WO2025248151A1 - Sistema y método de producción de gas natural licuado gnl con captura de co2 - Google Patents

Sistema y método de producción de gas natural licuado gnl con captura de co2

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WO2025248151A1
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steam
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Carlos Rafael ARNAIZ DEL POZO
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Universidad Politecnica de Madrid
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    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Definitions

  • the present invention pertains to the field of technology relating to liquefied natural gas (LNG) production systems. More specifically, the invention relates to a system and method for liquefying a natural gas stream that also integrates a CO2 capture unit.
  • LNG liquefied natural gas
  • Liquefied natural gas is natural gas that has been processed for transport in a liquid state.
  • the natural gas is transported in this liquid state at atmospheric pressure and at a temperature range of approximately -150°C to -170°C.
  • the treated gas is cooled to approximately -162°C, which is the temperature at which methane, its main component, changes phase to a liquid state at atmospheric pressure.
  • LNG liquefied natural gas
  • a key aspect of these types of plants is reducing their environmental footprint and increasing their competitiveness and sustainability. same.
  • the present invention relates to a liquefied natural gas (LNG) production system with CO2 capture.
  • the system comprises a stream adapted for the circulation of natural gas, and is adapted for cooling and/or expanding the natural gas stream to low temperatures of -140°C to -170°C in cooling and/or expansion stages to produce LNG at atmospheric pressure.
  • the system comprises means for a liquefaction stage, which in turn comprise:
  • LNG liquefied natural gas
  • the system of the invention further comprises:
  • a steam generating boiler configured for combustion with air of the vaporized natural gas generated in the means for the expansion and separation stage
  • - means for capturing the CO2 contained in the exhaust gases of the steam generating boiler comprising in turn: either means for an absorption stage for extracting CO2 from said exhaust gases, or means for a compression stage located after the means for the absorption stage.
  • the means for the liquefaction and subcooling stage comprise at least one refrigerant compressor and a backpressure steam turbine mechanically coupled to the compressor.
  • the means for the precooling and absorption stages comprise a low-pressure steam feed from the backpressure steam turbines.
  • the steam generation boiler is configured for the generation of high-pressure steam that feeds the backpressure steam turbines.
  • the present invention has, therefore, as its object the liquefaction of a natural gas stream, more specifically pressurized and free of contaminants such as CO2, H2O, H2S, in a liquefaction unit, also integrating a unit for capturing the CO2 generated by combustion with air in a steam boiler of the vaporized natural gas produced in the liquefaction unit.
  • the natural gas stream after the subcooling stage is expanded to ambient pressure and introduced into a "flash" separation chamber, separating a certain amount of vaporized natural gas that is used as fuel for the plant and a liquefied natural gas product.
  • the proposed system presents several advantages when considering the integration of CO2 capture in natural gas liquefaction plants, a critical aspect to reduce the plant's environmental footprint and increase the competitiveness and sustainability of this energy vector in the coming decades.
  • a method for producing liquefied natural gas (LNG) with CO2 capture is also an object of the present invention.
  • the method comprises a stream adapted for the circulation of natural gas, the system being adapted for cooling and/or expanding the natural gas stream to low temperatures of -140°C to -170°C in cooling and/or expansion stages to produce liquefied natural gas (LNG) at atmospheric pressure, wherein the method comprises a liquefaction stage comprising the following stages:
  • LNG liquefied natural gas
  • the method comprises:
  • stage for capturing the CO2 contained in the exhaust gases from the steam generation stage which in turn comprise: o an absorption stage for extracting CO2 from said exhaust gases, and o a compression stage located after the absorption stage.
  • the liquefaction and subcooling stage comprises at least one refrigerant compressor and a backpressure steam turbine mechanically coupled to the compressor, and the precooling and absorption stages comprise a low-pressure steam feed from the backpressure steam turbines, the steam generation stage generating high-pressure steam that feeds the backpressure steam turbines.
  • Figure 1 Shows a schematic of a first example of the embodiment of the liquefied natural gas production system that is the subject of the invention.
  • Figure 2 Shows a schematic of a second example of the embodiment of the liquefied natural gas production system that is the subject of the invention.
  • Figure 3 Shows a schematic of a third example of the embodiment of the liquefied natural gas production system that is the subject of the invention.
  • the present invention relates to the liquefaction of a natural gas stream (1), particularly pressurized and free of contaminants such as CO2, H2O and H2S in a liquefaction unit (100) according, for example, to Figure 1, also integrating a CO2 capture unit (200) generated by combustion with air (4) in a steam boiler (300) of the vaporized natural gas (3) produced in the liquefaction unit (100).
  • Figures 1 and 2 depict exemplary embodiments disclosing a liquefied natural gas (LNG) production system with CO2 capture, comprising a stream adapted for natural gas circulation (1).
  • the system is adapted for cooling and/or expanding the natural gas stream to low temperatures of -140°C to -170°C in cooling and/or expansion stages to produce atmospheric pressure LNG.
  • the system comprises means for a liquefaction stage (100) which in turn comprise: - Means for a pre-cooling stage (101) of the natural gas stream (1).
  • the means for a liquefaction and subcooling stage may consist of separate stages for liquefaction (102) and subcooling (104) or are integrated into a single liquefaction and subcooling stage (107, 108) duplicated and operating in parallel.
  • the system also includes:
  • a steam generating boiler (300) configured for combustion with air (4) of the vaporized natural gas (3) generated in the means for the expansion and separation stage (106),
  • means for capturing the CO2 (200) contained in the exhaust gases (5) of the steam generating boiler (300) comprising in turn: or means for an absorption stage (201) for extracting CO2 from said exhaust gases (5), and or means for a compression stage (202) located downstream of the means for the absorption stage (201).
  • the CO2 concentration in the exhaust gases (5) fed to the absorption stage media (201), prior to extraction in the absorption stage media (201), is approximately 10 mol%, achieving a CO2 capture rate of approximately 90% in the exhaust gases (5).
  • the air (4) used In combustion in the steam generation boiler (300) it is approximately between 5% and 10% in excess of the stoichiometric.
  • a purified CO2 stream (9) is produced at a high pressure, between 110 and 150 bar.
  • a CO2 stream (8) removed from the natural gas stream (1) prior to the liquefaction unit (100), not shown in Figures 1 and 2 is also fed, which may be present in said natural gas stream (1).
  • the liquefaction unit (100) consists of means for liquefying and subcooling the natural gas stream (1), which are composed of refrigerant compression and expansion refrigeration cycles.
  • the means for liquefaction and subcooling comprise at least one refrigerant compressor (103, 105) and one backpressure steam turbine (501, 502).
  • the backpressure steam turbine (501, 502) is mechanically coupled to the compressor (103, 105).
  • the means for the precooling stage (101) of the liquefaction unit (100) and the means for the absorption stage (201) of the capture unit (200) comprise a low-pressure steam feed (10, 11) from the backpressure steam turbines (501, 502).
  • the steam generating boiler (300) is configured for the generation of high-pressure steam (6) that feeds the backpressure steam turbines (501, 502).
  • the turbine operates under back pressure, it means that the steam outlet pressure is higher than atmospheric pressure, as opposed to condensing turbines, which expand the steam to vacuum pressures.
  • the power supplied to the refrigeration compressors (103, 105) is carried out by mechanical coupling with backpressure steam turbines (501, 502), for example, with an outlet pressure for the expanded steam between the values employed in the steam fed to the pre-cooling stage (101).
  • the power of the pre-cooling stage means (101) to generate the refrigerant is provided by a low-pressure water vapor stream (10) between 1 bar and 6 bar.
  • the low-pressure steam (10) fed to the pre-cooling stage (101) provides the cooling power for that stage.
  • the low-pressure steam (11) fed to the absorption stage (201) allows the solvent used to capture CO2 to be regenerated.
  • the system comprises means for selecting the high-pressure level and temperature of the steam at the inlet of the backpressure steam turbines (501, 502) to achieve saturated or slightly superheated steam conditions after expansion in said backpressure steam turbines (501, 502).
  • the high-pressure steam-generating boiler (300) has a highly flexible design, and that the outlet pressure of the backpressure steam turbine (501, 502) is such that the low-pressure steam can be efficiently integrated into the means for the precooling stage (101) and the means for the absorption stage (201).
  • Both the precooling stage (101) and the absorption unit (201) have a high thermal demand in the form of low-pressure steam (10, 11).
  • This low-pressure steam demand can be met by the backpressure steam turbines (501, 502), which are used instead of conventional gas turbines to drive the refrigeration compressors of the liquefaction/subcooling stages.
  • the means for the precooling stage (101) employ ammonia as a refrigerant to reduce the temperature of the natural gas stream (1) to approximately -30°C. Therefore, the liquefaction unit (100) comprises the precooling stage (101) that employs ammonia to reduce the temperature of the natural gas stream (1) to, as indicated above, approximately -30°C.
  • the power of the precooling stage (101) for generating the ammonia refrigerant is provided by the low pressure water vapor stream (10) between 1 bar and 6 bar.
  • the power production in backpressure steam turbines (501, 502) through the combustion of vaporized natural gas (3) in the steam boiler (300) with an amount of air (4) close to stoichiometric, as opposed to several gas turbines in the liquefaction unit (100) and in an auxiliary power plant that in turn uses more gas turbines, allows obtaining a single exhaust gas stream (5) with all the generated CO2 present at a high concentration, of approximately 10 mol%, prior to the absorption column, avoiding the numerous ducts, pipes and connections of the exhaust gases of each gas turbine, as well as specific heat recovery boilers for each gas turbine through which to generate the steam for the regeneration of the absorbent of the CO2 capture unit, whose pressure drop would also decrease the power provided by the gas turbine, reducing the production of liquefied natural gas LNG.
  • the steam generating boiler (300) is configured for combustion with air (4) of the vaporized natural gas fraction (3) at a rate 5% to 10% higher than the stoichiometric amount.
  • air (4) of the vaporized natural gas fraction (3) at a rate 5% to 10% higher than the stoichiometric amount.
  • Backpressure steam turbines (501, 502) can be designed in any power size, unlike gas turbines which are available for discrete fixed power outputs. This allows for greater flexibility in designing and selecting the size of the liquefaction unit (100), as well as distributing power between the liquefaction and subcooling stages. Similarly, the steam boiler (300) can be built for any power output and steam pressures/temperatures, with sizes exceeding 800 MW of thermal power being common in power generation plants that use coal as fuel.
  • the vaporized natural gas (3) fed to the steam boiler (300) does not need to be pressurized, thus avoiding a costly gaseous fuel compressor, auxiliary power generation, and an associated electric motor.
  • the fuel In plants using gas turbines, the fuel must be compressed to the turbine's operating pressure ratio, which can be on the order of 50.
  • the steam turbines (501, 502) have fewer rotating components than gas turbines, lack a compressor, and operate at lower temperatures, resulting in high availability, reliability, and ease of maintenance.
  • the proposed liquefaction technology eliminates the need for bulky and expensive vacuum condensers to condense the expanded steam from the power cycle. Furthermore, it allows for a smaller outlet section of the backpressure steam turbine (501, 502) by eliminating the low-pressure stages, resulting in fewer components and reduced capital costs. Heat rejection from the power cycle occurs in the natural gas precooling stage (101) and the CC absorption stage (201) at pressures between 1 and 6 bar, further reducing the cycle's investment cost.
  • the precooling stage technology (101) substantially reduces the electrical power demand by increasing the thermal demand, the low efficiency of the steam cycle in converting fuel to electrical energy is not critical, as the waste heat is effectively integrated for various uses within the plant, achieving a high net thermal efficiency, defined as the ratio of the product of the flow rate and the calorific value of the liquefied natural gas (LNG) to that of the gas fed to the plant.
  • the steam boiler (300) offers considerable regulatory flexibility to meet steam demands as required. It should be noted that if the backpressure steam turbine coupling system (501, 502) were used in conventional liquefaction technologies without the precooling stage (101), a large amount of residual steam would be wasted. This would lead to lower net thermal efficiency, resulting in a system that would not be competitive.
  • the vaporized natural gas stream (3) is sent to the steam generating boiler (300) after cold recovery, not shown in the figures, where high-pressure steam (6) is produced and fed to the backpressure steam turbines (501, 502) by combustion with an air quantity (4) close to the required stoichiometric amount. Both the air stream (4) and the vaporized natural gas fuel (3) can be equipped with a blower to overcome downstream pressure losses. Additionally, high-pressure steam (6) is also produced to supply other backpressure steam turbines that generate the auxiliary power required by the liquefaction plant in an auxiliary power unit (400). From this auxiliary power unit (400), additional low-pressure steam is supplied to the precooling stage (101) and the absorption stage (201), as well as electrical power for other plant applications, such as the CO2 compression stage (202).
  • the means for the CO2 compression stage (202) can be driven directly by a separate and independent backpressure turbine from the backpressure steam turbines (501, 502) that drive the refrigeration compressors of the liquefaction unit (100).
  • the auxiliary power unit (400) may comprise a backpressure steam turbine configured for the mechanical drive of the means for the compression stage (202) and for supplying low-pressure steam from the turbine to the means for the precooling stage (101) of the stream adapted for natural gas circulation (1).
  • the drive of the CO2 compression stage (202) and the partial supply of low-pressure steam (10) to the precooling stage (101) may be carried out by the auxiliary power unit (400) comprising a backpressure steam turbine.
  • the mechanical drive of the CO2 compression stage (202) is carried out by means of a back-pressure steam turbine included in the auxiliary power unit (400), which feeds the low-pressure steam exiting the turbine to the pre-cooling stage (101) of the stream adapted for the circulation of natural gas (1).
  • the auxiliary power unit (400) comprises said backpressure steam turbine that mechanically drives the means for the CO2 compression stage (202).
  • the means for the CO2 compression stage (202) can be driven by an electric motor powered by energy from and generated in the auxiliary power unit (400).
  • the low-pressure steam from the back-pressure turbine driving the means for the CO2 compression stage (202) can be fed to the means for the pre-cooling stage (101) to generate the ammonia refrigerant in the liquefaction stage (100).
  • the low-pressure steam feed stream (10) fed to the pre-cooling stage (101) is partially made up of the low-pressure steam exiting the back-pressure steam turbine that drives the means for the compression (202) of CO2.
  • the figures show how the low-pressure steam from the turbines (501, 502) and the auxiliary power unit (400) is distributed between the low-pressure steam feed (10) to the pre-cooling stage (101) and the low-pressure steam feed (11) to the absorption stage (201).
  • the backpressure steam turbine outlet present in the auxiliary power unit (400), which drives the means for the CO2 compression stage (202), can be fed entirely to the pre-cooling stage (101) of the liquefaction stage (100).
  • the low-temperature exhaust gases (5), approximately 130°C, exiting the steam boiler (300) are fed to the CO2 capture unit (200), which consists of a first absorption stage (201) where the gas is cooled by direct-contact heat exchangers with cooling water, to a
  • the temperature is close to ambient, or lower if auxiliary cooling is provided, condensing some of the water present as a combustion product, and the pressure is slightly increased by a blower to overcome pressure losses in the downstream absorber.
  • the gas with a molar concentration of CO2 close to 10%, is introduced into an absorption column or absorber. That is, first there is a direct mix heat exchanger to lower the temperature and condense some of the water present in the exhaust gases (5), and then an absorption column.
  • the concentration of CO2 in the exhaust gases of industrial gas turbines is at this point in the process around 3.0-3.5%mol, which implies a reduction of the volumetric flow rate entering the absorber of approximately 2/3, according to the proposed scheme.
  • the means of the absorption stage (201) for extracting CO2 from the exhaust gases (5) employ a solvent and low-pressure steam (11) from the back-pressure steam turbines (501, 502) for the regeneration of said solvent.
  • Absorption can be carried out using monoethanolamine (MEA) or other commercially available solvents/absorption systems.
  • absorption can be performed using methyldiethanolamine (MDEA) as the solvent.
  • MDEA methyldiethanolamine
  • CO2 absorption can also be performed using an aqueous ammonia solution, which is the refrigerant used in the precooling stage (101).
  • the gases exiting (7) from the absorption stage (201) at ambient pressure are vented to the atmosphere, achieving approximately 90% capture of the CO2 present in the feed stream, i.e., the exhaust gases (5) from the steam generator boiler (300).
  • the absorbent is regenerated in a stripper using thermal power supplied by a low-pressure steam stream (11) from the backpressure steam turbines (501, 502) that drive the refrigeration compressors (103, 105) and/or the auxiliary power unit (400).
  • a low-pressure steam stream (11) from the backpressure steam turbines (501, 502) that drive the refrigeration compressors (103, 105) and/or the auxiliary power unit (400).
  • a The thermal output is 3.7 MJ/kg of captured CO2, according to the scientific literature.
  • the feedwater (12) to the steam generating boiler (300) coming from the precooling stage (101) and the absorption stage (201), after the condensation of the low-pressure steam streams (10, 11), is reintroduced into the steam generating boiler (300) to repeat the cycle. If necessary, the steam generating boiler (300) could have low-pressure steam production directly to partially supply the precooling (101) and absorption (201) stages.
  • the CO2 produced in the condenser of the desorption column or "stripper" of the absorption stage (201) is sent to the compression stage (202) where traces of water are removed and it is compressed to supercritical pressures in the purified CO2 stream (9), between 110 and 150 bar, for subsequent transport and storage.
  • a CO2 stream (8) removed from the natural gas stream (1) in a pretreatment stage, not shown in the figure, which may be present in the natural gas, is also fed into the compression unit.
  • the size of the post-combustion capture unit required for a liquefaction train of ⁇ 4.6 mtpa corresponds to the sizes of currently operating commercial capture plants for electricity generation, which are approaching the limits of achievable construction, particularly for the cross-section of the absorber. Therefore, the present invention eliminates a critical bottleneck for implementing CO2 capture in liquefied natural gas (LNG) plants by reducing the volumetric flow of gases that need to be treated, making such capture competitive for comparatively lower CO2 prices, and also achieving higher production in each liquefaction train that integrates capture.
  • LNG liquefied natural gas
  • a plant could be designed with the same coupling system of refrigerant compressors (103, 105) and backpressure steam turbines (501, 502), feeding the pre-cooling stage (101) with the steam from the outlet of these turbines, but lacking the CO2 capture unit. (200).
  • This plant would achieve specific CO2 emissions comparable to those produced in plants that use conventional technologies and industrial gas turbines without CO2 capture.
  • the means for the liquefaction stage (102) of the natural gas stream (1) are located downstream of the precooling stage (101), and the means for the subcooling stage (104) of the natural gas stream (1) are located downstream of the liquefaction stage (102).
  • Both the means for the liquefaction stage (102) and the means for the subcooling stage (104) comprise at least one refrigerant compressor (103, 105) and a backpressure steam turbine (501, 502) mechanically coupled to the compressor (103, 105).
  • the liquefaction (102) and subcooling (104) stages can be thermally coupled to the precooling stage (101), understanding as thermally coupled that streams of matter belonging to each stage exchange heat respectively with each other.
  • both the liquefaction stage (102) and the subcooling stage (104) can each employ a mixed refrigerant, a mixture of hydrocarbons, operating in series.
  • the embodiment corresponding to Figure 1 may have a mixed refrigerant for the liquefaction stage (102) and another refrigerant of different composition for the subcooling stage (104). Or, alternatively, as indicated for the numerical results provided in this embodiment, a pure refrigerant for the liquefaction stage (102) and a mixed refrigerant for the subcooling stage (104).
  • both the means for liquefying and the means for subcooling the natural gas stream (1) are integrated into a single, duplicated liquefaction and subcooling stage (107, 108), both of which are located downstream of the precooling stage (101) and operate in parallel with each other.
  • Each duplicated stage (107, 108) comprises at least one refrigerant compressor (103, 105) and a backpressure steam turbine (501, 502) mechanically coupled to the compressor (103, 105).
  • the refrigeration compressors (103, 105) corresponding to each integrated liquefaction and subcooling stage are identical.
  • the liquefaction and subcooling of the natural gas stream (1) can be integrated into a single duplicate liquefaction and subcooling stage (107, 108) operating in parallel so as to share the same means of the precooling unit (101), with their respective refrigeration compressors (103, 105) driven in turn by the backpressure steam turbines (501, 502).
  • the expansion and separation stage (106) for the liquefied natural gas (LNG) (2) and vaporized natural gas (3) products of the plant may be common.
  • the liquefaction and subcooling stages (107, 108) are thermally coupled; that is, the refrigerant used for the liquefaction and subcooling of the natural gas stream (1) is cooled by condensing it totally or partially in the precooling stage (101) using ammonia as the refrigerant.
  • This refrigerant which carries out the liquefaction and subcooling in the duplicated liquefaction and subcooling stages (107, 108), may be a mixed refrigerant consisting of a mixture of hydrocarbons such as butane, propane, ethane, methane, and nitrogen, a stream not shown in Figure 2, such as the mixed refrigerant used in C3MR liquefaction technology.
  • the second embodiment presents the possibility of integrating two natural gas liquefaction trains that share the same precooling stage (101).
  • the specific electrical consumption for the liquefaction unit (100) is approximately 150 kWh/ton of LNG
  • the thermal demand reached in the precooling stage (101) and the CO2 absorption stage (201) is approximately 470 kWh/ton of LNG
  • a 30 wt% MEA solution is used as the absorbent in the CO2 absorption stage (201)
  • a temperature of 20°C is achieved after heat rejection.
  • This arrangement allows, similarly to the embodiment example in Figure 1, the simultaneous satisfaction of the thermal and electrical demands of the liquefaction stage (100) and the CO2 capture stage (200), by means of the steam cycle with high-pressure steam generation (6) in the boiler (300), achieving a high net thermal efficiency, defined as the ratio of the product of the flow rate of liquefied natural gas LNG (2) by its calorific value with respect to that of the feed gas, similar to that of liquefaction plants with industrial turbines without CO2 capture, which turns out to be approximately 95% when considering a heat rejection temperature of 20°C for the process fluid.
  • cryogenic heat exchanger in the integrated liquefaction and subcooling stage (107, 108), also requiring the presence of heavier and more flammable hydrocarbons such as propane and butane in the
  • the use of a mixed refrigerant results in higher investment costs and more complex operation, respectively.
  • employing two parallel trains for liquefaction and subcooling could allow for higher production rates than the serial configurations shown in Figure 1, maximizing the benefits of economies of scale.
  • the natural gas feed stream (1) to the means for the liquefaction stage (100) is pre-treated in the absorption stage (201), to remove the CO2 contained in the natural gas fed to the plant.
  • the means for the absorption stage (201) for extracting CO2 from the exhaust gases (5) are also configured for extracting CO2 from the stream adapted for natural gas circulation (1) before it passes through the means for the pre-cooling stage (101). Therefore, in the absorption stage (201) for extracting CO2 from the exhaust gases (5), a CO2 extraction stage is also performed on the stream adapted for natural gas circulation (1) before it passes through the pre-cooling stage (101).
  • the solvent used in these CO2 capture media of the absorption stage (201) is preferably activated methyldiethanolamine (MDEA), or any other amine.
  • the means for the stage of absorption (201) comprise a single solvent regeneration column.
  • the means for extracting CO2 from the exhaust gases (5) use the same solvent as the CO2 capture means of the stream adapted for natural gas circulation (1) prior to its feed to the means for the liquefaction stage (100).
  • the use of the same solvent facilitates the integration of the CO2 removal means of both streams, so that they share the same solvent regeneration column or "stripper," reducing investment costs.

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Abstract

Sistema y método de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2 que comprenden: - una caldera de generación de vapor (300) para la combustión con aire (4) del gas natural vaporizado (3) generado en una etapa de expansión y separación (106), - unos medios de captura del CO2 (200) contenido en los gases de escape (5) de la caldera de generación de vapor (300) que comprenden etapas de absorción (201) y de compresión (202). La etapa de licuación y subenfriamiento comprenden un compresor de refrigerante (103, 105) y una turbina de vapor a contrapresión (501, 502). La etapa de absorción (201) comprende una alimentación de vapor de agua a baja presión (10, 11) procedente de las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502). La caldera de generación de vapor (300) genera de vapor de alta presión (6) que alimenta las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502).

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema y método de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2
Sector de la técnica
La presente invención pertenece al sector de la técnica relativo a los sistemas de producción de gas natural licuado GNL. Más específicamente la invención tiene como objeto un sistema y método para la licuación de una corriente de gas natural que además integra una unidad de captura de CO2.
Antecedentes de la invención
El gas natural licuado GNL es gas natural que ha sido procesado para su transporte en estado líquido. El gas natural es transportado en dicho estado líquido a presión atmosférica y en un rango de temperatura de aproximadamente entre -150 °C y - 170 °C.
Para convertir el gas natural en líquido, se enfría el gas tratado hasta aproximadamente -162°C, que es la temperatura a la cual el metano, su componente principal, cambia de fase a estado líquido a presión atmosférica.
En el proceso de licuación se comprimen gases refrigerantes produciendo líquidos fríos, tales como propano, etano/etileno, metano, nitrógeno o mezclas de ellos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la corriente de gas natural. De este modo, el gas natural se enfría hasta el punto en que se convierte en líquido. Una vez que el gas ha sido licuado se somete a una expansión para poder almacenarlo a presión atmosférica. El gas natural licuado GNL producido se almacena en tanques especiales para ser luego transferido a buques tanques especiales de transporte.
Es un aspecto relevante de este tipo de plantas disminuir su huella medioambiental e incrementar la competitividad y sostenibilidad de las mismas.
Sumario de la invención
Es objeto de la presente invención un sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2. El sistema comprende una corriente adaptada para la circulación de gas natural, estando el sistema adaptado para el enfriamiento y/o expansión de la corriente de gas natural a bajas temperaturas de -140 °C a -170°C en etapas de enfriamiento y/o expansión para producir gas natural licuado GNL a presión atmosférica. El sistema comprende medios para una etapa de licuación que comprenden a su vez:
- medios para una etapa de preenfriamiento de la corriente de gas natural,
- medios para una etapa de licuación y subenfriamiento de la corriente de gas natural localizados a continuación de los medios para la etapa de preenfriamiento, y
- medios para una etapa de expansión y separación del producto gas natural licuado GNL localizada a continuación de los medios para la etapa de licuación y subenfriamiento que resulta en el producto gas natural licuado GNL y gas natural vaporizado.
El sistema de la invención comprende, además:
- una caldera de generación de vapor configurada para la combustión con aire del gas natural vaporizado generado en los medios para la etapa de expansión y separación,
- unos medios de captura del CO2 contenido en los gases de escape de la caldera de generación de vapor que comprenden a su vez: o unos medios para una etapa de absorción para la extracción del CO2 de dichos gases de escape, y o unos medios para una etapa de compresión localizados a continuación de los medios para la etapa de absorción. Los medios para la etapa de licuación y subenfriamiento comprenden al menos un compresor de refrigerante y una turbina de vapor a contrapresión acoplada mecánicamente al compresor y los medios para la etapa de preenfriamiento y los medios para la etapa de absorción comprenden una alimentación de vapor de agua a baja presión procedente de las turbinas de vapor a contrapresión. Además, la caldera de generación de vapor está configurada para la generación de vapor de alta presión que alimenta a las turbinas de vapor a contrapresión.
La presente invención tiene, por lo tanto, como objeto la licuación de una corriente de gas natural, más específicamente presurizada y desprovista de contaminantes tales como el CO2, H2O, H2S, en una unidad de licuación, integrando además una unidad de captura del CO2 generado mediante la combustión con aire en una caldera de vapor del gas natural vaporizado producido en la unidad de licuación.
Según lo anteriormente comentado, la corriente de gas natural tras la etapa de subenfriamiento es expandida hasta presión ambiente e introducida en una cámara de separación "flash", separándose una cierta cantidad de gas natural vaporizado que se emplea como combustible de la planta y un producto gas natural licuado.
El sistema propuesto presenta diversas ventajas cuando se considera la integración de captura de CO2 en plantas de licuación de gas natural, un aspecto crítico para disminuir la huella medioambiental de la planta e incrementar la competitividad y sostenibilidad de este vector energético en décadas venideras.
Es también objeto de la presente invención un método de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2. El método comprende una corriente adaptada para la circulación de gas natural, estando el sistema adaptado para el enfriamiento y/o expansión de la corriente de gas natural a bajas temperaturas de -140°C a -170°C en etapas de enfriamiento y/o expansión para producir gas natural licuado GNL a presión atmosférica, donde el método comprende una etapa de licuación que comprende las siguientes etapas:
- una etapa de preenfriamiento de la corriente de gas natural,
- una etapa de licuación y subenfriamiento de la corriente de gas natural localizados a continuación de la etapa de preenfriamiento,
- una etapa de expansión y separación del producto gas natural licuado GNL localizada a continuación de la etapa de licuación y subenfriamiento que resulta en el producto gas natural licuado GNL y gas natural vaporizado.
El método comprende:
- una etapa de generación de vapor mediante una caldera para la combustión con aire del gas natural vaporizado generado en la etapa de expansión y separación,
- una etapa de captura del CO2 contenido en los gases de escape de la etapa de generación de vapor, que comprenden a su vez: o una etapa de absorción para la extracción del CO2 de dichos gases de escape, y o una etapa de compresión localizada a continuación de la etapa de absorción.
La etapa de licuación y subenfriamiento comprende al menos un compresor de refrigerante y una turbina de vapor a contrapresión acoplada mecánicamente al compresor y la etapa de preenfriamiento y la etapa de absorción comprenden una alimentación de vapor de agua a baja presión procedente de las turbinas de vapor a contrapresión, la etapa de generación de vapor generando vapor de alta presión que alimenta a las turbinas de vapor a contrapresión.
Breve descripción de los dibujos
Para complementar la descripción que se está realizando y con objeto de ayudar a una mejor comprensión de las características de la invención, se acompaña como parte integrante de dicha descripción un dibujo en donde, con carácter ilustrativo y no limitativo, se ha representado lo siguiente:
Figura 1. Muestra un esquema de un primer ejemplo de realización del sistema de producción de gas natural licuado objeto de la invención.
Figura 2. Muestra un esquema de un segundo ejemplo de realización del sistema de producción de gas natural licuado objeto de la invención.
Figura 3. Muestra un esquema de un tercer ejemplo de realización del sistema de producción de gas natural licuado objeto de la invención.
Ejemplos de realización de la invención
La presente invención tiene como objeto la licuación de una corriente de gas natural (1), particularmente presurizada y desprovista de contaminantes tales como el CO2, H2O y H2S en una unidad de licuación (100) según, por ejemplo, la figura 1, integrando también una unidad de captura del CO2 (200) generado mediante la combustión con aire (4) en una caldera de vapor (300) del gas natural vaporizado (3) producido en la unidad de licuación (100).
En las figuras 1 y 2 se representan sendos ejemplos de realización que divulgan un sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, que comprende una corriente adaptada para la circulación de gas natural (1). El sistema está adaptado para el enfriamiento y/o expansión de la corriente de gas natural a bajas temperaturas de -140 °C a -170°C en etapas de enfriamiento y/o expansión para producir gas natural licuado GNL a presión atmosférica. El sistema comprende medios para una etapa de licuación (100) que comprenden a su vez: - Medios para una etapa de preenfriamiento (101) de la corriente de gas natural (1).
- Medios para una etapa de licuación y subenfriamiento de la corriente de gas natural (1) localizados a continuación de los medios para la etapa de preenfriamiento (101). Los medios para una etapa de licuación y subenfriamiento pueden constar de etapas diferenciadas para la licuación (102) y subenfriamiento (104) o se integran en una sola etapa de licuación y subenfriamiento (107, 108) duplicadas y operando en paralelo.
- Medios para una etapa de expansión y separación (106) del producto gas natural licuado GNL localizada a continuación de los medios para la etapa de licuación y subenfriamiento que resulta en el producto gas natural licuado GNL (2) y gas natural vaporizado (3).
El sistema comprende también:
- una caldera de generación de vapor (300) configurada para la combustión con aire (4) del gas natural vaporizado (3) generado en los medios para la etapa de expansión y separación (106),
- unos medios de captura del CO2 (200) contenido en los gases de escape (5) de la caldera de generación de vapor (300) que comprenden a su vez: o unos medios para una etapa de absorción (201) para la extracción del CO2 de dichos gases de escape (5), y o unos medios para una etapa de compresión (202) localizados a continuación de los medios para la etapa de absorción (201).
En un ejemplo de realización la concentración de CO2 en los gases de escape (5) alimentados a los medios para la etapa de absorción (201), previamente a su extracción en los medios de la etapa de absorción (201), es de aproximadamente 10%mol, alcanzando una captura del CO2 contenido en los gases de escape (5) de aproximadamente el 90%. El aire (4) empleado en la combustión en la caldera de generación de vapor (300) es aproximadamente entre un 5% y un 10% en exceso del estequiométrico.
En un ejemplo de realización en los medios para una etapa de compresión (202) se produce una corriente de CO2 purificada (9) a elevada presión, comprendida entre 110 y 150 bar. En otro ejemplo de realización se alimenta también una corriente de CO2 (8) eliminado de la corriente de gas natural (1) previamente a la unidad de licuación (100), no mostrada en las figuras 1 y 2, que pudiera estar presente en dicha corriente de gas natural (1).
La unidad de licuación (100) consta de unos medios para la licuación y subenfriamiento de la corriente de gas natural (1), que se componen de ciclos de refrigeración por compresión y expansión de un refrigerante.
En los ejemplos de realización mostrados, los medios para la licuación y subenfriamiento comprenden al menos un compresor de refrigerante (103, 105) y una turbina de vapor a contrapresión (501, 502). La turbina de vapor a contrapresión (501, 502) está acoplada mecánicamente al compresor (103, 105). Además, los medios para la etapa de preenfriamiento (101) de la unidad de licuación (100) y los medios para la etapa de absorción (201) de la unidad de captura (200) comprenden una alimentación de vapor de agua a baja presión (10, 11) procedente de las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502). Además, la caldera de generación de vapor (300) está configurada para la generación de vapor de alta presión (6) que alimenta a las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502).
Cuando se indica que la turbina opera a contrapresión se refiere a que la presión de salida del vapor es superior a la atmosférica, en contraposición a las turbinas de condensación, que expanden el vapor hasta presiones de vacío.
Según lo anterior, la potencia suministrada a los compresores de refrigeración (103, 105) se lleva a cabo mediante acoplamiento mecánico con turbinas de vapor a contrapresión (501, 502), por ejemplo, con una presión de salida para el vapor expandido comprendida entre los valores empleados en el vapor alimentado a la etapa de preenfriamiento (101).
En un ejemplo de realización, la potencia de los medios de la etapa de preenfriamiento (101) para generar el refrigerante es proporcionada por uña corriente de vapor de agua a baja presión (10) comprendida entre 1 bar y 6 bar.
Por lo tanto, el vapor de baja presión (10) alimentado a la etapa de preenfriamiento (101) proporciona la potencia de refrigeración de esa etapa. El vapor de baja presión (11) alimentado a la etapa de absorción (201) permite regenerar el disolvente empleado para capturar el CO2.
En un ejemplo de realización, el sistema comprende medios para la selección del nivel de alta presión y de la temperatura del vapor a la entrada de las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502) para alcanzar condiciones de vapor saturado o ligeramente sobrecalentado tras la expansión en dichas turbinas de vapor a contrapresión (501, 502). Esto indica que la caldera que genera vapor (300) de alta presión tiene un diseño muy flexible, y que la presión de salida de la turbina de vapor a contrapresión (501, 502) es tal que el vapor de baja presión se pueda integrar eficazmente en los medios de la etapa de preenfriamiento (101) y los medios para la etapa de absorción (201).
Tanto la etapa de preenfriamiento (101) como la unidad de absorción (201) presentan una elevada demanda térmica en forma de vapor de agua de baja presión (10, 11). Esta demanda de vapor de baja presión puede ser satisfecha mediante las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502), empleadas en lugar de turbinas de gas habituales para accionar los compresores de refrigeración de las etapas de licuación/subenfriamiento.
En ambos ejemplos de realización mostrados en las figuras 1 y 2, los medios para la etapa de preenfriamiento (101) emplean amoniaco como refrigerante para reducir la temperatura de la corriente de gas natural (1) hasta aproximadamente -30°C. Por lo tanto, la unidad de licuación (100) consta de la etapa de preenfriamiento (101) que emplea amoniaco para reducir la temperatura de la corriente de gas natural (1) hasta, según lo indicado anteriormente, aproximadamente -30°C. La potencia de la etapa de preenfriamiento (101) para generar el refrigerante amoniaco es proporcionada por la corriente de vapor de agua a baja presión (10) comprendida entre 1 bar y 6 bar.
Adicionalmente, cuando se integra captura de CO2, la producción de potencia en turbinas de vapor a contrapresión (501, 502) a través de la combustión de gas natural vaporizado (3) en la caldera de vapor (300) con una cantidad de aire (4) cercana a la estequiométrica, en contraposición a varias turbinas de gas en la unidad de licuación (100) y en una central eléctrica auxiliar que emplee a su vez más turbinas de gas, permite obtener una única corriente de gases de escape (5) con todo el CO2 generado presente a una elevada concentración, de aproximadamente 10 %mol. previamente a la columna de absorción, evitando los numerosos conductos, canalizaciones y conexiones de los gases de escape de cada turbina de gas, así como calderas de recuperación de calor específicas para cada turbina de gas a través de las cuales generar el vapor para la regeneración del absorbente de la unidad de captura de CO2, cuya pérdida de carga disminuiría además la potencia proporcionada por la turbina de gas, reduciendo la producción de gas natural licuado GNL.
En un ejemplo de realización, la caldera de generación de vapor (300) está configurada para la combustión con aire (4) de la fracción de gas natural vaporizada (3) en una cantidad entre un 5 % y un 10 % superior a la estequiométrica. Esto permite que el CO2 se encuentre más concentrado en los gases de escape (5) de la caldera de vapor (300), en contraposición a las turbinas de gas, que operan con grandes excesos de aire. Por lo tanto, los gases de escape de las turbinas de gas, con una concentración de CO2 más diluida, aproximadamente del 3.0 al 3.5%mol, precisan una unidad de absorción de mayor tamaño para una misma cantidad de CO2 secuestrado: cambiadores de mezcla directa más grandes y mayor diámetro y altura de la columna de absorción al tener que tratar un flujo volumétrico mayor y con el CO2 menos concentrado. Estos elementos adicionales introducidos cuando se implementa la captura de CO2 ocasionan un aumento sustancial de la superficie requerida por la planta, que puede verse reducida con el esquema propuesto por los motivos descritos. Todo ello redunda en un coste de evitación del CO2 inferior frente a tecnologías que implementen captura de CO2 de los gases de escape de turbinas de gas, permitiendo una mayor producción de GNL en la unidad de licuación (100), antes de alcanzar los límites constructivos de la unidad de absorción (200).
Las tecnologías que utilizan propano o refrigerantes mixtos para el preenfriamiento emplean potencia eléctrica suministrada a los compresores de refrigeración, en lugar de potencia térmica. El accionamiento de los compresores de refrigeración con turbinas de vapor en plantas de tecnologías convencionales sin captura se realizaba en la antigüedad, pero la baja eficiencia de conversión a electricidad, los costosos sistemas de tratamiento del agua, calderas y condensadores de vapor, ya que las turbinas expanden hasta presiones de vacío para alcanzar eficiencias aceptables requiriéndose equipos muy voluminosos, motivaron que fueran paulatinamente remplazadas por turbinas de gas, industriales y más recientemente aeroderivadas, más eficientes. No obstante, los ciclos de vapor presentan ciertas ventajas:
• Las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502) pueden diseñarse en cualquier tamaño de potencia, en contraposición a las turbinas de gas que están disponibles para potencias fijas discretas, lo que permite una mayor flexibilidad para diseñar y seleccionar el tamaño de la unidad de licuación (100), así como distribuir las potencias entre las etapas de licuación y subenfriamiento. Análogamente, la caldera de vapor (300) puede construirse para cualquier potencia y presiones/temperaturas del vapor, siendo habituales tamaños superiores a los 800 MW de potencia térmica en plantas de generación de potencia que emplean carbón como combustible.
• El gas natural vaporizado (3) alimentado a la caldera de vapor (300) no es preciso presurizarlo, evitando un costoso compresor del combustible gaseoso, la generación de potencia auxiliar y un motor eléctrico asociado. En las plantas que emplean turbinas de gas, se requiere comprimir el combustible hasta el ratio de presión de operación de la turbina, que puede llegar a ser del orden de 50. Por otra parte, emplear ciclos de vapor con el calor generado en la caldera, es decir, un motor de combustión externa, elimina prácticamente la influencia de las condiciones ambiente, temperatura de aire, humedad, presión atmosférica etc., en la producción de gas natural licuado GNL de la planta, haciendo que ésta sea estable en el tiempo. Las turbinas de vapor (501, 502) constan de menos equipos rotativos que las turbinas de gas, no hay compresor, y operan a menor temperatura, permitiendo una elevada disponibilidad, fiabilidad y fácil mantenimiento.
• Adicionalmente, con la tecnología de licuación propuesta, se evitan voluminosos y costosos condensadores de vacío para condensar el vapor expandido del ciclo de potencia, además de permitir una menor sección de salida de la turbina de vapor a contrapresión (501, 502) al eliminar las etapas de baja presión, con un menor número de componentes y reducción del coste capital. El rechazo de calor del ciclo de potencia se realiza en la etapa de preenfriamiento (101) del gas natural y en la etapa de absorción (201) del CC a una presión comprendida entre 1 y 6 bar, reduciendo el coste de inversión del ciclo. Puesto que la tecnología de la etapa de preenfriamiento (101) permite reducir sustancialmente la demanda de potencia eléctrica incrementando la demanda térmica, no resulta crítico que el ciclo de vapor presente una baja eficiencia de conversión del combustible a energía eléctrica, ya que el calor residual está eficazmente integrado para diversos usos en la planta, alcanzándose una elevada eficiencia térmica neta, definida como la relación del producto de caudal por el poder calorífico de producto gas natural licuado GNL entre el del gas alimentado a la planta. Asimismo, la caldera de vapor (300) presenta gran flexibilidad de regulación para satisfacer las demandas de vapor según se precise. Se hace notar que, si el sistema de acoplamiento de turbinas de vapor a contrapresión (501, 502) fuera utilizado en tecnologías de licuación convencional, sin la etapa de preenfriamiento (101), existiría un gran remanente de vapor que se desperdiciaría. Esto conllevaría a una menor eficiencia térmica neta, resultando en un sistema que no sería competitivo.
La corriente de gas natural vaporizado (3) se envía a la caldera de generación de vapor (300) previa recuperación de frío, no mostrado en las figuras, donde se produce el vapor de alta presión (6) alimentado a las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502), al llevar a cabo la combustión con una cantidad de aire (4) cercana a la estequiométrica requerida. Tanto la corriente de aire (4) como el combustible gas natural vaporizado (3) pueden contar con una soplante para vencer las pérdidas de carga aguas bajo, respectivamente. Adicionalmente, también se produce vapor de alta presión (6) para ser suministrado a otras turbinas de vapor a contrapresión que generan la potencia auxiliar requerida por la planta de licuación en una unidad de potencia auxiliar (400), y de esta unidad de potencia auxiliar (400) se proporciona vapor de baja presión adicional a la etapa de preenfriamiento (101) y a la etapa de absorción (201), además de potencia eléctrica para otros usos de la planta, por ejemplo, la etapa de compresión (202) de CO2.
Los medios para la etapa de compresión (202) de CO2 pueden ser accionados directamente mediante una turbina a contrapresión distinta e independiente a las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502) que accionan los compresores de refrigeración de la unidad de licuación (100).
En un ejemplo de realización, la unidad de potencia auxiliar (400) puede comprender una turbina de vapor a contrapresión configurada para el accionamiento mecánico de los medios para la etapa de compresión (202) y para la alimentación de vapor a baja presión saliente de la turbina a los medios para la etapa de preenfriamiento (101) de la corriente adaptada para la circulación de gas natural (1). O, dicho de otro modo, el accionamiento de la etapa de compresión (202) de CO2 y la alimentación parcial del vapor a baja presión (10) a la etapa de preenfriamiento (101) puede realizarse mediante la unidad de potencia auxiliar (400) que comprende una turbina de vapor a contrapresión. Por ello, el accionamiento mecánico de la etapa de compresión (202) de CO2 se realiza mediante una turbina de vapor a contrapresión comprendida en la unidad de potencia auxiliar (400), que alimenta el vapor de baja presión saliente de la turbina a la etapa de preenfriamiento (101) de la corriente adaptada para la circulación de gas natural (1).
En un ejemplo de realización, la unidad de potencia auxiliar (400) comprende dicha turbina de vapor a contrapresión que acciona mecánicamente los medios para la etapa de compresión (202) de CO2. En otro ejemplo de realización, los medios para la etapa de compresión (202) de CO2 pueden ser accionados mediante un motor eléctrico alimentado con potencia proveniente y generada en la unidad de potencia auxiliar (400).
Por lo tanto, el vapor de baja presión proveniente de la turbina a contrapresión que acciona los medios para la etapa compresión (202) de CO2 puede alimentarse a los medios para la etapa de preenfriamiento (101) para generar el refrigerante amoniaco en la etapa de licuación (100).
La corriente de alimentación de vapor a baja presión (10) alimentada a la etapa de preenfriamiento (101), está parcialmente constituida por el vapor a baja presión saliente de la turbina de vapor a contrapresión que acciona los medios para la compresión (202) del CO2.
En las figuras se muestra cómo el vapor de baja presión proveniente de las turbinas (501, 502) y de la unidad de potencia auxiliar (400) se distribuye entre la alimentación de vapor a baja presión (10) a la etapa de preenfriamiento (101) y la alimentación de vapor a baja presión (11) a la etapa de absorción (201).
Por lo tanto, la salida de la turbina de vapor a contrapresión presente en la unidad de potencia auxiliar (400) que acciona los medios para la etapa de compresión (202) de CO2 puede alimentarse en su totalidad a la etapa de preenfriamiento (101) de la etapa de licuación (100). Los gases de escape (5) a baja temperatura, aproximadamente 130°C, salientes de la caldera de vapor (300) se llevan a la unidad de captura del CO2 (200), que consta de una primera etapa de absorción (201) donde el gas se enfría mediante cambiadores de contacto directo con agua de refrigeración, hasta una temperatura cercana a la ambiente, o menor, si se proporciona refrigeración auxiliar, condensando parte del agua presente como producto de la combustión, y se eleva la presión ligeramente mediante una soplante para vencer las pérdidas de carga del absorbedor aguas abajo. El gas, con una concentración molar de CO2 cercana al 10%, se introduce en una columna de absorción o absorbedor. Es decir, primero hay un cambiador de mezcla directa para bajar la temperatura y condensar parte del agua presente en los gases de escape (5) y luego una columna de absorción.
La concentración de CO2 en los gases de escape de turbinas de gas industriales es en este punto del proceso de en torno al 3.0-3.5%mol, lo que implica una reducción del flujo volumétrico de entrada al absorbedor de aproximadamente 2/3, según el esquema propuesto.
En un ejemplo de realización, los medios de la etapa de absorción (201) para la extracción del CO2 de los gases de escape (5) emplean un disolvente y vapor de baja presión (11) proveniente de las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502) para la regeneración de dicho disolvente.
La absorción puede llevarse a cabo con monoetanolamina (MEA) o con otros disolventes/ sistemas de absorción comerciales. En un ejemplo de realización la absorción puede llevarse a cabo con metildietanolamina (MDEA) como disolvente. Aunque el disolvente MDEA tiene un coste superior, posee una demanda térmica de regeneración menor que el disolvente MEA. Por ejemplo, la absorción de CO2 también puede realizarse con una disolución acuosa de amoniaco, que es el refrigerante empleado en la etapa de preenfriamiento (101). Los gases salientes (7) de los medios para la etapa de absorción (201) a presión ambiente se ventean a la atmósfera, alcanzándose aproximadamente una captura del 90% de CO2 presente en la corriente de alimentación, es decir, en los gases de escape (5) de la caldera de generación de vapor (300). El absorbente es regenerado en un "stripper" a través de la potencia térmica suministrada por una corriente de vapor de baja presión (11) proveniente de las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502) que accionan los compresores de refrigeración (103, 105) y/o de la unidad de potencia auxiliar (400). Para el absorbente consistente en una disolución MEA con un 30% en peso se requiere una potencia térmica de 3.7 MJ/kg CO2 capturado, según la literatura científica. El agua de alimentación (12) a la caldera de generación de vapor (300) proveniente de la etapa de preenfriamiento (101) y de la etapa de absorción (201), tras la condensación de las corrientes de vapor de agua de baja presión (10, 11), se reintroduce en la caldera de generación de vapor (300) para repetir el ciclo. Si fuera preciso, la caldera de generación de vapor (300) podría contar con producción de vapor de baja presión directamente para suministrar parcialmente a las etapas de pre-enfriamiento (101) y de absorción (201).
El CO2 producido en el condensador de la columna de desorción o "stripper" de la etapa de absorción (201) se envía a la etapa de compresión (202) donde se eliminan las trazas de agua y se comprime hasta alcanzar presiones supercríticas en la corriente de CO2 purificada (9), de entre 110 a 150 bar, para su posterior transporte y almacenamiento. En la unidad de compresión se alimenta también una corriente de CO2 (8) eliminado de la corriente de gas natural (1) en una etapa de tratamiento previa, no mostrada en la figura, que pudiera estar presente en el gas natural.
Actualmente, el tamaño de la unidad de captura postcombustión que precisaría un tren de licuación de ~4.6 mtpa se corresponde con los tamaños de las plantas comerciales de captura actualmente operativas, para generación de potencia eléctrica, que rozan los límites de construcción alcanzadles, en particular para la sección transversal del absorbedor, por lo que la presente invención elimina un cuello de botella crítico para implementar captura de CO2 en plantas de gas natural licuado GNL, al reducir el flujo volumétrico de gases que es preciso tratar, haciendo que dicha captura resulte competitiva para precios del CO2 comparativamente más bajos, pudiendo asimismo alcanzar producciones mayores en cada tren de licuación que integre captura.
Alternativamente al esquema propuesto con captura de CO2, se podría plantear una planta con el mismo sistema de acoplamiento de compresores de refrigerante (103, 105) y turbinas de vapor a contrapresión (501, 502), alimentando con el vapor de agua a la salida de éstas la etapa de preenfriamiento (101), pero que careciese de la unidad de captura del CO2 (200). Dicha planta alcanzaría emisiones específicas de CO2 comparables a las que se producen en plantas que emplean tecnologías convencionales y turbinas de gas industriales sin captura de CO2.
En el primer ejemplo de realización mostrado en la figura 1 los medios para la etapa de licuación (102) de la corriente de gas natural (1) están localizados a continuación de la etapa de preenfriamiento (101) y los medios para la etapa de subenfriamiento (104) de la corriente de gas natural (1) están localizados a continuación de la etapa de licuación (102). Tanto los medios para la etapa de licuación (102) como los medios para la etapa de subenfriamiento (104) comprenden al menos un compresor de refrigerante (103, 105) y una turbina de vapor a contrapresión (501, 502) acoplada mecánicamente al compresor (103, 105).
Las etapas de licuación (102) y subenfriamiento (104) pueden estar térmicamente acopladas a la etapa de preenfriamiento (101), entendiendo como térmicamente acopladas que corrientes de materia pertenecientes a cada etapa intercambian calor respectivamente entre sí.
En el ejemplo de realización de la figura 1, cuando el refrigerante empleado en la etapa de licuación (102) es etileno o etano puro, que es condensado en la etapa de preenfriamiento (101), y un refrigerante mixto, mezcla de nitrógeno, metano y etileno, o nitrógeno, metano y etano, se utiliza en la etapa de subenfriamiento (104), la demanda eléctrica de la etapa de licuación (100) es de en torno a 140 kWh/ton GNL, excluyendo consumos auxiliares de la planta, mientras que la demanda térmica, consumo de vapor de baja presión, de la etapa de preenfriamiento (101) y de la etapa de absorción de CO2 (201) es de aproximadamente 570 kWh/ton GNL, cuando se emplea una disolución MEA de 30% en peso para captura de CO2, alcanzándose una eficiencia térmica superior al 94%, para una temperatura de rechazo de calor de 20°C. Alternativamente, según el primer ejemplo de realización, tanto la etapa de licuación (102) como la etapa de subenfriamiento (104) pueden emplear cada una un refrigerante mixto, mezcla de hidrocarburos, operando en serie.
El ejemplo de realización correspondiente a la figura 1 puede tener un refrigerante mixto para la etapa de licuación (102) y otro refrigerante de distinta composición para la etapa de subenfriamiento (104). O, alternativamente, como se indica para los resultados numéricos aportados en este ejemplo de realización, un refrigerante puro para la etapa de licuación (102) y un refrigerante mixto para la etapa de subenfriamiento (104).
En el segundo ejemplo de realización correspondiente a la figura 2, tanto los medios para la licuación como los medios para el subenfriamiento de la corriente de gas natural (1) están integrados en una sola etapa de licuación y subenfriamiento (107, 108), que está duplicada, y ambas están localizadas a continuación de la etapa de preenfriamiento (101), operando en paralelo entre sí. Cada etapa (107, 108) duplicada comprende al menos un compresor de refrigerante (103, 105) y una turbina de vapor a contrapresión (501, 502), acoplada mecánicamente al compresor (103, 105). Asimismo, los compresores de refrigeración (103, 105) correspondientes a cada etapa que integra licuación y subenfriamiento son idénticos.
Por lo tanto, la licuación y el subenfriamiento de la corriente de gas natural (1) pueden estar integrados en una sola etapa de licuación y subenfriamiento (107, 108) duplicada operando en paralelo de forma que compartan los mismos medios de la unidad de preenfriamiento (101), con sendos compresores de refrigeración (103, 105) accionadas a su vez por las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502).
La etapa de expansión y separación (106) del producto gas natural licuado GNL (2) y gas natural vaporizado (3) de la planta puede ser común. Las etapas de licuación y subenfriamiento (107, 108), están térmicamente acopladas, es decir, el refrigerante empleado para la licuación y subenfriamiento de la corriente de gas natural (1) es enfriado condensándolo total o parcialmente en la etapa de preenfriamiento (101), mediante el refrigerante amoniaco. Dicho refrigerante, que lleva a cabo la licuación y el subenfriamiento en las etapas de licuación y subenfriamiento (107, 108) duplicadas, puede ser un refrigerante mixto consistente en una mezcla de hidrocarburos tales como el butano, propano, etano, metano y nitrógeno, corriente no indicada en la figura 2, tal como el refrigerante mixto empleado en la tecnología de licuación C3MR.
El segundo ejemplo de realización plantea la posibilidad de integrar dos trenes de licuación de gas natural que comparten una misma etapa de preenfriamiento (101). En el ejemplo de realización de la figura 2 en la que se emplea un refrigerante mixto como el anteriormente descrito, que es condensado parcialmente con amoniaco en la unidad de preenfriamiento (101) y es subsecuentemente empleado para la licuación y subenfriamiento de la corriente de gas natural (1) en dos etapas dispuestas en paralelo, el consumo eléctrico específico para la unidad de licuación (100) es de aproximadamente 150 kWh/ton de GNL, mientras que la demanda térmica alcanzada en de la etapa de preenfriamiento (101) y de la etapa de absorción (201) de CO2 es de aproximadamente 470 KWh/ton de GNL, cuando se emplea una disolución 30% en peso de MEA como absorbente en la etapa de absorción (201) de CO2, y una temperatura de 20°C, tras el rechazo de calor.
Esta disposición permite, de forma similar al ejemplo de realización de la figura 1, satisfacer simultáneamente las demandas térmicas y eléctricas de la etapa de licuación (100) y etapa de captura de CO2 (200), mediante el ciclo de vapor con generación de vapor de alta presión (6) en la caldera (300), alcanzando una elevada eficiencia térmica neta, definida como la relación del producto del caudal de producto gas natural licuado GNL (2) por su poder calorífico con respecto al del gas de alimentación, similar a la de plantas de licuación con turbinas industriales sin captura de CO2, que resulta ser aproximadamente del 95% cuando se considera una temperatura de rechazo de calor de 20°C para el fluido de proceso.
Según el segundo ejemplo de realización se consigue disminuir la demanda térmica, por tanto aumentar la eficiencia térmica global y aumentar la disponibilidad de la planta al operar en paralelo con respecto al primer ejemplo de realización, pero a costa de incrementar el número de equipos: cambiador de calor criogénico en la etapa integrada de licuación y subenfriamiento (107, 108), requiriendo además la presencia de hidrocarburos más pesados e inflamables como el propano y el butano en el refrigerante mixto, lo que redunda en coste de inversión mayor y una operación más compleja, respectivamente. Por último, el empleo de dos trenes en paralelo para la licuación y subenfriamiento podría permitir alcanzar producciones superiores a esquemas en serie correspondiente al ejemplo de realización de la figura 1, maximizando los beneficios por economías de escala.
En un ejemplo de realización, mostrado en la figura 3, la corriente de alimentación de gas natural (1) a los medios para la etapa de licuación (100) es tratada previamente en la etapa de absorción (201), para eliminar el CO2 contenido en el gas natural alimentado a la planta.
Para ello, los medios para la etapa de absorción (201) para la extracción del CO2 de los gases de escape (5) están también configurados para la extracción de CO2 de la corriente adaptada para la circulación de gas natural (1) antes de su paso por los medios para la etapa de preenfriamiento (101). Por ello, en la etapa de absorción (201) para la extracción del CO2 de los gases de escape (5) también se realiza una etapa de extracción de CO2 de la corriente adaptada para la circulación de gas natural (1) antes de su paso por la etapa de preenfriamiento (101).
La extracción del CO2 contenido en los gases de escape (5) y en la corriente adaptada para la circulación de gas natural (1) previamente a su alimentación a la etapa de preenfriamiento (100) se realiza en dos columnas de absorción distintas.
El disolvente empleado en estos medios de captura del CO2 de la etapa de absorción (201) es preferentemente metildietanolamina (MDEA) activada, o cualquier otra amina.
Al emplear un único disolvente en los medios para la etapa de absorción (201) para la extracción del CO2 de los gases de escape (5) y el CO2 contenido en la corriente adaptada de gas natural (1) previamente a su alimentación a la unidad de licuación (100), los medios para la etapa de absorción (201) comprenden una sola columna de regeneración del disolvente.
En un ejemplo de realización, en la etapa de absorción (201), los medios para la extracción del CO2 de los gases de escape (5) emplean el mismo disolvente que los medios de captura del CO2 de la corriente adaptada para la circulación de gas natural (1) previamente a su alimentación a los medios para la etapa de licuación (100). El uso del mismo disolvente facilita la integración de los medios para la eliminación del CO2 de ambas corrientes, de forma que compartan la misma columna de regeneración de disolvente o "stripper", reduciendo los costes de inversión.

Claims

REIVINDICACIONES
1.- Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, que comprende una corriente adaptada para la circulación de gas natural (1), estando el sistema adaptado para el enfriamiento y/o expansión de la corriente de gas natural (1) a bajas temperaturas de -140 °C a -170 °C en etapas de enfriamiento y/o expansión para producir gas natural licuado GNL a presión atmosférica, donde el sistema comprende medios para una etapa de licuación (100) que comprenden a su vez:
- medios para una etapa de preenfriamiento (101) de la corriente de gas natural (1) que emplean amoniaco como refrigerante,
- medios para una etapa de licuación y subenfriamiento de la corriente de gas natural (1) localizados a continuación de los medios para la etapa de preenfriamiento (101),
- medios para una etapa de expansión y separación (106) del producto gas natural licuado GNL localizada a continuación de los medios para la etapa de licuación y subenfriamiento que resulta en el producto gas natural licuado GNL (2) y gas natural vaporizado (3), caracterizado porque el sistema comprende:
- una caldera de generación de vapor (300) configurada para la combustión con aire (4) del gas natural vaporizado (3) generado en los medios para la etapa de expansión y separación (106),
- unos medios de captura del CO2 (200) contenido en los gases de escape (5) de la caldera de generación de vapor (300) que comprenden a su vez: o unos medios para una etapa de absorción (201) para la extracción del CO2 de dichos gases de escape (5), y o unos medios para una etapa de compresión (202) localizados a continuación de los medios para la etapa de absorción (201), donde los medios para la etapa de licuación y subenfriamiento comprenden al menos un compresor de refrigerante (103, 105) y una turbina de vapor a contrapresión (501, 502) acoplada mecánicamente al compresor (103, 105) y los medios para la etapa de preenfriamiento (101) y los medios para la etapa de absorción (201) comprenden una alimentación de vapor de agua a baja presión (10, 11) procedente de las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502), estando configurada la caldera de generación de vapor (300) para la generación de vapor de alta presión (6) que alimenta a las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502).
2.- Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según la reivindicación 1, caracterizado porque los medios para una etapa de licuación y subenfriamiento de la corriente de gas natural (1) comprenden unos medios para una etapa de licuación (102) de la corriente de gas natural (1) y unos medios para una etapa de subenfriamiento (104) de la corriente de gas natural (1) donde los medios para la etapa de licuación (102) de la corriente de gas natural (1) están localizados a continuación de los medios de la etapa de preenfriamiento (101) y los medios para la etapa de subenfriamiento (104) de la corriente de gas natural (1) están localizados a continuación de los medios para la etapa de licuación (102) donde tanto los medios para la etapa de licuación (102) como los medios para la etapa de subenfriamiento (104) comprenden al menos un compresor de refrigerante (103, 105) y una turbina de vapor a contrapresión (501, 502) acoplada mecánicamente al compresor (103, 105).
3.- Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según la reivindicación 1, caracterizado porque los medios para una etapa de licuación y subenfriamiento de la corriente de gas natural (1) se integran en una sola etapa de licuación y subenfriamiento (107, 108), duplicada operando en paralelo entre sí, localizadas ambas a continuación de los medios para la etapa de preenfriamiento (101), donde cada etapa (107, 108) duplicada comprende al menos un compresor de refrigerante (103, 105) y una turbina de vapor a contrapresión (501, 502), acoplada mecánicamente al compresor (103, 105).
4.- Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la potencia de los medios de la etapa de preenfriamiento (101) es proporcionada por una corriente de vapor de agua a baja presión (10) comprendida entre 1 bar y 6 bar.
5.- Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la caldera de generación de vapor (300) está configurada para la combustión con aire (4) de la fracción de gas natural vaporizada (3) en una cantidad entre un 5 % y un 10 % superior a la estequiométrica.
6.- Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque los medios para una etapa de compresión (202) se alimenta también de una corriente de CO2 (8) eliminado de la corriente de gas natural (1) previamente a la unidad de licuación (100).
7.- Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque los medios para la etapa de absorción (201) para la extracción del CO2 de los gases de escape (5) están también configurados para la extracción de CO2 de la corriente adaptada para la circulación de gas natural (1) antes de su paso por los medios para la etapa de preenfriamiento (101).
8.- Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que comprende una unidad de potencia auxiliar (400) que comprende una turbina de vapor a contrapresión configurada para el accionamiento mecánico de los medios para la etapa de compresión (202) de CO2 y para la alimentación de vapor a baja presión saliente de la turbina a los medios para la etapa de preenfriamiento (101) de la corriente adaptada para la circulación de gas natural (1).
9.- Método de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según el sistema de producción de la reivindicación 1, que comprende una corriente adaptada para la circulación de gas natural (1), estando el sistema adaptado para el enfriamiento y/o expansión de la corriente de gas natural (1) a bajas temperaturas de -140 °C a -170°C en etapas de enfriamiento y/o expansión para producir gas natural licuado GNL a presión atmosférica, donde el método comprende una etapa de licuación (100) que comprende las siguientes etapas:
- una etapa de preenfriamiento (101) de la corriente de gas natural (1),
- una etapa de licuación y subenfriamiento de la corriente de gas natural (1) localizados a continuación de la etapa de preenfriamiento (101),
- una etapa de expansión y separación (106) del producto gas natural licuado GNL localizada a continuación de la etapa de licuación y subenfriamiento que resulta en el producto gas natural licuado GNL (2) y gas natural vaporizado (3), caracterizado porque el método comprende:
- una etapa de generación de vapor (300) mediante una caldera para la combustión con aire (4) del gas natural vaporizado (3) generado en la etapa de expansión y separación (106),
- una etapa de captura del CO2 (200) contenido en los gases de escape (5) de la etapa de generación de vapor (300), que comprenden a su vez: o una etapa de absorción (201) para la extracción del CO2 de dichos gases de escape (5), y o una etapa de compresión (202) localizada a continuación de la etapa de absorción (201), donde la etapa de licuación y subenfriamiento comprende al menos un compresor de refrigerante (103, 105) y una turbina de vapor a contrapresión (501, 502) acoplada mecánicamente al compresor (103, 105) y la etapa de preenfriamiento (101) y la etapa de absorción (201) comprenden una alimentación de vapor de agua a baja presión (10, 11) procedente de las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502), la etapa de generación de vapor (300) generando vapor de alta presión (6) que alimenta a las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502).
10.- Método de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según la reivindicación 9, caracterizado porque la etapa de absorción (201) para la extracción del CO2 de los gases de escape (5) emplea un disolvente y vapor de baja presión (11) proveniente de las turbinas de vapor a contrapresión (501, 502) para la regeneración de dicho disolvente.
11.- Método de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según la reivindicación 10, caracterizado porque el disolvente es monoetanolamina (MEA), metildietanolamina (MDEA) o una disolución acuosa de amoniaco.
12.- Método de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según una cualquiera de las reivindicaciones 9 a 11, caracterizado porque la etapa de preenfriamiento (101) emplea amoniaco como refrigerante para reducir la temperatura de la corriente de gas natural (1) hasta aproximadamente -30°C.
13.- Método de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según una cualquiera de las reivindicaciones 9 a 12, caracterizado porque la etapa de compresión (202) está configurada para la producción de una corriente de CO2 purificada (9) a presión comprendida entre 110 y 150 bar.
14.- Método de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según una cualquiera de las reivindicaciones 9 a 13, caracterizado porque en la etapa de absorción (201) para la extracción del CO2 de los gases de escape (5) también se realiza una etapa de extracción de CO2 de la corriente adaptada para la circulación de gas natural (1) antes de su paso por la etapa de preenfriamiento (101).
15.- Método de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según una cualquiera de las reivindicaciones 9 a 14, caracterizado por que el accionamiento mecánico de la etapa de compresión (202) de CO2 se realiza mediante una turbina de vapor a contrapresión comprendida en la unidad de potencia auxiliar (400), que alimenta el vapor de baja presión saliente de la turbina a la etapa de preenfriamiento (101) de la corriente adaptada para la circulación de gas natural (1).
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