MXPA02000764A

MXPA02000764A - Un metodo y aparato para vaporizar gas liquido en una planta de energia de ciclo combinado.

Info

Publication number: MXPA02000764A
Application number: MXPA02000764A
Authority: MX
Inventors: Wen Harvey
Original assignee: Bechtel Corp
Priority date: 1999-07-22
Filing date: 2000-07-21
Publication date: 2002-07-22
Also published as: US6367258B1; TR200200154T2; AU6232700A; EP1208293A1; EP1208293A4; WO2001007765A1

Abstract

Se describe la vaporizacion de combustible liquido frio que es asistida o auxiliada al circular un fluido de transferencia de calor caliente (32) para transferir calor a un vaporizador (13) de LNG/LPG (33). El fluido de transferencia de calor es enfriado mediante la vaporizacion de LNG/LPG (33), es calentado a traves del intercambio de calor (14) con el flujo de admision de aire de una turbina de gas (15), enfriando de esta manera el aire, y ademas es calentado a traves del intercambio de calor (16) con un fluido de transferencia de calor secundario (31).

Description

?N MÉTODO Y APARATO PARA VAPORIZAR GAS LIQUIDO EN UNA PLANTA DE ENERGÍA DE CICLO COMBINADO, REFERENCIA CRUZADA A SOLICITUDES RELACIONADAS. Esta solicitud de patente reivindica la prioridad 5 de las solicitudes provisionales norteamericanas número de serie 60/145,336 por H. en y R. Narula presentada el 23 de julio de 1999 intitulada "Method and Apparatus for Vaporizing Liquid Natural Gas in a Combined Cycle Power Plant' y número • de serie 60/145,034 por H. Wen y R. Narula presentada el 22 10 de julio de 1999 intitulada "Chill Recovery From Cold Liquid for Power Generation". Antecedentes de la Invención. Campo de la Invención. • La presente invención se refiere generalmente a un 15 método y aparato para mejorar el rendimiento y eficiencia de una planta de generación de energía de ciclo combinado y en particular a un método y aparato mejorados para producir energía al circular un fluido de transferencia de calor primario en una planta de energía de ciclo combinado 20 utilizando Gas Natural Licuado ("LNG") o Gas de Petróleo Licuado ("LPG") como un combustible de turbina de gas, utilizando energía fria asociada con la vaporización para enfriar el aire de entrada a la turbina de gas, para incrementar de esta manera la eficiencia de la turbina de 25 gas. Durante las condiciones de baja temperatura ambiental, cuando no se requiere enfriamiento del aire de entrada de la turbina de gas, la energía fria del LNG-LPG se utiliza para enfriar el agua de enfriamiento del condensador de la turbina de vapor (fluido de transferencia de calor secundario) para 5 incrementar la eficiencia y el rendimiento de la turbina de vapor. Descripción de la técnica relacionada. r Las plantas de energía de ciclo combinado utilizan turbinas tanto de vapor como de gas para generar energía. 10 Estas plantas de energía de gas/vapor de ciclo combinado generalmente han producido una eficiencia de conversión de energía superior que las plantas solamente de gas o de vapor. < Las eficiencias de las plantas de ciclo combinado son de 50% a 60%. Estas eficiencias superiores del ciclo combinado 15 resultan de la utilización sinergistica de la combinación de la(s) turbina (s) de gas con la(s) turbina (s) de vapor. Típicamente, las plantas de energía de ciclo combinado utilizan calor del escape de la turbina de gas para hervir agua o para generar vapor. Estas plantas de ciclo combinado 20 comunes son referidas como generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) . El vapor generado se utiliza para accionar una turbina de vapor en la planta de ciclo combinado. La turbina de gas y la turbina de vapor se pueden utilizar para generadores independientes de energía por separado, o en la 25 alternativa, la turbina de vapor se puede combinar con la turbina de gas para impulsar conjuntamente un generador individual vía un árbol o eje impulsor común. El LNG se ha utilizado en las plantas de energía de ciclo combinado como un combustible para las turbinas de gas. 5 El advenimiento o llegada de turbinas de gas más grandes y más confiables para impulsores de generador ha sido un factor clave para incrementar la utilización del LNG como un ^ combustible de generación de energía para tales turbinaá~^cfe gas. Las turbinas de gas pueden generar altos volúmenes de 10 gases de escape calentados. Estos gases calentados luego pueden ser utilizados para hervir agua y generar vapor en un HRSG. El vapor generado del escape de la turbina de g<as"~ ^P calentado después se utiliza para impulsar una turbina de vapor, que a su vez impulsa otro generador de energía. 15 La planta de generación de ciclo combinado manifiesta varios arreglos y configuraciones diferentes. La eficiencia térmica de una planta de generación de ciclo combinado, sin embargo, puede aproximarse a 60% comparado con el rango de eficiencia térmica de sólo 38 a 41% para una 20 planta de generación de energía solamente de turbina de vapor • convencional, sin una turbina combinada de vapor y gas. Sin embargo, el suministro de combustible de gas ha sido un problema para las plantas de generación de energía de ciclo combinado. La licuación del gas LNG/LPG, transporte, 25 descarga, almacenamiento, vaporización y utilización para ^tliaái¿feat,.aa>aa. generación de energía y/o alimentación de las tuberías existentes es un compromiso mayor que ocasiona inversiones de capital de cientos de millones de dólares. Debido a estos costos de capital más altos, el LNG ha sido económicamente 5 viable, de manera común solamente para proyectos de tuberías y generación de energía más grandes. Un escenario factible es el procedimiento de • "energía integrada". El procedimiento de energía integrada comprende el desarrollo de un solo proyecto integrado que 10 incluye todas las etapas de generar combustible de gas natural vía la licuación del LNG, todo el método a través del quemado del combustible para la generación de energía. El procedimiento de energía integrada se ha comprobado que es superior para desarrollar secuencialmente proyectos 15 independientes a lo largo de la linea de suministro de energía. Así, el procedimiento de energía integrada está surgiendo como el método preferido debido a sus costos significativamente menores de desarrollo e instalación del proyecto. 20 La privatización de los sectores de energía y de la • infraestructura en muchos países en desarrollo es otro factor en el crecimiento de la utilización de LNG para la generación de energía en las plantas de generación de energía de ciclo combinado. Millones de dólares se pueden ahorrar en los 25 costos de desarrollo y construcción de proyectos al integrar el diseño, la adquisición y construcción de terminales receptoras de LNG/LPG con una planta de generación de energía de ciclo combinado que utiliza LNG/LPG como una fuente de combustible. Algunos de los factores que contribuyen a estos 5 enormes ahorros incluyen la optimización de la captura de energía fría de vaporización de LNG/LPG y la utilización; la optimización del arreglo de la instalación de la planta de • ciclo combinado de LNG/LPG, basado en las consideraciones &é diseño eficientes en seguridad y en energía; la integración 10 de los desembarcaderos de descarga de combustible con las estructuras de admisión y descarga de agua; la integración de planos de desarrollo del sitio; la utilización de instalaciones comunes para combatir el fuego, enfriar el agua, sistemas eléctricos, instalaciones de administración y 15 de almacenaje; el uso de personal de construcción no manual común y finalmente la integración de los programas de construcción. Además, con la demanda incrementada por combustibles más limpios, el LNG ahora juega un papel aún 20 mayor en la generación de energía, especialmente en países • que tienen que importar el gas natural. Puesto que un gran cantidad de energía se requiere para licuar el gas natural, una captura eficiente de la energía fria de LNG asociada con la vaporización del LNG, puede mejorar significativamente una 25 efectividad en el costo del proyecto de la planta de energía de ciclo combinado. El frío puede ser utilizado para enfriar y densificar el aire de admisión a las turbinas de gas y para enfriar el agua de enfriamiento del condensador de la turbina de vapor para incrementar sus eficiencias. Las plantas de ciclo combinado proporcionan mayor eficiencia que las plantas de energía de vapor convencionales, sin embargo, se desperdicia una cantidad significante de energía. Comúnmente, se desperdicia la energía que es generada en la forma de calor de los condensadores de la turbina de vapor de la planta de ciclo combinado, el calor del aire que pasa en la turbina de gas y la energía fría generada durante la vaporización del LNG. Asi, hay una necesidad para capturar este calor y la energía fria que es un subproducto de las plantas de generación de energía de ciclo combinado que utilizan LNG/LPG. También existe una necesidad para utilizar la energía fría de LNG generada durante la vaporización del LNG para enfriar el suministro de aire a una turbina de gas y para enfriar el agua del condensador para incrementar el rendimiento y la eficiencia de una planta de energía de ciclo combinado. Por consiguiente, existe una necesidad por un método y aparato para incrementar el rendimiento y la eficiencia de una planta de energía de ciclo combinado al capturar eficientemente la energía caliente y fria producida durante la generación de energía de ciclo combinado. tÍlÍtéllÍ?ríg¡(*ai--1--afe5Mfci'"'-.... iáfet* BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN. La presente invención cumple con las necesidades mencionadas anteriormente al proporcionar un método y aparato para mejorar el rendimiento y la eficiencia de una planta de 5 generación de energía de ciclo combinado, al capturar el calor generado en el proceso de generación de energía para ayudar en la vaporización del LNG o LPG. El calor es recirculado al circular un fluido de transferencia de calor primario, caliente, a través de un intercambiador de calor de 10 vaporización asociado con el proceso de vaporización de LNG/LPG. El fluido de transferencia de vapor primario proporciona el calor para la vaporización de LNG/LPG. La ?^ presente invención proporciona un fluido de transferencia de calor que circula para enfriar y densificar el aire de 15 entrada que pasa a través de una toma de aire de la turbina de gas. El enfriamiento del aire de entrada de la turbina de gas densifica el aire de entrada y hace más eficiente la turbina de gas. El enfriamiento del agua de enfriamiento del condensador de vapor incrementa el rendimiento de la turbina 20 de vapor. Al retirar calor del aire de entrada de la turbina • de gas y/o del agua de enfriamiento del condensador de vapor, el rendimiento y eficiencia de la planta son incrementados en una planta de energía de ciclo combinado. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS. 25 La Figura 1 es un diagrama de bloques de una planta de generación de energía de ciclo combinado en una modalidad preferida de la presente invención; La Figura 2 es un diagrama de bloques de una planta de generación de energía de ciclo combinado en una modalidad alternativa de la presente invención; La Figura 3 es un diagrama de bloques de una planta de generación de energía de ciclo combinado en una modalidad alternativa de la presente invención. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE UNA MODALIDAD PREFERIDA. En una modalidad preferida, la energía fría generada durante la vaporización de LNG/LPG es transferida a un fluido de transferencia de calor primario para enfriar el aire de entrada en una turbina de gas, como un medio para incrementar la eficiencia y el rendimiento de energía de una turbina de gas. La disminución de la temperatura del aire de entrada de la turbina de gas densifica el aire de entrada e incrementa la eficiencia de la turbina de gas y de está manera incrementa el rendimiento de energía de la turbina de gas. La energía fría generada durante la vaporización de LNG/LPG es transferida al fluido de transferencia de calor y utilizada para enfriar la admisión de aire de entrada a la turbina de gas. En una modalidad preferida, un fluido de transferencia de calor primario es calentado al absorber el calor del aire de entrada de la turbina de gas. En una »lliam3 modalidad alternativa, un fluido de transferencia de calor primario es calentado del agua de enfriamiento del condensador de vapor. El gas o vapor de LNG de preferencia es utilizado como un combustible en la turbina de gas o enviado 5 para la distribución como gas natural. Existen un número de diferentes aparatos bien conocidos disponibles para la vaporización de LNG. Este • aparato vaporizador de LNG incluye, pero no esta limitado a, vaporizadores de combustión sumergidos (SCV) , vaporizadores 10 de rejilla abierta (ORV) e intercambiadores de calor de vaporización de tubos y coraza de circuito cerrado. En un SCV, el LNG es vaporizado en un baño de agua caliente. El baño de agua es calentado indirectamente al quemar gas natural. La temperatura máxima del baño de agua de 15 preferencia es de 40 °C. Puesto que el gas natural es quemado para proporcionar la fuente térmica para el baño de agua, el SCV gasta o derrocha combustible de LNG, disminuyendo de está manera la eficiencia de la planta. Así, los SCV no son preferidos debido a que son menos eficientes que el ORV. 20 El ORV comúnmente utiliza agua de mar como una • fuente térmica para ayudar a vaporizar el LNG. Un ORV consiste de dos cabezales horizontales conectados por una serie de tubos verticales. El LNG entra al cabezal de fondo y se mueve hacia arriba a través de los tubos verticales ai 25 segundo cabezal horizontal. El LNG vaporizado luego es recolectado como gas natural en el ORV y retirado del cabezal superior. El intercambiador de tubos y coraza de circuito cerrado es preferible para la recuperación enfriada de LNG 5 debido a la efectividad y eficiencia en costo consistente sobre un amplio rango de temperaturas y presiones de operación. Varios medios de calentamiento se pueden utilizar • como un medio de intercambio de calor para proporcionar una fuente de calor para la vaporización. Estos medios de 10 calentamiento incluyen agua de mar, vapor de baja presión y sistemas de glicol/agua. Auque el vapor de baja presión de una planta de energía de ciclo combinado es una fuente de ^ calor aceptable para la vaporización de LNG/LPG, una fuente de generación de vapor alterna, tal como un hervidor 15 auxiliar, puede ser utilizada durante el arranque del sistema. De preferencia, su utiliza una combinación de glicol y agua como el fluido de transferencia de calor en conjunción con un calentador encendido con gas. La 20 combinación de glicol y agua es preferida debido a que puede • operar sobre un amplio rango de temperaturas y presiones. Tipicamente, se pueden utilizar dos métodos para vaporizar hidrocarburos licuados tales como LNG y LPG, los métodos 'de alta presión y baja presión. En el método de alta presión, 25 los hidrocarburos líquidos (LNG/LPG) son bombeados a una presión deseada y luego calentados para vaporizar los hidrocarburos líquidos. En el método de vaporización de hidrocarburo líquido de baja presión, los hidrocarburos líquidos son vaporizados y luego comprimidos a una presión deseada. En una modalidad preferida, durante la vaporización del LNG y la recuperación en frío, se prefiere el método de alta presión para la vaporización de hidrocarburo ligero tal como el LNG. A medida que se incrementa el peso molecular del hidrocarburo, llega a ser mas preferido el método de presión más baja. Por ejemplo, para el uso mediante turbinas de gas adelantadas o avanzadas, el gas natural es presurizado a aproximadamente 35 bares o una presión más alta. Cuando se utiliza el método de alta presión para vaporizar LNG, el LNG es retirado del tanque de almacenamiento mediante bombas sumergidas en el tanque. Una segunda bomba luego bombea el LNG desde las bombas sumergidas a una presión de 35 bares o más alta. El LNG luego es vaporizado y calentado a aproximadamente 4°C mediante uno de los dispositivos de vaporización descritos anteriormente. Cuando se utiliza el método de vaporización de baja presión, el LNG es retirado del tanque de almacenamiento mediante bombas sumergidas en los tanques. El LNG luego es vaporizado y calentado a aproximadamente a 4°C. El gas luego es comprimido a 35 bares. El calor de vaporización es ligeramente mas alto para el método de baja presión (aproximadamente 6 por ciento) que aquel para el método de alta presión. También, en el método de baja presión, la temperatura del combustible en la entrada de la turbina de gas es mas alta (116°C), comparado con 4°C del método de alta presión. Sin embargo, hay una diferencia significante en los requerimientos de energía auxiliares de los dos métodos. El método de alta presión requiere menos del 3 por ciento de la energía necesaria para el método de baja presión. El incremento en el rendimiento de energía de la planta en el método de baja presión sobre el método de alta presión es debido al grado mas alto de utilización de energía fría del LNG y una temperatura del combustible mas alta es insignificante comparada con el incremento correspondiente en los requerimientos de carga auxiliares. Por lo tanto, debido al mejor desempeño global y menor costo de capital, el método de alta presión es el método preferido para vaporizar el LNG: Un numero de opciones también son disponibles para utilizar la energía fría de vaporización del LNG y la recuperación de calor en una planta de generación de energía de ciclo combinado. Lo siguiente es una breve descripción de algunas de las opciones que están disponibles para integrar la utilización de energía fría del LNG en las operaciones de una planta de generación de energía de ciclo combinado. Una opción es utilizar la energía fría de vaporización del LNG para el agua de circulación fría en la entrada del condensador de vapor para ayudar a condensar el vapor, mejorando de esta manera el rendimiento neto de energía de la~ planta y la proporción de calor. Sin embargo, esta mejora del 5 rendimiento es menos significante comparada con el rendimiento incrementado disponible al utilizar la energía fría de vaporización del LNG para enfriar el aire de entrada para una turbina de gas. Esto es debido, en parte, al hecho de que la energía fría de vaporización del LNG para una 10 planta de energía de ciclo combinado, basada en turbina de gas, adelantada, típica, representa solo el 3 por ciento del ciclo de servicio de enfriamiento del condensador. ?k Alternativamente, las energías frías de vaporización del LNG se pueden utilizar para enfriar la producción de agua 15 circulante caliente desde una extensión de descarga del condensador de vapor. Una segunda opción de utilización de energía fría de vaporización de LNG es la opción de generación de energía criogénica, utilizando un ciclo Ran ine orgánico que opera 20 como una maquina térmica para generar energía utilizando el ^ calor de un escape de turbina de vapor y la energía fría de vaporización del LNG. Típicamente, se utiliza propano o butano como el fluido de trabajo en este ciclo. El propano es licuado utilizando el LNG frío. El propano licuado luego es 25 presurizado y vaporizado utilizando el escape de turbina de vapor. El gas propano presurizado luego es expandido para generar energía. Una tercera y la preferida opción de la utilización de la energía fría de LNG, es la opción de enfriamiento de la 5 combustión de la turbina de gas que utiliza la energía fría del LNG para incrementar el rendimiento y la eficiencia de energía de una turbina de gas al enfriar la entrada de aire a una turbina de gas en la planta de energía de ciclo combinado. El grado de mejora en el rendimiento y eficiencia 10 de energía depende de la temperatura ambiental y la humedad relativa en la planta de energía y la cantidad de LNG fácilmente disponible para la vaporización. ?k Para una terminal receptora de LNG de propósito múltiple, la cantidad de LNG vaporizada puede ser más de 15 aquella necesaria como un combustible para las turbinas de gas en la planta de energía de ciclo combinado. La energía fría de vaporización de LNG se puede utilizar para mejorar el desempeño del condensador de la planta de energía, la generación de energía criogénica, y para enfriar el aire de 20 entrada a la turbina de gas para incrementar la eficiencia.

• En una modalidad preferida, un fluido de trabajo o fluido de transferencia de calor primario, tal como agua o una mezcla de glicol/agua, es utilizado para transferir la energía fría de vaporización del LNG desde el vaporizador de 25 LNG a los serpentines de enfriamiento a una entrada de aire de lat turbina de gas. En una modalidad preferida, se utiliza un vaporizador de circuito cerrado de tubos y coraza con la mezcla de glicol/agua. En una modalidad alternativa, el sistema de utilización en frío de LNG se integra a un 5 vaporizador de enrejado abierto utilizando agua dulce como el fluido de transferencia de calor circulante. Las condiciones ambientales del sitio de la planta de energía afectan significativamente el desempeño y eficiencia del proceso de utilización en frío de LNG. Los sitios de las plantas que 10 tienen una alta temperatura de bulbo seco estacional y una baja temperatura de bulbo húmedo son mas adecuadas para la utilización en frío de LNG. La temperatura de bulbo húmedo afecta directamente como se enfría de manera efectiva el aire de entrada de las turbinas de gas. Si el sitio tiene una alta 15 temperatura de bulbo húmedo, por ejemplo, un clima muy húmedo, se utiliza una porción grande de la energía fría de vaporización de LNG recuperada para condensar la humedad del aire. En una modalidad preferida de la presente 20 invención, un rendimiento de energía de turbina de gas es incrementado al enfriar un fluido de transferencia de calor primario circulante para retirar calor del aire de entrada al compresor de aire de la turbina de gas. Los líquidos fríos utilizados en una modalidad preferida comprenden el LNG, LPG 25 y etileno. LPG incluye etano, propano y butano.

Volviendo ahora a la Figura 1, se presenta una modalidad preferida de la presente invención. Como se muestra en la Figura 1, se representa un aparato 10 para mejorar el rendimiento/eficiencia de una planta de generación de ciclo 5 combinado. Como es mostrado, un líquido frío 33 (por ejemplo LNG o LPG) es bombeado mediante la bomba 12 desde un tanque de almacenamiento frío 11 a un vaporizador 13 donde es ßi vaporizado él liquido frío. La vaporización del LNG se realiza mediante el LNG que está en relación de transferencia 10 de calor con un fluido de transferencia de calor primario calentado 32 y al absorber el calor del fluido de transferencia de calor primario circulante, caliente 32. El fl vaporizador 13 de preferencia es un vaporizador de circuito cerrado que utiliza glicol y agua combinados como un fluido 15 de transferencia de calor primario para transferir calor al vaporizador 13. Existen numerosos vaporizadores de circuito cerrado bien conocidos en la técnica. El gas vaporizado ya sea que es enviado sobre una tubería de gas a los usuarios o utilizado para combustible de una turbina de gas 15 20 incrustada en la planta de energía de ciclo combinado. El fluido de transferencia de calor primario circulante puede ser glicol, metanol, etanol, una mezcla de glicol/agua o cualquier otro fluido de transferencia de calor adecuado, bien conocido para una persona que es experimentada 25 en la técnica. El fluido de transferencia de calor primario í^iá.ÁXA , .á',?¿,..**b**i>.-,... circulante 32 es enfriado a aproximadamente 1°C en el vaporizador 13. El fluido de transferencia de calor primario enfriado luego es utilizado para enfriar el aire de entrada de la turbina de gas al pasar el fluido de transferencia de 5 calor primario a través de un serpentín de enfriamiento del tipo tubo de aletas 14 o cualquier otro dispositivo intercambiador de calor-aire bien conocido. La temperatura • del aire de entrada de la turbina de gas es controlada al modular la cantidad de fluido de transferencia de calor 32 10 enviada al serpentín de enfriamiento 14 al controlar la combinación de la válvula de entrada del serpentín 25 y la válvula de desviación 26. El fluido de transferencia de calor primario que sale del serpentín de enfriamiento de la turbina de gas es enviado a un intercambiador de calor 16 de agua 15 circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) . En el intercambiador de calor 16 de agua circulante/ fluido de transferencia de calor (HTF) , el fluido de transferencia de calor primario enfriado 17 es calentado mediante un fluido de transferencia de calor secundario, el 20 agua circulante caliente 18. El fluido de transferencia de • calor secundario, el agua circulante 18 es circulada mediante una bomba de agua circulante 19 y filtrada mediante la coladera de autolimpieza 20. El fluido de transferencia de calor secundario saliente, el agua circulante 31 pasa a 25 través del intercambiador de calor 16 de agua A?- A ?.tJ*M?? ..t .-,^.,»«..., ^tt*tftBr. ,¡^1^- ¿.¿¿^^«^^ circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) y regresa al retorno de agua circulante 30 para la descarga. El agua de mar puede ser sacada del mar, utilizada como un fluido de transferencia de calor secundario y descargada para retorno 5 al mar. El agua de la torre de enfriamiento también se puede utilizar como el agua circulante o el fluido de • transferencia de calor secundario. En el intercambiador de calor 16 de agua circulante/fluido de transferencia de calor 10 (HTF) , el fluido de transferencia de calor secundario es enfriado y el fluido de transferencia de calor primario es calentado. El fluido de transferencia de calor primario es a calentado a una temperatura deseada antes que sea regresado al vaporizador de liquido frío vía la bomba de fluido de 15 transferencia de calor 24. El flujo de fluido de transferencia de calor es modulado o controlado al controlar las válvulas de ajuste 27 y 28. Los controladores para estas válvulas, ya sean hidráulicos, neumáticos o electrónicos son bien conocidos en la técnica y no son mostrados en la figura 20 por simplicidad. • Un separador de líquido/gas 29 es utilizado para separar cualquiera de los gases en el fluido de transferencia de calor y ventilar los gases al tanque de expansión de gas 23. Un tanque de llenado de fluido de transferencia de calor 25 21 es proporcionado para rellenar y reponer cualquiera de las t 1ÍI Ifl jll i. • *¿¿tfefe. ¿««¡«^^-^-^^i^jjÉÉjjlffitllfclM l.l itlIflAgfigilfrjJEj^ jjijjf^ pérdidas en el fluido de transferencia de calor que se presentan durante la operación del sistema. Una bomba 22 circula el fluido de transferencia de calor primario entre el tanque de expansión de fluido de transferencia de calor 23 y 5 el tanque de llenado de fluido de transferencia de calor 21. La función primaria de una modalidad preferida de la presente invención es enfriar el aire de entrada de la turbina de gas, sin embargo, la presente invención también permite enfriar el agua de enfriamiento del condensador de la 10 turbina de vapor que ayuda a crear una presión de vacío menor en el condensador. Un vacío de condensador menor conduce a una retropresión de la turbina de vapor menor y da por jJ resultado un rendimiento de energía de la turbina de vapor mas alto. Este aspecto es especialmente útil cuando la 15 temperatura del aire ambiental es menor que 7.2°C (45°F) . A esta temperatura y menores temperaturas, sustancialmente toda la energía de enfriamiento o fría recuperada del vaporizador de LNG puede ser utilizada para enfriar el agua circulante del condensador al manipular las válvulas de control en el 20 serpentín de enfriamiento 14 y en el intercambiador de calor • 16 de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) . La válvula 25 al serpentín de enfriamiento 14 del aire de entrada de la turbina de gas está cerrada y la válvula de desviación 26 está completamente abierta. El fluido de 25 transferencia de calor primario, enfriado, luego entrará al intercambiador de calor 16 de agua circulante/HTF a través de la válvula 27 y la trayectoria 17 del intercambiador de calor 16 de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) para enfriar el agua de mar circulante en la trayectoria 18 5 del intercambiador de calor 16 de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) . La válvula 28 estará cerrada durante este modo de operación. • Volviendo ahora a la Figura 2, se muestra una modalidad alternativa de la presente invención. Como se 10 muestra en la Figura 2, una porción del retorno de fluido de transferencia de calor secundario de agua circulante 30 es bombeado mediante la bomba 19 a través del intercambiador de Jfc calor 16 de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) y la descarga 31 es enfriada y regresada a la torre de 15 enfriamiento 36. A medida que la temperatura de la descarga 31 es menor que la temperatura del agua circulante 30, el enfriamiento del agua circulante 30 en el intercambiador de calor 16 de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) reduce la carga a la torre de enfriamiento 36. 20 Volviendo a hora a la Figura 3, se muestra otra • modalidad alternativa de la presente invención. Como se muestra en la Figura 3, una porción del agua de descarga 38 del condensador 37 es bombeada mediante la bomba 19 a través del intercambiador de calor 16 de agua circulante/fluido de 25 transferencia de calor (HTF) . La descarga 31 es regresada al retorno de agua circulante 30. Este enfriamiento de la descarga del condensador 37 agrega calor al fluido de transferencia de calor 32 para ayudar a la vaporización del LNG que reduce el calor liberado al agua de retorno al océano 5 sin la necesidad de agregar una bomba de agua de mar adicional para mezclar en el enfriador el agua de mar procedente del mar. Esta modalidad alternativa proporciona • calor para la vaporización del LNG cuando la turbina de gas no está operando o durante el invierno cuando el aire 10 ambiental esta frío. La descripción anterior se ha limitado a modalidades especificas de la invención. Sin embargo, será M evidente que se pueden hacer variaciones y modificaciones a la invención, con la realización de algunas o todas las 15 ventajas de la invención, mientras que se encuentren dentro del espíritu y alcance real de la invención. •

Claims

REIVINDICACIONES 1. Una planta de energía de ciclo combinado de LNG/LPG, caracterizada porque comprende: un tanque de almacenamiento de líquido frío para 5 almacenar LNG/LPG; un vaporizador de líquido frío para recibir LNG/LPG del tanque de almacenamiento de líquido frío y vaporizar el LNG/LPG; un fluido de transferencia de calor primario 10 circulante para suministrar calor al vaporizador de LNG/LPG para ayudar en la vaporización del LNG/LPG en donde el fluido de transferencia de calor es á . enfriado; y una turbina de gas que tiene un serpentín de 15 enfriamiento, en donde el serpentín de enfriamiento recibe el fluido de transferencia de calor primario enfriado para incrementar el rendimiento y la eficiencia de la turbina de gas. 2. El aparato de conformidad con la reivindicación 20 1, caracterizado porque el vaporizador comprende un • vaporizador de circuito cerrado. 3. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el serpentín de enfriamiento de la turbina de gas es un serpentín de enfriamiento de tubo con 25 aletas . ÍJfcJiAÍ¿fa*t -i >. ,» jsaBMa a aaaiai^ÉiÉli^ . El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: un intercambiador de calor de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) para recibir el fluido de transferencia de calor primario desde el serpentín de enfriamiento de la turbina de gas y colocar el fluido de transferencia de calor primario en relación de intercambio de calor con un fluido de transferencia de calor secundario, en donde el fluido de transferencia de calor primario es calentado y regresa al vaporizador. 5. El aparato de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque además comprende: una bomba de fluido de transferencia de calor secundario para suministrar un fluido de transferencia de calor secundario al intercambiador de calor de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) . 6. El aparato de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el fluido de transferencia de calor secundario comprende agua de mar proporcionada desde un suministro de agua de mar al intercambiador de calor de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) , donde es enfriada y regresada desde el intercambiador de calor de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) a un retorno de agua de mar circulante por al menos uno de la circulación o descarga continua al mar. i i iifc.il T ti ni r ?*? ?ílr»t».ifc*. 7. El aparato de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el fluido de transferencia de calor secundario comprende agua de un suministro de agua circulante, en donde el fluido de transferencia de calor secundario es enfriado y regresado del intercambiador de calor de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) a una torre de enfriamiento, para reducir el ciclo de servicio de la torre de enfriamiento. 8. El aparato de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el fluido de transferencia de calor secundario -comprende agua de un suministro de agua circulante, en donde el fluido de transferencia de calor secundario es enfriado y regresado desde el intercambiador de calor de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) a la torre de enfriamiento. 9. El aparato de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el fluido de transferencia de calor secundario comprende agua proporcionada desde una descarga del condensador al intercambiador de calor de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) y regresada a un retorno de agua circulante. 10. El aparato de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque además comprende un tanque de llenado de fluido de transferencia de calor primario para remplazar la perdida de fluido de transferencia de calor primario durante la circulación dentro del aparato. 11. El aparato de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque además comprende un separador de líquido y gas para separar el gas y el líquido del fluido de 5 transferencia de calor primario. 12. El aparato de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el fluido de transferencia de calor • primario comprende una combinación de agua glicol. 13. Un método para producir energía en una planta 10 de energía de ciclo combinado de LNG/LPG, caracterizado porque comprende las etapas de: almacenar LNG/LPG; ^ vaporizar LNG/LPG; circular un fluido de transferencia de calor 15 primario para suministrar calor al vaporizador de LNG/LPG para ayudar en la vaporización del LNG/LPG, en donde el fluido de transferencia de calor primario es enfriado; y circular el fluido de transferencia de calor 20 primario para enfriar aire de entrada a una turbina • de gas para incrementar el rendimiento y la eficiencia de la turbina de gas. 14. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el vaporizador es un vaporizador de 25 circuito cerrado. t-.i.»^j.áJr, .-i- J-l.r' - ---^»jsM, ^..^.iittÁtii;,^^^ 15. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el serpentín de enfriamiento de la turbina de gas comprende un serpentín de enfriamiento de tubo con aletas. 5 16. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende la etapa de: recibir el fluido de transferencia de calor primario desde el • serpentín de enfriamiento de la turbina de gas y colocar el fluido de transferencia de calor primario en relación de 10 intercambio de calor con un fluido de transferencia de calor secundario, en donde el fluido de transferencia de calor primario es calentado y regresa al vaporizador. 9 17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque además comprende la etapa de: 15 suministrar un fluido de transferencia de calor secundario al intercambiador de calor de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) . 18. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el fluido de transferencia de calor 20 secundario comprende agua de mar proporcionada desde un * suministro de agua de mar al intercambiador de calor de agua circulante/fluido de transferencia de calor (HTF) , donde el agua de mar es enfriada y regresada desde el intercambiador de calor de agua circulante/fluido de transferencia de calor 25 a un retorno de agua de mar circulante por al menos uno de los siguientes: circulación o descarga continua al mar. 19. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el fluido de transferencia de calor secundario comprende agua de un suministro de agua 5 circulante, que además comprende la etapa de: enfriar el fluido de transferencia de calor secundario y regresar el fluido de transferencia de calor secundario a una torre de • enfriamiento para reducir el ciclo de servicio de la torre de enfriamiento. 10 20. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque además comprende la etapa de: proporcionar el fluido de transferencia de calor J secundario desde un suministro de agua circulante, en donde el fluido de transferencia de calor secundario es enfriado y 15 regresado a una torre de enfriamiento. 21. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque además comprende las etapas de: proporcionar el fluido de transferencia de calor secundario desde una descarga del condensador al 20 intercambiador de calor de agua circulante/fluido de 9 transferencia de calor (HTF) y regresar el fluido de transferencia de calor secundario a un retorno de agua circulante. 22. El aparato de conformidad con la reivindicación 25 16, caracterizado porque además comprende un tanque de ncia de calor primario para reemplazar la perdida de fluido de transferencia de calo?r primario durante la circulación dentro del aparato. 23. El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además por la etapa de: separar el gas y el líquido del fluido de transferencia de calor primario. ^ff 24. El método de conformidad con la reivindicación,; 16, caracterizado porque además el fluido de transferencia 'de* " 10 calor primario además comprende una combinación de Igt?a glicol. 25. El aparato de conformidad con la reivindicación 9 9, caracterizado porque además comprende un conjunto de válvulas que permiten dirigir o encaminar el fluido de 15 transferencia de calor primario, de modo que el fluido de transferencia de calor primario se desvía de la turbina de gas, de tal manera que sustancialmente toda la energía fría en el fluido de transferencia de calor primario es transferida a la descarga del condensador en el 20 intercambiador de calor de agua circulante/fluido de < "-ni & transferencia de calor (HTF) DE LA INVENCIÓN Se describe la vaporización de combustible líquido frío que es asistida o auxiliada al circular un fluido detransferencia de calor caliente (32) para transferir calor a un vaporizador (13) de LNG/LPG (33). El fluido de transferencia de calor es enfriado mediante la vaporización de LNG/LPG (33) , es calentado a través del intercambio de calor (14) con el flujo de admisión de aire de una gas (15), enfriando de esta manera el aire, y 10 calentado a través del intercambio de calor (1 fluido de transferencia de calor secundario (31) . • *$$1¡?J *