MX2012014223A - Sistema y metodos de generacion de potencia de triple ciclo de baja emision. - Google Patents

Abstract

Se proporcionan métodos y sistemas para la generación de potencia de baja emisión en plantas de potencia de ciclo combinado. Un sistema incluye un sistema de turbina de gas que quema estequiométricamente un combustible y un oxidante en la presencia de una corriente reciclada comprimida para proporcionar potencia mecánica y un escape gaseoso. La corriente reciclada comprimida actúa como un diluyente para moderar la temperatura del proceso de combustión. Un compresor de refuerzo puede reforzar la presión del escape gaseoso antes de ser comprimido en la corriente reciclada comprimida. Una corriente de purga es aprovechada en la corriente reciclada comprimida y dirigida a un separador de CO2 que descarga CO2 y un gas rico en nitrógeno que puede ser expandido en un expansor de gas para generar potencia mecánica adicional.

Description

SISTEMAS Y MÉTODOS DE GENERACIÓN DE POTENCIA DE TRIPLE CICLO DE BAJA EMISIÓN CAMPO DE LA DESCRIPCIÓN Las modalidades de la descripción se relacionan a la generación de potencia de baja emisión en sistemas de potencia de ciclo combinado. Más particularmente, las modalidades de la descripción se relacionan a métodos y aparatos para quemar estequiométricamente un combustible para fabricación y captura de C02 aumentadas, y expansión o compresión de gas rico en nitrógeno.

ANTECEDENTES DE LA DESCRIPCIÓN Esta sección se propone para introducir varios aspectos de la técnica, que pueden ser asociados con modalidades ejemplares de la presente descripción. Esta discusión se cree que ayuda a proporcionar una estructura para facilitar un mejor entendimiento de los aspectos particulares de la presente descripción. Por consiguiente, se debe entender que esta sección debe ser leída en este punto de vista, y no necesariamente como admisiones de la técnica previa.

Muchos países productores de petróleo están experimentando fuerte crecimiento nacional en la demanda de potencia o energía y tienen un interés en la recuperación de petróleo aumentada (EOR) para mejorar la recuperación de petróleo de sus depósitos. Dos técnicas de EOR comunes incluyen la inyección de nitrógeno (N2) para el mantenimiento de la presión del depósito y la inyección de dióxido de carbono (CO2) para la inundación miscible para EOR. También hay un problema global que considera las emisiones de gases de invernadero (GHG) . Este problema combinado con la implementación de políticas de límites máximos y comercio en muchos países hacen la reducción de emisiones de C02 una prioridad para estos y otros países, así como las compañías que operan sistemas de producción de hidrocarburos en las mismas.

Algunos procedimientos para disminuir las emisiones de C02 incluyen la captura de la des-carbonización o postcombustión de combustible utilizando solventes, tales como aminas. Sin embargo, ambas, de estas soluciones son costosas y reducen la eficiencia de generación de potencia, dando por resultado menor producción de potencia, demanda de combustible incrementada y costo incrementado de electricidad para cumplir con la demanda de potencia nacional. En particular, la presencia de los componentes de oxígeno, SOx y NOx hace el uso de la absorción con solvente de amina muy problemática. Otro procedimiento es una turbina de gas de oxicombustible en un ciclo combinado (por ejemplo, donde el calor de escape del ciclo Brayton de turbina de gas se captura para hacer vapor y producir potencia adicional en un ciclo Rankin) . Sin embargo, no hay turbinas de gas comercialmente disponibles que puedan funcionar en tal ciclo y la potencia requerida para producir oxigeno de alta pureza significantemente reduce la eficacia global del proceso. Varios estudios han comparado estos procesos y muestran algunas de las ventajas de cada procedimiento. Ver, por ejemplo, BOLLAND, OLAV y UNDRUM, HENRIETTE, Removal of CO2 from Gas Turbine Power Plants: Evaluation of pre- and post-combustion methods, SINTEF Group, encontrado en http: / /www. energy. sintef . no/publ/xergi/98/3/3art-8-engelsk.htm (1998) .

Otros procedimientos para disminuir las emisiones de C02 incluyen las recirculación del gas de escape estequiométrico, tal como en los ciclos combinados de gas natural (NGCC) . En un sistema NGCC convencional, sólo aproximadamente 40% del volumen de toma de aire se requiere para proporcionar combustión estequiométrica adecuada del combustible, mientras que el 60% restante del volumen de aire sirve para moderar la temperatura y enfriar el gas de escape para ser adecuado para la introducción en el expansor subsecuente, pero también desventajosamente genera un subproducto de oxigeno en exceso que es difícil de remover. El NGCC típico produce gas de escape a baja presión, que requiere una fracción de la potencia producida para extraer el C02 para la secuestración o EOR, para de esta manera reducir la eficiencia térmica del NGCC. Además, el equipo para la extracción de CO2 es grande y costoso, y varias etapas de compresión se requieren para tomar el gas de presión ambiental a la presión requerida para EOR o la secuestración. Tales limitaciones son típicas de la captura de carbono de post-combustión a partir del gas de escape de baja presión asociado con la combustión de otros combustibles fósiles, tal como carbón mineral.

Por consiguiente, hay una necesidad sustancial para un proceso de generación de potencia de alta eficiencia, de baja emisión y captura o fabricación de C02.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA DIVULGACIÓN La presente descripción se dirige a sistemas de generación de potencia de triple ciclo y métodos para operar el sistema. En un sistema ejemplar, un sistema integrado comprende un sistema de turbina de gas, un sistema de recirculación de gas de escape, y un expansor de gas. El sistema de turbina de gas tiene una primera cámara de combustión configurada para quemar estequiométricamente un primer oxidante comprimido y un primer combustible en la presencia de una corriente reciclada comprimida. La cámara de combustión dirige una primera corriente de descarga o un expansor para generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos parcialmente impulsar un compresor principal. El sistema de recirculación de gas de escape recibe la corriente de escape gaseosa del expansor del sistema de turbina de gas y produce potencia de la energía calorífica contenida en el mismo, tal como a través de una unidad de generación de vapor de recuperación de calor. El sistema de recirculación de gas de escape además dirige la corriente de gas de escape al compresor principal donde se comprimen para generar la corriente reciclada comprimida. La corriente reciclada comprimida se dirige a la cámara de combustión para actuar como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la primera corriente de descarga. El sistema integrado además incluye un separador de C02 fluidamente acoplado a la corriente reciclada comprimida por la vía de una corriente de purga. El separador de C02 genera una corriente rica en C02 y una corriente residual, que comprende gas rico en nitrógeno, de la corriente de purga. Como es indicado en lo anterior, el sistema integrado también incluye un expansor de gas. El expansor de gas se acopla fluidamente al separador de C02 por la vía de la corriente residual como se adapta para generar potencia al expandir la corriente residual.

En un método ejemplar para operar un sistema de generación de potencia de triple ciclo, un método para generar potencia puede comprender. el quemado estequiométricamente de un primer oxidante comprimido y un primer combustible en una primera cámara de combustión y en la presencia de una corriente reciclada comprimida. La combustión de esta manera puede generar una primera corriente de descarga. La corriente reciclada comprimida puede actuar como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la primera corriente de descarga. El método además incluye expandir la primera corriente de descarga en un expansor para por lo menos parcialmente impulsar un primer compresor y generar una corriente de escape gaseosa. La expansión de la primera corriente de descarga puede generar potencia adicional para otros usos. El método además incluye dirigir la corriente de escape gaseosa en el primer compresor, en donde el primer compresor comprime la corriente de escape gaseosa y de esta manera genera la corriente reciclada comprimida. Todavía adicionalmente, el método incluye extraer una porción de la corriente reciclada comprimida a un separador de CO2 por la vía de una corriente de purga, el separador de C02 que está fluidamente acoplado a un expansor de gas por la vía de una corriente residual derivada del separador de C02 y que consiste principalmente de gas rico en nitrógeno. El método ejemplar además incluye expandir la corriente residual en un expansor de gas para generar potencia mecánica y un gas de escape BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Lo anterior y otras ventajas de la presente descripción pueden llegar a ser evidentes en la revisión de la siguiente descripción detallada y los dibujos de ejemplos no limitantes de modalidades en los cuales: La FIG. 1 representa un sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de C02, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción .

La FIG. 2 representa otro sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de CO2 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.

La FIG. 3 representa otro sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de CO2 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.

La FIG. 4 representa otro sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de C02 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.

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

La FIG. 6 representa otro sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de C02 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.

La FIG. 7 representa otro sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de C02 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.

La FIG. 8 representa otro sistema integrado para la generación de potencia de baja emisión y la recuperación de C02 aumentada, de acuerdo con una o más modalidades de la presente descripción.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA DIVULGACIÓN En la siguiente sección de descripción detallada, las modalidades especificas de la presente descripción se describen en conexión con modalidades preferidas. Sin embargo, al grado que la siguiente descripción es especifica a una modalidad particular o un uso particular de la presente descripción, esto se propone para propósitos ejemplares únicamente y simplemente proporciona una descripción de las modalidades ejemplares. Por consiguiente, la descripción no está limitada a las modalidades especificas descritas enseguida, sino más bien, esta incluye todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que caen dentro del espíritu verdadero y alcance de las reivindicaciones adjuntas.

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

Como se utiliza en la. presente, el término "gas natural" se refiere a un gas multi-componente obtenido a partir de un pozo de petróleo crudo (gas asociado) o de una formación portadora de gas subterránea (gas no asociado) . La composición y presión del gas natural pueden variar significativamente. Una corriente de gas natural típica contiene metano (CH4) como un componente mayor, es decir, mayor que 50% en mol de la corriente de gas natural es metano. La corriente de gas natural también puede contener etano (C2H6) , hidrocarburos de más alto peso molecular (por ejemplo, hidrocarburos C3-C20) , uno o más gases ácidos (por ejemplo, sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono) o cualguier combinación de los mismos. El gas natural también puede contener cantidades menores de contaminantes tales como agua, nitrógeno, sulfuro de hierro, cera, petróleo crudo, o cualquier combinación de los mismos.

Como se utiliza en la presente, el término "combustión estequiométrica" se refiere a una reacción de combustión que tiene un volumen de reactivos que comprenden un combustible y un oxidante y un volumen de productos formados al quemar los reactivos donde el volumen completo de los reactivos se utilizan para formar los productos. Como se utiliza en la presente, el término "combustión sustancialmente estequiometrica" se refiere a una reacción de combustión que tiene una relación molar de combustible de combustión a oxígeno que varia de aproximadamente más o menos 10% del oxigeno requerido para una relación estequiométrica o más de preferencia de aproximadamente más o menos 5% del oxígeno requerido para la relación estequiométrica. Por ejemplo, la relación estequiométrica de combustible a oxígeno para metano es 1:2 (CH4 + 202> C02 + 2H20) . El propano tendrá una relación estequiométrica de combustible a oxígeno de 1:5. Otra manera para medir la combustión sustancialmente estequiométrica es como una relación de oxígeno suministrado al oxígeno requerido para la combustión estequiométrica, tal como de aproximadamente 0.9:1 a aproximadamente 1.1:1, o más de preferencia de aproximadamente 0.95:1 a aproximadamente 1.05:1.

Como se utiliza en la presente, el término "corriente" se refiere a un volumen de fluidos, aunque el uso del término corriente típicamente significa un volumen móvil de fluidos (por ejemplo, que tiene una velocidad o gasto de flujo de masa) . El término "corriente", sin embargo, no requiere una velocidad, gasto de flujo de masa, o un tipo particular de conducto para encerrar la corriente.

Las modalidades de los sistemas y procesos actualmente divulgados se pueden utilizar para producir potencia o energía eléctrica de ultra baja emisión y C02 para II la recuperación de petróleo aumentada (EOR). o aplicaciones de secuestración. De acuerdo con las modalidades divulgadas en la presente, una mezcla de aire y combustible se puede quemar estequiométricamente y simultáneamente mezclar con una corriente de gas de escape reciclado. La corriente de gas de escape reciclado, que incluye generalmente productos de combustión tal como C02 se puede utilizar como un diluyente para controlar o de otra manera moderar la temperatura de la combustión estequiométrica y el gas de chimenea que entra al expansor subsecuente.

La combustión en condiciones casi estequiométricas (o combustión "ligeramente rica") se puede probar ventajosa con el fin de eliminar el costo de la remoción de oxigeno en exceso. Al enfriar el gas de chimenea y condensar el agua fuera de la corriente, se puede producir una corriente de C02 de contenido relativamente alto. Mientras que una porción del gas de escape reciclado se puede utilizar para la moderación de temperatura en el ciclo Brayton cerrado, una corriente de purga restante se puede utilizar' para aplicaciones de EOR y potencia o energía eléctrica se puede producir con poco o nada de SOx, NOx o C02 que son emitidos a la atmósfera. Por ejemplo, de acuerdo con las modalidades divulgadas en la presente, la corriente de purga se puede tratar en un separador de C02 adaptado para descargar un gas rico en nitrógeno que puede ser expandido subsecuentemente en un expansor de gas para generar potencia mecánica adicional. El resultado de los sistemas divulgados en la presente es la producción de potencia en tres ciclos separados y la fabricación o captura de C02 adicional a un nivel más económicamente eficiente. En algunas implementaciones, la corriente de descarga rica en nitrógeno se puede calentar a través de varios medios para incrementar la potencia obtenible a través del expansor sobre la corriente de nitrógeno. Adicionalmente, en algunas implementaciones, la ventilación de nitrógeno después del expansor se puede enfriar y utilizar para proporcionar refrigeración, que se puede utilizar para mejorar la eficiencia del compresor (es ) en el ciclo Brayton y/o en el reciclado del gas de escape. La corriente de nitrógeno fría también podría ser utilizada en otras aplicaciones que mejoran la eficiencia del proceso.

Alternativamente, el gas rico en nitrógeno descargado se puede enviar a instalaciones EOR para compresión y/o inyección adicional en pozos para recuperación de petróleo y/o mantenimiento de la presión. Aunque es posible producir nitrógeno para el mantenimiento de la presión del depósito y CO2 para EOR completamente independiente, las modalidades divulgadas en la presente toman ventaja de las sinergias que son posibles cuando se produce tanto nitrógeno como CO2 en un proceso integrado para realizar la producción de estos gases en un costo mucho menor mientras que también se produce potencia.

Con referencia ahora a las figuras, la FIG. 1 ilustra un sistema de generación de potencia 100 configurado para proporcionar un proceso de captura de C02 de post-combustión mejorado utilizando un arreglo de ciclo combinado. En por lo menos una modalidad, el sistema de generación de potencia 100 puede incluir un sistema de turbina de gas 102 que se puede caracterizar como un ciclo Brayton cerrado. En una modalidad. El sistema de turbina de gas 102 puede tener un primer compresor o principal 104 acoplado a un expansor 106 a través de un árbol común 108 u otro acoplamiento mecánico, eléctrico u otro acoplamiento de potencia, para de eta manera permitir que una porción de la energía mecánica generada por el expansor 106 impulsa el compresor 104. El expansor 106 puede generar potencia para otros usos también. El sistema de turbina de gas 102 puede ser una turbina de gas estándar, en donde el compresor principal 104 y el expansor 106 forman los extremos del compresor y el expansor, respectivamente, de la turbina de gas estándar. En otras modalidades, sin embargo, el compresor principal 104 y el expansor 106 pueden ser componentes individualizados en un sistema 102.

El sistema de turbina de gas 102 también puede incluir una cámara de combustión 110 configurada para quemar una corriente de combustible 112 mezclada con un oxidante comprimido 114. En una o más modalidades, la corriente de combustible 112 puede incluir cualquier o liquido de hidrocarburo adecuado, tal como gas natural, metano, etano, nafta, butano, propano, singas, diesel, queroseno, combustible de aviación, combustible derivado de carbón mineral, bio-combustible, material de alimentación de hidrocarburo oxigenado, o combinaciones de los mismos. El oxidante comprimido 114 se puede derivar de un segundo compresor o de entrada 118 fluidamente acoplado a la cámara de combustión 110 y adaptado para comprimir un oxidante de alimentación 120. En una o más modalidades, el oxidante de alimentación 120 puede incluir cualquier gas adecuado que contiene oxigeno, tal como aire, aire rico en oxigeno, aire agotado en oxigeno, oxigeno puro, o combinaciones de los mismos.

Como será descrito en más detalle enseguida, la cámara de combustión 110 también puede reducir una corriente reciclada comprimida 144, que incluye un gas de chimenea que tiene principalmente C02 y componentes de nitrógeno. La corriente comprimida reciclada 144 se puede derivar del compresor principal 104 y adaptar para ayudar a facilitar la combustión estequiométrica del oxidante comprimido 114 y del combustible 112, y también incrementar la concentración de CO2 en el fluido de trabajo. Una corriente de descarga 116 dirigida a la entrada del expansor 106 se puede generar como un producto de combustión de la corriente de combustible 112 y del oxidante comprimido 114 en la presencia de la corriente reciclada comprimida 144. En por lo menos una modalidad, la corriente de combustible 112 puede ser principalmente gas natural, para de esta manera generar una descarga 116 que incluye porciones volumétricas de agua vaporizada C02, nitrógeno, óxidos de nitrógeno (NOx) y óxido de azufre (SOx) . En algunas modalidades, una porción pequeña del combustible no quemado 112 u otros compuestos también pueden estar presentes en la descarga 116 debido a las limitaciones de equilibrio de la combustión. A medida que la corriente de descarga 116 se expande a través del expansor 106 ésta genera potencia mecánica para impulsar el compresor mecánico 104, un generador eléctrico, u otras instalaciones, y también produce una corriente de escape gaseosa 122 que tiene un contenido de CO2 aumentado.

El sistema de generación de potencia 100 también puede incluir un sistema de recirculación de gas de escape (EGR) 124. Mientras que el sistema EGR 124 ilustrado en las figuras incorpora varios aparatos, las configuraciones ilustradas son representativas únicamente y cualquier sistema que recircule el gas de escape 122 nuevamente al compresor principal se puede utilizar. En una o más modalidades, el sistema EGR 124 puede incluir un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) 126, o dispositivo similar, fluidamente acoplado a una turbina de gas de vapor 128. En por lo menos una modalidad, la combinación del HRSG 126 y la turbina de gas de vapor 128 se puede caracterizar como un ciclo Rankine cerrado. En combinación con el sistema de turbina de gas 102, el HRSG 126 y una turbina de gas de vapor 128 pueden formar parte de una planta de generación de potencia de ciclo combinado, tal como una planta de ciclo combinado de gas natural (NGCC) . La corriente de escape gaseosa 122 se puede enviar al HRSG 126 con el fin de generar una corriente de vapor 130 y un gas de escape enfriado 132. En algunas modalidades, el vapor 130 se puede enviar a la turbina de gas de vapor 128 para generar potencia o energía eléctrica adicional.

La FIG. 1 ilustra un aparato adicional en el sistema EGR 124 que opcionalmente puede ser incorporado en algunas implementaciones . El gas de escape enfriado 132 se puede enviar a por lo menos una unidad de enfriamiento 134 configurado para reducir la temperatura del gas de escape enfriado 132 y generar una corriente de gas reciclado enfriado 140. En una o más modalidades, la unidad de enfriamiento 134 puede ser un enfriador de contacto directo, enfriador arreglado, una unidad de refrigeración mecánica, o combinaciones de los mismos. La unidad de enfriamiento 134 también se puede configurar para remover una porción de agua condensada por la vía de una corriente de pérdida de agua 138 que, en por lo menos una modalidad, puede ser dirigida al HRSG 126 por la via de la línea 141 para proporcionar una fuente de agua para la generación de vapor adicional 130. En una o más modalidades, la corriente de gas reciclado enfriado 140 se puede dirigir a un compresor de refuerzo 142 (si es requerido) fluidamente acoplado a la unidad de enfriamiento 134. El enfriamiento del gas de escape enfriado 132 en la unidad de enfriamiento 134 puede reducir la potencia requerida para comprimir la corriente de gas reciclado enfriado 140 en el compresor de refuerzo 142 o eliminar la necesidad para esto conjuntamente.

El compresor de refuerzo 142 se puede configurar para incrementar la presión de la corriente de gas reciclada enfriada 140 antes de ser introducida en el compresor principal 104. Como es opuesto a un sistema de ventilador soplador convencional, el compresor de refuerzo 142 incrementa la densidad global de la corriente de gas reciclada enfriada 140 para de esta manera dirigir un gasto de flujo de masa incrementada para el mismo flujo volumétrico al compresor principal 104. Debido a que el compresor principal 104 está típicamente limitado en flujo de volumen, la dirección de más flujo de masa a través del compresor principal 104 puede dar por resultado una presión de descarga más alto del compresor principal 104, para de esta manera traducirse en una relación de presión más alta a través del expansor 106. Una relación de presión más alta generada a través del expansor 106 puede permitir temperaturas de entradas más altas y, por lo tanto, un incremento en la potencia y eficiencia del expansor 106. Esto se puede probar ventajoso puesto que la descarga rica en C02 116 generalmente mantiene una capacidad calorífica específica más alta. Por consiguiente, la unidad de enfriamiento 134 y el compresor terapéutico 142, cuando se incorporan, cada uno se puede adaptar para optimizar o mejorar la operación del sistema de turbina de gas 102.

El compresor principal 104 se puede configurar para comprimir la corriente de gas reciclada enfriada 140 recibida del sistema EGR 124, tal como el compresor de refuerzo 142, a una presión nominalmente arriba de la presión de la cámara de combustión 110 para de esta manera generar la corriente reciclada comprimida 144. Por lo menos una modalidad, una corriente de purga 146 se puede aprovechar de la corriente reciclada comprimida 144 y subsecuentemente tratar en un separador de C02 148 para capturar C02 en una presión elevada por la vía de la línea 150. El C02 separado en la línea 150 se puede utilizar para ventas, utilizado en otro proceso que requiere dióxido de carbono, y/o comprimir e inyectar en un depósito terrestre para la recuperación de petróleo aumentado (EOR) , secuestración u otro propósito.

Una corriente residual 151, esencialmente agotada de C02 y que consiste principalmente de nitrógeno, se puede derivar del separador de C02 148. En una o más modalidades, la corriente residual 151 se puede expandir en un expansor de gas 152, tal como un expansor de nitrógeno que produce potencia, fluidamente acoplado al separador del C02 148. Como se represente en las FIGs. 1-3, el expansor de gas 152 opcionalmente se puede acoplar al compresor de entrada 118 a través de un árbol común 154 u otro acoplamiento mecánico, eléctrico u otro acoplamiento de potencia, para de esta manera permitir que una porción de la potencia generada por el expansor de gas 152 impulse el compresor de entrada 118. Después de la expansión del expansor de gas 152, un gas de escape 156, que consiste principalmente de nitrógeno, se puede ventilar a la atmósfera o implementar en otras aplicaciones corriente abajo conocida en la técnica. Por ejemplo, la corriente de nitrógeno expandida se puede utilizar en un proceso de enfriamiento evaporativo configurado para reducir adicionalmente la temperatura del gas de escape como es descrito generalmente en la solicitud de patente norteamericana concurrentemente presentada, intitulada "Stoichiometric Combustión with Exhaust Gas Recirculation and Direct Contact Cooler", los contenidos de la cual se incorporan en la presente por referencia al grado no inconsistente con la presente descripción. En por lo menos una modalidad, la combinación del expansor de gas 152, el compresor de entrada 118 y el separador de C02 se' pueden caracterizar como un ciclo Brayton abierto, o el tercer componente que produce potencia del sistema 100.

Mientras que la combinación o acoplamiento del expansor de gas 152 y el compresor de entrada 118 puede asemejarse a un ciclo Brayton abierto, el expansor de gas 152, ya se acoplado o no acoplado del compresor de entrada 118 proporciona un tercer componente que produce potencia del sistema 100. Por ejemplo, el expansor de gas 152 se puede utilizar para proporcionar potencia a otras aplicaciones, y no acoplar directamente al compresor estequiométrico 118. Por ejemplo, puede haber una desigualación sustancial entre la potencia generada por el expansor 152 y los requerimientos del compresor 118. En tales casos, el expansor 152 podría ser adaptado para impulsar un compresor más pequeño (no mostrado) que requiere menos potencia (o para impulsar el compresor de entrada 118 y una o más instalaciones adicionales) .

En todavía otras modalidades, como será discutido enseguida con referencia a la FIG. 8, el expansor de gas 152 se puede reemplazar con un compresor corriente abajo 188 configurado para comprimir la corriente residual 151 generar un gas de escape comprimido 190 adecuado para la inyección en un depósito para el mantenimiento de presión o aplicaciones de EOR.

El sistema EGR 124 como es descrito en la presente se puede implementar para lograr una concentración más alta de C02 en el fluido de trabajo del sistema de generación de potencia 100, para de esta manera permitir la separación de C02 más efectiva para la secuestración subsecuente, mantenimiento de presión, o aplicaciones de EOR. Por ejemplo, las modalidades divulgadas en la presente pueden incrementar de manera efectiva la concentración de C02 en la corriente de escape de gas de chimenea a aproximadamente 10% en volumen o más alta. Para realizar esto, la cámara de combustión 110 se puede adaptar para quemar estequiométricamente la mezcla entrante de combustible 112 y el oxidante comprimido 114. Con el fin de moderar la temperatura de la combustión estequiométrica para cumplir con los requerimientos de las temperaturas de entrada y de enfriamiento del componente del expansor 106, una porción del gas de escape derivado de la-corriente reciclada comprimida 144 se puede inyectar en la cámara de combustión 110 como un diluyente. Asi, las modalidades de la descripción esencialmente pueden eliminar cualquier oxigeno en exceso del fluido de trabajo mientras que simultáneamente incrementa su composición de C02. Como tal, la corriente de escape gaseosa 122 puede tener menor que aproximadamente 0.001% en volumen de oxigeno, o menor que aproximadamente 0.1% en volumen de oxígeno, o aún menor que aproximadamente 0.001% en volumen de oxígeno. En algunas implementaciones, la cámara de combustión 110, o más particularmente, las corrientes de entrada a la cámara de combustión se pueden controlar con una preferencia a la combustión sub-estequiométrica para reducir adicionalmente el contenido de oxigeno en la corriente de descarga gaseosa 122.

Los detalles específicos de la operación ejemplar del sistema 100 ahora serán discutidos. Como se puede apreciar, las temperaturas y presiones específicas logradas o experimentadas en los diversos componentes de cualquiera de las modalidades divulgadas en la presente pueden cambiar dependiendo de, entre otros factores, la pureza del oxidante utilizado y las constituciones y/o modelos específicos de los expansores, compresores, enfriadores, etc. Por consiguiente, será apreciado que los datos particulares descritos en la presente son para propósitos ilustrativos únicamente y no se deben considerar como la única interpretación de los mismos. Por ejemplo, una modalidad descrita en la presente, el compresor de entrada 118 se puede configurar como un compresor estequiométrico que proporciona oxidante comprimido 114 en presiones que varían entre aproximadamente 280 psia y aproximadamente 300 psia. También se contempla en la presente, sin embargo, la tecnología de turbina de gas aeroderivada, que puede producir y consumir presiones de hasta aproximadamente 750 psia y más altas.

El compresor principal 104 se puede configurar para reciclar y comprimir el gas de escape reciclado en la corriente reciclada comprimida 144 a una presión nominalmente arriba o a la presión de la cámara de combustión 110, y usar una porción de ese gas de escape reciclado como un diluyente en la cámara de combustión 110. Debido a que las cantidades de diluyente necesarias en la cámara de combustión 110 pueden depender de la pureza del oxidante utilizado para la combustión estequiométrica o el modelo del expansor 106, un anillo de termopares y/o sensores de oxigeno (no mostrado) se puede asociar con la cámara de combustión y/o el expansor. Por ejemplo, los termopares y/o sensores de oxigeno se pueden disponer sobre la salida de la cámara de combustión 110, sobre la entrada del expansor 106 y/o sobre la salida del expansor 106. En la operación, los termopares y sensores se pueden adaptar para determinar las composiciones y/o temperaturas de una o más corrientes para el uso en la determinación del volumen del gas de escape requerido como diluyente para enfriar los productos de la combustión a la temperatura de la entrada del expansor requerida. Adicionalmente o alternativamente, los termopares y sensores se pueden adaptar para determinar la cantidad de oxidante que es inyectado en la cámara de combustión 110. Asi, en respuesta a los requerimientos de calor detectados por los termopares y los niveles de oxigeno detectados por los sensores de oxigeno, el flujo de masa volumétrico de la corriente reciclada comprimida 144 y/u oxidante comprimido 114 se pueden manipular o controlar para cumplir con la demanda. Los gastos de flujo de masa volumétricos se pueden controlar a través de cualquiera de los sistemas de control de flujo adecuados.

En por lo menos una modalidad, una caída de presión de aproximadamente 12-13 psia se puede experimentar a través de la cámara de combustión 110 durante la combustión estequiométrica . La combustión del combustible 112 y el oxidante comprimido 114 puede generar temperaturas entre aproximadamente 1093°C (2000°F) y aproximadamente 1649°C (3000°F) y presiones que varían de 250 psia a aproximadamente 300 psia. Debido al flujo de masa incrementada de la capacidad calorífica específica más alta del fluido de trabajo rico en C02 derivado de la corriente reciclada comprimida 144 como una relación de presión más alta se puede lograr a través del expansor 106, para de esta manera permitir temperaturas de entrada más altas y potencia del expansor 106 incrementada.

La corriente de escape gaseosa 122 que sale del expansor 106 puede tener una presión en o cercana a la ambiental. En por lo menos una modalidad, la corriente de escape gaseosa 122 puede tener una presión de aproximadamente 15.2 psia. La temperatura de la corriente de escape gaseosa 122 puede variar de aproximadamente 638°C (1180°F) a aproximadamente 677 °C (1250°F) antes de pasar a través de la HRSG 126 para generar vapor en la linea 130 y un gas de3 escape enfriado 132. El gas de escape enfriado 132 puede tener una temperatura que varia de aproximadamente 88 °C (190°F) a aproximadamente 93°C (200°F) . En una o más modalidades, la unidad de enfriamiento 134 puede reducir la temperatura del gas de escape enfriado 132 para de esta manera generar la corriente de gas reciclada enfriada 140 que tiene una temperatura entre aproximadamente 0°C (32°F) y 49°C (120°F) , dependiendo principalmente de las temperaturas de bulbo húmedo en ubicaciones especificas y durante estaciones especificas .

De acuerdo con una o más modalidades, el compresor de refuerzo 142 se puede configurar para elevar la presión de la corriente de gas reciclada enfriada 140 a una presión que varia de aproximadamente 17.1 psia a aproximadamente 21 psia. Como un resultado, el compresor principal 104 recibe y comprime un fluido de trabajo de gas de chimenea reciclado con una densidad más alta y flujo de masa incrementado, para de esta manera permitir una presión de descarga sustancialmente más alta mientras que se mantiene la misma o similar relación de presión. Por lo menos una modalidad, la temperatura de la corriente reciclada comprimida 144 descargada del compresor principal 104 puede ser de aproximadamente 427°C (800°F), con una presión de alrededor de 280 psia.

La siguiente tabla proporciona resultados de las pruebas y las estimaciones de desempeño en base a las turbinas de gas de ciclo combinado, con y sin el beneficio adicionado de un compresor de refuerzo 142, como es descrito en la presente.

TABLA 1 Como debe ser evidente de la Tabla modalidades que incluyen un compresor de refuerzo 142 pueden dar por resultado un incremento en la potencia del expansor 106 (es decir, "Potencia del Expansor de Turbina de Gas") debido al incremento en las relaciones de presión. Aunque la demanda de potencia para el compresor principal 104 puede, incrementarse, su incremento está más desalineado por el incremento en la salida de potencia del expansor 106, para de esta manera dar por resultado una mejora de eficiencia de desempeño termodinámico global de alrededor de 1% lhv (valor calentado inferior) .

Por otra parte, la adición del compresor de refuerzo 142 también puede incrementar la salida de potencia del expansor de nitrógeno 152 y la presión de purga de C02 en la línea de corriente de purga 146. Mientras que el compresor de refuerzo 142 puede incrementar la salida de potencia del expansor de nitrógeno 152, se puede observar en la Tabla 1 que el expansor de nitrógeno 152 es un contribuidor significante a la eficiencia del sistema global 100 con o sin el compresor de refuerzo.

Un incremento en la presión de purga de la corriente de purga 146 puede conducir al desempeño del tratamiento con solvente mejorado del separador de C02 148 debido a la presión parcial de C02 más alta. Tales mejoras pueden incluir, pero no están limitadas a, una reducción en los gastos de capital globales en la forma de tamaño de equipo reducido para el proceso de extracción de solvente.

Con referencia ahora a la FIG . 2, se representa una modalidad alternativa del sistema de generación de potencia 100 de la FIG. 1, incorporado y descrito como sistema 200. Como tal, la FIG. 2 se puede entender mejor con referencia a la FIG. 1. Similar al sistema 100 de la FIG. 1, el sistema 200 de la FIG. 2 incluye un sistema de turbina de gas 102 acoplado a o de otra manera soportado por un sistema de recirculación de gas de escape (EGR) 124. El sistema EGR 124 de la FIG. 2, sin embargo, puede incluir una modalidad donde el compresor de refuerzo 142 sigue o de otra manera es fluidamente acoplado a la HRSG 126. Como tal, el gas de escape enfriado 132 se puede comprimir en el compresor de refuerzo 142 antes de ser reducido en temperatura de unidad de enfriamiento 134. Asi, la unidad de enfriamiento 134 puede servir como un enfriador posterior adaptado para remover el calor de la compresión generada por el compresor de refuerzo 142. Como con las modalidades previamente divulgadas, la corriente de pérdida de agua 138 puede o no puede ser dirigida de RSG 126 para generar vapor adicional 130.

La corriente de gas reciclada enfriada 140 luego se puede dirigir al compresor principal 104 donde además se comprime, como es discutido en lo anterior, para de esta manera generar la corriente reciclada comprimida 144. Como se puede apreciar, el enfriamiento de gas de escape enfriado 132 en la unidad de enfriamiento 134 después de la compresión en el compresor de refuerzo 142 puede reducir la cantidad de potencia requerida para comprimir la corriente de gas reciclada enfriada 140 a una presión predeterminada en el compresor principal subsecuente 104.

La FIG. 3 representa otra modalidad del sistema de generación de potencia de baja emisión 100 de la FIG. 1, incorporado como sistema 300. Como tal, la FIG. 3 se puede entender mejor con referencia a las FIGs. 1 y 2. Similar a los sistemas 100, 200 descritos en las FIGs. 1 y 2, respectivamente, el sistema 300 incluye un sistema de turbina de gas 102 soportado por o de otra manera acoplado a un sistema EGR 124. El sistema EGR 124 de la FIG.3, sin embargo, puede incluir una primera unidad de enfriamiento 134 y una segunda unidad de enfriamiento 136 que tienen el compresor de refuerzo 142 fluidamente acoplado entre las mismas. Como con las modalidades previas, cada unidad de enfriamiento 134, 136 puede ser un enfriador de contacto directo, enfriador adaptado o los similares, como es conocido en la técnica.

En una o más modalidades, el gas de escape enfriado 132 descargado del HRSG 126 se puede enviar a la primera unidad de enfriado 134 para producir una corriente de pérdida de agua condensada 138 y una corriente de gas reciclada enfriada 140. La corriente de gas reciclada enfriada 140 se puede dirigir al compresor de refuerzo 142 con el fin de reforzar la presión de la corriente de gas reciclada enfriada 140, y luego dirigirla a la segunda unidad de enfriamiento 136. La segunda unidad de enfriamiento 136 puede servir como un enfriador posterior adaptado para remover el calor de compresión generado por el compresor de refuerzo 142, y también para remover el agua condensada adicional por la vía de una corriente de pérdida de agua 143. En una o más modalidades, cada corriente de pérdida de agua 138, 143 puede o no puede ser dirigida al HRSG 126 para generar vapor adicional 130.

La corriente de gas reciclada enfriada 140 luego se puede introducir en el compresor principal 104 para generar la corriente reciclada comprimida 144 nominalmente arriba o en la presión de la cámara de combustión 110. Como se puede apreciar, le enfriamiento del gas de escape enfriado 132 en la primera unidad de enfriamiento 134 puede reducir la cantidad de potencia requerida para comprimir la corriente de gas reciclada enfriada 140 en el compresor de refuerzo 142. Por otra parte, el enfriamiento adicional del escape en la segunda unidad de enfriamiento 136 puede reducir la cantidad de potencia requerida para comprimir la corriente de gas reciclada enfriada 140 a una presión predeterminada en el compresor principal subsecuente 104.

Con referencia ahora a la FIG. 4, se representa otra modalidad de un sistema de generación de potencia de baja emisión 400, similar en algunos aspectos al sistema 300 de la FIG. 3. Como tal, el sistema 400 de la FIG. 4 se puede entender mejor con referencia a las FIGs. 1 y 3. Se debe observar, sin embargo, que las modalidades individuales, o combinaciones de las mismas divulgadas con referencia a las FIGs. 1-3 se pueden implementar y/u omitir en conjunción con el sistema 400 de la FIG. 4 sin apartarse del alcance de la descripción. Por ejemplo, las instalaciones especificas y el equipo incorporado en el sistema EGR 124 pueden variar como es descrito en otra parte en la presente.

Como es descrito en lo anterior, la temperatura de la corriente reciclada comprimida 144 descargada del compresor principal 104 puede ser de aproximadamente 427 °C (800°F) y exhibir presiones de alrededor de 280 psia. Consecuentemente, la corriente de purga 146 aprovechada de la corriente reciclada comprimida 144 puede exhibir temperaturas y presiones similares. Se debe observar una vez más que las temperaturas y presiones especificas inevitablemente cambiarán dependiendo de la constitución especifica y el modelo de los expansores, compresores, enfriadores, etc. Puesto que la presión es mucho más alta que aquella encontrada en los sistemas de ciclo combinado de gas natural (NGCC) convencionales con recuperación de C02 de postcombustión, esto facilita el uso de un proceso de tratamiento de gas menos intensivo en energía en el separador de C02 148. Por ejemplo, tales temperaturas y presiones elevadas, en combinación con una carencia sustancial de oxígeno que resulta de la combustión estequiométrica realizada en la cámara de combustión 110, puede permitir el uso del solvente de carbonato de potasio caliente para extraer el C02 de la corriente de purga 146. En otras modalidades, los adsorbentes selectivos de C02 pueden incluir, pero no están limitados a, monoetanolamina ("MEA"), dietanolamina ("DEA"), trietanolamina ("TEA"), carbonato de potasio, metildietanolamina ("MDEA"), metildietanolamina activada ("aMDEA") , diglicolamina ("DGA"), diisopropanolamina ("DIPA"), piperazina ("PZ"), derivados de los mismos, mezclas de los mismos o cualquier combinación de los mismos. Otros adsorbentes y técnicas adecuadas pueden incluir, pero no están limitados a, el solvente adsorbente físico de carbonato de propileno asi como otros carbonatos de alquilo, éteres dimetílicos de polietilenglicol de dos a doce unidades de glicol (proceso Selexol™) , n-metil-pirrolidona, sulfolano y el uso del Proceso de Tratamiento de Gas con Sulfinol®.

En una modalidad, los procesos de tratamiento de gas en el separador de C02. 148 pueden requerir que la temperatura de la corriente de purga 146 sea enfriada a aproximadamente 121-149°C (250°F-300°F) . Para lograr esto, la corriente de purga 146 puede ser canalizada a través de un intercambiador de calor 158, tal como un intercambiador de calor de intercambio cruzado fluidamente acoplado a la corriente residual 151. En por lo menos una modalidad, la extracción del C02 de la corriente de purga 146 en el separador de C02 148 puede dejar una corriente residual rica en nitrógeno 151 en o cercana a la presión elevada de la corriente de purga 146 y a una temperatura de aproximadamente 66°C (150°F). En una modalidad, la energía calorífica asociada con el enfriamiento de la corriente de purga 146 se puede extraer por la vía del intercambiador de calor 158 y utilizar para recalentar la corriente residual 151, para de esta manera generar un vapor de nitrógeno calentado 160 que tiene una temperatura de aproximadamente 399°C (750°F) y una presión de alrededor de 270-280 psia. Mientras que el intercambio de calor con la corriente de purga 146 es una •manera para calentar la corriente residual, otros métodos están dentro del alcance de la presente descripción. Por ejemplo, en una o más modalidades el calentamiento suplementado de la corriente 151 se puede hacer al utilizar el HRSG 126 para suministrar calor asi también para generar vapor 130. Otros métodos ejemplares se describen en la presente y no se deben considerar un listado exhaustivo de métodos disponibles para calentar la corriente residual 151.

En una o más modalidades, el vapor de nitrógeno calentado 160 luego se puede expandir a través del expansor de gas 152. Por consiguiente, el intercambio cruzado del calor en el intercambiador de calor 158 se puede configurar para capturar una cantidad sustancial de energía de compresión derivada del compresor principal 104 y utilizada para maximizar la potencia extraída del expansor de gas 152, y opcionalmente aplicar potencia al compresor de entrada estequiométrico 118. En por lo menos una modalidad, el gas de escape 156, que consiste principalmente de nitrógeno a presión atmosférica, se puede ventilar sin peligro a la atmósfera o implementar en otras aplicaciones corriente abajo conocidas en la técnica. Las aplicaciones corriente abajo ejemplares, tales como procesos de enfriamiento evaporativos , se describen en la solicitud de patente norteamericana concurrentemente presentada intitulada "Stoichiometric Copmbustion with Exhaust Gas-Recirculation and Direct Contact Cooler", como se estableció en lo anterior.

Durante el arranque del sistema 400 y durante la operación normal cuando el expansor de gas 152 puede ser incapaz de suministrar toda la potencia requerida para hacer funcionar el compresor de entrada 118, por lo menos un motor 162, tal como un motor eléctrico, se puede utilizar sinergisticamente con el expansor de gas 152. Por ejemplo, el motor (es) 162 se puede dimensionar sensiblemente tal que durante la operación normal del sistema 400, el motor (es) 162 se puede configurar para suministrar la potencia poco tiempo del expansor de gas 152. Adicionalmente o alternativamente, puede haber veces durante la operación cuando el expansor de gas 152 produce más energía que la requerida por el compresor de entrada 118. En algunas implementaciones , el por lo menos un motor 162 puede ser un sistema de motor/generador que se puede configurar selectivamente para proporcionar potencia, tal como de la red eléctrica, al compresor o para generar electricidad de la potencia generada por la turbina 152.

Con referencia ahora a la FIG. 5, se representa otra modalidad de un sistema de generación de potencia de baja emisión 500, similar en algunos aspectos al sistema 400 de la FIG.4. Como tal, el sistema completo 500 de la FIG. 5 no se ha descrito en detalle ya que se puede entender mejor con referencia a las FIGs. 1, 3 y 4. Se debe observar que cualquier modalidad divulgada con referencia a las FIGs. 1-4 se puede iraplementar individualmente o en combinación en el sistema 500, sin apartarse del alcance de la descripción.

En una modalidad, una vez que la corriente de purga 146 se aprovecha de la corriente reciclada comprimida 144, sus temperaturas se pueden incrementar mediante un proceso catalítico realizado en un aparato de catálisis 164. En la operación, el aparato de catálisis 164 se puede configurar para reducir el contenido de oxígeno y/o monóxido de carbono en la corriente de purga, y convertirlo en C02 residual y calor. El aparato de catálisis 164 puede ser un solo dispositivo o una pluralidad de dispositivos en paralelo, en serie, o una combinación de paralelo y series. En una modalidad, el aparato de catálisis 164 puede ser un dispositivo pequeño que requiere solo una pequeña cantidad de potencia para funcionar. Un aparato de catálisis ejemplar 164 puede incluir un catalizador de reducción de oxígeno que es normalmente se utiliza en una HRSG para cumplir con los requerimientos de emisiones. Tal sistema generalmente no se diseña para remover cantidades grandes de oxígeno, pero si cantidades significantes de oxígeno permanecen en la corriente reciclada comprimida 144, la corriente de purga 146 se puede reciclar a través del aparato de catálisis 164 más de una vez antes del procesamiento o uso adicional, por ejemplo, la compresión e inyección para recuperación de petróleo aumentado (EOR) , separación de C02, etc.

Por otra parte, cualquiera de los hidrocarburos residuales en la corriente de purga 146 también se puede quemar en el aparato de catálisis 164. En por lo menos una modalidad, la temperatura de la corriente de purga 146 se puede incrementar de aproximadamente 418 (785°F) a aproximadamente 441°C (825°F) mediante la conversión catalítica completa de aproximadamente 1200 ppm de oxígeno presente en la corriente de purga 146. Los catalizadores ilustrativos que pueden utilizar en el aparato de catálisis 164 pueden incluir, pero no están limitados a, Níquel, Platino, Rodio, Rutenio, Paladio o derivados de los mismos, mezclas de los mismos, cualquier combinación de los mismos. Este incremento en el contenido calorífico se puede introducir en el intercambiador de calor 158 e intercambiar cruzadamente con la corriente residual rica en nitrógeno 151, para de esta manera dar por resultado una temperatura más alta de vapor de nitrógeno calentado 160 y facilitar un proceso de expansión más efectivo y potente en el expansor de gas 152.

Como todavía mejoras adicionales al sistema de triple ciclo que incluye el expansor de gas 152, en una o más modalidades, agua se puede inyectar por la vía de la línea 166 en el vapor de nitrógeno calentado 160 para incrementar el rendimiento de masa del expansor de gas 152 y consecuentemente incrementar la potencia generada. El agua puede ser agua atomizada tratada o vapor. En por lo menos una modalidad, la potencia suple'mentada proporcionada por la inyección de agua atomizada o vapor puede incrementar el rendimiento de potencia de aproximadamente 169 M a aproximadamente 181 MW. Como se puede apreciar, la salida de potencia generalmente será dependiente de la constitución y modelo de expansor de gas. Se debe observar que la inyección de agua atomizada o vapor por la via de la linea 166 en el vapor de nitrógeno calentado 160 con el fin de incrementar el flujo de masa a través del expansor de gas 152 se puede implementar en cualquiera de las modalidades divulgadas en la presente, sin apartarse del alcance de la descripción.

Con referencia a la FIG. 6, se representa otra modalidad de un sistema de generación de potencia de baja emisión 600, similar al sistema 500 de la FIG.5. como tal, el sistema completo 600 no será descrito en detalle ya que puede ser mejor entendido con referencia a la FIG. 5. En una modalidad, el sistema 600 puede incluir una cámara de combustión estequiométrica adicional 168 dispuesta antes del expansor de gas 152. La cámara de combustión 168 se puede configurar para quemar estequiométricamente una combinación de combustible 170 y el oxidante comprimido 172, muy similar a la cámara de combustión 110 descrita en lo anterior, con el fin de generar una corriente de descarga 174 a una temperatura y presión elevados. En una modalidad, el combustible 170 y el oxidante comprimido 172 se pueden derivar de la misma fuente como el combustible 112 y el oxidante comprimido 114, respectivamente, que se alimentan en la primera cámara de combustión 110. En implementaciones que incorporan la cámara de combustión adicional 168, el intercambiador de calor 158 puede enfriar la corriente de purga a través de otros medios, tal como mediante el calentamiento de una o más de otras corrientes en el sistema 600 o en otra parte. Por ejemplo, el intercambiador de calor sobre la corriente de purga puede proporcionar calor adicional a la HRSG o a un proceso de reformación.

En otras modalidades, especialmente las modalidades donde se desea o se requieren emisiones cero de C02, el combustible 170 puede consistir principalmente de hidrógeno. En por lo menos una modalidad, el combustible de hidrógeno se puede producir al reformar metano en el HRSG 126, o una HRSG separada (no mostrado) . Después de la reformación del metano y un desplazamiento de gas de agua, el C02 de la corriente de producto de hidrógeno puede remover en una torre de absorción No mostrada), por ejemplo, en el separador de C02 148. El hidrógeno luego podría ser mezclado con algo del nitrógeno en la corriente de vapor de nitrógeno calentado 160 desde la cámara de combustión 168 para hacer un combustible de turbina de gas aceptable.

El vapor de nitrógeno calentado 160 descargado del intercambiador de calor 158, o descargado del separador de CO2 148, puede servir como un diluyente configurado para moderar la temperatura de combustión y la corriente de descarga 174. En por lo menos una modalidad, la corriente de descarga 174 que sale de la cámara de combustión 168 puede tener una temperatura de aproximadamente 1371°C (2500°F) antes de ser expandida en el expansor e gas para crear potencia mecánica. Como ser apreciado, la combinación del expansor de gas 152, la cámara de combustión 168 y el compresor de entrada 118 se pueden caracterizar como un sistema de turbina de gas estándar separado, donde el compresor de entrada 118 llega a ser el extremo de compresor y el expansor de gas 152 llega a ser el extremo de expansor de la turbina de gas.

En una o más modalidades, el gas de escape 156 puede tener una temperatura de aproximadamente 593 °C (1100°F). En por lo menos una modalidad, el gas de escape 156 se puede dirigir a la HRSG 126 para recuperar el calor como potencia en la turbina de gas de vapor 128. En otras modalidades, el gas de escape 156 se puede dirigir a un HRSG externo de turbina de gas de vapor (no mostrada) para generar potencia para otras aplicaciones. En cualquier caso, la corriente residual rica en nitrógeno 151 se puede desechar en cualquiera de otras maneras discutidas en la presente, tal como por la vía de la ventilación de nitrógeno, por la vía de secuestración, EOR, u operaciones de mantenimiento de presión, etc., después de pasar a través del expansor 152.

Con referencia ahora a la FIG. 7, se representa otra modalidad de un sistema de generación de potencia de baja emisión 700, similar al sistema 600 de la FIG. 6. Como tal, el sistema completo 700 de la FIG. 7 ahora será descrito en detalle pero se puede entender mejor con referencia a la FIG. 6 y su descripción acompañante. En lugar de utilizar un compresor de entrada separada 118 del expansor de nitrógeno 152 (ver las FiGs. 1-6), el sistema 700 como es representado en la FIG. 7 puede incluir un segundo sistema de turbina de gas 702, que tiene un segundo compresor 176 y un segundo expansor 178. En una o más modalidades, el segundo compresor 176 puede recibir y comprimir un segundo oxidante de alimentación 180. Similar al oxidante de alimentación 120 mostrado y descrito en lo anterior en las FIGs. 1-6, el segundo oxidante de alimentación 180 puede incluir cualquier gas adecuado que contiene oxigeno, tal como aire, aire rico en oxigeno, o combinaciones de los mismos. El segundo compresor 176 se puede configurar para comprimir el segundo oxidante de alimentación 180 y generar un segundo oxidante comprimido 182. Como es representado, el oxidante comprimido 114 requerido para la cámara de combustión 110 se puede suministrar o extraer de la segunda corriente de oxidante comprimido 182 y servir para la misma función como es descrito generalmente en lo anterior.

En la operación, la cámara de combustión 168 se puede configurar para quemar estequiométricamente una combinación del combustible 170 y el segundo oxidante comprimido 182 con el fin de generar una corriente de descarga 174 a una temperatura y presión elevadas. En una o más modalidades, el vapor de nitrógeno 160 del intercambiador de calor 158 o la corriente 5esidual del separador de C02 148 se puede utilizar como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la combustión en la segunda cámara de combustión 168. En otra modalidad, el combustible 170 se puede derivar de la misma fuente como el combustible 112 alimentado en la primera cámara de combustión 110, tal como un combustible de hidrocarburo. En otras modalidades donde se desea o se requieren emisiones cero de CO2, el combustible 170 puede consistir principalmente de hidrógeno, como es descrito generalmente en lo anterior con referencia a la FIG. 6.

Si se utiliza un combustible de hidrocarburo, entonces las emisiones de CO2 naturalmente resultarán. Sin embargo, debido al uso de una corriente de nitrógeno grandemente pura como un diluyente, las emisiones de CO2 resultantes serán significantemente menores cuando se comparan con una planta de potencia NGCC convencional. Por ejemplo, en una modalidad, las emisiones de C02 que resultan del sistema 700 · solamente serán de aproximadamente 80 lbs/MWhr como es comparado con aproximadamente 400 lbs/MWhr para una planta de potencia NGCC convencional. En una o' más modalidades, el gas de escape 156 del segundo expansor 178 puede tener una temperatura de aproximadamente 593°C (1100°F) . En por lo menos una modalidad, el gas de escape 156 se puede dirigir a un segundo HRSG 184 para recuperar el calor como potencia en una turbina de gas de vapor separada 186. Modalidades alternativas, sin embargo, el gas de escape 156 se puede dirigir al primer HRSG 126 para recuperar el calor como potencia en la turbina de gas de vapor 128. Aquí nuevamente, se puede entender que el gas de escape 156N puede ser ventilado y de otra manera utilizado en operaciones de recuperación de hidrocarburos (no mostrado) como es descrito en lo anterior después de pasar a través el segundo HRSG 184.

Como se puede apreciar, el sistema 700 de la FIG. 7 puede permitir que una turbina de gas comercialmente disponible sea utilizar en lugar de someterse a mejoramientos costosos para obtener un compresor de aire construido a la medida y un expansor construido a la medida. El sistema 700 puede producir más potencia neta en una eficiencia más alta debido a que la temperatura de entrada del segundo expansor 178 puede alcanzar temperaturas de alrededor de 1371 °C (2500°F) .

Con referencia ahora a la FIG. 8, se representa otra modalidad de un sistema de generación de potencia de baja emisión 800, similar al sistema 300 de la FIG. 3. Como tal, el sistema completo 800 de la FIG. 8 no será descrito en detalle pero se puede entender mejor con referencia a las FIGs. 1 y 3. Sin embargo, se debe observar que las modalidades divulgadas con referencia a las FIGs. 1-6 se pueden implementar individualmente o en combinación con el sistema 800 de la FIG. 8 sin apartarse del alcance de la descripción. En una modalidad ejemplar, la corriente residual 151, que consiste principalmente de nitrógeno derivado del separador de C02 148, se puede canalizar a un compresor corriente abajo 188. El compresor corriente abajo 188 se puede configurar para comprimir la corriente residual 151 y generar un gas de escape comprimido 190 que tiene una presión de, por ejemplo, aproximadamente 3400 psi o presiones de otra manera adecuadas para la inyección en un depósito para aplicaciones de mantenimiento de la presión.

La compresión de la corriente residual 151 con el compresor corriente abajo 188 se puede probar ventajosa en aplicaciones donde se reinyecta típicamente gas metano en pozos de hidrocarburo para mantener las presiones del pozo. De acuerdo con las modalidades divulgadas en la presente, el nitrógeno se puede inyectar en cambio en pozos de hidrocarburos y el gas metano residual ya sea que puede ser vendido o de otra manera utilizado como un combustible en aplicaciones relacionadas, tal como la provisión de combustible para las corrientes de combustible 112, 170 (ver las FIGs. 6 y 7) .

Con referencia continua a las FIGs. 5-7, la siguiente tabla proporciona resultados de la prueba y las estimaciones de desempeño en base a sistemas sin un ciclo de expansión (por ejemplo, el sistema 800 de la FIG. 8), sistemas sin caldeado adicional en la cámara de combustión 168 (por ejemplo, sistema 500 de la FIG. 5), y sistemas con caldeado adicional en la cámara de combustión 168 (por ejemplo, sistemas 600, 700 de las FIGs. 6 y 7, respectivamente. Los datos reflejan un combustible de metano 170 que es caldeado para la combustión.

TABLA 2 Como debe ser evidente de la Tabla 2, las modalidades con caldeado en la cámara de combustión 168 pueden dar por resultado salida de potencia con ciclo combinado significantemente más alta; casi el doble de la salida de potencia cuando se compara con las modalidades que no implementan el caldeado de la cámara de combustión 168. Por otra parte, la eficiencia de desempeño termodinámica global exhibe una elevación sustancial o mejoramiento de alrededor de 3.3% lhb (valor calentado inferior) para sistemas que incorporan el caldeado como es divulgado en la presente, como es opuesto a las modalidades que no implementan tales técnicas de caldeado.

Mientras que la presente descripción puede ser susceptible a varias modificaciones y formas alternativas, las modalidades ejemplares discutidas en lo anterior se han mostrado solamente a manera de ejemplo. Sin embargo, nuevamente debe ser entendido que la descripción no se propone para ser limitada a las modalidades particulares divulgadas en la presente. En realidad, la presente descripción incluye todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que caen dentro del espíritu y alcance de las reivindicaciones adjuntas.

Claims (30)

REIVINDICACIONES

1. Un sistema integrado, caracterizado porque comprende : un sistema de turbina de gas que tiene una primera cámara de combustión configurada para quemar estequiométricamente un primer oxidante comprimido y un primer combustible en la presencia de una corriente reciclada comprimida, en donde la cámara de combustión dirige una primera corriente de descarga a un expansor para generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos parcialmente impulsar un compresor principal; un sistema de recirculación de gas de escape, en donde el compresor principal comprime la corriente de escape gaseosa y de esta manera genera la corriente reciclada comprimida, la corriente reciclada comprimida que actúa como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la primera corriente de descarga; un separador de C02 fluidamente acoplado a la corriente reciclada comprimida por la via de una corriente de purga; y un expansor de gas fluidamente acoplado al separador de C02 por la via de una corriente residual que consiste principalmente de gas rico en nitrógeno derivado del separador de C02.

2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sistema de circulación de gas de escape además comprende por lo menos un compresor de refuerzo configurado para recibir y reforzar la presión de la corriente de escape gaseosa antes de dirigir un gas reciclado enfriado al compresor principal.

3. El sistema de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque además comprende una primera y una segunda unidad de enfriamiento fluidamente acopladas al por lo menos un compresor de refuerzo, la primera unidad de enfriamiento que es configurada para recibir y enfriar la corriente de escape gaseosa antes de la introducción al por lo menos un compresor de refuerzo, y la segunda unidad de enfriamiento que es configurara para recibir la corriente de escape gaseosa del por lo menos un compresor de refuerzo y además enfriar la corriente de escape gaseosa para generar el gas reciclado enfriado.

4. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende un medio calentador adaptado para calentar el vapor residual que genera una corriente de vapor de nitrógeno calentada.

5. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el expansor de gas se configura para expandir el vapor de nitrógeno calentado y de esta manera generar potencia mecánica y un gas de escape.

6. El sistema de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque además comprende un compresor de entrada impulsado por la potencia mecánica generada por el expansor de gas, en donde el compresor de entrada se configura para proporcionar el primer oxidante comprimido.

7. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el medio calentador comprende un intercambiador de calor fluidamente acoplado a tanto la purga de nitrógeno como la corriente residual, el intercambiador de calor que es configurado para reducir la temperatura de la corriente de purga y simultáneamente incrementar la temperatura de la corriente residual.

8. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende un aparato de catálisis dispuesto en una asociación con la corriente de purga, el aparato de catálisis que configurado para incrementar la temperatura de la corriente de purga antes de entrar al medio calentador.

9. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el medio calentador comprende una segunda cámara de combustión fluidamente acoplada a la corriente residual y que es configurada para quemar estequiométricamente un segundo combustible y un segundo oxidante comprimido para generar una segunda corriente de descarga .

10. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el expansor de gas se configura para expandir la segunda corriente de descarga y de esta manera generar potencia mecánica y un gas de escape.

11. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el primero y el segundo oxidante comprimido y el primero y el segundo combustible se derivan de la misma fuente, respectivamente.

12. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el segundo combustible es un combustible de hidrógeno.

13. Un método para generar potencia, caracterizado porque comprende: quemar estequiométricamente un primer oxidante comprimido y un primer combustible en una primera cámara de combustión y en la presencia de una corriente reciclada comprimida, para de esta manera generar una primera corriente de descarga, en donde la corriente reciclada comprimida actúa como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la primera corriente de descarga; expandir la primera corriente de descarga en un expansor para por lo menos parcialmente impulsar un primer compresor y generar una corriente de escape gaseosa; dirigir la corriente de escape gaseosa en el primer compresor, en donde el primer compresor comprime la corriente de escape gaseosa y de esta manera genera la corriente reciclada comprimida; extraer una porción de la corriente reciclada comprimida de un separador de CO2 por la vía de una corriente de purga, el separador de C02 que es fluidamente acoplado a un expansor de gas por la vía de una corriente residual derivada del separador de C02 y que consiste principalmente de gas rico en nitrógeno; y expandir la corriente residual en un expansor de gas para de esta manera generar potencia mecánica y un gas de escape .

14. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende por lo menos uno de un compresor de refuerzo y una unidad de enfriamiento adaptada para incrementar el gasto de flujo de masa de la corriente de escape gaseosa para generar gas reciclado.

15. El método de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque además comprende enfriar la corriente de escape gaseosa con una primera unidad de enfriamiento fluidamente acoplada al por lo menos un compresor de refuerzo, la primera unidad de enfriamiento que es configurada para recibir y enfriar la corriente de escape gaseosa antes de la introducción al por lo menos un compresor de refuerzo.

16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque además comprende enfriar la corriente de escape gaseosa del por lo menos un compresor de refuerzo con una segunda unidad de enfriamiento fluidamente acoplada al por lo menos un compresor de refuerzo para generar el gas reciclado.

17. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende impulsar un compresor de entrada con la potencia mecánica generada por el expansor de gas, el compresor de entrada que es configurado para generar el primer oxidante comprimido.

18. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende un medio calentador adaptado para incrementar la temperatura de la corriente residual para generar una corriente de vapor de nitrógeno calentado .

19. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el medio calentador comprende un intercambiador de calor fluidamente acoplado a tanto la corriente de purga como la corriente residual, y que además comprende reducir la temperatura de la corriente de purga e incrementar la temperatura de la corriente residual con el intercambiador de calor para de esta manera generar la corriente de vapor de nitrógeno calentada.

20. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque además comprende incrementar la temperatura de la corriente de purga al quemar oxigeno y el combustible restante en un aparato de catálisis dispuesto dentro de la corriente de purga antes del intercambiador de calor .

21. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende inyectar agua en la corriente de vapor de nitrógeno calentado para incrementar el rendimiento de masa del expansor de gas.

22. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el medio calentador comprende una segunda cámara de combustión, y que además comprende quemar estequiométricamente . un segundo combustible y un segundo oxidante comprimido en la segunda cámara de combustión fluidamente acoplada a la corriente residual, la segunda cámara de combustión que es configurada para generar una segunda corriente de descarga.

23. El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque además comprende moderar la temperatura de la segunda corriente de descarga con la corriente residual descargada del separador de CO2.

24. El método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque además comprende expandir la segunda corriente de descarga en el expansor de gas para generar potencia mecánica para impulsar un compresor de entrada, el compresor de entrada que es configurado para generar el primer oxidante comprimido.

25. Un sistema integrado, caracterizado porque comprende : un primer sistema de turbina de gas, que comprende: un primer compresor configurado para recibir y comprimir un gas de escape reciclado y proporcionar una primera corriente reciclada comprimida; una primera cámara de combustión configurada para recibir la primera corriente reciclada comprimida, un primer oxidante comprimido y una primera corriente de combustible, la primera cámara de combustión que es adaptada para quemar estequiométricamente la primera corriente de combustible y el primer oxidante comprimido, en donde la primera corriente reciclada comprimida sirve como un diluyente para moderar las temperaturas de combustión; y un primer expansor acoplado al primer compresor y configurado para recibir una primera descarga de la primera cámara de combustión y generar el gas de escape reciclado y por lo menos parcialmente impulsar el primer compresor. una corriente de purga tomada de la corriente reciclada comprimida y tratada en un separador de C02 para proporcionar una corriente de C02 y una corriente residual, la corriente residual que comprende sustancialmente un gas nitrógeno; y un segundo sistema de turbina de gas fluidamente acoplado al primer sistema de turbina de gas por la vía de la corriente de purga, el segundo sistema de turbina de gas que comprende : un segundo compresor configurado para recibir y comprimir un oxidante de alimentación y generar un segundo oxidante comprimido, el primer oxidante comprimido que es derivado por lo menos parcialmente del segundo oxidante comprimido; una segunda cámara de combustión configurada para recibir el oxidante comprimido, el gas nitrógeno de la corriente residual, y una segunda corriente de combustible, la segunda cámara de combustión que es adaptada para quemar estequiométricamente la segunda corriente de combustible y el segundo oxidante comprimido, en donde el gas nitrógeno sirve como un diluyente para moderar las temperaturas de combustión; y un segundo expansor acoplado al segundo compresor y configurado para recibir una segunda descarga de la segunda cámara de combustión y generar un escape y por lo menos parcialmente impulsar el segundo compresor.

26. El sistema de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque el primer sistema de turbina de gas además comprende un compresor de refuerzo configurado para incrementar la presión del gas de escape reciclado antes de la inyección del primer compresor para proporcionar la corriente reciclada comprimida.

27. El sistema de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque el segundo combustible es un combustible de hidrógeno.

28. El sistema de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque el segundo sistema de turbina de gas además comprende un generador de vapor de recuperación de calor configurado para recibir el escape del segundo expansor y proporcionar vapor para una turbina de gas. de vapor.

29. Un sistema integrado, caracterizado porque comprende: un sistema de turbina de gas que tiene una primera cámara de combustión configurada para quemar estequiométricamente un oxidante comprimido y un combustible en la presencia de una corriente reciclada comprimida, en donde la cámara de combustión proporciona una corriente de descarga a un expansor con el fin de generar una corriente de escape gaseosa y por lo menos parcialmente impulsa un primer compresor; un sistema de recirculación de gas de escape que tiene por lo menos un compresor de refuerzo configurado para recibir y reforzar la presión de la corriente de escape gaseosa antes de dirigir un gas reciclado enfriado en el primer compresor, en donde el primer compresor comprime el gas reciclado enfriado y de esta manera genera la corriente reciclada comprimida, la corriente reciclada comprimida que actúa como un diluyente configurado para moderar la temperatura de la corriente de descarga; un separador de C02 fluidamente acoplado a la corriente reciclada comprimida por la vía de una corriente de purga; y un compresor corriente abajo fluidamente acoplado al separador de C02 por la vía de una corriente residual derivada del separador de CO2 y que consiste principalmente de gas rico en nitrógeno.

30. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque el compresor corriente abajo está configurado para comprimir el gas rico en nitrógeno para el mantenimiento de la presión.