MX2014011923A

MX2014011923A - Sistema, metodo y aparato para inyeccion de aire comprimido para motores de turbina de combustion interna.

Info

Publication number: MX2014011923A
Application number: MX2014011923A
Authority: MX
Inventors: Robert J Kraft
Original assignee: Powerphase Llc
Priority date: 2012-04-02
Filing date: 2013-03-31
Publication date: 2015-05-11
Also published as: KR20140142737A; US20140352318A1; US20170370289A1; EP3129621B1; US10145303B2; EP3129621A2; US10794285B2; US20140250902A1; WO2015187235A3; US20140373551A1; WO2015187235A2; EP3129621A4; JP6039056B2; US9695749B2; US9765693B2; WO2013151909A1; MX358183B; JP2015517052A

Abstract

La presente invención proporciona varias opciones, dependiendo de necesidades específicas de la planta, para mejorar la eficiencia y potencia de salida de una planta a bajas cargas, y para reducir el límite inferior de capacidad de potencia de salida de una turbina de combustión interna mientras que al mismo tiempo incrementa el límite superior de la potencia de salida de la turbina de combustión interna, incrementando así la capacidad y la capacidad de regulación de un sistema de turbina de combustión interna nuevo o existente. Un aspecto de la presente invención se refiere a métodos y sistemas que permiten correr sistemas de turbina de combustión interna para proporcionar rápidamente potencia adicional durante períodos de demanda pico.

Description

-SISTEMA. MÉTODO Y APARATO PARA INYECCIÓN DE AIRE COMPRIMIDO PARA MOTORES DE TURBINA DE COMBUSTIÓN INTERNA Solicitud Relacionada Esta solicitud reclama la prioridad de la Solicitud Provisional de Estados Unidos de Norteamerica No. 61/686,222, presentada el 2 de abril de 2012, la cual se incorpora aquí como referencia en su totalidad.

Cam po de la Invención La invención se relaciona en general, con sistemas de energía de turbina de gas, que incluyen complementar la capacidad generadora de tales turbinas de gas, así como al almacenamiento de energía, lo cual es útil para proporcionar energía eléctrica adicional durante períodos de demanda pico de energía eléctrica mientras se auto-consume la energía generada por la turbina de gas durante momentos de demanda reducida de energía.

Antecedentes de la I nvención En la actualidad, la energía marginal o la energía pico, se produce principalmente por turbinas de gas, las cuales operan con configuraciones de ciclo sencillo o de ciclo combinado. Como resultado de un pfl de demanda de carga, los sistemas con base de turbina de gas se reciclan durante los períodos de alta demanda y se reciclan en forma descendente o se apagan durante los periodos de baja demanda. Este recielado temperatura se lleva a cabo por el operador de la red electrica bajo un programa llamado “programa de red activa” o AGC. Infortunadamente, debido a que las turbinas de gas industriales, que representan la mayoría de la base de generación de energía instalada, se diseñaron principalmente por la operación de carga de base, una multa grave está asociada con el costo de mantenimiento de esa unidad particular cuando se recicla. Por ejemplo, una turbina de gas que funciona con la carga de base puede experimentar un ciclo normal de mantenimiento una vez cada tres años o 24,000 horas de operación, a un costo de entre dos millones de dólares y tres millones de dólares ($2,000,000 a $3,000,000). Se puede incurrir en el mismo costo en un año para la trabajo que se fuerza para encenderse y apagarse diariamente debido a una multa grave asociada con el costo de mantenimiento del reciclado de esa turbina de gas particular. También, incluso los motores aero-derivados, que están diseñados para una capacidad de inicio rápido, tomarán incluso diez (10) minutos o más para suministrar la energía requerida cuando sea solicitada. Esta necesidad de reciclar las flotillas de turbina de gas es un evento de mucha importancia y se está volviendo cada vez más problemático con el uso incrementado de fuentes de energía renovables intermitentes en la red.

En la actualidad, los motores de turbina de gas usados en las plantas de energía pueden apagarse aproximadamente al 50% de su capacidad nominal. Esto lo logran al cerrar las llts guía de entrada del compresor, lo cual reduce el flujo de aire para la turbina de gas y a su vez, reduce el flujo de combustible, ya que es conveniente una relación de aire de combustible constante en el proceso de combustión en todas las condiciones operativas del motor. El objetivo de mantener la operación segura de compresor y las emisiones de escape de la turbina de gas típicamente limita el nvl de apgado que se puede alcanzar en forma práctica.

Una forma para disminuir en forma segura el límite operativo del compresor en las turbinas de gas actuales es al introducir aire caliente en la entrada de la turbina de gas, que típicamente se extrae de un pto de purga de etapa media en el compresor. Algunas veces, este aire caliente se introduce dentro de la entrada para evitar el congelamiento. En cualquier caso, cuando esto se lleva a cabo, el trabajo es realizado para el aire por el compresor se sacrifica en el proceso con el beneficio de tener la capacidad de operar el compresor en forma segura con un flujo de aire más bajo, lo que produce una capacidad de apagado incrementada. Infortunadamente, el aire purgado del compresor tiene un impacto negativo en la eficiencia general del sistema de turbina de gas, ya que el trabajo realizado en el aire que se purga se pierde. En general, para cada 1 % del aire que se purga fuera del compresor desde su mejora de apagado, se pierde aproximadamente el 2% de la salida total de energía de la turbina de gas. Además, el sistema de combustión también presenta un límite para el sistema.

El sistema de combustión usualmente limita la cantidad de veces que el sistema se puede apagar, debido a que se añade menos combustible, la temperatura de la flama se reduce, lo cual incrementa la cantidad de emisiones de monóxido de carbono producidas (“CO”). La relación entre la temperatura de la flama y las emisiones de CO son exponenciales con la temperatura reducida, y en consecuencia, conforme el sistema de turbina de gas se acerca al límite de apagado, las emisiones de CO se disparan, de modo que es importante mantener un margen saludable a partir de este límite. Esta característica limita todos los sistemas de turbina de gas aproximadamente a 50% de ia capacidad de apagado o para una turbina de gas de 100MW, el apagado mínimo de energía que se puede alcanzar es del 50% o de 50MW. Debido a que el flujo de masa de la turbina de gas se apaga, el compresor y la eficiencia de la turbina tambien decaen, lo que provoca un incremento en el índice de calor de la máquma. Algunos operadores se enfrentan diariamente a esta situación y como resultado, conforme la demanda de cg disminuye, las plantas de turbina de gas alcanzan este límite operativo más bajo y las turbinas de gas se habrán apagado, lo que provoca que la planta de energía incurra en una costo de mantenimiento demasiado alto.

Otra característica de una turbina de gas típica es que la temperatura ambiente se incrementa, la salida de energía baja proporcionalmente debido al efecto lineal de la densidad reducida conforme la temperatura del aire se incrementa. La salida de nt puede descender más del 10% desde la energía nominal durante días calurosos, lo que típicamente es cuando se solicita las turbinas de gas de pico con más frecuencia para suministrar energía.

Otra característica de las turbinas de gas típicas es que el aire que se comprime y se calienta en la sección del compresor de la turbina de gas, se conduce a diferentes porciones de la sección de turbina de la turbina de gas en donde se usan para enfriar varios componentes. Este aire típicamente se llama aire de enfriamiento y fuga de turbina (de aquí en adelante “TCLA”) un termino que es bien conocido en la téenica con respecto a las turbinas de gas. Aunque se calienta desde el proceso de compresión, el aire TCLA es mucho más frío que las temperaturas de la turbina y por tanto, es efectivo para enfriar esos componentes en la turbina corriente abajo de compresor. Típicamente, del 10% al 15% del aire que entra por la entrada del compresor se desvía al combustor y se usa para este proceso. De este modo, el TCLA puede afectar mucho el funcionamiento del sistema de turbina de gas.

Otros sistemas de aumento de energía, como el congelamiento de entrada, por ejemplo, proporcionan condiciones más frías de entrada, lo que resulta en un flujo de aire incrementado a través del compresor de la turbina de gas, y la salida de la turbina de gas se incrementa en forma proporcional. Por ejemplo, cuando el congelamiento de entrada reduce las condiciones de entrada en un día caluroso, tal como que el compresor de la turbina de gas tiene 5% más de flujo de aire, la salida de la turbina de gas también se incrementará por el 5%. Conforme las temperaturas ambiente decaen, el congelamiento de entrada se vuelve menos efectivo, ya que el aire ya está frío. Por lo tanto, el incremento en energía por congelamiento de entrada se optimiza en días calurosos y se degrada a cero en días con una temperatura de aproximadamente 7.2°C.

En sistemas de aumento de energía tales como los descritos en la Patente de Estados Unidos de Norteamérica No. 6,305,158 de Makhamkin (la patente “158”), existen tres modos de operación básicos definidos, un modo normal, un modo de cg y un modo de inyección de aire, pero se limitan por la necesidad de un generador electrico que tiene la capacidad de suministrar la energía “que excede a la energía nominal total”, que el sistema de turbina de gas puede suministrar. El hecho de que esta patente se haya dirigido por más de diez (10) años y que a la fecha no haya aplicaciones conocidas para incrementar los costos de energía es una prueba que no se han satisfecho los requerimientos del mercado.

En primer lugar, es muy costoso reemplazar y renovar un generador eléctrico para que pueda suministrar energía “que exceda la energía nominal total” que el sistema de turbina de gas puede entregar en la actualidad. También, la opción de inyección como se describe en la patente ? 58, proporciona un aumento de energía, el cual toma mucho tiempo en encenderse y en ponerse en línea con la red eléctrica. Esto deja a la patente ?58 poco práctica en ciertos mercados como la capacidad de reserva conectada, en donde el incremento de energía debe ocurrir en una cuestión de segundos, y debido a la necesidad de un compresor auxiliar grande en estos tipos de sistemas, lo cual toma mucho tiempo para empezar.

Otra desventaja es que este sistema no se puede implementar en una planta de ciclo combinado sin un impacto negativo importante en el consumo de combustible y por lo tanto, en la eficiencia. La mayoría de las implementaciones señaladas en la patente ‘158 usa un recuperador para calentar el aire en una operación de ciclo sencillo, lo cual mitiga el incremento en el consumo de energía, sin embargo, añade costo y complejidad. La invención propuesta, descrita a continuación, soluciona tanto las caídas en costo como en desempeño de la invención descrita en la patente‘158.

También como se señala en la Patente de Estados Unidos de Norteamérica No. 5,934,063 de Nakhamkin relacionada (la patente “063”) existe una estructura de válvula que “permite selectivamente uno de los siguientes modos de operación: hay un modo de operación normal de la turbina de gas, un modo en donde el aire es suministrado desde el sistema de almacenamiento y se mezcla con el aire en la turbina de gas, y después un modo de cg”. La patente ?63 también fue expedida por más de diez (10) años y no hay solicitudes conocidas en ningún lugar en el mundo. La razón de ello son los costos y las desventajas del funcionamiento, similares a los relacionados con la patente‘158. Aunque este sistema se puede aplicar sin multas en una turbina de gas de ciclo sencillo, las turbinas de gas de ciclo sencillo no se ponen en marcha tantas veces por lo que no compensan la inversión de capital relacionada con el tiempo, lo que hace atractiva la teenología para los operadores de plantas de energía. De la misma forma, cuando este sistema se aplica en una turbina de gas de ciclo combinado, puede existir una falta en el índice de calor y otra vez la tecnología no satisface las necesidades del mercado. La invención propuesta descrita a continuación soluciona tanto los problemas de costo y de funcionamiento de la patente‘063.

Breve Descripción de la Invención La presente invención, que puede ser llamada como TurboPHASE™ proporciona varias opciones, que dependen de las necesidades específicas de la planta, para mejorar la eficiencia y la salida de energía con cargas bajas, y para reducir el límite inferior de capacidad de salida de energía de una turbina de gas, mientras se incrementa el límite superior de la salida de energía de la turbina de gas, lo cual incrementa la capacidad y la capacidad de regulación de un sistema de turbina de gas nuevo o existente.

Un aspecto de la presente invención se relaciona con metodos y sistema que permiten poner en marcha los sistemas de turbina de gas para proporcionar energía adicional rápidamente durante los períodos de demanda pico.

Otro aspecto de la presente invención se relaciona con el almacenamiento de energía y con un sistema de recuperación para obtener un trabajo útil de una fuente existente de una planta de energía de turbina de gas.

Otro aspecto de la presente invención se relaciona con métodos y sistemas que permiten que los sistemas de turbina de gas sean apagados en forma más eficiente durante períodos de poca demanda.

Una modalidad de la invención se relaciona con un sistema que comprende por lo menos una turbina de gas existente que comprende un primer compresor, por lo menos un generador eléctrico, por lo menos una turbina conectada con el generador y con el compresor, un combustor y una caja del combustor (que es el múltiple de descarga para el compresor, y tambien comprende un compresor complementario que no es el mismo que el primer compresor.

Una ventaja de otras de las modalidades preferidas es la capacidad de incrementar la capacidad de apagado del sistema de turbina de gas durante períodos de poca demanda y mejorar la eficiencia y salida del sistema de turbina de gas durante los períodos de alta demanda.

Otra ventaja de las modalidades de la presente invención es la capacidad de incrementar la capacidad de apagado de un sistema de turbina de gas durante períodos de poca demanda con el uso de un compresor complementario accionado por un motor de combustible, cuya operación es independiente de la red eléctrica.

Otra ventaja de las modalidades de la presente invención es la capacidad de incrementar la capacidad de apagado de un sistema de turbina de gas durante períodos de poca demanda con el uso de un compresor complementario accionado por un motor de combustible que produce calor que se puede añadir al aire comprimido que fluye hacia la caja de combustión, desde el compresor complementario, un sistema de almacenamiento de aire o ambos, o el calor se puede añadir al ciclo de vapor en una planta de energía de ciclo combinado.

Otra ventaja de las modalidades de la presente invención es la capacidad de incrementar la salida del sistema de turbina de gas durante períodos de alta demanda con el uso de un compresor complementario que no es accionado por la energía producida por el sistema de turbina de gas.

Otra ventaja de algunas modalidades de la presente invención es la capacidad de incrementar la salida del sistema de turbina de gas durante períodos de alta demanda con el uso de un compresor complementario que es accionado por vapor producido por un generador de vapor de recuperación de calor de una planta de energía de ciclo combinado.

Otra ventaja de la presente invención es la capacidad de incorporar porciones selectivas de las modalidades en turbinas de gas existentes para alcanzar los objetivos específicos de la planta.

Otra ventaja de una modalidad de la presente invención es la capacidad de inyectar aire comprimido dentro de un circuito de enfriamiento de turbina sin calentar el aire antes de tal inyección, y debido a que el aire de enfriamiento frío puede alcanzar las mismas temperaturas deseadas del metal con el uso de menos aire comprimido (comparado con el aire comprimido caliente), se mejora la eficiencia.

Otra ventaja de otra modalidad de la presente invención es que debido a que se puede añadir una cantidad incrementada de aire comprimido a una velocidad relativamente constante sobre una amplia variedad de temperaturas ambiente, el incremento de energía alcanzado por la turbina de gas tambien es relativamente constante sobre un amplio rango de temperaturas ambiente. Además, debido a que el aire comprimido complementario se suministra sin un incremento significativo de energía desde el compresor de la turbina de gas, (debido a que el aire comprimido viene desde un compresor de combustible separado o de un sistema de almacenamiento de aire comprimido), para cada 1 % de aire inyectado (por flujo de masa), resulta un 2% de incremento de energía.

Esto es importante debido a que otras teenologías, tales como congeladores de entrada, para complementar la producción de energía más cerca a un 1 % de Incremento de energía para cada 1 % de incremento de aire inyectado, por lo tanto, se alcanza el doble del arranque de energía con el mismo flujo de aire incrementado a través de la turbina y del cbr, lo que resulta en un sistema complementario de energía, de menor costo y más pequeño.

Una modalidad preferida de la presente invención incluye un circuito de compresión inter-enfriado con el uso de un combustorc para producir el aire comprimido que se almacena en uno o más tanques de almacenamiento de aire de alta presión, en donde el calor del proceso inter-enfriado absorbido del aire comprimido durante la compresión se transfiere al ciclo de cpr de una planta de energía de ciclo combinado.

Opcionalmente, cuando se integra con una planta de turbina de gas de ciclo combinado con un ciclo de vapor, el vapor del ciclo de vapor se puede usar para accionar una turbina de vapor secundaria, la cual, a su vez, acciona al compresor complementario. El uso de tanques de almacenamiento de aire de alta presión junto con el dsr de este aire directamente en la turbina de gas ofrece a la turbina de gas la capacidad de suministrar mucho más energía que lo que se podría producir de otra forma, debido a que la máxima masa de flujo de aire que se suministra por el compresor del sistema de la turbina de gas a la turbina se complementa con el aire desde los tanques de aire. En las turbinas de gas existentes, esto puede incrementar la salida de un sistema de turbina de gas hasta el límite del generador en un día caluroso, lo cual puede ser tanto como un 20% de salida de energía adicional, mientras se incrementa la capacidad de apagado por un 25-30% más que en el estado actual de la teenica.

En turbinas de gas nuevas, el generador y la turbina pueden tener un tamaño más grande para suministrar esta energía adicional en cualquier momento, lo cual incrementa el índice de energía de pie principal del sistema por 20%, a un incremento total de costo por el sistema que es mucho menor que el 20%, como 25-30% más de la capacidad de apagado que en estado actual de la técnica.

Otras características y ventajas de la presente invención, así como los métodos de operación y las funciones de los elementos relacionados de la estructura y la combinación de partes serán más evidentes luego de considerar la siguiente descripción detallada y las reivindicaciones anexas con referencia a los dibujos acompañantes, todos ellos forman parte de esta especificación.

Breve Descripción de los Dibujos La Figura 1 es un dibujo esquemático de una modalidad de la presente invención que tiene un sistema de energía complementario con un motor recuperado que acciona el compresor complementario.

La Figura 2 es un dibujo esquemático de una modalidad de la presente invención que tiene un sistema de energía complementario con un motor recuperado que acciona al comunicaciones y el almacenamiento de energía.

La Figura 3 es un dibujo esquemático de una modalidad de la presente invención que incorpora un sistema de aumento continuo de energía.

La Figura 4 es un dibujo esquemático de una modalidad de la presente invención en donde una turbina de vapor auxiliar acciona al compresor complementario.

La Figura 5 es un dibujo esquemático de una modalidad de la presente invención que incluye la turbina de vapor auxiliar que acciona el compresor complementario y el almacenamiento de energía.

La Figura 6 es un dibujo esquemático de una modalidad de la presente invención instalada junto con dos turbinas de gas y una turbina de vapor.

La Figura 7 es un dibujo esquemático de una modalidad de la presente invención junto con una turbina de gas y una turbina de vapor.

La Figura 8 es un dibujo esquemático de una modalidad de la presente invención instalada junto con una turbina de gas.

Descripción Detallada de la Invención Los componentes de una modalidad de la presente invención se muestran en la Figura 1 , como se usan con un sistema 1 de turbina de gas existente. El sistema 1 de turbina de gas existente, que comprime el aire 2 ambiental, incluye un compresor 10, un combustor 12, una caja 14 de combustión, una turbina 16 y un generador 18. Un motor 20 de combustible se usa para accionar un compresor complementario 22 interenfriado de múltiples etapas, que comprime el aire 24 ambiental y descarga el aire 26 comprimido. Como se usa aquí, el termino “motor de combustible” significa un motor de combustión interna recíproco, una turbina de gas (además de la turbina de gas en un sistema 1 de turbina de gas existente, o una máquma similar que convierte el combustible en energía a través de una reacción exotérmica, tal como la combustión (por ejemplo, gasolina, diésel, gas natural, o un bio-combustible o un combustible similar). El motor de combustible arrastra el aire 42 ambiental y como resultado del proceso de combustión, produce gas 32 de escape caliente. Como lo podrán apreciar las personas experimentadas en la téenica, conforme el aire en el compresor complementario 22 pasa de una etapa del compresor a la siguiente, el aire se inter-enfría con el uso de un intercamblador 28 inter-enfriado, tal como una torre de enfriamiento para reducir el trabajo requerido para comprimir el aire en la etapa posterior del compresor. Como se usa aquí, el término “intercambiador inter-enfriador” significa un intercambiador que recibe el aire comprimido desde la etapa corriente arriba del compresor, y enfría ese aire antes de suministrarlo a la otra etapa de compresor corriente abajo de la etapa corriente arriba del compresor. El uso del intercambiador 28 inter-enfriador incrementa la eficiencia del compresor complementario 22, que lo hace más eficiente que el compresor 10 del sistema 1 de turbina de gas eficiente. Como lo podrán apreciar las personas experimentadas en la técnica, aunque se refiere aquí como “inter-enfriador”, el intercambiador 28 inter-enfriador en realidad incluye un inter-enfriador y un post-enfriador, como se describe con más detalle después.

Esta modalidad también incluye un recuperador 30, que es un intercambiador que recibe el gas 32 de escape desde el motor 20 de combustible y el aire 26 comprimido desde el compresor complementario 22. El flujo de aire comprimido desde el compresor complementario 22 hasta el recuperador 30 es controlado por una válvula 44 de control de flujo del recuperador. Dentro del recuperador 30, el gas 32 caliente de escape calienta el aire 26 comprimido y despues sale del recuperador 30, como gas 34 de escape esencialmente más frío. Al mismo tiempo en el recuperador 30, el aire 26 comprimido absorbe el calor desde el gas 32 de escape y después sale del recuperador 30 como aire 36 comprimido esencialmente más caliente que cuando entró al recuperador 30. El aire 36 comprimido esencialmente más caliente entonces se descarga desde el recuperador 30 dentro de la caja 14 de combustión del sistema 1 de turbina de gas, en donde se vuelve una adición para el flujo de masa a través de la turbina 16.

El gas 34 de escape más frío entonces se descarga a la atmósfera. Un dispositivo de reducción catalítica (“SCR”) (no mostrado) del tipo conocido en la téenica, puede insertarse antes, en medio o después del recuperador 30 para alcanzar la condición más deseable para la función SCR. En forma alternativa, después del dispositivo SCR, el gas 34 de escape más frío se puede inyectar dentro del gas 38 de escape de la turbina 16, como se muestra en la Figura 1 , y después el escape 38 de flujo mezclado se descargará a la atmósfera (en caso de una turbina de gas de ciclo sencillo) o se dirige al generador de vapor de recuperación de calor (“HRSG”) de una turbina de vapor del tipo conocido en la técnica (no mostrada) en plantas de energía de ciclo combinado. Cuando el escape 38 de flujo mezclado va a ser descargado dentro del HRSG, este medio usado debe asegurar que el gas 38 de escape fluya desde la turbina 16 dentro del HRSG y el dispositivo SCR no se interrumpe. En motores de clase “F”, tal como la turbina de gas industrial General Electric Frame 9FA, existen grandes líneas de purga del compresor que para propósitos de arranque, desvían alrededor de la sección de turbina y el aire se descarga dentro del pleno de escape de la turbina 16. Estas líneas de purgado no están en uso cuando el sistema 1 de turbina de gas se carga, y por lo tanto, son un buen lugar para descargar el gas 34 de escape más frío despues de que sale del recuperador 30, ya que estas líneas de purga del compresor ya están diseñadas para reducir al mínimo el impacto en el dispositivo HRSG y SCR. Al inyectar el escape 32 del motor 20 de combustible dentro del escape 38 del sistema 1 de turbina de gas, el SCR del sistema 1 de turbina de gas puede usarse para limpiar el escape 32, lo cual elimina el costoso sistema del motor 20 de combustible.

Resulta que la gasolina, el diésel, el gas natural o el bio-combustible y motores recíprocos similares no son sensibles a la contrapresión, de modo que el poner el recuperador 30 en el motor 20 de combustible no provoca un efecto conmensurable sobre el funcionamiento del motor 20 de combustible. Esto es importante debido a que otros sistemas de recuperación de calor, tal como el HRSG usados en el escape de plantas de energía de turbina de gas típicas, crean una pérdida de energía en todo momento, independiente de si el sistema de aumento de energía está en uso o no.

La energía desde el motor 20 de combustible se usa para accionar el compresor 22 ínter-enfriado. Cuando la instalación incluye un HSRG y una turbina de vapor, el calor auxiliar desde la camisa del motor, el aceite más frío y el turbocargador en el motor 20 de combustible se pueden transferir dentro del ciclo de vapor de la turbina de vapor a traves de HSRG (típicamente de la línea de baja presión y el condensado de temperatura). De la misma forma, el calor removido por el intercambiador 28 inter-enfriador del aire conforme se comprime en el compresor complementario 22 de múltiples etapas, se puede transferir al ciclo de valor en una forma similar, antes de que el aire comprimido sea enfriado por la torre de enfriamiento, para descender la temperatura del aire comprimido hasta la temperatura deseada antes de entrar en la etapa posterior de compresión del compresor complementario 22. Cuando la turbina de gas auxiliar se usa como el motor 20 de combustible en lugar de un motor recíproco, se pueden alcanzar tasas de emisión más bajas, lo que permite la emisión incluso en las áreas ambientales más estrictas. También, cuando a turbina de gas auxiliar se usa como un motor 20 de combustible, el gas de escape desde la turbina de gas auxiliar puede ser conducido directamente hasta los tubos de purga de escape del sistema 1 de turbina de gas existente, antes descrito, lo cual evita el costo y el mantenimiento de un dispositivo SCR adicional.

Cuando se lleva a cabo la demanda más alta con este sistema, el sistema 1 de turbina de gas probablemente se apagará en la salida de energía y el flujo (lo que supone que se necesita la demanda más alta en verano cuando las temperaturas del aire ambiental más altas reducen el flujo de masa total a través del sistema 1 de turbina de gas, lo que a SU vez, reduce la salida de energía del sistema 1 de turbina de gas, en conjunto, y el compresor complementarlo 22 solamente llevará el flujo de masa de aire a traves del sistema 1 de turbina de gas de regreso a donde el flujo habría estado en un día más frío (es decir, un día en donde se alcanza la energía nominal total del sistema 1 de turbina de gas).

La Figura 2 muestra la modalidad de la Figura 1 con la adición del almacenamiento de aire comprimido. El sistema de almacenamiento de aire comprimido incluye un tanque 50 de almacenamiento de aire, un tanque 52 de fluido hidráulico y una bomba 54 para transferir el fluido hidráulico, tal como el agua, entre el tanque 52 de fluido hidráulico y el tanque 50 de almacenamiento de aire. De conformidad con las modalidades preferidas, durante períodos cuando se necesita un suministro incrementado de energía, la válvula 46 de salida de aire se abre, la válvula 48 de desvío de aire se abre, la válvula 56 de entrada de aire se cierra y el compresor complementario 22 opera, accionado por el motor 20 de combustible. Como lo podrán apreciar las personas experimentadas en la téenica, cuando el aire comprimido se va a almacenar para uso futuro, es probable que necesite ser almacenado a una presión más alta, por lo cual, de pared, el compresor complementario 22 tendrá etapas adicionales de compresión, comparado con el compresor complementarlo 22 e la modalidad mostrada en la Figura 1. Estas etapas adicionales será accionadas por el motor 20 de combustible en todo momento o pueden tener la capacidad de ser accionadas en forma intermitente al instalar un mecanismo tipo embrague que solamente se acopla con las etapas adicionales cuando el motor 20 de combustible opera para almacenar aire comprimido en el tanque 50 de almacenamiento de aire (en donde la presión de almacenamiento deseada es esencialmente más alta para reducir al mínimo el vlm requerido del tanque 50 de almacenamiento de aire). En forma alternativa, las etapas adicionales se pueden desacoplar del motor 20 de combustible y se acciona por un motor de combustible por separado (no mostrado) u otro medio, tal como un motor electrico.

El aire 26 comprimido que fluye del compresor complementario 22 se fuerza para fluir hasta el mezclador 58, opuesto hacia el ¡ntercambiador 28 inter-enfriador debido a que la válvula 56 de entrada de aire, que controla el flujo de aire sale del ¡ntercambiador 28 inter-enfriador, se cierra. El aire 26 comprimido que fluye desde la salida del compresor complementario 22 se mezcla en el mezclador 58 con el aire comprimido que sale del tanque 50 de almacenamiento de aire y se introduce dentro del recuperador 30, en donde absorbe el calor del gas de escape del motor 20 de combustible antes de ser Introducido dentro de la caja 14 de combustión con el uso del proceso descrito. Como lo podrán apreciar las personas experimentadas en la téenica, para los propósitos de eficiencia tea, el recuperador 30 idealmente será un intercambiador de contra-flujo, ya que permitirá transferir la cantidad máxima de calor desde el escape 32 hasta el aire comprimido que sale del tanque 50 de almacenamiento de aire. En forma alternativa, cuando el recuperador 30 se forma de uno o más intercambiadores de calor de flujo cruzado, puede tener una primera etapa, que es un primer intercambiador de calor de flujo cruzado, seguido por una segunda etapa, que es un segundo intercambiador de calor de flujo cruzado. En esta configuración, cuando el escape 32 entra primero en la primera etapa del recuperador, se enfría parcialmente, despues, fluye a la segunda etapa del recuperador. Al mismo tiempo, el aire comprimido que sale del tanque 50 de almacenamiento de aire primero entra en la segunda etapa del recuperador 30, en donde el calor adicional se extrae del escape 32 parcialmente enfriado, lo cual “pre-calienta” el aire comprimido. El aire comprimido entonces fluye a la primera etapa del recuperador 30, en donde se calienta por el escape 32 que no ha sido parcialmente enfriado, antes de fluir al mezclador 58 para unir el aire que fluye desde el compresor complementario 22. En este caso, el recuperador de “dos etapas” actúa más como un intercambiador de contraflujo, lo que produce mayor eficiencia térmica en el calentamiento del aire comprimido.

Como lo podrán apreciar las personas experimentadas en la téenica, ya que el aire se comprime en el compresor complementario 22 al desviar el intercambiador 28 de calor inter-enfriador debido a que la válvula 48 de derivación está abierta, el aire comprimido que sale del compresor complementario 22 retiene cierto calor de compresión y cuando se mezcla con el aire comprimido que fluye desde el tanque 50 de almacenamiento de aire, se incrementará la temperatura del aire mezclado, para que cuando el aire mezclado entra en el recuperador 30, está más caliente de lo que estaría si solamente el aire comprimido desde el tanque 50 de almacenamiento de aire se alimentara dentro del recuperador 30. De la misma forma, cuando el aire que sale del tanque 50 de almacenamiento de aire se pre-calienta primero en una “segunda etapa” del recuperador, como se describe anteriormente, antes de entrar en el mezclador 58, resultará una mezcla incluso más caliente de aire comprimido, lo cual puede ser deseable bajo ciertas condiciones.

Conforme el sistema 1 de turbina de combustión continúa operando de esta forma, la presión del aire comprimido en el tanque 50 de almacenamiento de aire se disminuye. Cuando la presión del aire comprimido en el tanque 50 de almacenamiento de aire alcanza la presión del aire en la caja 14 de combustión, el aire comprimido será detenido de fluir desde el tanque 50 de almacenamiento de aire dentro del sistema 1 de turbina de gas. Para evitar que esto suceda, conforme la presión del aire comprimido en el tanque 50 de almacenamiento de aire se acerca a la presión del aire en la caja 14 de combustión, la válvula 60 de control de fluido permanece cerrada, y la bomba 54 hidráulica empieza a bombear el fluido, tal como el agua, desde el tanque 52 de fluido hidráulico dentro del tanque 50 de almacenamiento de aire a una presión lo suficientemente alta para arrastrar el aire comprimido en el mismo fuera del tanque 50 de almacenamiento de aire, lo cual permite que esencialmente todo el aire comprimido en el tanque 50 de almacenamiento de aire sea suministrado a la caja 14 de combustión.

Como lo podrán apreciar las personas experimentadas en la teenica, cuando las etapas adicionales del compresor o las etapas de presión más alta del combustor, se añaden por separado desde el compresor complementario 22 accionado por el motor 20 de combustible, entonces, cuando sea deseado, el aire desde la caja 14 de combustión de la turbina de gas se puede purgar y se le permite que fluya en reversa al aire 36 comprimido esencialmente más caliente, como el aire purgado desde la caja 14 de combustión de la turbina de gas y toma el lugar del aire del motor 20 de combustible por separado accionado por el compresor complementario 22. En este caso, el aire purgado se puede enfriar en el intercambiador 28 inter-enfriador, o en una torre de enfriamiento, y despues se suministra a la entrada de las etapas de alta presión del compresor complementario 22. Esto puede ser especialmente conveniente cuando se desea una baja capacidad de apagado, ya que el aire purgado resulta en una pérdida de energía de la turbina de gas, y el sistema de accionamiento para las etapas de alta presión del compresor complementario 22 se pueden accionar por un motor eléctrico, el cual consume la energía eléctrica generada por el sistema 1 de turbina de gas, lo que también resulta en una pérdida de energía de la turbina de gas. Como lo podrán apreciar las personas experimentadas en la téenica, este no es un modo operativo que sea deseable durante períodos cuando se desea la producción de energía suplementaria por el sistema de turbina de gas.

De conformidad con las modalidades preferidas, independiente de su se usa o no el sistema hidráulico, cuando el aire detiene su flujo desde el tanque 50 de almacenamiento de aire, el compresor complementario 22 puede continuar marchando y ofrecer un aumento de energía para el sistema 1 de turbina de gas. De conformidad con otras modalidades preferidas, tal como la mostrada en la Figura 1 , el compresor complementario 22 se arranque y marcha sin el uso de un tanque 50 de almacenamiento de aire. De preferencia, el intercambiador 28 de calor inter-enfriador se usa para enfriar el aire desde una etapa de baja presión a una etapa de alta presión en el compresor complementario 22, el cual comprime el aire 24 ambiental a traves de un compresor 22 de múltiples etapas.

La válvula 56 de entrada de aire, la válvula 46 de salida de aire, la válvula 48 de derivación y la válvula 44 de control de flujo complementaria se operan para obtener las condiciones operativas deseadas del sistema 1 de turbina de gas. Por ejemplo, cuando se desea cargar el tanque 50 de almacenamiento de aire con aire comprimido, la válvula 46 de salida de aire, la válvula 48 de derivación y la válvula 44 de control de flujo complementario se cierran, la válvula 56 de entrada de aire se abre y el motor 20 de combustible se usa para accionar al compresor complementario 22. Conforme el aire se comprime en el compresor complementario 22, se enfría por el intercambiador 28 de calor interenfriador debido a que la válvula 48 de derivación está cerrada, lo que fuerza al aire comprimido a fluir a través del intercambiador 28 de calor inter-enfriador. El aire que sale del compresor complementario 22 entonces fluye a través de la válvula 56 de entrada de aire y dentro del tanque 50 de almacenamiento de aire. De la misma forma, cuando se desea descargar el aire comprimido del tanque 50 de almacenamiento de aire y dentro de la caja 14 de combustión, la válvula 46 de salida de sire, la válvula 48 de derivación y la válvula 44 de control de flujo complementaria se abren, y la válvula 56 de entrada de aire se puede cerrar y el motor 20 de combustible se puede usar para accionar el compresor complementario 22. Conforme el aire se comprime en el compresor complementario 22, se calienta debido al calor de compresión y no se enfría por el intercambiador de calor inter-enfriador debido que la válvula 48 de derivación está abierta, lo cual desvía al intercambiador de calor inter-enfriador. El aire comprimido desde el tanque 50 de almacenamiento de aire entonces fluye a traves del mezclador 58, en donde se mezcla con el aire caliente desde el compresor complementario 22 y después, fluye al recuperador 30, en donde absorbe el calor transferido al recuperador 30 desde el gas 32 de escape del motor 20 de combustible y después fluye en la caja 14 de combustión. En el caso de que todo el flujo de aire desde el compresor complementario 22 no sea requerido por el sistema 1 de turbina de gas, esta modalidad se puede operar en un modo híbrido, en donde cierto del aire que fluye desde el compresor complementario 22 fluye hacia el mezclador 58 y cierto del aire que fluye desde el compresor complementario 22 fluye a través del intercambiador 28 de calor inter-enfriador y después a través de la válvula 56 de entrada de aire y dentro del tanque 50 de almacenamiento de aire.

Como lo podrán apreciar las personas experimentadas en la téenica, la mezcla de aire precalentado se puede introducir dentro de la turbina de combustión en otras ubicaciones, dependiendo del objetivo deseado. Por ejemplo, la mezcla de aire precalentado puede introducirse dentro de la turbina 16 para enfriar los componentes en la misma, lo cual reduce o elimina la necesidad de extraer el aire purgado desde el compresor para enfriar estos componentes. Por supuesto, cuando este fuera el uso propuesto de la mezcla de aire precalentado, la temperatura deseada de la mezcla será más baja y la relación de la mezcla dentro del mezclador 58 necesitará cambiarse en forma correspondiente, considerando que tanto calor, si existe, se debe añadir a la mezcla de aire precalentado por el recuperador 30 antes de introducir la mezcla de aire comprimido dentro del circuito de enfriamiento de la turbina 16. Se debe hacer notar que para este uso, la mezcla de aire precalentado se puede introducir dentro de la turbina 16 a la misma temperatura a la cual se introduce el aire de enfriamiento desde el compresor 10 dentro del sistema TCLA de la turbina 16 o a una temperatura más fría para mejorar la eficiencia general de la turbina de combustión (ya que se requerirá menos aire de enfriamiento TCLA para enfriar los componentes de la turbina).

Se debe entender que cuando el tanque 50 de almacenamiento de aire tiene un fluido hidráulico en el mismo antes del iniciar el ciclo de carga para añadir aire comprimido al tanque 50 de almacenamiento de aire, la válvula 60 de control de fluido se abre para que el aire comprimido fluya dentro del tanque 50 de almacenamiento de aire, conforme arrastra el fluido hidráulico en el mismo, fuera del tanque 50 de almacenamiento de aire, a través de la válvula 60 de control de fluido y de regreso dentro del tanque 52 de fluido hidráulico. Al controlar la presión y la temperatura del aire que entra en el sistema 1 de turbina, la turbina 16 del sistema de turbina de gas puede operar con energía incrementada debido a que el flujo de masa del sistema 1 de turbina de gas se incrementa efectivamente, lo que entre otras cosas, permite un flujo de combustible incrementado dentro del combustor 12 de la turbina de gas. Este incremento en el flujo de combustible es similar a un Incremento en el flujo de combustible asociado con la operación de un día frío del sistema 1 de turbina de gas, en donde ocurre el flujo de masa incrementado a traves del sistema 1 de turbina de gas completo, debido a que la densidad del aire ambiental es más alta que en un día caluroso normal.

Durante períodos de alta demanda de energía, el aire que fluye desde el tanque 50 de almacenamiento de aire y el compresor complementario 22 se puede introducir dentro del sistema 1 de turbina de gas en una forma similar que elimina la necesidad de purgar el aire de enfriamiento desde el compresor 10, lo que permite que más aire comprimido fluya en el compresor 10 a través del combustor 12 y en la turbina 16, lo cual incrementa la energía disponible neta del sistema 1 de turbina de gas. La salida de la turbina de gas 16 es proporcional al índice de flujo de masa a través del sistema 1 de turbina de gas, y el sistema antes descrito, comparado con las patentes de la téenica previa, suministra un aumento en el índice de flujo más alto a la turbina de gas 15 con el ismo volumen de almacenamiento de aire y el mismo tamaño del compresor complementario, cuando los dos se usan en forma simultánea para proporcionar aire comprimido, lo cual resulta en un sistema híbrido que cuesta mucho menos que el precio de los sistemas de la técnica previa, mientras proporciona niveles comparables de aumento de energía.

El compresor complementario 22 incrementa la presión del aire 24 ambiental a través de por lo menos una etapa de compresión, que entonces es enfriado por el intercambiador de calor inter-enfriador, también comprimido en una etapa posterior del compresor complementario 22, y después se vuelve a enfriar en el intercambiador 28 de calor interenfriador (en donde el aire comprimido sale de la última etapa del compresor complementario 22 despues se enfría en el mismo intercambiador 28 de calor inter-enfriador) y después el aire de alta presión, comprimido, enfriado se suministra al tanque 50 de almacenamiento de aire a través de la válvula 56 de entrada de aire abierta y el múltiple 62 de entrada y se almacena en el tanque 50 de almacenamiento de aire.

Conforme el aire presurizado que fluye a través de intercambiador 28 de calor inter-enfriador se enfría, el calor transferido desde el mismo se puede usar para calentar el agua en el HRSG para mejorar la eficiencia de la turbina de vapor. Un método alternativo para enfriar el aire comprimido en el intercambiador 28 de calor inter-enfriador es para usar agua relativamente fría desde el ciclo de vapor (no mostrado) en una planta de ciclo combinado. En esta configuración, el agua fluirá dentro del intercambiador 28 de calor inter-enfriador y captura el calor que se extrae del aire comprimido desde el compresor complementario 22, y entonces el agua más caliente sale del intercambiador 28 de calor inter-enfriador y fluye de regreso al ciclo de vapor. Con esta configuración, el calor se captura durante el ciclo de almacenamiento descrito en este párrafo y el ciclo de aumento de energía antes descrito.

De conformidad con las modalidades preferidas, el tanque 50 de almacenamiento de aire está sobre el suelo, de preferencia, en una balsa, patín, tráiler u otra plataforma móvil y está adaptado o configurado para ser instalado y transportado fácilmente. Los componentes adicionales, excluyendo al sistema 1 de turbina de gas, también añade menos que 6000 metros cuadrados, de preferencia, menos que 4500 metros y con más preferencia, menos que 3000 metros cuadrados, al espacio general de la planta de energía. Un sistema de aumento continuo de la presente invención toma hasta el 1 % del espacio de la planta de ciclo combinado y suministra de tres a cuatro veces la energía por metro cuadrado, comparado con el resto de la planta, lo cual aprovecha el espacio, mientras el sistema de aumento continuo de la presente invención con el sistema de almacenamiento toma hasta el 5% del espacio de la planta de ciclo combinado y suministra de una a dos veces la energía por metro cuadrado de la planta de energía.

La Figura 3 muestra otra modalidad de la presente invención, en donde una turbina de gas 64 auxiliar se usa para proporcionar el flujo de aire complementario en momentos cuando se necesita la salida de energía adicional del sistema 1 de turbina de gas. La turbina de gas 64 auxiliar incluye una sección 66 del compresor complementario y una sección 68 de turbina complementaria. En esta modalidad, la turbina de gas auxiliar está diseñada para que esencialmente toda la energía producida por la sección 68 de turbina complementaria se use para accionar la sección 66 del compresor complementario. Como se usa aquí, “esencialmente toda” significa que más del 90% de la energía producida por la sección 68 de turbina complementaria se usa para accionar el compresor complementario 66, debido a que los accesorios principales, tales como el generador eléctrico usado con el sistema 1 de turbina de gas, no extraen energía de la sección 68 de turbina de gas auxiliar. Los fabricantes de pequeñas turbinas de gas, tal como Solar Turbines I nc. , tienen la capacidad de mezclar e igualar compresores y combustores/turbinas debido a que construyen sus sistemas con múltiples soportes que ofrecen el soporte a la sección 66 del compresor complementario y la sección 68 de turbina complementaria. Una turbina especializada, con un compresor 66 de turbina de gas de gran tamaño y con un sistema 68 de combustión de turbina de tamaño regular se usa para proporcionar un flujo de aire complementario adicional al sistema 1 de turbina de gas y el exceso del aire 70 comprimido se emite desde el compresor 66 de gran tamaño, que es un exceso de lo que se necesita para poner en marcha la turbina/sistema 68 de combustión, fluye a través de la válvula 74 de control de flujo de caja de combustión, cuando está en la posición abierta, y se descarga dentro de la caja 14 de combustión del sistema 1 de turbina de gas para incrementar el flujo total de masa a través de la turbina 16 del sistema 1 de turbina de gas y por lo tanto, incrementa la salida total de energía por el sistema 1 de turbina de gas. Por ejemplo, una sección 68 de combustor/turbina de 50 lb/seg que normalmente será tasada para 4MW, puede generar en realidad 8 MW, pero el combustor extrae 4 MW, para que la salida neta desde el generador sea de 4 MW. Cuando tal turbina fuera acoplad con un combustor de 100 lb/seg, pero solamente se alimentan 50 Ibs/seg a la sección 68 del combustor/turbina, las otras 50 lb/seg serán suministradas a la caja de combustión del sistema 1 de turbina de gas. El escape 72 de la sección 68 de combustor/turbina de 50 lb/seg se puede inyectar dentro del escape 38 de la turbina 16 principal, similar a la manera descrita en la modalidad mostrada en la Figura 1 y se envía al SCR. En forma opcional, el espacio se puede tratar por separado, cuando sea requerido.

Será evidente que la presión desde el compresor 66 de 100 lb/seg tiene que ser suficiente para accionar la salida de aire comprimido desde el mismo dentro de la caja 14 de combustión. Afortunadamente, muchos de los motores de turbina de gas más pequeños están con base en los derivados de motores de aeronaves y tienen una relación de presión mucho más alta que las turbinas de gas industriales grandes que se usan en la mayoría de las plantas de energía. Como se muestra en la Figura 3, esta modalidad de la presente invención no incluye al recuperador 30, al compresor 22 inter-enfriado o el ¡ntercambiador 28 de calor inter-enfriador, mostrado en las Figuras 1 y 2. Por supuesto, la modalidad mostrada en la Figura 3 no proporciona la mejora de eficiencia de las modalidades interenfriadas mostradas en las Figuras 1 y 2, sin embargo, el costo inicial de la modalidad mostrada en la Figura 3 es sustancialmente más bajo, lo que puede ser una opción atractiva para los operadores de las plantas de energía que típicamente proporcionan energía en momentos de demanda pico, y que por lo tanto, no se ponen en marcha tanto y son menos sensibles a la eficiencia de combustible. Cuando la turbina de gas 64 auxiliar no está en marcha, la válvula 74 de control de flujo de la caja de combustión está cerrada.

La modalidad mostrada en la Figura 4 muestra otra forma para incorporar un compresor complementario 22 dentro del sistema 1 de turbina de gas. En algunas situaciones, el aumento de turbina de gas de la presente invención con (i) un flujo de masa adicional para el HRSG y/o (ii) el calor adicional desde el intercambiador 28 de calor inter-enfriador y el motor 20 de combustible (comparado con el sistema 1 de turbina de gas que no incorpora la presente invención) puede ser demasiado para la turbina de vapor y/o el generador de turbina de vapor para manejar todo el calor adicional que fluye al generador de turbina de vapor (especialmente cuando la planta de energía tiene quemadores de ducto para reemplazar la energía de escape faltante en días calurosos). En este caso, el vapor adicional generado como resultado de añadir el calor de compresión generado por el compresor complementario 22 se4 puede extraer del ciclo de vapor HRSG. Conforme sucede, cuando se añade el aire comprimido al sistema 1 de turbina de gas, la energía de calor extraída desde el intercambiador 28 de calor inter-enfriador genera aproximadamente la misma cantidad de energía que se toma para accionar al compresor complementario 22. En otras palabras, cuando se tiene una turbina de vapor que genera 100 MW normalmente y 108 MW cuando el compresor complementario 22 fue inyectado con aire comprimido dentro del sistema 1 de turbina de gas, los 8 MW adicionales son aproximadamente iguales al r{eg¡men de energía para accionar al compresor complementario 22 inter enfriado. Por lo tanto, cuando cierto del vapor se extrae del ciclo de vapor de la planta de energía, y la turbina de vapor se mantiene a 100 MW, una pequeña turbina 76 de vapor auxiliar se puede usar para accionar el compresor complementario 22 inter-enfriado y no hay una fuente adicional de emisiones en la planta de energía.

En la Figura 4, la turbina 76 de vapor auxiliar acciona al compresor complementario 22 inter-enfriado y el vapor 78 que se usa para accionar el motor 76 de vapor, que viene desde el HRSG (no mostrado) de la planta de energía, es el vapor adicional producido desde el calor, se añade al HRSG, que fue extraído por el intercambiador 22 de calor inter-enfriador durante la compresión del aire en el compresor complementario 22. El spc 80 del motor 76 de vapor se regresa al HRSG en donde se usa para producir más vapor. Esta modalidad de la presente invención resulta en una mejora de eficiencia debido a que el proceso de compresión del compresor complementario 22 es mucho más eficiente que el compresor 10 del sistema 1 de turbina de gas. En esta situación, el nivel de aumento de energía por supuesto, se reducirá, ya que la turbina de vapor no pone MW adicional, sin embargo, no habrá otra fuente de emisiones/quemado de combustibles.

La Figura 5 muestra la modalidad de la Figura 4 con la adición del almacenamiento de aire comprimido. Esta implementación del almacenamiento de energía de aire comprimido es similar al descrito con respecto a la Figura 2, así como la operación del mismo. Las personas experimentadas en la teenica podrán comprender que el nivel de aumento de energía de la modalidad mostrada en la Figura 5 es más bajo que la modalidad mostrada en la Figura 2, ya que la turbina de vapor no pondrá MW adicional, sin embargo, no habrá otra fuente de emisiones/quemado de combustible.

Las Figuras 6 a la 8 muestran varias implementaciones de la modalidad mostrada en la Figura 1 , referida como el “sistema TurboPHASE”. TurboPHASE que es un sistema de energía suplementario para los sistemas de turbina de gas, es un “turbocargador” empacado, modular que puede añadirse a la mayoría, si no todas las turbinas de gas y puede añadir hsta el 20% de más salida para las plantas de ciclo sencillo o de ciclo combinado existentes, mientras se mejora la eficiencia (es decir, “el índice de calor”) por hasta el 7%. El sistema TurboPHASE es compatible con todos los tipos de sistemas de congelamiento de entrada o de condensación y cuando se implementa apropiadamente, dejará índices de emisiones (por ejemplo, ppm de NOx, CO, etc.) sin cambio, mientras los índices de emisiones específicas deben mejorar como resultado de la mejora en el índice de calor. Debido a que solamente4 se inyecta aire limpio, a la temperatura apropiada, dentro de la turbina el sistema TurboPHASE no tiene un efecto negativo en los requerimientos de mantenimiento de la turbina de gas. Debido a los módulos probados y ensamblados en fábrica que forman el sistema TurboPHASE, la instalación en una planta de energía existente es rápida, lo que requiere solamente unos días del sistema de turbina de gas apagado para completar las conexiones y para llevar a cabo comisiones.

La Figura 6 muestra una implementación de la modalidad de la presente invención mostrada en la Figura 1 junto con dos turbinas 82, 84 de gas industriales de 135 MW de General Electric Frame 9E, en una configuración de ciclo combinado con una turbina 86 de vapor de 135 MW (“ST”). Los resultados de esta implementación se muestran a continuación en la Tabla.

Tabla 1 (7.0% de flujo adicional añadido a un ciclo combinado 2x1 9E en un día a 151 C (+71 Ibs/seg por GT)) Como es evidente en la Tabla 1 , la implementación de la salida de energía incrementada desde cada una de las turbinas de gas por 23 MW, y una salida de energía incrementada desde la turbina de vapor por 6 MW, para un total de 25 MW (2x23 MW + 6 MW = 52 MW). El sistema TurboPHASE incrementa el flujo de aire para las turbinas de gas por 7%, opera a cualquier temperatura ambiente y produce una mejora en el índice de calor del 5%. Al hacer esto, la relación de presión (“PR”) en la salida de la turbina de gas de cada turbina de gas incrementó por 5.6, mientras la PR de la cg del combustor presentó una disminución del 3.3. La tasa total de consumo de energía para la planta de ciclo combinado (“CC”) incrementó por 54 MMBTU/hr, mientras el índice de calor para la planta CC disminuyó por 416 BTU/kWh. Para propósitos informativos, la Tabla 1 muestra que cuando la implementación se llevó a cabo en una planta de ciclo sencillo (“SC”), la salida de energía incrementada desde cada una de las turbinas de gas habrá sumado 46 MW, mientras el índice de calor habrá disminuido por 767 BTU/kWh. Como una opción, el intercambiador de calor inter-enfriador se puede eliminar y el calor del compresor complementario y el calor de motor añadido al ciclo de la turbina de gas, que incrementa la salida ST desde +6MW a +16 MW (total de 62 MW) y mejora el índice de calor por 6%.

La Figura 7 muestra una implementación de la modalidad mostrada en la Figura 1 en una planta de CC que comprende una turbina de gas 82 industrial de General Electric Frame 9FA y una turbina de vapor de 138 MNW. En esta implementación, la salida de energía por la turbina de gas 82 industrial 9FA se incrementa por 42 MW desde 260 MW, y la salida de energía por la turbina 88 de vapor se incrementa por 8 MW, para un incremento total de salida de energía de 50 MW, junto con una mejora en el índice de calor de 0.25%. Como una opción, el intercambiador 28 de calor inter-enfriador se puede eliminar y el calor de compresión del compresor complementario 22 y el calor desde el escape 32 del motor de combustible se puede añadir al HRSG en el ciclo de vapor, lo cual incrementa la salida ST desde + 8 MW a + 14 MWS (total de 56 MW) y mejora el índice de calor a 1.8 %.

La Figura 8 muestra una implementación de la modalidad mostrada en la Figura 1 en una planta SC comprende una turbina 90 de gas industrial de General Electric Frame 9B (o 9E). En esta implementación, la salida de energía por el 9B se incrementa por 23 MW desde 135 MW, junto con una mejora en el índice de calor del 7%.

La implementación de las modalidades de la presente invención, de preferencia, proporcionan los siguientes beneficios: (i) La instalación es rápida y sencilla, no se requiere de mayores conexiones electricas. (ii) No se realizan cambios en la temperatura de disparo de la turbina de gas, de modo que los costos de mantenimiento de la turbina de gas permanecen sin cambio. (iii) Usa los puertos existentes en la caja de combustión del sistema de turbina de gas para inyectar el aire. (iv) El compresor complementario inter-enfriado, accionado por motor, de combustión interna y recuperado, de alta eficiencia mejora los índices de calor SC y CC. (v) Es compatible con la Inyección de agua, la condensación, el congelamiento de entrada, la Inyección de vapor y los quemadores de ducto. (vi) El aire se inyecta dentro de la caja de combustión de la turbina de gas a temperaturas y presiones compatibles. (vii) El motor de combustible, recíproco, de combustión interna puede quemar gas natural, bio-combustible de bajo BTU o diesel (también disponible con un accionador de turbina de vapor pequeño y un accionador pequeño de turbina de gas para un motor de combustible). (viii) La opción de almacenamiento de energía también está disponible, aproximadamente 2 veces por el precio y 2 veces la mejora de eficiencia. Aunque se han descrito con detalle los sistemas, componentes, métodos y dispositivos particulares, tienen la capacidad de alcanzar los objetivos y ventajas de la invención, se debe entender que estas son las modalidades preferidas de la invención y por tanto, son representativas de la materia que se contempla por la presente invención, que el alcance de la presente invención abarca otras modalidades que serán evidentes para las personas experimentadas en la téenica, y el alcance de la presente invención está limitado nada más por las reivindicaciones anexas, en donde la región a un elemento en singular significa “uno o más” y no “solamente uno”, a menos que la reivindicación dicte lo contrario. Se debe apreciar que las modificaciones y variaciones de la invención quedan abarcadas por las enseñanzas y se encuentran dentro de las reivindicaciones anexas sin apartarse del espíritu y alcance de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un metodo para complementar la salida de energía de un sistema de turbina de gas que tiene un compresor, una caja de combustor, un combustor y una turbina, conectados en comunicación de fluidos entre sí, el método comprende: (i) proporcionar un compresor complementario y un motor de combustible; (ii) operar el motor de combustible para accionar al compresor complementario para producir aire comprimido desde el compresor complementario y un gas de escape caliente desde el motor de combustible; (iii) calentar el aire comprimido con el calor extraído desde el gas de escape caliente, lo cual produce aire comprimido caliente; y (iv) inyectar el aire comprimido caliente dentro del sistema de turbina de gas corriente abajo del combustor del sistema de turbina de gas, lo cual incrementa el flujo de masa de aire a través del mismo y aumenta la salida de energía del sistema de turbina de gas.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1 , en donde la etapa de calentar el aire comprimido con el calor extraído desde el gas de escape es seguida por la etapa de inyectar el gas de escape caliente dentro del escape desde la turbina.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1 , en donde la etapa de operar el motor de combustible para accionar el compresor complementario para producir el aire comprimido desde el compresor complementario incluye la etapa de enfriar el aire comprimido recibido desde una etapa corriente arriba del compresor complementario antes de suministrarlo a otra etapa de compresión corriente abajo de la etapa corriente arriba del compresor.

4. El metodo de conformidad con la reivindicación 2, en donde la etapa de operar el motor de combustible para accionar el compresor complementario para producir el aire comprimido desde el compresor complementario incluye la etapa de enfriar el aire comprimido recibido desde una etapa corriente arriba del compresor complementario antes de suministrarlo a otra etapa de compresor corriente abajo de la etapa corriente arriba del compresor.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1 , en donde la etapa de operar el motor de combustible para accionar el compresor complementario para producir el aire comprimido desde el compresor complementario incluye la etapa de almacenar una primera porción del aire comprimido en un tanque de almacenamiento de aire.

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, en donde la etapa de almacenar una primera porción del aire comprimido en el tanque de almacenamiento de aire es seguida por la etapa de liberar cierta de la primera porción del aire comprimido desde el tanque de almacenamiento de aire y mezclarlo con la segunda porción de aire comprimido.

7. El método de conformidad con la reivindicación 6, en donde la etapa de almacenar una primera porción del aire comprimido en el tanque de almacenamiento de aire es precedida por la etapa de enfriar la primera porción del aire comprimido.

8. El metodo de conformidad con la reivindicación 7, que también incluye la etapa de bombear un fluido hidráulico dentro del tanque de almacenamiento de aire cuando la presión de la primera porción del aire comprimido que se encuentra en el tanque de almacenamiento de aire cae por debajo de una presión predeterminada.

9. Un método para complementar la salida de energía de un sistema de turbina de gas que tiene un compresor, una caja del combustor, un combustor, una turbina, un generador de vapor de recuperación de calor, y una turbina de vapor conectados en comunicación de fluidos entre sí, el método comprende: (i) proporcionar un compresor complementario y un motor complementario energizado con vapor; (ii) operar el motor complementario para accionar el compresor complementario para producir aire comprimido desde el compresor complementario y el escape caliente desde el motor complementario; y (iii) inyectar el aire comprimido dentro del sistema de turbina de gas corriente abajo del combustor del sistema de turbina de gas, lo cual incrementa el flujo de masa de aire a través del mismo y aumenta la salida de energía del sistema de turbina de gas.

10. El método de conformidad con la reivindicación 9, en donde el motor complementario es un motor de vapor, y la etapa de operar el motor complementario para accionar el compresor complementario para producir aire comprimido desde el compresor complementario es seguida por la etapa de inyectar el escape caliente dentro del generador de vapor de recuperación de calor.

11. El metodo de conformidad con la reivindicación 9, en donde la etapa de operar el motor para accionar el compresor complementario para producir aire comprimido desde el compresor complementarlo incluye la etapa de enfriar el aire comprimido recibido desde la etapa corriente arriba del compresor complementario antes de suministrarlo a otra etapa de compresión corriente abajo de la etapa corriente arriba del compresor.

12. El método de conformidad con la reivindicación 10, en donde la etapa de operar el motor para accionar el compresor complementario para producir el aire comprimido desde el compresor complementario incluye la etapa de enfriar el aire comprimido recibido desde una etapa corriente arriba del compresor complementario antes de suministrarlo a otra etapa de compresión corriente abajo de la etapa corriente arriba del compresor.

13. El método de conformidad con la reivindicación 9, en donde la etapa de operar el motor para accionar el compresor complementario para producir aire comprimido desde el compresor complementario incluye la etapa de almacenar una primera porción del aire comprimido en el tanque de almacenamiento de aire.

14. El método de conformidad con la reivindicación 13, en donde la etapa de almacenar una primera porción del aire comprimido en el tanque de almacenamiento de aire es seguida por la etapa de liberar cierto de la primera porción de aire comprimido desde el tanque de almacenamiento de aire y mezclarlo con la segunda porción de aire comprimido.

15. El método de conformidad con la reivindicación 14, en donde la etapa de almacenar una primera porción de aire comprimido en el tanque de almacenamiento de aire es precedida por la etapa de enfriar la primera porción del aire comprimido.

16. El metodo de conformidad con la reivindicación 15, que también incluye la etapa de bombear un fluido hidráulico dentro del tanque de almacenamiento de aire cuando la presión de la primera porción de aire comprimido que se encuentra en el tanque de almacenamiento de aire cae por debajo de una presión predeterminada.

17. Un método para complementar la salida de energía de un sistema de turbina de gas, que tiene un compresor, una caja del combustor, un combustor, una turbina y un generador de vapor de recuperación de calor, conectados en comunicación de fluidos entre sí, el método comprende: (i) proporcionar una turbina de gas auxiliar que tiene un compresor complementario y una turbina complementaria además del sistema de turbina de gas; (ii) operar la turbina de gas auxiliar para producir aire comprimido desde el compresor complementario y el gas de escape caliente desde la turbina complementaria; y (iii) inyectar una porción del aire comprimido dentro del sistema de turbina de gas corriente abajo del compresor del sistema de turbina de gas, lo cual incrementa el flujo de masa de aire a través del mismo y aumenta la salida de energía del sistema de turbina de gas.

18. El método de conformidad con la reivindicación 17, en donde esencialmente toda la energía producida por la turbina complementaria se usa para accionar al compresor complementario.

19. El metodo de conformidad con la reivindicación 18, que también comprende la etapa de inyectar el gas de escape caliente dentro de la turbina.

20. Un aparato para complementar la salida de energía de un sistema de turbina de gas que tiene un compresor, una caja del combustor, un combustor y una turbina, conectados en comunicación de fluidos entre sí, el aparato comprende: (i) un compresor complementario para producir aire comprimido, el compresor complementario tiene una salida de aire comprimido; (ii) un motor de combustible conectado con el compresor complementario para accionar al compresor complementario, el motor de combustible produce gas de escape caliente y tiene una salida de escape; y (¡ii) un recuperador que tiene una primera entrada del recuperador, una segunda entrada del recuperador, una primera salida del recuperador y una segunda salida del recuperador, la primera entrada del recuperador está conectada en comunicación de fluidos con la salida de aire comprimido, la segunda entrada del recuperador está conectada en comunicación de fluidos con la salida de escape, la primera salida del recuperador está conectada en comunicación de fluidos con la primera entrada del recuperador y está conectada en comunicación de fluidos con el sistema de turbina de gas corriente abajo del compresor del sistema de turbina de gas, y la segunda salida del recuperador está conectada en comunicación de fluidos con la segunda entrada del recuperador; en donde el calor del gas de escape caliente se transfiere al aire comprimido en el recuperador antes de ser inyectado dentro del sistema de turbina de gas.

21. El aparato de conformidad con la reivindicación 20, en donde el compresor complementario es un compresor de múltiples etapas y cada etapa del compresor de múltiples etapas tiene una entrada de etapa y una salida de etapa.

22. El aparato de conformidad con la reivindicación 21 , que tambien comprende un intercambiador de calor inter-enfriador conectado en comunicación de fluidos con por lo menos una de las entradas de etapa y por lo menos una de las salidas de etapa para enfriar el aire comprimido recibido desde una de las salidas de etapa antes de suministrar el aire comprimido a una de las entradas de etapa corriente abajo del mismo.

23. El aparato de conformidad con la reivindicación 21 , que también comprende un tanque de almacenamiento de aire conectado en comunicación de fluidos con la salida de aire comprimido del compresor complementario por un primer conducto para almacenar una primera porción del aire comprimido, en donde la segunda salida del recuperador está conectada en comunicación de fluidos con el sistema de turbina de gas corriente abajo de la turbina del sistema de turbina de gas.

24. El aparato de conformidad con la reivindicación 23, que también comprende un mezclador que tiene una entrada del mezclador y una salida del mezclador, la entrada del mezclador está conectada en comunicación de fluidos con el tanque de almacenamiento de aire y la salida de aire comprimido del compresor complementario, la salida del mezclador está conectada en comunicación de fluidos con la entrada del mezclador y la salida del mezclador está conectada en comunicación de fluidos con la primera entrada del recuperador entre la salida de aire comprimido y la primera entrada del recuperador.

25. El aparato de conformidad con la reivindicación 24, que tambien comprende por lo menos una válvula conectada en comunicación de fluidos entre el tanque de almacenamiento de aire y la salida de aire comprimido del compresor complementario.

26. El aparato de conformidad con la reivindicación 25, que también comprende un tanque de almacenamiento de fluido hidráulico y una bomba conectada en comunicación de fluidos con el tanque de almacenamiento de aire y el tanque de almacenamiento de fluido hidráulico para bombear un fluido hidráulico entre el tanque de fluido hidráulico y el tanque de almacenamiento de aire.

27. El aparato de conformidad con la reivindicación 26, que también comprende una válvula de derivación conectada en comunicación de fluidos entre las etapas de salida del compresor complementario y una de las etapas de entrada del compresor complementario para desviar al intercambiador del calor inter-enfriador.

28. El aparato de conformidad con la reivindicación 27, que también comprende por lo menos una válvula de transferencia conectada en comunicación de fluidos con la salida del mezclador y con la primera entrada del recuperador para controlar el flujo de aire comprimido entre el mezclador y el recuperador.

29. Un aparato para complementar la salida de energía de un sistema de turbina de gas que tiene un compresor, una caja del combustor, un combustor, una turbina, un generador de vapor de recuperación de calor y una turbina de vapor conectada en comunicación de fluidos entre sí, el aparato comprende: (i) un compresor complementario para producir aire comprimido, el compresor complementario tiene una salida de aire comprimido; y (ii) un compresor complementario para producir aire comprimido, el compresor complementario tiene una salida de aire comprimido; y (iii) un motor energizado por vapor conectado con el compresor complementario para accionar el compresor complementario, el motor produce escape caliente y tiene una salida de escape.

30. El aparato de conformidad con la reivindicación 29, que también comprende un tanque de almacenamiento de aire conectado en comunicación de fluidos con la salida del aire comprimido del compresor complementario por un primer conducto para almacenar la primera porción de aire comprimido.

31. El aparato de conformidad con la reivindicación 30, que también comprende un mezclador que tiene una entrada del mezclador y una salida del mezclador, la entrada del mezclador está conectada en comunicación de fluidos con el tanque de almacenamiento de aire y la salida de aire comprimido del compresor complementario, la salida del mezclador está conectada en comunicación de fluidos con el sistema de turbina de gas corriente abajo del compresor del sistema de turbina de gas.

32. El aparato de conformidad con la reivindicación 31 , que también comprende por lo menos una válvula conectada en comunicación de fluidos entre el tanque de almacenamiento de aire y la salida de aire comprimido del compresor complementario.

33. El aparato de conformidad con la reivindicación 32, que también comprende un tanque de almacenamiento de fluido hidráulico y una bomba conectada en comunicación de fluidos con el tanque de almacenamiento de aire y el tanque de almacenamiento de fluido hidráulico para bombear un fluido hidráulico entre el tanque de fluido hidráulico y el tanque de almacenamiento de aire.

34. El aparato de conformidad con la reivindicación 33, que también comprende por lo menos una válvula de transferencia conectada en comunicación de fluidos con la salida del mezclador y el sistema de turbina de gas corriente abajo del compresor del sistema de turbina de gas para controlar el flujo del aire comprimido entre el mezclador y el sistema de turbina de gas.

35. Un aparato para complementar la salida de energía de un sistema de turbina de gas que tiene un compresor, una caja del combustor, un combustor y una turbina conectados en comunicación de fluidos entre sí, el aparato comprende: una turbina de gas auxiliar que tiene un compresor complementario, una caja de combustor complementario, un combustor complementario y una turbina complementaria conectados en comunicación de fluidos entre sí, el compresor complementario está conectado con la turbina complementaria, de manera que la rotación de la turbina complementaria acciona al compresor complementario y produce aire comprimido, el compresor complementario tiene una salida de aire comprimido para desviar una primera porción del aire comprimido desde la turbina de gas auxiliar antes de que el aire comprimido entre en la turbina complementaria; y un primer conducto que conecta la salida de aire comprimido con el sistema e turbina de gas corriente abajo del compresor para inyectar la porción de aire comprimido dentro del sistema de turbina de gas corriente abajo del compresor del sistema de turbina de gas, lo cual incrementa el flujo de masa de aire a traves del mismo y aumenta la salida de energía del sistema de turbina de gas.

36. El aparato de conformidad con la reivindicación 35, en donde el compresor complementario y la turbina complementaria tienen el tamaño apropiado de manera que esencialmente toda la energía producida por la turbina complementaria se usa para accionar al compresor complementario.

37. El aparato de conformidad con la reivindicación 36, que también comprende una válvula en el primer conducto para controlar el flujo de aire comprimido a través del mismo.

38. El aparato de conformidad con la reivindicación 37, que también comprende un segundo conducto conectado con un salida de la turbina complementaria y una salida de la turbina del sistema de turbina de gas, en donde una segunda porción del aire comprimido fluye a través de la turbina complementaria, después a través del segundo conducto y después dentro del escape desde la turbina del sistema de turbina de gas.