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ES2983357A1 - 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 Download PDF

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ES2983357A1
ES2983357A1 ES202430434A ES202430434A ES2983357A1 ES 2983357 A1 ES2983357 A1 ES 2983357A1 ES 202430434 A ES202430434 A ES 202430434A ES 202430434 A ES202430434 A ES 202430434A ES 2983357 A1 ES2983357 A1 ES 2983357A1
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ES
Spain
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natural gas
liquefaction
capture
lng
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ES202430434A
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Del Pozo Carlos Rafael Arnaiz
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Universidad Politecnica de Madrid
Original Assignee
Universidad Politecnica de Madrid
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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 CO<2>
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 CO<2>.
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 CO<2>. 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 CO<2>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 CO<2>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 CO<2>, H<2>O, H<2>S, en una unidad de licuación, integrando además una unidad de captura del CO<2>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 CO<2>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 CO<2>. 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 CO<2>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 CO<2>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.
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 CO<2>, H<2>O y H<2>S en una unidad de licuación (100) según, por ejemplo, la figura 1, integrando también una unidad de captura del CO<2>(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 CO<2>, 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 CO<2>(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 CO<2>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 CO<2>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 CO<2>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 CO<2>purificada (9) a elevada presión, comprendida entre 110 y 150 bar. En otro ejemplo de realización se alimenta también una corriente de CO<2>(8) eliminado de la corriente de gas natural (1) previamente a la unidad de licuación (100), no mostrada en la figura, 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 una 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 CO<2>.
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 las 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 CO<2>, 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 CO<2>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 CO<2>, 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 CO<2>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 CO<2>más diluida, aproximadamente del 3.0 al 3.5%mol, precisan una unidad de absorción de mayor tamaño para una misma cantidad de CO<2>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 CO<2>menos concentrado. Estos elementos adicionales introducidos cuando se implementa la captura de CO<2>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 CO<2>inferior frente a tecnologías que implementen captura de CO<2>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 CO<2>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 CO<2>.
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 CO<2>(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 CO<2>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 CO<2>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 CO<2>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. Por ejemplo, la absorción de CO<2>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 CO<2>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 CO<2>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 CO<2>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 CO<2>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 CO<2>(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 alcanzables, en particular para la sección transversal del absorbedor, por lo que la presente invención elimina un cuello de botella crítico para implementar captura de CO<2>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 CO<2>comparativamente más bajos, pudiendo asimismo alcanzar producciones mayores en cada tren de licuación que integre captura.
Alternativamente al esquema propuesto con captura de CO<2>, 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 CO<2>(200). Dicha planta alcanzaría emisiones específicas de CO<2>comparables a las que se producen en plantas que emplean tecnologías convencionales y turbinas de gas industriales sin captura de CO<2>.
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 CO<2>(201) es de aproximadamente 570 kWh/ton GNL, cuando se emplea una disolución MEA de 30% en peso para captura de CO<2>, 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 CO<2>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 CO<2>, 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 CO<2>(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 CO<2>, 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.

Claims (12)

REIVINDICACIONES
1.- Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO<2>, 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),
- 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 CO<2>(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 CO<2>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 CO<2>, 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 CO<2>, 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 CO<2>, según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque los medios de la etapa de absorción (201) para la extracción del CO<2>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.
5. - Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO<2>, según la reivindicación 4, caracterizado porque el disolvente es monoetanolamina (MEA) o una disolución acuosa de amoniaco.
6. - Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO2, según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la concentración de CO2 en los gases de escape (5) es de aproximadamente el 10%mol previamente a su extracción en los medios de la etapa de absorción (201), alcanzando una captura del CO<2>contenido en los gases de escape (5) de aproximadamente el 90%.
7. - Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO<2>, según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque 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.
8. - Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO<2>, según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la potencia de los medios de la etapa de preenfriamiento (101) para generar el refrigerante es proporcionada por una corriente de vapor de agua a baja presión (10) comprendida entre 1 bar y 6 bar.
9. - Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO<2>, 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.
10. - Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO<2>, según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque los medios para una etapa de compresión (202) están configurados para la producción de una corriente de CO2 purificada (9) a presión comprendida entre 110 y 150 bar.
11. - Sistema de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO<2>, según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque los medios para una etapa de compresión (202) se alimenta también de una corriente de CO<2>(8) eliminado de la corriente de gas natural (1) previamente a la unidad de licuación (100).
12. - Método de producción de gas natural licuado GNL con captura de CO<2>, 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 CO<2>(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 CO<2>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).
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