con el fin de superar la caída de presión corriente abajo, que da por resultado un incremento de temperatura tal que la corriente de gas de escape 15 comprimida enfriada 136 sale del soplador 142 a aproximadamente 109°C (229°F) . El gas de escape además se enfría en la unidad de enfriamiento 134, y la corriente de gas reciclada enfriada 140 sale de la unidad de enfriamiento 134 a aproximadamente 38°C (100°F). 20 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 el sistema 200.

Como tal, la FIG. 2 se debe entender mejor con referencia a la FIG. 1. Similar al sistema 100 de la FIG. 1, el sistema 25 200 de la FIG. 2 incluye un sistema de turbina de gas 102 acoplado a o de otra manera soportado por un sistema de recirculación de gas de escape (EGR) 124. El sistema EGR 124 en la FIG. 2, sin embargo, puede incluir un segundo HRSG 202 corriente abajo del soplador 142 para recuperar el calor de compresión asociado con el soplador 142. En una o más modalidades ejemplificadas por el sistema EGR de la FIG. 2, el primer HRSG 126 es una HRSG de triple presión (LP) que incluye secciones de caldera de alta presión (HP) , presión intermedia (IP) y baja presión (LP) , mientras que el segundo HRSG 202 incluye las secciones de caldera LP y economizadoras . En un método ejemplar de operación del sistema 200, la corriente de gas de escape 132 sale de la sección de caldera LP del HRSG 126 a una temperatura de aproximadamente 137°C (239°F) y se comprime del soplador 142. La corriente de gas de escape comprimida enfriada 136 sale del soplador 142 a una temperatura de aproximadamente 154 °C (310°F), y entra al segundo HRSG 202. La corriente de gas reciclada 138 luego sale del segundo HRSG 202 a una temperatura de aproximadamente 93°C (200°F). De esta manera, el calor de compresión del soplador se recupera mediante la HRSG 202 y se reduce el servicio de enfriamiento de la unidad de enfriamiento 134.

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 la FIG. 1. Similar al sistema 100 descrito en la FIG. 1, el sistema 300 incluye un sistema de turbina de gas 102 soportado por o de otra manera acoplado a un sistema EGR 124. El sistema EGR 124 en la FIG. 3, sin embargo, emplea el enfriamiento psicrométrico para reducir el consumo de potencia al soplador 142 y reducir el servicio de enfriamiento de la unidad de enfriamiento 134. En una o más modalidades ejemplificadas por el sistema EGR de la- FIG. 3, el agua se inyecta por la via de la corriente 302 para saturar o casi saturar y enfriar la corriente de gas de escape 132, que da por resultado una corriente de gas de escape saturada 304. La corriente de gas de escape saturada 304 opcionalmente se puede dirigir a un separador 306, para remover cualquiera de las gotitas de agua que pueden ser arrastradas en la misma. El separador 306 puede ser cualquier dispositivo adecuado para la remoción de gotitas de agua, tal como por ejemplo, un empaque de paletas, almohadilla de malla, u otro dispositivo desnebulizante . La presión de la corriente de gas de escape saturada 304 se incrementa en el soplador 142. La corriente de gas de escape comprimida enfriada 136 sale del soplador 142 y se dirige a la unidad de enfriamiento 134. En la unidad de enfriamiento, el agua se condensa fuera de la corriente de gas de escape comprimida enfriada 136 a medida que la corriente además se enfria, y el agua se recupera en la corriente de agua 308. En una o más modalidades de la invención, la corriente de agua 308 se puede enfriar en un intercambiador de calor 310 u otro dispositivo de enfriamiento, que da por resultado la corriente de agua enfriada 312. La corriente de agua enfriada 312 luego se puede reciclar por la via de la corriente de agua reciclada 314 para proporcionar enfriamiento adicional del gas de escape en la unidad de enfriamiento 134 combinada con la corriente de agua 302 para ser inyectada en la corriente de gas de escape 132 corriente arriba del soplador 142, o ambos. Mientras que el agua la corriente 302 se puede emplear en algunos puntos durante la operación del sistema de la FIG. 3, tal como por ejemplo durante el arranque o cuando es necesaria agua de repuesto en el sistema, será evidente para aquellos expertos en la técnica que puede haber veces (por ejemplo durante la operación de estado permanente) que la cantidad de agua requerida para la inyección en la corriente de gas de escape 132 se puede suministrar completamente por el reciclado de la corriente de agua enfriada 312.

En un método de operación ejemplar del sistema 300, la corriente del gas de escape 132 sale del HRSG 126 a una temperatura de aproximadamente 93°C (200°F). La inyección de agua por la via de la corriente 302 que enfria el gas de escape, que da por resultado la corriente de gas de escape saturada 304 que tiene una temperatura de aproximadamente 54°C (129°F) . Una vez comprimida en el soplador 142, la corriente de gas de escape comprimida enfriada 136 sale del soplador 142 a una temperatura de aproximadamente 68 °C (154°F), y se enfria en la unidad de enfriamiento 134 que da por resultado la corriente de gas reciclada enfriada a una temperatura de aproximadamente 38°C (100°F). De esta manera, el soplador adiciona menos calor al sistema y se reduce el servicio de enfriamiento de la unidad de enfriamiento 134.

La FIG. 4 representa otra modalidad del sistema de generación de potencia de baja emisión 100 de la FIG. 1, incorporado como sistema 400. La FIG. 4 se puede entender mejor con referencia a las FIGs. 1 y 3. Similar al sistema 100 descrito en la FIG. 1, el sistema 400 incluye un sistema de turbina de gas 102 soportado por o de otra manera acoplado a un sistema EGR 124. El sistema EGR 124 en la FIG. 4, sin embargo, emplea serpentines de agua de enfriamiento en el HRSG para reducir el servicio de enfriamiento de la unidad de enfriamiento 134. En una o más modalidades ejemplificadas por el sistema EGR de la FIG. 3, los serpentines de agua de enfriamiento 402 se emplean dentro del HRSG 126 para proporcionar enfriamiento adicional de la corriente de gas de escape 122. Los serpentines de agua de enfriamiento se pueden adaptar para emplear agua de enfriamiento fresca o agua de mar. Para usar agua de enfriamiento fresca, en algunas modalidades un sistema de agua fresca cerrado ' se puede incluir en el diseño (no mostrado) , con intercambiadores de placa y marco que enfrian el agua fresca contra el agua de mar para lograr el enfriamiento máximo. Si se utilizan serpentines de agua de mar en el HRSG, los tubos de HRSG deben ser de metalurgia suficiente para manejar tanto la condensación de agua acidica potencial como el agua de mar. La corriente de gas de escape enfriada 132 sale del HRSG 126 y opcionalmente se puede dirigir a un separador 306 para remover cualquiera de las gotitas de agua que pueden ser arrastradas en la misma. El separador 306 puede ser cualquier dispositivo adecuado para la remoción de gotitas de agua, tal como por ejemplo, un empaque de paletas, almohadilla de malla u otro dispositivo desnebulizante . Una vez que se remueven cualquiera de las gotitas de agua arrastradas por el separador 306, la corriente de gas de escape enfriada 132 se dirige al soplador 142 y el sistema EGR corriente abajo del soplador es como es descrito previamente con respecto a la FIG. 1.

En un método de operación ejemplar del sistema 400, la corriente de gas de escape enfriada 132 sale de los serpentines de agua de enfriamiento 402 del HRSG 126 a una temperatura de aproximadamente 48°C (118°F), y la corriente de gas de escape comprimida 136 sale del soplador 142 a una temperatura de aproximadamente 60°C (140°F) . El gas de escape se enfria en la unidad de enfriamiento 134, y la corriente de gas reciclada enfriada 140 sale de la unidad de enfriamiento 134 a aproximadamente 38°C (100°F) . Debido a que la corriente de gas de escape comprimida 136 en el sistema 400 de la FIG. 4 entra a la unidad de enfriamiento 134 en una temperatura menor que los sistemas previamente descritos en las FIGs. 1-3, se reduce el servicio de la unidad de enfriamiento con respecto a esos sistemas.

La FIG. 5 representa otra modalidad del sistema de generación de sistema de baja emisión 100 de la FIG. 1, incorporado como sistema 500. La FIG. 5 se puede entender mejor con referencia a las FIGs. 1 y 4. Similar al sistema 100 descrito en la FIG. 1, el sistema 500 incluye un sistema de turbina de gas soportado por o de otra manera acoplado a un sistema EGR 124. El sistema EGR 124 en la FIG. 5 emplea serpentines de agua de enfriamiento 402 en el HRSG 126 y un separador 306 corriente arriba del soplador 142 como es descrito en detalle con respecto a la FIG. 4. La FIG. 5, sin embargo, también emplea una HRSG 502 adicional corriente abajo del soplador 142, que reemplaza la unidad de enfriamiento del. enfriador de contacto directo (DCC) descrito previamente con respecto a las FIGS. 1-4. El HRSG 502 incluye una sección de agua de enfriamiento similar a los serpentines de agua de enfriamiento 402 contenidos dentro del primer HRSG 126. Una sección de separador 504 también se incluye dentro del HRSG adicional 502, para remover cualquiera de las gotitas de agua condensadas de la corriente de gas de escape comprimida 136. La sección de separador 504 puede ser cualquier dispositivo adecuado para la remoción de gotitas de agua, tal como por ejemplo un empaque de paletas, almohadilla de malla u otro dispositivo desnebulizante . Una vez que se remueven cualquiera de las gotitas de agua mediante la sección de separador 504 dentro del HRSG 502 adicional, la corriente de gas reciclada enfriada 140 sale del HRSG 502 y se recicla directamente al compresor principal 104.

En un método de operación ejemplar del sistema 500, la corriente de gas de escape enfriada 132 sale de los serpentines de agua de enfriamiento 402 del primer HRSG 126 a una temperatura de aproximadamente 45°C (113°F), y la corriente de gas de escape comprimida 136 sale del soplador 142 a una temperatura de aproximadamente 62°C (143°F). El gas de escape además se enfria en el segundo HRSG 502, y la corriente de gas reciclada enfriada 140 sale de la sección de separador 504 del segundo HRSG a aproximadamente 45°C (113°F) . En una o más modalidades de acuerdo con la FIG. 5, la corriente de gas reciclada enfriada 140 que entra al compresor principal 104 se satura con agua.

En una más de lás modalidades representadas por las FIGs. 1 hasta 5, la corriente de gas reciclada enfriada 140 se puede saturar con agua. Por consiguiente, hay un riesgo de que puedan formarse gotitas de agua acidicas en la corriente y causar erosión o corrosión de las paletas del compresor principal 104. La FIG. 6 representa otra modalidad del sistema de generación de potencia de baja emisión 100 de la FIG. 1, incorporado como sistema 100, que se configura para reducir o eliminar la formación de gotitas de agua acidicas al supercalentar la corriente de gas reciclada que entra al compresor principal 104. La FIG. 6 se puede entender mejor con referencia a las FIGs. 1, 4 y 5. Similar al sistema 100 descrito en la FIG. 1, el sistema 600 incluye un sistema de turbina de gas 102 soportado por o de otra manera acoplado a un sistema EGR 124. Similar al sistema 400 descrito en la FIG. 4, el sistema EGR 124 en la FIG. 6 también emplea serpentines de agua de enfriamiento 402 en el HRSG 126 y un separador 306 corriente arriba del soplador 142. El sistema de la FIG. 6, sin embargo, elimina el uso de una unidad de enfriamiento u otro dispositivo de enfriamiento corriente abajo del soplador 142 y corriente arriba del compresor principal 104, en cambio dirige la corriente de gas de escape comprimida 136 directamente desde el soplador 142 al compresor principal 104.

En un método de operación ejemplar del sistema 600, la corriente de gas de escape enfriada 132 sale de los serpentines de agua de enfriamiento 402 del primer HRSG 126 a una temperatura de aproximadamente 45°C (113°F). La corriente de gas de escape 132 se supercalienta mediante el calor de compresión del soplador 142, y la corriente de gas de escape comprimida 136 sale del soplador 142 'a una temperatura de aproximadamente 62°C (144°F). De esta manera, la configuración de la FIG: 6 logra aproximadamente -3.8°C (25°F) de supercalentamiento . Como se utiliza en la presente, el término "supercalentamiento" se refiere al grado al cual la temperatura de un gas está arriba de la temperatura de punto de rocío de ese gas. Por consiguiente, -3.8°C (25°F) de supercalentamiento significa que la temperatura de un gas está -3.8°C (25°F) arriba de su temperatura de punto de rocío. La corriente de gas de escape comprimido 136 se dirige directamente al compresor principal 104 sin enfriamiento adicional. Si se desea supercalentamiento adicional de la corriente de gas, tal recalentamiento adicional se puede obtener mediante una variedad de métodos, tal como, por ejemplo, mediante el intercambio cruzado de la descarga del soplador con el gas de chimenea corriente arriba de los serpentines de agua- de enfriamiento en el HRSG (no mostrado). Tal configuración de intercambiador cruzado sería similar a los pre-calentadores de aire que se instalan comúnmente con los hornos o incineradores y disminuiría el área requerida de los serpentines de agua de enfriamiento pero adicionaría el costo adicional de un intercambiador cruzado grande.

La configuración del sistema 600 en la FIG. 6 se propone para reducir o eliminar la formación de gotitas de agua acidica y prevenir la erosión o corrosión de las paletas del compresor principal al supercalentar la corriente de gas reciclada. Las FIGs. 7 hasta 9 representan modalidades alternativas de la presente invención que también se proponen para reducir o eliminar la formación de gotitas de agua acidicas en la corriente de gas reciclada al deshidratar la corriente de gas reciclada utilizando glicol, tal como por ejemplo trietilenglicol (TEG) . Con el fin de que tales configuraciones de deshidratación de glicol sean efectivas en costo, se utiliza el calor de desecho para regenerar el glicol. El calor de desecho se puede capturar de una variedad de fuentes en el sistema, tal como de la parte de atrás de uno o más generadores de vapor de recuperación de calor (HRSGs) o un inter-enfriamiento de compresión.

La FIG. 7A representa una modalidad de una porción del sistema EGR 124 de un sistema de generación de potencia de baja emisión tal como aquel representado en la FIG. 1, incorporado como sistema 700, que se configura para reducir o eliminar la formación de gotitas de agua acidicas al deshidratar la corriente de gas reciclada que entra al compresor principal utilizando una sección de contactor de glicol dentro de la unidad de enfriamiento y al regenerar el glicol en un sistema de regeneración de vacio de glicol separado. La FIG. 7A se puede entender mejor con referencia a la FIG. 1. En el sistema 700, la corriente de gas de escape enfriada 132 fluye desde el HRSG 126 y se dirige al soplador 142, donde se comprime la corriente. La corriente de gas de escape comprimida 136 sale del soplador 142 y se dirige a la unidad de enfriamiento 134, que en una o más modalidades comprende una sección de enfriador de contacto directo (DCC) que utiliza agua como el medio de enfriamiento. En una o más modalidades, la unidad de enfriamiento 134 se considera en la presente que es un enfriador de contacto directo (DCC) , pero puede ser cualquier dispositivo de enfriamiento adecuado tal como un enfriador de contacto directo, enfriador de compensación, una unidad de refrigeración mecánica, o combinaciones de los mismos. Dentro de la unidad de enfriamiento 134, la corriente de gas de escape comprimida 136 se pone en contacto con el agua para enfriar la corriente. Una corriente de gotitas de agua 702 sale de la unidad de enfriamiento después del contacto con la corriente de gas. En una o más modalidades, una porción de la corriente descendente de agua 702 se puede purgar del sistema 700, mientras que la porción restante de la corriente descendente de agua se puede enfriar utilizando un intercambiador de calor 720 y reciclar a la unidad de enfriamiento 134 para proporcionar enfriamiento adicional de la corriente de gas de escape comprimida 136. En una o más modalidades, el intercambiador de calor 720 utiliza agua de mar para proporcionar el enfriamiento requerido. En las mismas u otras modalidades, el enfriamiento adicional se puede proporcionar mediante un enfriador de agua enfriada (no mostrado) instalado corriente abajo del intercambiador de calor 720 con el fin de contrarrestar la elevación de temperatura asociada con la deshidratación que ocurre dentro de la unidad de enfriamiento 134 cuando se emplea la deshidratación de glicol. El uso de un enfriador de agua enfriada de esta manera puede ser deseable debido que al disminuir la temperatura del gas de alimentación a la porción de deshidratación del proceso, la temperatura del gas de escape reciclado se disminuye similarmente y se reducen el consumo de potencia del soplador y el compresor principal. Las personas de habilidad en la técnica reconocerán que el uso de un enfriador de agua enfriada puede ser deseable en cualquier configuración que emplea la deshidratación de glicol, incluyendo no solamente la configuración representada por la FIG. 7A sino aquellas representadas en las FIGs . 8 y 9 y en cualquier otro sistema de deshidratación.

La unidad de enfriamiento 134 además comprende una sección de absorción de glicol 710. En una o más modalidades, la sección de absorción de glicol es una columna de absorción tal como una columna de charolas o una columna empacada. Una vez que la corriente de gas de escape comprimida se ha enfriado con agua, el gas entra a la sección de absorción de glicol 710 de la unidad de enfriamiento 134, donde el vapor de agua en el gas de escape se absorbe por el glicol. La corriente de gas reciclada enfriada resultante 140, que ha sido por lo menos parcialmente deshidratada mediante el glicol, sale de la unidad de enfriamiento 134 y se dirige al compresor principal 104. Una vez que el glicol ha absorbido el agua del gas de escape, este se retira de la sección de absorción de glicol 710 por la via de una corriente de glicol rica 712 y se dirige a un sistema de regeneración de vacio 750.

Dentro del sistema de regeneración de vacio 750, la corriente de glicol rica 712 se calienta en un intercambiador cruzado 722 y se alimenta a una columna de regeneración de glicol 730, donde el glicol se regenera térmicamente. La corriente de la parte de arriba del regenerador 736 sale de la parte superior de la columna de regeneración de glicol 730, mientras que la corriente de glicol regenerado 732 sale del fondo de la columna y se dirige a una caldera 734. Desde la caldera 734, una corriente de vapor de glicol 733 se regresa a la columna de regeneración de glicol y la corriente de glicol limpia 714 se dirige a través del intercambiador cruzado 722 y opcionalmente uno o más intercambiadores de calor 720 antes de ser regresado a la sección de absorción de glicol 710. La corriente de la parte de arriba del regenerador 736, que comprende vapor de agua y algunos gases de escape residuales, se enfria en una unidad de enfriamiento de pre-condensación 760 y se dirige a un primer separador 740, donde una cantidad sustancial del agua en la corriente de la parte de arriba se remueve y sale del sistema por la vía de una corriente de purga de agua 742. Los gases de escape salen del primer separador 740 por la via de la corriente 744 y se dirigen a un eyector de vapor 770. Dentro del eyector de vapor 770, el vapor a una presión elevada crea un vacio que retira la corriente del gas de escape 744. El eyector de vapor 770 puede utilizar vapor de baja presión, presión intermedia o alta presión, y puede ser un eyector de una sola etapa o de múltiples etapas. Alternativamente, en una o más modalidades no representadas en la FIG. 7A, una bomba de vacio se puede utilizar en lugar de un eyector de vapor para crear el nivel deseado de vacio en el sistema de regeneración de vacio 750.

La corriente de salida del eyector 762, que comprende gases de escape y vapor de agua, sale del eyector 770 y se enfria en una unidad de enfriamiento sub-enfriadora 760 antes de ser separada en un segundo separador 740 para remover el vapor activo del eyector o cualquier otra agua residual de- la corriente. Las unidades de enfriamiento 760 pueden ser enfriadores de aire o agua, dependiendo de los requerimientos de temperatura y otros parámetros del sistema de regeneración de vacio 750. En una o más modalidades en la presente, la caída de presión a través de la unidad de enfriamiento pre-condensadora y la unidad de enfriamiento sub-enfriadora es menor que o igual a aproximadamente 2 psi, o menor que o igual a aproximadamente' 1.5 psi, o menor que o igual a aproximadamente 1 psi, o menor que o igual a aproximadamente 0.5 psi. Los separadores 740 pueden ser cualquier tipo de unidad de separación diseñada para remover agua de los gases de escape, tal como por ejemplo un condensador, separador por gravedad, tambor de reflujo, o los similares. El agua removida de los gases de salida del eyector en el segundo separador 740 se remueve del sistema por la vía de una corriente de purga de agua 742, mientras que el gas de escape seco resultante sale del separador y se recicla a un punto corriente de arriba del separador 142 por la vía de la corriente 748. En una o más modalidades, las corrientes de purga de agua 742 cada una tienen una concentración de glicol de menor que 0.5, o menor que 0.25, o menor que 0.1 partes por millón en volumen (ppmv) .

A la presión de operación atmosférica, el requerimiento de temperatura para caldear la corriente de glicol regenerada 732 excede 149°C (300°F) . Por consiguiente, en una o más modalidades, es deseable operar el sistema de regeneración 750, y particularmente la columna de regeneración de glicol 730, bajo condiciones de vacio. De esta manera, el calor de desecho de bajo nivel se puede utilizar para regenerar el glicol antes que vapor. A medida que se disminuye la presión y la columna de generación de glicol 730, la temperatura de la caldera requerida para vaporizar el agua fuera del glicol también desciende, mientras que el servicio de calor permanece relativamente cortante. Por lo tanto, la presión de vacío se puede seleccionar en base a la temperatura de la fuente de calor externa disponible (dentro de las limitaciones del diseño de columna) , los parámetros del dispositivo de generación de vacío, y la temperatura de enfriamiento en la parte de arriba disponible.

La FIG. 7B muestra la correspondencia entre la presión de una columna de regeneración de TEG y la temperatura de la fuente de calor de la caldera externa, asumiendo una temperatura de aproximación del intercambiador de calor de -7.7°C (18°F) . La FIG. 7C demuestra la relación entre la temperatura de la fuente de calor externa y la presión de vacío de la columna y como se relaciona con la carga de vapor del eyector para dos diferentes temperaturas de enfriamiento en la parte de arriba del pre-condensador , nuevamente asumiendo una temperatura de aproximación del intercambiador de calor de -7.7°C (18°F) . El "óptimo esperado" indicado en la FIG. 7C indica un balance entre la temperatura de la fuente de calor externa y el vapor del eyector requerido para alcanzar el vacío necesario. Al mover adicionalmente a la izquierda a lo largo de las curvas, se puede utilizar una temperatura de fuente de calor menor, pero más vapor del eyector seria requerido en la misma temperatura de enfriamiento de la parte de arriba.

La FIG. 8 representa otra modalidad del sistema de generación de potencia de baja emisión 100 de la FIG. 1, incorporado como sistema 800. La FIG. 8 se puede entender mejor con referencia a las FIGs. 1 y 7. Similar al sistema 700 descrito en la FIG. 7A, el sistema 800 incorpora la deshidratacion de glicol para reducir o eliminar la formación de gotitas de agua acidicas en la corriente de gas de escape reciclada. En lugar de un sistema de regeneración de vacio separado, sin embargo, el sistema 800 de la FIG. 8 incorpora una sección de regeneración de glicol 730 dentro de la unidad de enfriamiento 134, utilizando el supercalor de la corriente de gas de escape comprimida 136 para regenerar el glicol. De esta manera, el servicio de calentamiento externo del sistema 800 se reduce, aunque algo de calentamiento adicional por la via de los intercambiadores de calor 720 todavía puede ser requerido .

Mientras que se utiliza el gas de entrada supercalentado a la unidad de enfriamiento para regenerar el glicol que reduce el servicio de calentamiento externo en el sistema 800, esto también conduce a pérdidas de glicol potencialmente inaceptables. El glicol vaporizado en la sección de regeneración 730 se lleva directamente en la sección de enfriamiento de la unidad de enfriamiento 134, donde se puede condensar y remover en la corriente descendente de agua 702. Los costos resultantes asociados con el suministro de glicol de repuesto debe hacer la configuración representada en la FIG. 8 y deseable en algunas situaciones. Una manera para dirigir estas pérdidas de glicol potenciales se muestran en la FIG. 9, que representa otra modalidad del sistema de generación de potencia de baja emisión 100 de la FIG. 1, incorporado como sistema 900. La FIG. 9 se puede entender mejor con referencia a las FIGs . 1, 7 y 8. Similar al sistema 800 descrito en la FIG. 8, el sistema 900 incorpora la deshidratación del glicol para reducir o eliminar la formación de gotitas de agua acídicas en la corriente de gas de escape reciclada e incluye una sección de regeneración de glicol 730 dentro de la unidad de enfriamiento 134. Adicionalmente, sin embargo, el sistema 900 de la FIG. 9 incorpora una sección de desupercalentamiento 910 entre la sección de regeneración de glicol 730 y la sección de enfriamiento en la unidad de enfriamiento 134. La sección de desupercalentamiento 910 enfria el gas de escape en o cerca de la temperatura de saturación de agua y condensa la mayor parte del glicol, que se remueve de la sección de desupercalentamiento 910 por la vía de la corriente de glicol condensada 912 y se adiciona a la corriente de glicol limpio 714. En ' tales configuraciones, la sección de desupercalentamiento 910 debe ser controlada de modo que las cantidades de agua no se condensen junto con el glicol. En una o más modalidades de la presente invención, la caída de presión total del soplador 142 a la entrada del compresor principal 104 en el sistema 900 representado en la FIG. 9 es menor que o igual a aproximadamente 2.0 psi, o menor que o igual a aproximadamente 1.5 psi, o menor que o igual a aproximadamente 1.0 psi.

Se debe apreciar por aquellos expertos en la técnica que, aunque la deshidratación de glicol se ejemplifica y se describe con referencia a las FIGs. 7A, 8 y 9, cualquier método de deshidratación adecuado se puede emplear en la presente y se considera que está dentro del alcance de la invención. Por ejemplo, los métodos de deshidratación que emplean tamices molares o metanol se pueden utilizar en lugar de la deshidratación de glicol descrita en la presente.

Una configuración adicional que puede ser efectiva para reducir o eliminar la formación de gotitas de agua acídicas en la corriente de gas de escape reciclada se ilustra en la FIG. 10, que representa otra modalidad del sistema de generación de potencia de baja emisión 100 de la FIG. 1, incorporado como sistema 1000. La FIG. 10 se puede entender mejor con referencia a la FIG. 1. Distinto a las configuraciones de las FIGs. 7 hasta 9, el sistema 1000 de la FIG. 10 no emplea deshidratacion del gas de escape sino más bien incorpora un intercambiador de alimentación/efluente 50 a través de la unidad de enfriamiento 134 para lograr un margen de punto de rocío deseado para la temperatura de la corriente de gas reciclada enfriada 140. En una o más modalidades, el margen de punto de rocío deseado de la corriente de gas reciclada enfriada puede ser aproximadamente 10°C (50°F), o aproximadamente 7.2°C (45°F), o aproximadamente 4.4°C (40°F), o aproximadamente 1.6°C (35°F), o aproximadamente -1.1°C (30°F), o aproximadamente -3.8°C (25°F) , o aproximadamente -6.6°C (20°F), o aproximadamente -9.4°C (15°F) arriba del punto de rocío del gas. La configuración representada en la FIG. 10 puede dar por resultado un incremento en el consumo de potencia del soplador 142 y el compresor principal 104 debido a una temperatura del gas de escape más alta comparada con las modalidades que utilizan deshidratacion de glicol. Un beneficio del sistema 1000, sin embargo, es que la configuración reduce la cantidad de equipo requerido, que por consiguiente da por resultado menores costos de capital y menor complejidad en el sistema.

EJEMPLOS Ejemplo 1 Se realizó un estudio para variar el circuito de recíclado de gas de escape de una turbina de baja emisión.

Varias configuraciones correspondientes a las FIGs. 1-6- se simularon, y los resultados se reportan en la Tabla 1. Las simulaciones y resultados correspondientes se basan en el caso de un solo tren que utiliza un generador de turbina de combustión (CTG) de estructura 9FB con aire como el oxidante. El compresor de aire principal (MAC) se supuso que es una sola máquina axial.

Las siguientes suposiciones se utilizaron en todas las simulaciones del Ejemplo 1. La eficiencia politrópica del MAC se supuso que es 91% (nada de curvas del compresor utilizadas en la simulación) y la eficiencia politrópica del soplador de gas de escape se supuso que es 88.6%. La temperatura de salida del combustor y la temperatura de entrada del expansor se supusieron que son 1760°C (3200°F) y 1427°C (2600°F), respectivamente. La temperatura de salida del DCC mínima se supuso que es 38°C (100°F). La presión límite de la batería de gas de chimenea se supuso que es 1900 psig .

El desempeño del CTG se predijo utilizando correlaciones basadas en la relación de presión del compresor de reciclado y el volumen de salida del compresor de reciclado. Para asegurar que el desempeño predicho estuvo dentro de las capacidades conocidas del CTC, se mantuvieron las siguientes limitaciones del CTG: potencia de expansor máxima = 588.5 MW, torsión de acoplamiento del árbol máxima (potencia del expansor - potencia de compresor) = 320 MW, número de Mach de salida del expansor máximo = 0.8, número de Mach de entrada del compresor máximo = 0.6, flujo de salida del compresor mínimo = 126,500 pies cúbicos reales por minuto (acfm) para prevenir la entrada en pérdida (gasto de flujo de salida del compresor después del refrigerante removido) .

Los resultados de la simulación se proporcionan en la Tabla 1 enseguida.

Tabla 1 Como se muestra en la Tabla 1, se observaron los siguientes resultados, utilizando la configuración de la FIG. 1 como el caso base para la comparación. La configuración de la FIG. 2 incrementa la producción de potencia en el generador de turbina de vapor (STG) por aproximadamente 2 M . Sin embargo, este beneficio puede ser desviado por el consumo de potencia más alto del soplador de EGR asociado con una temperatura de succión más alta. El gasto de calor, la exportación de potencia y el producto de gas inerte son esencialmente idénticos a la FIG. 1. La configuración de la FIG. 3 reduce el consumo de potencia del soplador de EGR por aproximadamente 1 MW. En la configuración de la FIG. 4, la temperatura de succión al soplador de EGR, y por lo tanto el consumo de potencia del soplador, se reducen al enfriar el gas de chimenea contra el agua de enfriamiento en el HRSG. Circulación de agua del DCC también es menor a medida que se reduce el servicio de enfriamiento. El efecto neto es <1% de reducción en el gasto de calor del sistema. Debido a la adición de los serpentines de agua de enfriamiento a la parte trasera del HRSG, se pueden emplear materiales de metalurgia superiores para manejar el agua acidica que se condensa. En una o más modalidades, el HRSG puede incluir un drenaje para los líquidos condensados.

En las configuraciones de las FIGs. 5 y 6, la temperatura de succión al soplador de EGR, y por lo tanto el consumo de potencia del soplador relativo, se reducen al enfriar el gas de chimenea contra el agua de mar en el HRSG. La potencia asociada con el bombeo de agua para enfriar el gas de escape también se reduce comparada con la FIG. 1. El efecto neto es <0.5% de reducción en el gasto de calor del sistema. En el caso de la FIG. 6, el uso de gas supercalentado que entra al compresor principal proporciona ahorros en costo potenciales para el DCC.

Los resultados globales mostrados en la Tabla 1 indican que las opciones representadas por las FIGs. 1 hasta 6 tienen impacto menor en el gasto de calor del sistema. Sin embargo, las opciones que consideran la eliminación del DCC pueden proporcionar ahorros en costo de capital sustanciales. En particular, cualquier opción que elimina el DCC mientras que todavía proporciona un gas supercalentado al compresor principal puede tener costo de capital sustancial. La oportunidad para los ahorros en costo se mejora si el supercalentamiento proporcionado por la compresión del soplador (aproximadamente -3.8°C (25°F) ) es aceptable. De otra manera la adición de un intercambiador de calor de gas de baja presión, grande se puede utilizar para lograr un margen de 4.4°C (40°F) desde el punto del rocío del gas.

Ejemplo 2 Se realizó un segundo estudio para variar el circuito de reciclado de gas de escape de una turbina de baja emisión. Varias configuraciones correspondientes a las FIGS. 7-10 se simularon, y los resultados se reportan en la Tabla 3, junto con la comparación a un caso base que tiene la configuración de la FIG. 1. Las simulaciones y resultados correspondientes se basan en el caso de un solo tren que utiliza un generador de turbina de combustión (CTG) de estructura 9FB con aire como el oxidante. El compresor de aire principal (MAC) se supuso que es una sola máquina axial.

Las siguientes suposiciones adicionales expuestas en la Tabla 2 se utilizaron en todas las simulaciones del Ejemplo 2.

Tabla 2 Además- de las suposiciones anteriores, en los casos de regeneración de vacio también se supuso que los gases condensables se removieron mediante el enfriamiento y separación antes del eyector de vapor y que el eyector de vapor fue un eyector de una sola etapa sin condensador de inter-etapa. Los gastos para eyector de vapor se basaron en curvas de diseño publicadas por DeFrate and Hoerl, Chem. Eng.-Prog., 55, Symp. Ser. 21, 46 (1959).

Después de la modificación de las variables especificas del caso, los gastos de flujo de gas de combustible y de aire, los gastos de flujo del diluyentes y las temperaturas/presión de salida de DCC se ajustaron para lograr las limitaciones de volumen del compresor y expansor de EGR de 1.122*106 acfm y 3.865*106 acfm, respectivamente. Después de esto, los gastos de flujo de vapor se ajustaron para lograr las aproximaciones de temperatura de HRSG consistentes y una temperatura de salida del gas de chimenea del HRSG de aproximadamente 93°C (200°F) .

Los casos de deshidratación ' de regeneración integrados con o sin un desupercalentador se resolvieron al ajustar la temperatura de entrada del TEG rico a la sección de regeneración hasta que el punto de rocío deseado se logró para el gasto de TEG específico. En casos con un desupercalentador, la temperatura de salida del desupercalentador se controló para ser -15°C (5°F) arriba del punto de rocío utilizando el flujo de agua de enfriamiento. Se requieren numerosas interacciones para integrar el retorno de gas deshidratado al compresor de EGR ya que cambia la composición del gas de escape reciclado.

Los casos de deshidratación de regeneración de vacio (es decir, casos con una columna de regeneración separada) se resolvieron al seleccionar una temperatura de caldera de partida y luego al ajustar la presión de vacio para lograr el punto de roció deseado para el gasto de TEG especifico. Alternativamente, una presión de vacio de partida se puede seleccionar y luego la temperatura de la caldera ajustar para lograr el punto de roció deseado. Una vez que se determina la presión de vacio, la cantidad de vapor requerida para lograr ese vacio debe ser calculada. Utilizando las curvas de diseño para eyectores de una sola etapa óptimos, se determina la relación de arrastre de vapor para lograr la compresión deseada. Esto flujo de vapor se incorpora en la simulación como un débito de HRSG y un crédito al flujo de la parte de arriba. Se requieren numerosas iteraciones para integrar tanto la parte de arriba de regeneración no condensada nuevamente al reforzador de EGR y el retorno de gas deshidratado al compresor de EGR ya que cambia la composición del gas de escape reciclado.

Los resultados de la simulación se proporcionan en la Tabla 3.

Tabla 3 La simulación global generalmente está sin cambio por la presión de vacio especifica de la torre de regeneración, mientras que la temperatura de enfriamiento de la parte de arriba y el eyector de vapor se selecciona apropiadamente. Como tal, los datos del ciclo de potencia encontrados en la Tabla 3 aplica sin considerar las temperaturas de enfriamiento de la parte de arriba de regeneración y la fuente de calor externa. La sección de la presión de vacio, la temperatura de la fuente de calor externa y la temperatura de enfriamiento de la parte de arriba se realiza por separado.

Como se muestra en la Tabla 3, los gastos de calor del sistema no son grandemente afectados por el uso de la deshidratación de TEG en todas las configuraciones evaluadas. Excepto para el caso de la FIG. 7A que incorpora el agua enfriada utilizada para enfriar la unidad de enfriamiento de la parte de arriba, el gasto de calor de todas las configuraciones de deshidratación evaluadas varia menor gue aproximadamente 1.4% del caso base (FIG. 1) sin deshidratación. La variación más grande se encuentra en los casos con gasto de TEG más altos.

Los efectos globales de la deshidratación y el gasto de flujo de TEG asociado se resumen en la Tabla 4.

Tabla 4 ^tendencia general; algunas excepciones.

En los casos que incorporan la deshidratación de TEG, la elevación de temperatura de gas a través del absorbedor de deshidratación incrementa la temperatura de entrada al compresor principal, que da por resultado el consumo de potencia adicional y pies cúbicos por minuto reales (acfm) de la entrada más alto. Con el fin de cumplir el limite de acfm de la entrada de compresor principal, se requiere una presión de entrada más alta. Esto incrementa el consumo de potencia del soplador de escape que proporciona esta presión.

Mientras que el consumo de potencia se incrementa para reciclar el gas de escape más caliente, este se contrabalancea mediante la remoción del agua del gas de escape antes de la compresión, asi como mediante el gas de combustible menor que caldea en el combustor. La remoción de agua incrementa la densidad del fluido circulante, lo cual incrementa la potencia del generador de turbina de combustión (CTG) y el servicio de generador de vapor de recuperación de valor (HRSG) . El incremento en la densidad también disminuye el acfm de entrada al compresor principal, que luego debe ser balanceado al proporcionar el gas a una temperatura de entrada más alta o a una presión de entrada más baja si la elevación de temperatura sola es insuficiente. Puesto que el gas de escape reciclado es más caliente, menos gas de combustible se requiere para alcanzar la temperatura en el combustor. Menos gas de combustible conduce a potencia de compresión menor de tanto el compresor de aire de combustión como el compresor de gas de chimenea, pero también conduce a aproximadamente 1% menor la producción de gas de chimenea. Este uso de potencia reducida asi como el gasto de gas de combustible menor ayuda a compensar el consumo de potencia más alto en el reciclado de gas de escape. Tomadas conjuntamente, estos efectos dan por resultado la deshidratación de TEG que no causa cambio sustancial en .el gasto de calor del sistema.

En las configuraciones de deshidratación de TEG, la supresión del punto de roció se logra mediante el agua de remoción de TEG de la corriente de gas de escape. Adicionalmente, también hay una elevación de temperatura a través del absorbedor que ayuda a suprimir el punto de roció en la salida. En casos con flujo de REG más altos, una porción más grande de calor se absorbe por el TEG mismo, dando por resultado una elevación de temperatura de gas menor a través del absorbedor. Esto significa que menos supresión del punto de rocío se proporciona mediante la elevación de temperatura y por lo tanto el agua adicional debe ser absorbida por el TEG. Por consiguiente, el gasto de calor del sistema se mejor a medida que se incrementa los beneficios de la remoción de agua, mientras que la potencia adicional requerida para la temperatura de entrada del compresor principal más alta se mitiga. Los cambios de generación de potencia son mínimos, pero hay generalmente un incremento pequeño en la producción de potencia tanto del CTG como el generador de turbina de vapor (STG) . El incremento en la generación de potencia del CTG es el resultado de la densidad de entrada más alta y de esta manera más flujo de masa a través del expansor. El incremento de densidad se explica en parte por el contenido de agua menor, pero también es influenciado por una presión más alta del compresor de reciclado .

Los incrementos de la generación de potencia de STG en gastos de TEG menores son debidos a la producción de vapor más alta en tanto el HRSG como las calderas de calor de desecho de gas de purga. El servicio de HRSG se incrementa debido a la temperatura más alta en el gasto de flujo del gas de chimenea a la HRSG. Los servicios de la caldera de gas de purga combinados se incrementan debido a la temperatura de gas de purga más alta, que supera el flujo inferior. Estos desvíos incrementados desvían el servicio reducido en las calderas de aire de combustión así como cualquier vapor del eyector utilizados los casos de regeneración de vacío. Sin embargo, a medida que se incrementa el gasto de TEG, el uso de vapor del eyector se incrementa mientras que disminuyen las temperaturas de gas de chimenea y de purga. Por lo tanto, la potencia de STG comienza a disminuir en gasto de TEG más altos. La potencia adicional involucrada en el bombeo del TEG en 2 gal de TEG/lb de H20 es de aproximadamente 0.7 M , y en 5 gal de TEG/lb H20 la potencia adicional es aproximadamente 1.7 MW. Sin embargo, este consumo de potencia tiene un impacto significante en el gasto de calor.

Para evaluar el costo diferencial asociado con un punto de roció especifico, los márgenes de punto de rocío de -1.1°C (30°F) y 4.4°C (40°F) se evaluaron para las configuraciones de las FIGs. 7A y 8 en un gasto de TEG de 2 gal TEG/lb H20. Cuando se disminuye el margen de punto de rocío, menos agua debe ser removida del TEG circulante, reduciendo el servicio de caldera y el flujo de la parte de arriba. El servicio de caldera resultante de la torre de regeneración de vacío se disminuye por 13% (38 MMBtu/hr) y la temperatura de calentamiento externa requerida disminuye por -7.2°C (19°F). El servicio de enfriamiento de la parte de arriba de la torre se disminuye por 19.8% (39 MMBtu/hr) y el servicio de enfriamiento de TEG limpio se disminuye por 10.8% (26 MMBtu/hr) . Hay una disminución pequeña (3.3%) en la carga de vapor del eyector. Adicionalmente, a medida que se remueve menos agua en el absorbedor, la elevación de temperatura del gas en el absorbedor también es menor. Con una temperatura del gas menor en la parte de arriba del absorbedor, menos TEG se evaporiza y se lleva sobre el DCC. Por lo tanto, las pérdidas de TEG se reducen por 31%.

El gasto de TEG más alto (gpm/lb H20) reduce la temperatura de la parte de arriba del absorbedor de deshidratación y reduce la pérdida irrecuperable de TEG de la parte de arriba del absorbedor, pero incrementa el calor de desecho externo" y los requerimientos de enfriamiento. Un gasto de TEG más alto también incrementa el servicio de vapor del eyector y los gastos de purga de agua de desecho ya que más agua está siendo removida. Adicionalmente, en casos sin una torre de regeneración separada, el TEG se evaporiza en la sección de regeneración integrada del DCC. Por lo tanto, puede ser preferible minimizar el gasto de TEG.

Cuando se emplea la deshidratación de TEG, es posible que el TEG pueda degradarse en la presencia de oxigeno no reaccionado encontrado en el gas de recirculante que conduce a la formación de ácido orgánico, que disminuye el pH del TEG. Como resultado, existe el potencial para corrosión acelerada de los componentes de acero al carbono que resultan de esta disminución del pH. Por ejemplo, el TEG arrastrado de la parte de arriba del DCC se puede introducir en el compresor principal. Sin degradación de oxígeno, las gotitas del REG típicamente tienen un pH de aproximadamente 6.1. Si ocurre la degradación del oxígeno del TEG, será reducido el pH de las gotitas. Por lo tanto, en una o más modalidades de la presente invención, un TEG inhibido o amortiguado (tal como Norkool Desitherm, disponible comercialmente de The Dow Chemical Co.) se puede utilizar con el fin de reducir o eliminar el potencial para corrosión como un resultado de este mecanismo.

Mientras que la presente descripción puede ser susceptible a varias modificaciones y formas alternativas, las modalidades ejemplares discutidas en lo anterior se han mostrado solamente a manera de ejemplo. Cualquiera de las características o configuraciones de cualquier modalidad descrita en la presente se pueden combinar con cualquier otra modalidad o con múltiples de otras modalidades (al grado factible) y todas de tales combinaciones se proponen para estar dentro del alcance de la presente invención. Adicionalmente, se debe entender que la descripción no se propone para ser limitada a las modalidades particulares descritas 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 (54)

REIVINDICACIONES

1. Un sistema integrado, caracterizado porque comprende : un sistema de turbina de gas que comprende una cámara de combustión configurada para quemar uno o más oxidantes y uno o más combustibles en la presencia de una corriente reciclada comprimida, en donde la cámara de combustión dirige una primera corriente de descarga a un expansor para generar una corriente de escape de gaseosa y por lo menos parcialmente impulsar un compresor principal; y un sistema de recirculación de . gas de escape, en donde el compresor principal comprime la corriente de escape gaseosa y de esta manera genera la corriente reciclada comprimida; en donde el sistema de recirculación de gas de escape comprende por lo menos una unidad de enfriamiento configurada para recibir y enfriar la corriente de escape gaseosa y por lo menos un soplador configurado para recibir e incrementar la presión de la corriente de escape gaseosa antes de dirigir un gas reciclado enfriado al compresor principal .

2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la por lo menos una unidad de enfriamiento es un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) configurado para recibir y enfriar la corriente de escape gaseosa antes de la introducción al por lo menos un soplador .

3. El sistema de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el sistema de recirculación de gas de escape además comprende una segunda unidad de enfriamiento configurada para recibir la corriente de escape gaseosa del por lo menos un soplador y además enfriar la corriente de escape gaseosa para generar gas reciclado enfriado.

4. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque la segunda unidad de enfriamiento comprende una sección de enfriador de contacto directo (DCC) .

5. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque la segunda unidad de enfriamiento comprende un HRSG.

6. El sistema de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el sistema de recirculación de gas de escape además comprende una tercera unidad de enfriamiento configurada para recibir la corriente de escape gaseosa del por lo menos un soplador y además enfriar la corriente de escape gaseosa antes de la introducción a la segunda unidad de enfriamiento.

7. El sistema de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque la primera unidad de enfriamiento y la tercera unidad de enfriamiento comprenden HRSGs.

8. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque la primera unidad de enfriamiento comprende un HRSG que comprende una sección de caldera de alta presión, una sección de caldera de presión intermedia y una sección de caldera de baja presión, y la tercera unidad de enfriamiento comprende un HRSG que comprende una sección de caldera de baja presión y una sección economizadora .

9. El sistema de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el HRSG además comprende serpentines de agua de enfriamiento y en donde el sistema de reci'rculación de gas de escape además comprende un separador configurado para recibir la corriente de escape gaseosa de los serpentines de agua de enfriamiento del HRSG y remover las gotitas de agua de la corriente de escape gaseosa antes de la introducción al soplador.

10. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el separador comprende un empaque de paletas .

11. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el HRSG además comprende serpentines de agua de enfriamiento y en donde el sistema de recirculación de gas de escape además comprende un separador configurado para recibir la corriente de escape gaseosa de los serpentines de agua de enfriamiento del HRSG y remover las gotitas de agua de la corriente de escape gaseosa antes de la introducción al soplador.

12. El sistema conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque separador comprende un empaque de paletas .

13. El sistema conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque la segunda unidad de enfriamiento comprende un HRSG y cada una de la primera y la segunda unidad de enfriamiento además comprende serpentines de enfriamiento; y el sistema de recirculación de gas de escape además comprende un primer separador configurado para recibir la corriente de escape gaseosa de los serpentines de agua de enfriamiento de la primera unidad de enfriamiento y remover las gotas de agua de la corriente de escape gaseosa antes de la introducción al soplador y un segundo separador configurado para recibir el gas reciclado enfriado de los serpentines de agua de enfriamiento de la segunda unidad de enfriamiento y remover las gotitas de agua del gas reciclado enfriado antes de la introducción al compresor principal.

14. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el primer separador, el segundo separador u ambos del primero y del segundo separador comprende un empaque de paletas.

15. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el sistema de recirculación de gas de escape emplea el enfriamiento psicrométrico de la corriente de escape gaseosa.

16. El sistema de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque agua se adiciona a la corriente de escape gaseosa para saturar o casi saturar la corriente de escape gaseosa antes de la introducción al soplador; el sistema de recirculación de gas de escape además comprende un separador configurado para recibir la corriente de escape gaseosa saturada o casi saturada y remover las gotitas de agua de la corriente de escape gaseosa saturada o casi saturada antes de la introducción al soplador; y la segunda unidad de enfriamiento además se configura para remover el agua de la corriente de escape gaseosa y reciclar por lo menos parte del agua removida.

17. El sistema de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque una primera porción del agua removida en la segunda unidad de enfriamiento se recicla y se adiciona a la corriente de escape gaseosa corriente arriba del separador y una segunda porción del agua removida en la segunda unidad de enfriamiento se recicla a la segunda unidad de enfriamiento.

18. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el sistema de recirculación de gas de escape además comprende un intercambiador cruzado de alimentación/efluente a través de la segunda unidad de enfriamiento configurado para ajustar la temperatura del gas reciclado enfriado tal que se logra un margen de punto de roció de por lo menos aproximadamente -6.6°C (20°F) .

19. El sistema de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el margen de punto de roció de gas reciclado enfriado es por lo menos aproximadamente -1.1 °C (30°F) .

20. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque la segunda unidad de enfriamiento además comprende una sección de absorción de glicol configurada para recibir el gas reciclado enfriado de la sección DCC y por lo menos parcialmente deshidratar el gas reciclado enfriado antes de la introducción al compresor principal; y el sistema de recirculación de gas de escape además comprende un sistema de regeneración de glicol configurado para recibir el glicol rico de la sección de absorción de glicol de la segunda unidad de enfriamiento, regenerar térmicamente el glicol rico en una columna de regeneración de glicol para formar glicol limpio regenerado y regresar el glicol limpio regenerado a la sección de absorción de glicol.

21. El sistema de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque el sistema de regeneración de glicol se opera bajo condiciones de vacio.

22. El sistema de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque la segunda unidad de enfriamiento comprende la columna de regeneración de glicol y la columna de regeneración de glicol se configura para recibir la corriente de escape gaseosa del soplador antes de la introducción a la sección DCC.

23. El sistema de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque la segunda unidad de enfriamiento además comprende una sección de desupercalentamiento ubicada entre la columna de regeneración de glicol en la sección DCC.

24. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la cámara de combustión se configura para quemar uno o más oxidantes y uno o más combustibles en la presencia de una corriente reciclada comprimida y una corriente de refrigerante de vapor de alta presión.

25. Un método para generar potencia, caracterizado porque comprende: quemar por lo menos un oxidante y por lo menos un combustible en una cámara de combustión en la presencia de un gas de escape recicladó comprimido, para de esta manera generar una 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; y dirigir la corriente de escape gaseosa a un sistema de recirculación de gas de escape, en donde el compresor principal comprime la corriente de escape gaseosa y de esta manera genera la corriente reciclada comprimida; en donde el sistema de recirculación de gas de escape comprende por lo menos una unidad de enfriamiento y por lo menos un soplador, tal que la corriente de escape gaseosa se enfria en la por lo menos una unidad de enfriamiento y la presión de la corriente de escape gaseosa ge incrementa en el por lo menos un soplador, para de esta manera generar un gas reciclado enfriado dirigido al compresor principal.

26. El método de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque la por lo menos una unidad de enfriamiento es un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) que enfria la corriente de escape gaseosa antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca al por lo menos un soplador.

27. El método de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque el sistema de recirculación de gas de escape además comprende una segunda unidad de enfriamiento que recibe la corriente de escape gaseosa del por lo menos un soplador y además enfria la corriente de escape gaseosa, para de esta manera generar el gas reciclado enfriado.

28. El método de conformidad con la reivindicación 27, caracterizado porque la segunda unidad de enfriamiento comprende una sección de enfriador de contacto directo (DCC) .

29. El método de conformidad con la reivindicación 27, caracterizado porque la segunda unidad de enfriamiento comprende un HRSG.

30. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque el sistema de recirculación de gas de escape además comprende una tercera unidad de enfriamiento que recibe la corriente de escape gaseosa del por lo menos un soplador y además enfria la corriente de escape gaseosa antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca en la segunda unidad de enfriamiento.

31. El método de conformidad con la reivindicación 30, caracterizado porque la primera unidad de enfriamiento y la tercera unidad de enfriamiento comprenden HRSGs.

32. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque la primera unidad de enfriamiento comprende un HRSG que comprende una sección de caldera de alta presión, una sección de caldera de presión intermedia y una sección de caldera de baja presión, y la tercera unidad de enfriamiento comprende un HRSG que comprende una sección de caldera de baja presión y una sección economizadora .

33. El método de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque el HRSG además comprende serpentines de agua de enfriamiento y donde el sistema de recirculación de, gas de escape además comprende un separador que recibe la corriente de escape gaseosa de los serpentines de agua de enfriamiento del HRSG y remueve las gotitas de agua de la corriente de escape gaseosa antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca al soplador.

34. El método de conformidad con la reivindicación 33, caracterizado porque el separador comprende un empaque de paletas .

35. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque el HRSG además comprende serpentines de agua de enfriamiento y en donde el sistema de recirculación de gas de escape además comprende un separador que recibe la corriente de escape gaseosa de los serpentines de agua de enfriamiento del HRSG y remueve las gotitas de agua de la corriente de escape gaseosa antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca al soplador.

36. El método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque el separador comprende un empaque de paletas .

37. El método de conformidad con la reivindicación 27, caracterizado porque la segunda unidad de enfriamiento comprende un HRSG y cada una de la primera y la segunda unidad de enfriamiento además comprende serpentines de agua de enfriamiento; y el sistema de recirculación de gas de escape además comprende : un primer separador que recibe la corriente de escape gaseosa de -los serpentines de agua de enfriamiento de la primera unidad de enfriamiento y remueve las gotitas de agua de la corriente de escape gaseosa antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca al soplador; y un segundo separador que recibe el gas reciclado enfriado de los serpentines de agua de enfriamiento de la segunda unidad de enfriamiento y remueve las gotitas de agua del gas reciclado enfriado antes de que el gas reciclado enfriado se introduzca al compresor principal.

38. El método de conformidad con la reivindicación 37, caracterizado porque el primer separador, el segundo separador o ambos del primero y segundo separador comprende un empaque de paletas.

39. El método de conformidad con la reivindicación 27, caracterizado porque el sistema de recirculación de gas de escape emplea el enfriamiento psicrométrico para enfriar adicionalmente la corriente de escape gaseosa.

40. El método de conformidad con la reivindicación 39, caracterizado porque la corriente de escape gaseosa se satura o casi se satura con agua antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca al soplador; el sistema de recirculación de gas de escape además comprende un separador que recibe la corriente de escape gaseosa saturada o casi saturada y remueve las gotitas de agua de la corriente de escape gaseosa saturada o casi saturada antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca al soplador; y la segunda unidad de enfriamiento remueve el agua de la corriente de escape gaseosa y por lo menos parte del agua removida por la segunda unidad de- enfriamiento es reciclada .

41. El método de conformidad con la reivindicación 40, caracterizado porque una primera porción del agua removida por la segunda unidad de enfriamiento se recicla y se adiciona a la corriente de escape gaseosa corriente arriba del separador y una segunda porción del agua removida en la segunda unidad de enfriamiento se recicla a la segunda unidad de enfriamiento.

42. El método de conformidad con la reivindicación 27, caracterizado porque se logra un margen de punto de rocío de por lo menos aproximadamente -6.6°C (20°F) en el gas reciclado enfriado al modificar la temperatura del gas reciclado enfriado en un intercambiador cruzado de alimentación/efluente a través de la segunda unidad de enfriamiento.

43. El método de conformidad con la reivindicación 42, caracterizado porque el margen de punto de rocío del gas reciclado enfriado es por lo menos aproximadamente -1.1 °C (30°F) .

44. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la segunda unidad de enfriamiento además comprende una sección de absorción de glicol que recibe el gas reciclado enfriado de la sección DCC y por lo menos parcialmente deshidrata el gas reciclado enfriado' antes de que el gas reciclado enfriado se introduzca al compresor principal; y el sistema de recirculación de gas de escape además comprende un sistema de regeneración de glicol que recibe glicol rico de la sección de absorción de glicol de la segunda unidad de enfriamiento, regenera térmicamente el glicol rico en una columna de regeneración de glicol para formar glicol limpio regenerado, y regresa el glicol limpio regenerado a la sección de absorción de glicol.

45. El método de conformidad con la reivindicación 44, caracterizado porque el sistema de regeneración de glicol se opera bajo condiciones de vacio.

46. El método de conformidad con la reivindicación 45, caracterizado porque la segunda unidad de enfriamiento comprende la columna de regeneración de glicol y la columna de regeneración de glicol recibe la corriente de escape gaseosa del soplador antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca a la sección DCC.

47. El método de conformidad con la reivindicación 46, caracterizado porque la segunda unidad de enfriamiento además comprende una sección de desupercalentamiento . que recibe la corriente de escape gaseosa de la columna de regeneración de glicol y enfria la corriente de escape gaseosa a una temperatura suficiente para por lo menos parcialmente condensar el glicol de la corriente de escape gaseosa antes de que la corriente de escape gaseosa se introduzca a la sección DCC.

48. El método de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque el por lo menos un oxidante y el por lo menos un combustible se queman en la cámara de combustión en la presencia del gas de escape reciclado comprimido y vapor de alta presión.

49. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la corriente reciclada comprimida incluye un refrigerante de vapor, que suplementa o reemplaza la corriente de escape gaseosa.

50. El sistema de conformidad con la reivindicación 49, caracterizado porque además comprende un circuito de reciclado de agua para proporcionar el refrigerante de vapor.

51. El método de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque además comprende adicionar un refrigerante de vapor a la corriente reciclada comprimida para suplementar o reemplazar la corriente de escape gaseosa.

52. El método de conformidad con la reivindicación 51, caracterizado porque además comprende un circuito de reciclado de agua para proporcionar el refrigerante de vapor.

53. El sistema integrado de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el uno o más oxidantes y el uno o más combustibles se queman de manera sustancial estequiométricamente en una reacción que tiene una relación de equivalencia de aproximadamente 0.9:1 a aproximadamente 1.1:1.

54. El método para generar potencia de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque el por lo menos un oxidante y por lo menos un combustible se queman de manera sustancial estequiométricamente en una reacción que tiene una relación de equivalencia de aproximadamente 0.9:1 a aproximadamente 1.1:1.