ES3030558T3 - Process and apparatus for operating a compression system - Google Patents

Abstract

El funcionamiento de un sistema de compresión multietapa (20) que comprende al menos un compresor centrífugo (6) con un sello de gas seco con caras opuestas, para comprimir una alimentación de gas con caudal variable, se mejora al operar dicho compresor (6) en modo de bajo consumo, donde las caras opuestas del sello de gas seco no están en contacto durante los periodos en que el flujo de gas a través del/de los compresor(es) centrífugo(s) (6) es insuficiente para el funcionamiento normal. Este funcionamiento no solo reduce los daños en los sellos de gas seco y, por lo tanto, mejora la fiabilidad, sino que también reduce el consumo de energía total del sistema de compresión (20). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Proceso y aparato para hacer funcionar un sistema de compresión

La presente invención se refiere a un sistema de compresión de múltiples etapas comprendiendo al menos un compresor centrífugo para comprimir una alimentación de gas que tiene un amplio intervalo de flujo de gas. La invención se refiere específicamente a un proceso para hacer funcionar dicho sistema y al aparato involucrado con el fin de mejorar la fiabilidad y reducir los requisitos generales de energía.

Los compresores centrífugos son un tipo de compresor dinámico, donde el gas se comprime por una acción mecánica de álabes o impulsores rotativos que imparten velocidad al gas. El gas típicamente entra en el centro de los impulsores y es impulsado hacia los bordes radiales bajo un movimiento giratorio para suministrar gases a alta velocidad que impactan en el alojamiento. La velocidad del gas se convierte en una presión estática para suministrar gases a alta presión. Estos tipos de compresores son particularmente adecuados para el manejo de grandes volúmenes de gases a menores costes.

Para comprimir adecuadamente los gases de proceso en un compresor centrífugo, típicamente se usan sellos de gas seco (o “Dry Gas Seals, DGS”) para minimizar cualquier fuga de gas. Estos sellos de gas seco contienen dos caras de sello opuestas o anillos que se separan durante el funcionamiento normal del compresor centrífugo para comprimir gas.

Típicamente, el gas de compresión se produce completamente usando electricidad generada a partir de una fuente de energía convencional, como generador(es) de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio, celdas de combustible o tomado de una red local o nacional. En tales casos, los compresores centrífugos funcionan a su máxima capacidad para producir el mayor rendimiento posible de gas producto comprimido neto. Por tanto, los motores que accionan los impulsores de dichos compresores centrífugos funcionan típicamente a una velocidad fija (por ejemplo, máxima).

Los compresores centrífugos pueden tener sellos de gas seco que evitan o reducen la fuga de gas. Las caras de sello opuestas de los sellos de gas seco se separan rápidamente y se mantienen separadas a medida que la velocidad del motor del compresor se mantiene a un nivel alto. Los compresores centrífugos típicamente funcionan a plena potencia y rara vez se apagan para maximizar la salida de gas comprimido neto.

El documento US5765998 describe un proceso para hacer funcionar un sistema de compresión para comprimir una alimentación de gas que tiene un caudal variable. El sistema de compresión es un turbocompresor de una sola etapa que tiene sellos de anillo de deslizamiento lubricados con gas. Durante el apagado, cuando el turbocompresor está fuera de servicio, el gas fuera del turbocompresor se presuriza por encima de la presión predominante durante el apagado y el gas presurizado se alimenta a los sellos de anillo de deslizamiento lubricados con gas para que los sellos permanezcan limpios, ampliando así su vida útil.

El documento EP1344935A describe un dispositivo y procedimiento para controlar una pluralidad de compresores que producen un fluido comprimido para reducir el consumo de energía y mejorar la eficiencia. Los estados de carga y descarga de los compresores se ajustan dinámicamente en tiempo real según las variaciones en la demanda del fluido para minimizar el tiempo que los compresores están en estado de descarga, reduciendo así el consumo de energía.

La presente invención sirve para abordar los problemas que surgen del funcionamiento del(de los) compresor(es) centrífugo(s) que recibe(n) gas a un caudal variable, por ejemplo, gas producido usando electricidad generada al menos en parte por una o más fuentes de energía renovables.

Según un primer aspecto de la presente invención, se proporciona un proceso para hacer funcionar un sistema de compresión de múltiples etapas para comprimir gas que se alimenta al sistema de compresión a un caudal variable, comprendiendo dicho sistema de compresión de múltiples etapas al menos un compresor centrífugo que incorpora un sello de gas seco con caras de sello opuestas, comprendiendo dicho proceso:

(a) durante períodos donde el flujo de gas a través del(de los) compresor(es) centrífugo(s) es suficiente para un funcionamiento normal de dicho sistema de compresión de múltiples etapas, hacer funcionar dicho(s) compresor(es) centrífugo(s) en un modo de potencia normal; y

(b) durante períodos donde el flujo de gas a través del(de los) compresor(es) centrífugo(s) no es suficiente para un funcionamiento normal de dicho sistema de compresión de múltiples etapas, hacer funcionar el compresor centrífugo o, si hay más de uno, al menos un compresor centrífugo en un modo de baja potencia al menos suficiente para evitar un contacto de dichas caras de sello opuestas de dicho sello de gas seco en dicho(s) compresor(es) centrífugo(s).

La invención tiene una aplicación particular en procesos donde el flujo variable de gas que se alimenta al sistema de compresión de múltiples etapas se debe a que el gas se produce usando electricidad generada al menos en parte a partir de al menos una fuente de energía renovable. Dicho gas puede ser hidrógeno producido por electrólisis de agua.

En el siguiente análisis de realizaciones de la presente invención, las presiones dadas son presiones absolutas a menos que se indique lo contrario.

Como se ha mencionado anteriormente, el gas de compresión puede producirse usando electricidad generada al menos en parte a partir de al menos una fuente de energía renovable. Un inconveniente del uso de energía renovable para producir gas de compresión en el(los) compresor(es) centrífugo(s) es la variación inherente en la disponibilidad de la fuente de energía, que puede abarcar de plena potencia a sin potencia en el transcurso de un solo día. Aunque se pueden usar otras fuentes de energía (por ejemplo, energía de batería o fuentes de energía no renovables) para complementar la potencia cuando la disponibilidad es baja, es probable que todavía no haya suficiente para producir el flujo máximo de gas de compresión requerida para hacer funcionar completamente el al menos un compresor centrífugo.

El flujo de gas de compresión puede variar ampliamente de un flujo máximo a un flujo muy bajo, o ninguno en absoluto, a lo largo de un solo día, por ejemplo.

El(los) compresor(es) centrífugo(s) pueden tolerar cierta variación en el flujo de gas de compresión, pero no en la medida en que se requeriría sin apagarlos periódicamente. Cuando el al menos un compresor centrífugo se apaga o desconecta, la velocidad del rotor o impulsor se reduce hasta que las caras de sello opuestas de los DGS ya no se separan y entran en contacto entre sí.

Por tanto, apagar y encender el(los) compresor(es) centrífugo(s) con frecuencia acelerará el desgaste de los DGS. Esto disminuye la vida útil del(de los) compresor(es) centrífugo(s), por lo que requiere un reemplazo o reparación con mayor frecuencia, lo que puede aumentar los costos. El desgaste de los DGS también se produce al reiniciar o conectar los compresores centrífugos.

Los problemas anteriores no se aplican a los compresores centrífugos que comprimen el gas producido completamente usando energía de redes de energía eléctrica no renovables, ya que estos compresores rara vez se apagan debido a que tienen un flujo máximo de gas sustancialmente constante de compresión.

Por lo tanto, los presentes inventores han identificado que existe un deseo en la técnica de proporcionar una forma de hacer funcionar compresor(es) centrífugo(s) que comprima(n) el gas que se alimenta a un amplio intervalo de caudal, por ejemplo, gas producido usando electricidad generada al menos en parte por fuente(s) de energía renovable(s), de modo que la vida útil del compresor no se reduzca. Además o alternativamente, también se desea que, en el contexto de la energía renovable, el funcionamiento del(de los) compresor(es) centrífugo(s) sea tal que se conserve la mayor cantidad de energía posible.

Los presentes inventores no conocen ninguna técnica anterior que aborde los problemas anteriores en el contexto de un compresor centrífugo que comprime el gas producido usando electricidad generada al menos en parte por una o más fuentes de energía renovables.

En el contexto de la presente invención, el al menos un compresor centrífugo tiene incorporado en su interior al menos un sello de gas seco con caras de sello opuestas. Se puede usar cualquier sello de gas seco adecuado para compresores centrífugos y estos son conocidos en la técnica, incluyendo sellos simples, sellos en tándem y sellos opuestos dobles.

Como se ha mencionado anteriormente, para comprimir adecuadamente los gases de proceso en un compresor centrífugo, se pueden usar DGS para minimizar cualquier fuga de gas. Estos sellos de gas seco contienen dos caras de sello opuestas o anillos, uno es típicamente una superficie giratoria (a veces llamada “rotor”) y el otro es una superficie estacionaria (a veces llamada “estator”).

La superficie giratoria tiene una geometría de elevación diseñada de tal manera que cuando alcanza una cierta velocidad se levanta de la superficie estacionaria creando un espacio diminuto por el cual las superficies no están en contacto, lo que sirve para minimizar la fuga de gas.

Los compresores centrífugos alimentados por una red de energía eléctrica no renovable estándar funcionarán a una velocidad fija (típicamente velocidad máxima para proporcionar la máxima cantidad de gas producto). En estos casos, las caras de sello opuestas de los sellos de gas seco se separan rápidamente y se mantienen a medida que la velocidad del motor del compresor se mantiene durante la compresión del gas. Los compresores centrífugos rara vez se desconectan, apagan o reinician debido a una disponibilidad constante de electricidad de la red eléctrica.

Cuando se apaga un compresor centrífugo con un sello de gas seco, la velocidad del motor se reduce a cero y las caras de sello opuesta entran a continuación en contacto. Cuanto más a menudo sucede esto, más se desgastan las caras de sello opuestas de los sellos de gas seco con el tiempo. Esto reduce la vida útil de los sellos de gas seco, lo que significa que a continuación los compresores deben repararse con más frecuencia, lo que aumenta los costos generales. Más reparaciones de los compresores en el sistema también resultan en interrupciones del proceso general para llevar a cabo dichas reparaciones, lo que complica aún más la operación del proceso y aumenta los costos.

Los DGS se usan a menudo cuando se comprimen gases de alta presión, bajo peso molecular, inflamables, tóxicos y/o caros. A medida que el DGS envejece, típicamente hay más fugas a través del sello, lo que conlleva a más pérdidas que también tendrán un impacto económico.

En el contexto de la presente invención, el(los) compresor(es) centrífugo(s) típicamente comprimen el gas producido usando electricidad generada al menos en parte a partir de al menos una fuente de energía renovable.

Las fuentes de energía renovables adecuadas incluyen la energía eólica, la energía solar, la energía de las mareas y la energía hidroeléctrica o combinaciones de estas fuentes, particularmente la energía eólica y la energía solar. Preferiblemente, el gas de compresión se produce por un proceso que es autónomo en términos de generación de energía. Idealmente, el(los) compresor(es) centrífugo(s) también se alimenta(n) por electricidad generada al menos en parte por al menos una fuente de energía renovable, o se alimenta(n) completamente por energía renovable. Por tanto, preferiblemente, toda la demanda de electricidad para producir el gas de compresión y opcionalmente el(los) compresor(es) en el sistema de compresión de múltiples etapas, se satisface idealmente usando fuentes de energía renovables.

En algunas realizaciones alternativas, la electricidad generada a partir de una o más fuentes de energía renovables puede complementarse con otras fuentes durante períodos de demanda particularmente alta, por ejemplo, para producto(s) de cualquier proceso aguas abajo y/o durante períodos donde la fuente de energía renovable sólo está disponible por debajo del umbral requerido para satisfacer la demanda, o no está disponible en absoluto. Sin embargo, estas fuentes adicionales de energía también pueden ser limitadas y, por lo tanto, incluso cuando la electricidad se complementa a partir de estas fuentes, aún puede haber electricidad insuficiente para el funcionamiento normal del sistema de compresión de múltiples etapas.

Como se ha mencionado anteriormente, un inconveniente del uso de energía renovable es la variación en la disponibilidad de la electricidad generada a partir de dicha(s) fuente(s) de energía renovable(s). Cuando se produce gas al menos en parte usando energía renovable, es posible que sea necesario apagar o desconectar el(los) compresor(es) centrífugo(s) y reiniciar con mucha más frecuencia de lo habitual cuando la disponibilidad de electricidad es baja, lo que, como se ha explicado anteriormente, reduce la vida útil del(de los) sello(s) de gas seco, y aumenta las reparaciones y los costos. Por otra parte, la puesta en marcha y las paradas frecuentes de los compresores centrífugos aumentarían los riesgos operativos.

Un compresor centrífugo está expuesto al riesgo de daños cada vez que se pone en marcha o se apaga. De hecho, existe una mayor probabilidad de tener problemas con el compresor durante el arranque que durante el apagado. En este sentido, normalmente hay velocidades críticas que deben evitarse. De manera adicional, si los compresores se apagan durante un período de tiempo prolongado, pueden ser más susceptibles a la corrosión por picaduras y otros tipos de corrosión que pueden producir el agrietamiento por corrosión bajo tensión y, finalmente, el fallo de un impulsor/compresor.

Por tanto, los presentes inventores han ideado un proceso como se describe en la presente memoria para hacer funcionar un sistema de compresión de múltiples etapas que reduce el número de paradas del(de los) compresor(es) centrífugo(s) y, por tanto, aumenta la vida útil del(de los) sello(s) de gas seco. Esto mejora la fiabilidad del(de los) compresor(es) centrífugo(s).

Por otra parte, los inventores han ideado un proceso por el cual se puede conservar la electricidad, por ejemplo, de modo que se pueda usar en otras partes del proceso, como para producir gas de alimentación y/o como parte de un proceso aguas abajo para consumir gas comprimido.

El sistema de compresión de múltiples etapas está destinado a comprimir gas, preferiblemente en preparación para su consumo en al menos un proceso aguas abajo.

El gas de compresión se produce típicamente usando electricidad generada al menos en parte por al menos una fuente de energía renovable, y puede ser cualquier gas adecuado. Sin embargo, el proceso tiene una aplicación particular donde el gas de compresión es gas hidrógeno, por ejemplo, gas hidrógeno producido por la electrólisis de agua. Esto puede llevarse a cabo por una pluralidad de electrolizadores.

En algunas realizaciones, el proceso comprende producir gas hidrógeno por electrólisis de agua. De manera adicional o alternativa, el proceso puede comprender alimentar gas hidrógeno comprimido a al menos un proceso aguas abajo para su consumo en dicho(s) proceso(s) aguas abajo.

Por tanto, en algunas realizaciones preferidas, el proceso comprende:

producir gas hidrógeno por electrólisis de agua;

comprimir dicho gas hidrógeno en el sistema de compresión de múltiples etapas que funciona según la presente invención para producir gas hidrógeno comprimido; y

alimentar dicho gas hidrógeno comprimido a al menos un proceso aguas abajo para su consumo en dicho(s) proceso(s) aguas abajo.

Preferiblemente, al menos parte del gas de hidrógeno comprimido se usa para producir amoniaco y/o metanol en el(los) proceso(s) aguas abajo, lo más preferiblemente para producir amoniaco.

Como se ha mencionado anteriormente, la compresión centrífuga es particularmente adecuada para comprimir grandes volúmenes de gas hidrógeno a un costo menor y, por tanto, la compresión de gas hidrógeno es particularmente preferida y ventajosa para el proceso de la invención. Por otra parte, el gas hidrógeno producido por electrólisis es aún más adecuado para la compresión centrífuga debido a que está “húmedo” y tiene una densidad más alta, lo que hace que la compresión centrífuga de dicho gas sea más eficiente que la compresión de gas hidrógeno que no se ha producido por electrólisis.

Fuentes de energía renovables

El proceso de la presente invención comprende comprimir una alimentación de gas que tiene un flujo variable, tal como el gas producido usando electricidad generada al menos en parte a partir de al menos una fuente de energía renovable.

El funcionamiento del sistema de compresión normalmente estará dictado por el gas producido usando electricidad de una fuente de energía renovable (por ejemplo, gas hidrógeno de los electrolizadores). Típicamente, la potencia requerida para producir gas de compresión (por ejemplo, usando electrolizadores) es mucho mayor que la potencia necesaria para hacer funcionar los compresores). Cuando se suministra una pequeña cantidad de gas o una cantidad nula, típicamente se inyectará desde el almacenamiento (véase más adelante).

Se prefiere que, con el fin de reducir el impacto ambiental, el proceso sea autónomo en términos de generación de energía para producir gas y, opcionalmente, alimentar el(los) compresor(es) centrífugo(s). Por tanto, preferiblemente, toda la demanda de electricidad para producir el gas para compresión, y opcionalmente para el(los) compresor(es) centrífugo(s), se satisface usando fuentes de energía renovables, sin complementar dichas fuentes usando energía no renovable.

Se apreciará que cuando la electricidad disponible generada a partir de la(s) fuente(s) de energía renovable(s) no es suficiente para el funcionamiento normal del sistema de compresión de múltiples etapas, poner el compresor centrífugo o al menos un compresor centrífugo en modo de baja potencia pone la cantidad de gas comprimido neto que se produce por dicho sistema en riesgo de reducirse. En tales casos, se prefiere que la demanda de gas comprimido se satisfaga alimentando gas desde un sistema de almacenamiento adecuado, antes de considerar el uso de cualquier fuente de energía no renovable para producir más gas (o para alimentar los compresores centrífugos).

No obstante, puede haber casos donde la demanda de gas comprimido no pueda satisfacerse ya sea por el gas que se alimenta para la compresión (por ejemplo, hidrógeno de electrolizadores) o el sistema de almacenamiento de gas. Por tanto, se preverá que en algunas realizaciones, la electricidad generada a partir de una o más fuentes de energía renovable puede complementarse con otras fuentes ya sea durante períodos de demanda particularmente alta de, por ejemplo, producto(s) del(de los) proceso(s) aguas abajo y/o durante períodos donde la fuente de energía renovable sólo está disponible por debajo del umbral requerido para satisfacer dichas demandas del proceso, o no está disponible en absoluto, y el suministro de gas de un sistema de almacenamiento de gas no es suficiente para satisfacer dichas demandas.

Por tanto, en algunas realizaciones, al menos parte de la electricidad adicional puede tomarse del almacenamiento en batería en el sitio y/o generarse a partir de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio, incluyendo las celdas de combustible y/o tomarse de una red local o nacional.

Sin embargo, puede haber casos donde la electricidad generada por la(s) fuente(s) de energía renovable(s) y dicha electricidad adicional aún no sea suficiente para el funcionamiento normal del sistema de compresión de múltiples etapas.

En estas realizaciones, el gas de compresión se produce por el uso y compresor(es) centrífugo(s) opcionalmente alimentado(s) por

(i) electricidad generada al menos en parte a partir de al menos una fuente de energía renovable, y (ii) electricidad del almacenamiento en batería en el sitio y/o generada a partir de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio, y

caracterizado por que

(a) durante los períodos donde (i) la electricidad generada a partir de la(s) fuente(s) de energía renovable(s) y

(ii) la electricidad del almacenamiento en batería y/o generada a partir de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno y, por consiguiente, el flujo de gas a través del(de los) compresor(es) centrífugo(s), es suficiente para el funcionamiento normal de dicho sistema de compresión de múltiples etapas, hacer funcionar dicho(s) compresor(es) centrífugo(s) en un modo de potencia normal; y

(b) durante períodos donde (i) la electricidad generada a partir de la(s) fuente(s) de energía de renovable(s) y

(ii) la electricidad del almacenamiento en batería y/o generada a partir de uno o más generador(es) de gasolina, diésel o hidrógeno, y, por consiguiente, el flujo de gas a través del(de los) compresor(es) centrífugo(s), no es suficiente para el funcionamiento normal de dicho sistema de compresión de múltiples etapas, hacer funcionar el compresor centrífugo o, si hay más de uno, al menos un compresor centrífugo en un modo de baja potencia al menos suficiente para evitar el contacto de dichas caras de sello opuestas de dicho sello de gas seco en dicho(s) compresor(es) centrífugo(s).

Modo de potencia normal

El(los) compresor(es) centrífugo(s) de la presente invención funcionarán en un modo de potencia normal durante los períodos donde el flujo de gas a través del(de los) compresor(es) centrífugo(s) es suficiente para el funcionamiento normal de dicho sistema de compresión de múltiples etapas.

En el contexto de la presente invención, la expresión “modo de potencia normal” se usa en esta invención para referirse a los siguientes procedimientos de funcionamiento de los compresores centrífugos descritos a continuación, típicamente en donde se produce gas hidrógeno comprimido neto. La expresión “gas hidrógeno comprimido neto” significa la cantidad total de gas comprimido que se produce menos la cantidad total de gas que se recicla.

El modo de potencia normal comprende al menos tres modos de funcionamiento diferentes.

En primer lugar, se considera que el al menos un compresor centrífugo está en un modo de potencia normal donde funciona a plena potencia (en lo sucesivo, funcionamiento “máximo”) para proporcionar la mayor cantidad posible de gas comprimido neto. En esta situación, el al menos un compresor centrífugo está funcionando a una potencia que es sustancialmente el 100 % de la potencia total con un flujo total sustancialmente máximo de gas comprimido neto en el extremo del producto, es decir, no hay reciclaje de gas.

En segundo lugar, se considera que el al menos un compresor centrífugo está en un modo de potencia normal donde funciona a una capacidad ligeramente reducida (en lo sucesivo funcionamiento de “disminución”), donde la potencia es inferior al 100 % pero al mismo tiempo aproximadamente el 60 % o más, preferiblemente aproximadamente el 70 % o más, por ejemplo, del 70 % al 80 %, con respecto a la potencia máxima (100 %). Esta reducción en la potencia del compresor conduce a una reducción en la velocidad del rotor y, por tanto, existe un flujo reducido asociado de gas comprimido neto en el extremo del producto del compresor. Para una reducción en el flujo de gas (a presión de descarga constante) en el sistema de compresión de múltiples etapas, esto típicamente requerirá una reducción proporcional en la potencia del compresor. Cuando un compresor centrífugo se encuentra en una disminución “máxima”, se reduce, con un flujo reducido asociado, en la medida de lo posible sin alcanzar el bombeo del compresor ni activar ningún control antibombeo.

En tercer lugar, se considera que el al menos un compresor centrífugo está en un modo de potencia normal donde funciona en modo de disminución máxima, pero donde al menos parte del gas comprimido en el extremo del producto se recicla del extremo del producto al extremo de alimentación del compresor centrífugo (en lo sucesivo funcionamiento de “reciclaje”).

En otras palabras, en este funcionamiento de reciclaje, la potencia se reduce tanto como sea posible usando el funcionamiento de disminución con el flujo asociado de gas comprimido en el extremo del producto reducido proporcionalmente respecto al flujo de gas que entra en el sistema de compresión de múltiples etapas. Sin embargo, cuando el flujo de gas comprimido neto debe reducirse aún más debido a una caída en el flujo de gas que entra en el sistema de compresión de múltiples etapas, esto puede hacerse incorporando una cantidad creciente de gas reciclado desde el extremo del producto hasta el extremo de alimentación del(de los) compresor(es) centrífugo(s). Esto reduce el flujo total de gas comprimido neto sin ninguna reducción adicional en la potencia suministrada al(a los) compresor(es) centrífugo(s). Por consiguiente, se prefiere que la cantidad de tiempo dedicado al(a los) compresor(es) centrífugo(s) en un funcionamiento de reciclaje se minimice, ya que, aunque es posible, no da como resultado una reducción en el consumo de energía. Se prefiere que el(los) compresor(es) centrífugo(s), si no puede(n) estar en un funcionamiento máximo, se ponga(n) en funcionamiento de disminución en dicho modo de potencia normal. Se apreciará que el funcionamiento de reciclaje sólo se usa una vez que la potencia del compresor centrífugo se ha reducido en la medida de lo posible en la disminución.

Por tanto, el modo de potencia normal puede comprender un funcionamiento máximo, de disminución o de reciclaje como se describe en la presente memoria, pero se prefiere que el modo de potencia normal comprenda un funcionamiento máximo y de disminución.

En el contexto de la presente invención, la expresión “suficiente para el funcionamiento normal” pretende significar que hay suficiente flujo de gas a través del(de los) compresor(es) centrífugo(s) que produce(n) gas comprimido neto que permite que los compresores centrífugos funcionen a la disminución máxima o por encima de la misma. Por lo tanto, “suficiente para el funcionamiento normal” típicamente significa que hay suficiente electricidad para proporcionar un flujo de gas para hacer funcionar el( los) compresor(es) centrífugo(s) en un modo de potencia normal comprendiendo un funcionamiento máximo, de disminución o de reciclaje como se describe en la presente memoria.

Opcionalmente, si el(los) compresor(es) centrífugo(s) también es(son) alimentado(s) por energía renovable, esta expresión pretende significar que la electricidad generada también es suficiente para alimentar el(los) compresor(es) centrífugo(s) a la potencia requerida o por encima de la misma para la máxima disminución. Sin embargo, como se ha mencionado anteriormente, típicamente la energía requerida para producir el gas para la compresión puede ser mucho mayor que la energía requerida para hacer funcionar el(los) compresor(es) centrífugo(s). Por lo tanto, cuando el gas hidrógeno de compresión se produce por electrólisis usando energía renovable, por ejemplo, entonces el factor limitante para determinar si hay suficiente electricidad generada para el funcionamiento normal es el flujo de gas producido por dichos electrolizadores.

Como se ha mencionado anteriormente, en algunas realizaciones, la electricidad generada a partir de una o más fuentes de energía renovables puede complementarse con otras fuentes durante períodos de demanda particularmente alta, por ejemplo, para producto(s) de cualquier proceso aguas abajo y/o durante períodos donde la fuente de energía renovable sólo está disponible por debajo del umbral requerido para satisfacer la demanda, o no está disponible en absoluto. En estos casos, se puede tomar electricidad adicional del almacenamiento en batería en el sitio y/o generarla a partir de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio, incluyendo las celdas de combustible y/o tomarla de una red local o nacional. En estas realizaciones, el gas de compresión en dicho(s) compresor(es) centrífugo(s) se produce usando (i) electricidad generada al menos en parte a partir de al menos una fuente de energía renovable, y (ii) electricidad de almacenamiento en batería en el lugar y/o generada a partir de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio.

Por tanto, en estas realizaciones, el proceso comprende (b) durante los períodos donde (i) la electricidad generada a partir de la(s) fuente(s) de energía renovable(s) y (ii) la electricidad del almacenamiento en batería y/o generada a partir de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno y, por consiguiente, el flujo de gas a través del(de los) compresor(es) centrífugo(s), es suficiente para el funcionamiento normal de dicho sistema de compresión de múltiples etapas, hacer funcionar dicho(s) compresor(es) centrífugo(s) en un modo de potencia normal.

Durante el funcionamiento en dicho modo de potencia normal, el(los) compresor(es) centrífugo(s) tiene(n) sellos de gas seco con las caras de sello opuestas que no están en contacto(es decir, separadas) debido a la velocidad del motor del compresor que proporciona suficiente fuerza de elevación.

Modo de baja potencia

Según el estado actual de la técnica, el(los) compresor(es) centrífugo(s) típicamente se desconectarían o apagarían en respuesta a una reducción significativa en el flujo de gas al sistema de compresión, con miras a reiniciarse una vez que el flujo de gas aumente lo suficiente. Sin embargo, los presentes inventores han ideado un procedimiento por el cual los compresores centrífugos funcionan en un modo de “baja potencia” (modo LP).

Por tanto, durante los períodos donde el flujo de gas a través del(de los) compresor(es) centrífugo(s) no es suficiente para un funcionamiento normal de dicho sistema de compresión de múltiples etapas, la presente invención comprende hacer funcionar el compresor centrífugo o, si hay más de uno, al menos un compresor centrífugo en un modo de baja potencia al menos suficiente para evitar un contacto de dichas caras de sello opuestas de dicho sello de gas seco en dicho(s) compresor(es) centrífugo(s).

Como se ha mencionado anteriormente en algunas realizaciones, la electricidad generada a partir de una o más fuentes de energía renovables puede complementarse con otras fuentes, ya sea durante períodos de demanda particularmente alta de, por ejemplo, producto(s) del(de los) proceso(s) aguas abajo y/o durante períodos donde la fuente de energía renovable sólo está disponible por debajo del umbral requerido para satisfacer dichas demandas del proceso, o no está disponible en absoluto. En estas realizaciones, el gas de compresión en dicho(s) compresor(es) centrífugo(s) se produce usando (i) electricidad generada al menos en parte a partir de al menos una fuente de energía renovable, y (ii) electricidad de almacenamiento en batería en el sitio y/o generada a partir de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio.

En estas realizaciones, el proceso comprende (b) durante períodos donde (i) la electricidad generada a partir de las fuentes de energía renovables y (ii) la electricidad del almacenamiento en batería y/o generada a partir de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno y, por consiguiente, el flujo de gas a través del(de los) compresor(es) centrífugo(s), no es suficiente para el funcionamiento normal de dicho sistema de compresión de múltiples etapas, hacer funcionar el compresor centrífugo o, si hay más de uno, al menos un compresor centrífugo en un modo de baja potencia al menos suficiente para evitar un contacto de dichas caras de sello opuestas de dicho sello de gas seco en dicho(s) compresor(es) centrífugo(s).

Por tanto, en otras palabras, la falta de electricidad de fuentes de energía renovables (y la falta de flujo de gas del almacenamiento) puede dar como resultado que el gas de compresión se proporcione con un flujo significativamente reducido, de modo que el(los) compresor(es) centrífugo(s) no pueda(n) funcionar en un modo de potencia normal.

Por tanto, en respuesta a la falta de electricidad, la velocidad del rotor del compresor centrífugo, o si hay más de uno, al menos un compresor centrífugo, se reduce pero no completamente a cero (es decir, el compresor no se apaga o desactiva).

En dicho modo de baja potencia, el o al menos un compresor centrífugo funciona con una baja cantidad de potencia que es suficiente para evitar un contacto de dichas caras de sello opuestas de dicho sello de gas seco en dicho(s) compresor(es) centrífugo(s) y preferiblemente no produce gas comprimido neto.

Las caras de sello opuestas (a veces llamadas “anillos” en la técnica) están separadas y no están en contacto durante dicho modo de baja potencia. Es decir, la velocidad del motor del compresor centrífugo o al menos un compresor centrífugo se reduce en comparación con el modo de potencia normal, pero es lo suficientemente alta como para exceder la llamada velocidad de “elevación” de los DGS para que estas caras de sello opuestas se mantengan separadas entre sí.

Las caras de sello opuestas típicamente tienen una superficie giratoria y una superficie estacionaria. La superficie giratoria tiene una geometría de elevación diseñada de tal manera que cuando alcanza una cierta velocidad se levanta de una superficie estacionaria. Esto crea un espacio diminuto con superficies sin contacto que da como resultado una fuga mínima de gas. Por tanto, en el contexto de la presente invención, “evitar el contacto” pretende significar que dicho espacio diminuto con superficies sin contacto está presente.

Se apreciará que, dado que hay una velocidad del rotor que no es cero durante dicho modo de baja potencia, el(los) compresor(es) centrífugo(s) funcionarán de tal manera que todavía se esté produciendo gas comprimido. Sin embargo, este gas se reciclará, preferiblemente en su totalidad, desde el extremo del producto hasta el extremo de alimentación del compresor. En otras palabras, durante dicho modo de baja potencia, no se produce gas comprimido neto, ya que sólo se comprime gas reciclado.

La cantidad de energía al compresor requerida para evitar el contacto entre dichas caras de sello opuestas depende del diseño no sólo del(de los) compresor(es) centrífugo(s) sino también de los sellos de gas seco. Típicamente, sin embargo, un compresor centrífugo en modo de baja potencia funcionará por encima de este umbral de potencia mínimo para garantizar que se evite el contacto. En el modo de baja potencia, la potencia al compresor centrífugo es típicamente de aproximadamente 5 % a aproximadamente 20 %, por ejemplo, de aproximadamente 8 % a aproximadamente 15 %, por ejemplo, aproximadamente 10 %, de la potencia máxima para el compresor. La velocidad de “elevación” es la velocidad del rotor (en rpm) requerida antes de que las caras de sello de un DGS no entren en contacto y dependerá al menos en parte del diseño del DGS y del fabricante. En este sentido, el fabricante de un DGS determinado indicará la velocidad de elevación del DGS. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que la velocidad de elevación de un DGS de un fabricante puede ser diferente a la de otro fabricante, incluso para un DGS de diseño similar. Además, la velocidad de elevación también puede cambiar con el tiempo a medida que el DGS envejece y/o se contamina. Con esto en mente, la velocidad del rotor durante el modo de baja potencia suele ser mayor que, por ejemplo, al menos el doble o incluso tres veces, la velocidad de elevación indicada por el fabricante para garantizar que no haya contacto de las superficies de sello en el DGS. Por ejemplo, si la velocidad de elevación para un DGS dado es de 300 rpm, entonces la velocidad del rotor durante el modo de baja potencia de un compresor que usa ese DGS puede ser de aproximadamente 600 rpm o incluso 900 rpm.

Está dentro de la capacidad del experto en la técnica determinar por un ensayo una velocidad de rotor adecuada para el DGS en un compresor centrífugo que funciona en modo de baja potencia. Con fines ilustrativos, sin embargo, la velocidad del rotor durante el modo de baja potencia será menor que durante el modo de potencia normal (por ejemplo, de aproximadamente 3000 rpm a aproximadamente 3500 rpm) y puede estar en el intervalo de aproximadamente 100 rpm a aproximadamente 1500 rpm, por ejemplo, de aproximadamente 200 rpm a aproximadamente 1000 rpm, o de aproximadamente 400 rpm a 900 rpm.

La velocidad del rotor de (o la potencia suministrada a) un compresor centrífugo, por ejemplo, para conmutar entre dicho modo de potencia normal y el modo de baja potencia, puede manipularse usando medios adecuados conocidos por los expertos en la técnica, incluyendo un variador de frecuencia variable (Variable Frequency Drive, VFD) y un accionamiento mecánico. Se pueden usar otros dispositivos mecánicos, como motores de dos velocidades.

Se apreciará que también se puede usar un sistema de control para supervisar y controlar la velocidad del rotor o la cantidad de potencia del( de los) compresor(es) centrífugo(s).

Pluralidad de compresores centrífugos

El funcionamiento del sistema de compresión de múltiples etapas depende del flujo de la alimentación de gas a los compresores que, a su vez, puede depender de la energía disponible para producir gas. Idealmente, habrá suficiente energía generada a partir de la(s) fuente(s) de energía renovable(s) para proporcionar un flujo de gas de compresión que permita que todos los compresores funcionen a plena potencia. Sin embargo, esta situación ideal no puede mantenerse indefinidamente usando fuentes de energía renovables.

A medida que disminuye la energía generada a partir de las fuentes de energía renovables, también lo hace el flujo de gas de compresión al sistema de compresión de múltiples etapas (y si los compresores están alimentados por energía renovable, la energía disponible para alimentar el(los) compresor(es), por lo que el(los) compresor(es) centrífugo(s) típicamente se conmutarán a disminución para reducir el consumo de energía. A medida que la potencia disponible continúa cayendo, el flujo de gas a través de las etapas del compresor típicamente se recicla y/o los compresores se conmutarán al modo LP en secuencia a medida que se reduce la potencia disponible. La potencia disponible realizará un ciclo todos los días que requiere la necesidad de pasar al modo LP.

En algunas realizaciones, el sistema de compresión de múltiples etapas comprende una pluralidad (X) de compresores centrífugos, dispuestos en paralelo y/o en serie.

En algunas realizaciones preferidas, el sistema de compresión de múltiples etapas comprende una pluralidad (X) de compresores centrífugos dispuestos en paralelo, y durante los períodos donde la electricidad generada a partir de la(las) fuentes de energía renovable(s) (y opcionalmente el almacenamiento en batería en el sitio y/o generada a partir de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio) no es suficiente para el funcionamiento normal de dicho sistema de compresión de múltiples etapas:

un primer número (Y) de los compresores centrífugos están en dicho modo de potencia normal, un segundo número (Z) de los compresores centrífugos están en dicho modo de baja potencia,

siendo los números primero y segundo (Y, Z) determinados según el flujo de gas al sistema de compresión de múltiples etapas. En este contexto, X, Y y Z son números enteros donde X es 2 o más; Y y Z pueden ser de 0 a X, y X=Y Z.

Se apreciará que un sistema de control se usa típicamente para determinar y controlar el número de compresores centrífugos en dicho modo de baja potencia o modo de potencia normal.

Esto permite que ninguno, algunos o todos de la pluralidad de compresores centrífugos se pongan en dicho modo de baja potencia, según sea necesario. Una ventaja de esto es que el sistema de compresión de múltiples etapas puede continuar produciendo gas comprimido neto manteniendo uno o más de los compresores centrífugos en dicho modo de potencia normal, a pesar de carecer del flujo de alimentación de gas para hacer funcionar todos los compresores centrífugos en dicho modo de potencia normal.

Por tanto, esta realización permite el uso más eficiente de la electricidad disponible ya que poner algunos compresores centrífugos en modo de baja potencia “libera” la electricidad disponible que a continuación se puede suministrar a otras partes del proceso, como la producción de gas (por ejemplo, electrolizadores para producir gas hidrógeno), gas de compresión (por ejemplo, suministro de electricidad para hacer funcionar uno o más compresores centrífugos en un modo de potencia normal), o energía para proceso(s) agua abajo, por ejemplo.

A modo de ejemplo, el sistema de compresión de múltiples etapas puede comprender cuatro compresores centrífugos dispuestos en paralelo, y:

(i) durante los períodos donde hay del 80 al 100 % del flujo máximo de gas al sistema de compresión, los cuatro compresores centrífugos están en dicho modo de potencia normal;

(ii) durante los períodos donde hay del 60 al 80 % del flujo máximo de gas al sistema de compresión, tres compresores centrífugos están en dicho modo de potencia normal y un compresor centrífugo está en dicho modo de baja potencia;

(iii) durante los períodos donde hay del 40 al 60 % del flujo máximo de gas al sistema de compresión, dos compresores centrífugos están en dicho modo de potencia normal y dos compresores centrífugos están en dicho modo de baja potencia;

(iv) durante los períodos donde hay del 20 al 40 % del flujo máximo de gas al sistema de compresión, un compresor centrífugo está en dicho modo de potencia normal y tres compresores centrífugos están en dicho modo de baja potencia; y

(v) durante los períodos donde hay menos del 20 % del flujo máximo de gas al sistema de compresión, los cuatro compresores centrífugos están en dicho modo de baja potencia normal.

El experto en la técnica apreciará fácilmente que el ejemplo anterior podría adaptarse para un sistema de compresión de múltiples etapas que tenga más o menos compresores centrífugos dispuestos en paralelo sin una carga indebida.

A este respecto, el ejemplo anterior también se puede representar usando fórmulas generales. Por tanto, en algunas realizaciones, el sistema de compresión de múltiples etapas comprende una pluralidad (X) de compresores centrífugos dispuestos en paralelo, y

en donde durante los períodos donde el caudal de gas al sistema de compresión es P% del flujo máximo de gas al sistema de compresión,

el número de compresores centrífugos que funcionan en modo de potencia normal es Y, donde Y =XxP % e Y se redondea al número entero más cercano, y

el número de compresores centrífugos que funcionan en dicho modo de baja potencia es Z, donde Z=X - Y, y X, Y y Z son números enteros.

X es el número de compresores centrífugos dispuestos en paralelo y, por consiguiente, no es cero. X suele estar en el intervalo de 2 a 10. Y y Z están individualmente en el intervalo de 0 a 10 y la suma de Y y Z debe ser igual a X, es decir, X = Y Z.

Por tanto, la presente invención puede permitir que el número de compresores centrífugos en dicho modo de baja potencia o dicho modo de potencia normal sea tal que la cantidad de electricidad disponible para la compresión centrífuga se conserve tanto como sea posible sin apagar indebidamente el compresor centrífugo o al menos un compresor centrífugo. Esto reduce el desgaste de los sellos de gas seco y amplia la vida útil del(de los) compresor(es) centrífugo(s). De manera alternativa o adicional, esto permite conservar la mayor cantidad de electricidad posible, lo que “libera” electricidad para su uso en otras partes del proceso y es particularmente importante en el contexto de la(s) fuente(s) de energía renovable(s).

Compresor adicional

Se apreciará que cuando uno o más compresores centrífugos se conmutan a un modo de baja potencia, esto puede dar como resultado un menor flujo de gas comprimido neto.

En algunos casos, puede no haber suficiente electricidad para el funcionamiento normal de cualquiera de los compresores centrífugos en dicho sistema de compresión de múltiples etapas, de modo que el gas de compresión sólo se puede suministrar a un flujo significativamente reducido, si es que lo hay, de modo que todos los compresores centrífugos pueden estar funcionando en dicho modo de baja potencia, es decir, dichos compresores centrífugos no producen gas comprimido neto.

Por tanto, en algunas realizaciones, el sistema de compresión de múltiples etapas comprende al menos un compresor adicional, y en donde durante los períodos donde el(los) compresor(es) centrífugo(s) está(n) en modo de baja potencia, el proceso comprende comprimir gas en dicho(s) compresor(es) adicional(es).

Una ventaja de esta realización es que incluso cuando todos los compresores centrífugos están en modo de baja potencia, el gas continúa siendo comprimido en el sistema de compresión de múltiples etapas.

Dicho compresor adicional puede ser un compresor centrífugo o un compresor alternativo, preferiblemente un compresor alternativo. En algunas realizaciones preferidas, dicho compresor adicional está aguas abajo del(de los) compresor(es) centrífugo(s) en dicho modo de baja potencia.

En algunas realizaciones, este compresor adicional puede ser parte de una etapa adicional de compresión aguas abajo de dicho(s) compresor(es) centrífugo(s) en dicho modo de baja potencia. En realizaciones particularmente preferidas, el(los) compresor(es) centrífugo(s) en dicho modo de baja potencia están en una primera sección, y dicho compresor adicional es un compresor alternativo que es parte de una etapa de compresión dentro de una segunda sección aguas abajo de dicha primera sección.

Se preverá que el compresor adicional recibirá gas de compresión a una presión adecuada, es decir, aproximadamente a la presión de entrada a dicho compresor adicional. El término “adecuado” en este contexto pretende significar que la presión del gas se reduce en una medida apropiada teniendo en cuenta la presión de entrada de dicho compresor adicional al que se alimenta el gas.

El gas de compresión en dicho compresor adicional puede alimentarse de varias fuentes. Sin embargo, se prefiere particularmente que el gas se alimente de un sistema de almacenamiento como se explica a continuación.

Retorno del gas almacenado

Uno de los inconvenientes de usar la electricidad generada a partir de una fuente de energía renovable (por ejemplo, para producir gas) son las fluctuaciones inherentes en la disponibilidad de la fuente de energía lo que, a su vez, conduce a fluctuaciones en el flujo de la alimentación de gas al sistema. En algunas realizaciones, este problema puede abordarse en la presente invención proporcionando un sistema para recolectar y almacenar al menos parte del, preferiblemente todo, el exceso de gas producido durante los períodos donde la producción excede la demanda de uno o más procesos aguas abajo, y distribuir el gas almacenado a dicho(s) proceso(s) aguas abajo durante los períodos donde la demanda excede la producción.

En el contexto de la presente invención, dicho sistema de almacenamiento también puede estar destinado a distribuir el gas almacenado a dicho compresor adicional para comprimir el gas donde el compresor centrífugo, o si hay más de uno, al menos un compresor centrífugo funciona en dicho modo de baja potencia.

Por tanto, en otras realizaciones más, se alimenta gas a dicho(s) compresor(es) adicional(es) extrayendo gas hidrógeno comprimido del almacenamiento y, después de una reducción de presión adecuada, alimentando dicho gas hidrógeno a presión reducida a dicho(s) compresor(es) adicional(es), estando dicho(s) compresor(es) adicional(es) aguas abajo de dicho(s) compresor(es) centrífugo(s) en dicho modo de baja potencia.

En algunas realizaciones, el gas comprimido puede almacenarse sin compresión adicional. En estas realizaciones, el gas se almacena a una presión de hasta una presión máxima de la presión a la que se comprime el gas en el sistema de compresión de múltiples etapas, por ejemplo, una presión de hasta un máximo de aproximadamente la presión de alimentación del proceso aguas abajo (donde solo hay uno) o aproximadamente la alimentación de uno de los procesos aguas abajo (si hay más de uno). En tales realizaciones, el gas comprimido puede almacenarse quizás a una presión de hasta una presión máxima en la región de aproximadamente 2,5 MPa (25 bar) a aproximadamente 3 MPa (30 bar).

Sin embargo, el gas comprimido puede comprimirse aún más antes del almacenamiento. En estas realizaciones, el gas comprimido puede almacenarse a una presión de hasta un máximo de aproximadamente 20 (200 bar), o hasta un máximo de aproximadamente 15 MPa (150 bar), o hasta un máximo de aproximadamente 10 MPa (100 bar), o hasta un máximo de aproximadamente 9 MPa (90 bar), o hasta un máximo de aproximadamente 8 MPa (80 bar), o hasta un máximo de aproximadamente 7 MPa (70 bar), o hasta un máximo de aproximadamente 6 MPa (60 bar), o hasta un máximo de aproximadamente 5 MPa (50 bar).

Durante los períodos donde el nivel de demanda del gas excede el nivel de producción, el gas comprimido se retira del almacenamiento y se reduce la presión para producir gas a presión reducida. La presión se puede reducir de cualquier manera convencional, particularmente haciendo pasar el gas a través de una válvula.

La presión del gas a presión reducida dependerá de la presión en el punto en el sistema de compresión de múltiples etapas al que se añadirá el gas a presión reducida.

En algunas realizaciones, el gas a presión reducida puede alimentarse a una etapa final del sistema de compresión de múltiples etapas. En estas realizaciones, el gas a presión reducida estará a la presión de entrada de la alimentación a la etapa final.

En otras realizaciones, se puede alimentar gas a presión reducida a una etapa intermedia del sistema de compresión de múltiples etapas. En estas realizaciones, el gas a presión reducida estará a la presión de entrada de la alimentación a la etapa intermedia.

La etapa intermedia puede ser una etapa intermedia dentro de una sección de compresión o, cuando hay dos o más secciones en el sistema de compresión de múltiples etapas, la etapa inicial dentro de una sección de compresión adicional aguas abajo de una primera sección de compresión. En estas realizaciones, el gas a presión reducida del almacenamiento estará a la presión de entrada de la alimentación a la sección de compresión adicional, es decir, la presión de “intersección”.

En otras realizaciones adicionales, el gas a presión reducida se puede alimentar al extremo de alimentación, es decir, a la etapa inicial, del sistema de compresión de múltiples etapas. En estas realizaciones, el gas a presión reducida será la presión de alimentación en el sistema de compresión de múltiples etapas, por ejemplo, aproximadamente 0,11 MPa (1,1 bar).

Sin embargo, en realizaciones particularmente preferidas, el gas a presión reducida se puede alimentar a una etapa aguas abajo de dicho(s) compresor(es) centrífugo(s) que funciona(n) en dicho modo de baja potencia. Por tanto, la etapa “intermedia” o “final” a la que se hace referencia en esta invención puede referirse a dicha etapa aguas abajo de dicho(s) compresor(es) centrífugo(s) en dicho modo de baja potencia.

Como se ha mencionado anteriormente, esto permite que al menos algo de gas se comprima continuamente en dicho sistema de compresión de múltiples etapas durante los períodos donde el compresor centrífugo, o si hay más de uno, al menos un compresor centrífugo funciona en dicho modo de baja potencia. Por tanto, a pesar de que uno o más de los compresores centrífugos funcionen en dicho modo de baja potencia y no produzcan gas comprimido neto, el uso de un compresor adicional y sistema de almacenamiento permite que el flujo de gas comprimido neto en la salida del sistema de compresión de múltiples etapas se mantenga independientemente.

En realizaciones donde el sistema de compresión comprende una sección de baja presión (Low Pressure, LP) de compresores centrífugos y una sección de presión media (Medium Pressure, MP) de compresores alternativos, el gas del almacenamiento puede inyectarse aguas arriba de la sección de MP, por ejemplo, entre las secciones de LP y MP, el gas del almacenamiento también puede inyectarse entre las carcasas del compresor centrífugo de LP.

Durante los períodos donde la demanda excede la producción, el procedimiento puede comprender:

reducir la presión del gas comprimido extraído del almacenamiento para producir gas a presión reducida a la presión de entrada en una primera etapa del sistema de compresión de múltiples etapas (una primera presión intermedia); y

alimentar el gas a presión reducida a la primera etapa.

En tales realizaciones, una vez que la presión del gas comprimido en almacenamiento cae a aproximadamente la presión de entrada de la primera etapa, el procedimiento puede comprender:

reducir adicionalmente la presión del gas comprimido extraído del almacenamiento para producir gas a presión reducida a una presión de entrada en una segunda etapa del sistema de compresión de múltiples etapas aguas arriba de la primera etapa (una segunda presión intermedia); y

alimentar el gas a presión reducida a la segunda etapa.

Se entenderá que las expresiones “primera etapa” y “segunda etapa” en este contexto no se refieren a las posiciones relativas de las etapas en el sistema de compresión de múltiples etapas en la dirección aguas abajo durante el funcionamiento normal. Por el contrario, los términos simplemente pretenden reflejar el orden de las etapas a las que se alimenta el gas a presión reducida al sistema de compresión de múltiples etapas durante los períodos donde la demanda excede la producción. Las expresiones “primera presión intermedia” y “segunda presión intermedia” deben interpretarse por consiguiente, siendo la primera presión intermedia mayor que la segunda presión intermedia.

Estas realizaciones pueden comprender además alimentar gas a presión reducida a otras etapas del sistema de compresión de múltiples etapas aguas arriba de las etapas primera y segunda. En estas realizaciones adicionales, la presión del gas comprimido extraído del almacenamiento se reduce a la presión de entrada en las etapas respectivas.

En algunas realizaciones preferidas, la segunda etapa es la etapa inicial del sistema de compresión de múltiples etapas.

Se apreciará que, en realizaciones donde se alimenta gas a presión reducida a una segunda etapa después de la primera etapa, el flujo de gas en la primera etapa se detiene cuando comienza el flujo de gas en la segunda etapa. En términos generales, el flujo de gas a presión reducida en una etapa de compresión dada se detiene cuando comienza el flujo de gas a presión reducida en otra etapa de compresión.

En algunas realizaciones preferidas, donde, durante la alimentación de dicho gas a presión reducida a una etapa, el compresor centrífugo o, si hay más de uno, al menos un compresor centrífugo aguas arriba de dicha etapa funciona en dicho modo de baja potencia.

Dado que el gas puede devolverse desde el almacenamiento a una etapa intermedia y/o la etapa inicial del sistema de compresión de múltiples etapas, el gas comprimido puede almacenarse a una presión de hasta un mínimo de aproximadamente 0,5 MPa (5 bar), tal vez incluso hasta un mínimo de aproximadamente 0,13 (1,3 bar).

En realizaciones donde el gas comprimido se comprime aún más antes de almacenarse, otra opción sería que el gas comprimido extraído del almacenamiento se alimente, después de una reducción de presión adecuada, directamente a uno o más procesos aguas abajo hasta que la presión de almacenamiento caiga a la presión de alimentación de dicho(s) proceso(s) aguas abajo. En ese punto, la presión del gas comprimido extraído del almacenamiento se reduciría aún más y el gas a presión reducida se alimentaría a una etapa del sistema de compresión de múltiples etapas según la presente invención. Sin embargo, estas realizaciones no son preferidas, por ejemplo, debido al gasto de capital adicional del sistema de almacenamiento de alta presión.

El término “adecuado” en el contexto de la reducción de la presión pretende significar que la presión del gas se reduce en una medida adecuada teniendo en cuenta la presión de entrada de la etapa del sistema de compresión de múltiples etapa al que se alimenta el gas a presión reducida.

En comparación con un sistema de almacenamiento de alta presión con descarga sólo a la presión de alimentación de un proceso aguas abajo, estas realizaciones de la presente invención permiten reducir el volumen de almacenamiento de gas por el uso del sistema de compresión de múltiples etapas que ya está presente en el proceso para recomprimir el gas del almacenamiento cuando la presión de almacenamiento cae por debajo de esa presión de alimentación. De este modo, el gas puede continuar siendo tomado del almacenamiento hasta que la presión de almacenamiento caiga a un mínimo de la presión de alimentación al sistema de compresión de múltiples etapas.

Se requiere potencia de compresión adicional durante los períodos donde la producción de gas está limitada por la falta de potencia, por ejemplo, de los electrolizadores, pero la potencia de compresión adicional puede minimizarse suministrando gas a la presión entre etapas del compresor más alta posible dada la presión de almacenamiento en un momento particular. También permite que la presión máxima de almacenamiento de gas sea igual o inferior a la presión de alimentación de cualquier proceso aguas abajo para eliminar cualquier requisito de compresión adicional para el almacenamiento de gas.

Se apreciará que el mismo volumen de gas se almacena en el mismo volumen de almacenamiento a la misma presión máxima y que la reducción de la presión de almacenamiento mínima aumenta el volumen “liberable” de gas del almacenamiento, es decir, el volumen utilizable de gas almacenado.

Sin embargo, los inventores se han dado cuenta de que cuando se produce gas y a continuación se comprime en un sistema de compresión de múltiples etapas para su uso en al menos un proceso posterior, el volumen liberable de gas almacenado puede aumentarse devolviendo el gas del almacenamiento a una etapa en el sistema de compresión de múltiples etapas en lugar de directamente al proceso aguas abajo, y que esta disposición reduce el volumen total del recipiente de almacenamiento requerido por el proceso.

A modo de ejemplo, el almacenamiento de una presión máxima de 20 MPa (200 bar) hasta una presión mínima de 0,15 MPa (1,5 bar) requiere un 15 % menos de volumen del recipiente de almacenamiento para una masa dada de gas liberable en comparación con el almacenamiento de una presión máxima de 20 MPa (200 bar) hasta una presión mínima de 3 MPa (30 bar).

Del mismo modo, el almacenamiento de una presión máxima de 10 MPa (100 bar) hasta una presión mínima de 0,15 MPa (1,5 bar) requiere un 30 % menos de volumen del recipiente de almacenamiento para una masa dada de gas liberable en comparación con el almacenamiento de una presión máxima de 10 MPa (100 bar) hasta una presión mínima de 3 MPa (30 bar).

De manera adicional, el almacenamiento de una presión máxima de 5 MPa (50 bar) hasta una presión mínima de 0,15 MPa (1,5 bar) requiere un 60 % menos de volumen del recipiente de almacenamiento para una masa dada de gas liberable en comparación con el almacenamiento de una presión máxima de 5 MPa (50 bar) hasta una presión mínima de 3 MPa (30 bar).

Además, el almacenamiento de una presión máxima de 3 MPa (30 bar) hasta una presión mínima de 0,15 MPa (1,5 bar) es factible en comparación con de 3 MPa (30 bar) a 3 MPa (30 bar), lo que no permitiría el almacenamiento.

Por otra parte, aunque el volumen total del recipiente de almacenamiento aumenta a medida que se reduce la presión máxima de almacenamiento, la menor presión de diseño hace que las paredes del recipiente sean más delgadas y puede reducir el coste de capital total del sistema de almacenamiento. El espesor del recipiente a menudo se limita a un valor máximo por consideraciones tales como la capacidad de fabricación, y en ese caso la presión de diseño más baja dará lugar a menos recipientes (aunque cada recipiente será más grande). Es más, la tensión permitida para el diseño de un recipiente se puede aumentar por debajo de un espesor de pared de recipiente particular, y si la presión de diseño más baja permite que el espesor esté por debajo de este umbral, se puede reducir la masa metálica total del recipiente (y, por lo tanto, el costo total).

Gas de compresión

El gas de compresión en el sistema de compresión de múltiples etapas puede ser cualquier gas adecuado para la compresión en compresores centrífugos que tenga un caudal variable. El gas se produce preferiblemente usando electricidad generada al menos en parte a partir de al menos una fuente de energía renovable. Sin embargo, se prefiere particularmente que el gas de compresión sea gas hidrógeno, preferiblemente producido por electrólisis del agua.

Se puede usar cualquier forma adecuada de electrólisis de agua, incluida la electrólisis de agua alcalina y la electrólisis de agua con membrana de electrolito polimérico (Polymer Electrolyte Membrane, PEM).

El agua usada para la electrólisis es típicamente agua de mar que ha sido desalinizada, posiblemente por ósmosis inversa, y desmineralizada.

La electricidad requerida para la electrólisis puede generarse al menos en parte a partir de cualquier fuente de energía renovable adecuada. En algunas realizaciones preferidas, sin embargo, al menos parte de la electricidad requerida para la electrólisis se genera a partir de una fuente de energía renovable que incluye energía eólica, energía solar, energía de las mareas y energía hidroeléctrica, o combinaciones de estas fuentes, particularmente energía eólica y energía solar. La electricidad generada a partir de estas fuentes puede usarse para proporcionar energía a los electrolizadores.

Preferiblemente, el proceso será autónomo en términos de generación de energía para la electrólisis. Por lo tanto, preferiblemente toda la demanda de electricidad para la electrólisis se satisface usando fuentes de energía renovables.

Sin embargo, se prevé que la electricidad generada a partir de una o más fuentes de energía renovables pueda complementarse con otras fuentes, ya sea durante períodos de demanda particularmente alta de producto(s) del (de los) proceso(s) aguas abajo y/o durante períodos donde la fuente de energía renovable sólo está disponible por debajo del umbral requerido para satisfacer la demanda, o no está disponible en absoluto. En estos casos, se puede tomar electricidad adicional del almacenamiento en batería en el sitio y/o generarla a partir de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio, incluyendo las celdas de combustible y/o tomarla de una red local o nacional.

La electrólisis se puede llevar a cabo a cualquier escala adecuada, en algunos casos con una capacidad total de menos de 1 GW. Sin embargo, en realizaciones preferidas, la electrólisis tiene una capacidad total de al menos 1 gigavatio (GW). La capacidad total máxima de la electrólisis está limitada sólo por consideraciones prácticas, por ejemplo, generar suficiente energía a partir de las fuentes de energía renovables para alimentar la pluralidad de electrolizadores. Por tanto, la electrólisis puede tener una capacidad total máxima de aproximadamente 10 GW o más. La capacidad total de la electrólisis puede ser de 1 GW a aproximadamente 5 GW, por ejemplo, de aproximadamente 1,5 GW a aproximadamente 3 GW, por ejemplo.

El gas hidrógeno se genera típicamente por la electrólisis a una presión ligeramente superior a la presión atmosférica, por ejemplo, aproximadamente 0,13 MPa (1,3 bar). Sin embargo, en algunas realizaciones, la electrólisis produce hidrógeno a una presión algo más alta, por ejemplo, hasta aproximadamente 0,3 MPa (3 bar).

Por tanto, el gas hidrógeno se alimenta normalmente al sistema de compresión de múltiples etapas a una presión en el intervalo de presión atmosférica a aproximadamente 0,5 MPa (5 bar), por ejemplo, de una presión atmosférica a aproximadamente 0,3 MPa (3 bar), preferiblemente en el intervalo de presión atmosférica a aproximadamente 0,15 MPa (1,5 bar), por ejemplo, aproximadamente 0,11 MPa (1,1 bar).

En algunas realizaciones, la cantidad de gas de hidrógeno producido por los electrolizadores es variable y, por lo tanto, durante los períodos donde no hay suficiente gas hidrógeno producido por electrólisis, el gas de hidrógeno puede alimentarse al sistema de compresión de múltiples etapas desde otra fuente, por ejemplo, un sistema de almacenamiento de hidrógeno como se explica a continuación.

Purificación

En realizaciones preferidas donde el gas de compresión es gas hidrógeno producido por electrólisis, se observará que el gas hidrógeno producido por electrólisis está típicamente saturado con agua a 40 °C. Por tanto, este gas hidrógeno normalmente contiene algo de gas de oxígeno residual, típicamente de aproximadamente 500 a aproximadamente 1000 ppm(v). Estas impurezas normalmente tendrán que eliminarse, dependiendo de las tolerancias de cualquier proceso aguas abajo.

En este sentido, el oxígeno es un veneno para los catalizadores convencionales usados en el proceso de Haber. Por tanto, en realizaciones donde el proceso posterior es la síntesis de amoniaco, la alimentación al catalizador contendrá menos de aproximadamente 10 ppm, típicamente menos de aproximadamente 5 ppm, de oxígeno total, es decir, átomos de oxígeno de cualquier fuente de impurezas, como gas oxígeno (O<2>), agua (H<2>O), monóxido de carbono (CO) y/o dióxido de carbono (CO<2>). Por consiguiente, la alimentación también estará seca, es decir, no más de 1 ppm de agua.

Los procesos aguas abajo que usan hidrógeno “gris” convencional (es decir, hidrógeno derivado de una corriente de alimentación de hidrocarburos o carbonosa sin captura de dióxido de carbono, por ejemplo, por la reforma del gas natural), o hidrógeno “azul” (es decir, hidrógeno derivado de la misma manera que el hidrógeno gris, pero donde se captura parte o la totalidad del dióxido de carbono asociado con la producción), como las refinerías, tienen tolerancias similares para el oxígeno y el agua. Sin embargo, la licuefacción de hidrógeno en general tiene una especificación más estricta y no requiere más de 10 ppb de agua y 1 ppm de oxígeno en la alimentación.

El gas hidrógeno comprimido producido por la electrólisis se purifica preferiblemente antes de alimentarse al proceso aguas abajo. En este sentido, el gas de oxígeno residual en el gas de hidrógeno comprimido puede convertirse en agua por combustión catalítica de parte del hidrógeno para producir gas hidrógeno comprimido pobre en oxígeno (que contiene no más de 1 ppm de O<2>) que a continuación puede secarse para producir gas hidrógeno comprimido seco (que contiene no más de 1 ppm de agua) para su uso en el(los) proceso(s) aguas abajo.

Sistema de compresión de múltiples etapas

El sistema de compresión de múltiples etapas es responsable de comprimir el gas de la presión a la que se genera el gas hasta una presión elevada. Por ejemplo, cuando al menos parte del gas comprimido se alimenta a al menos un proceso aguas abajo, la presión elevada en general será una presión que es al menos un poco más alta que la presión de alimentación de dicho(s) proceso(s) aguas abajo.

Como se apreciará fácilmente, un sistema de compresión de “múltiples etapas” tiene una pluralidad de etapas de compresión que pueden dividirse entre compresores en paralelo y/o en serie. La relación de presión general en cada etapa está en general en el intervalo de aproximadamente 1,5 a aproximadamente 2,5, por ejemplo, de aproximadamente 2 a aproximadamente 2,5, con el fin de limitar el aumento de la temperatura del gas comprimido.

Los enfriadores se requieren típicamente entre etapas adyacentes (“enfriadores intermedios”) y típicamente se requieren después de una etapa final (“posenfriadores”) en sistemas de compresión de múltiples etapas para eliminar el calor de compresión del gas comprimido. Por tanto, en el contexto de la presente invención, una “etapa” de compresión se refiere a la parte del sistema de compresión entre enfriadores.

El gas hidrógeno comprimido producido por el sistema de compresión de múltiples etapas típicamente tiene una presión de aproximadamente 1 MPa (10 bar) a aproximadamente 5 MPa (50 bar). En algunas realizaciones, la presión del gas hidrógeno comprimido es de aproximadamente 2,5 MPa (25 bar) a aproximadamente 3,5 MPa (35 bar), preferiblemente aproximadamente 3 MPa (30 bar). En otras realizaciones, la presión del gas hidrógeno comprimido es de aproximadamente 1 MPa (10 bar) a aproximadamente 1,2 MPa (12 bar), preferiblemente aproximadamente 1,1 MPa (11 bar).

En algunas realizaciones, el sistema de compresión de múltiples etapas tiene sólo una única sección para comprimir el gas hidrógeno a la presión elevada deseada. En otras realizaciones, el sistema de compresión de múltiples etapas comprende una primera sección y al menos una sección adicional aguas abajo de la primera sección.

En realizaciones particulares, el sistema de compresión de múltiples etapas tiene dos secciones, una primera sección (baja presión o “LP”) donde el gas hidrógeno se comprime de la presión de alimentación al sistema de compresión de múltiples etapas hasta una primera presión elevada en el intervalo de aproximadamente 0,2 MPa (2 bar) a aproximadamente 0,6 MPa (6 bar), y una segunda sección (presión media o “MP”) donde el gas hidrógeno se comprime de la primera presión elevada hasta la presión elevada final deseada para el(los) proceso(s) aguas abajo.

En algunas realizaciones, la primera presión elevada del gas hidrógeno después de la compresión en la primera sección puede estar en el intervalo de aproximadamente 0,2 MPa (2 bar) a aproximadamente 0,3 MPa (3 bar), por ejemplo, 0,25 MPa (2,5 bar). En otras realizaciones, la primera presión elevada puede estar en el intervalo de aproximadamente 0,4 MPa (4 bar) a aproximadamente 0,6 MPa (6 bar), por ejemplo, 0,5 MPa (5 bar).

En realizaciones preferidas, el sistema de compresión de múltiples etapas comprenderá separadores de fases aguas arriba de cada etapa de compresión para eliminar el agua líquida. Para los compresores centrífugos LP, el separador de fases normalmente se combinará en el enfriador intermedio como una sola unidad para permitir potencialmente los beneficios de capital y energía y simplificar el sistema.

Proceso(s) aguas abajo

En algunas realizaciones, el gas comprimido puede consumirse en un proceso aguas abajo, o en más de un proceso aguas abajo dispuesto en paralelo.

En realizaciones preferidas donde el gas de compresión es gas hidrógeno, el(los) proceso(s) aguas abajo podría(n) incluir cualquier proceso que usaría actualmente hidrógeno “gris” o hidrógeno “azul”. Dichos procesos incluyen el refinado de petróleo y la fabricación de acero.

En realizaciones aún preferidas, al menos parte, por ejemplo, todo el gas comprimido es gas hidrógeno usado para producir amoniaco a través del proceso de Haber (o Haber-Bosch). En este proceso, el amoniaco se produce haciendo reaccionar una mezcla de gases de hidrógeno y nitrógeno sobre un catalizador a base de hierro a alta temperatura, típicamente de aproximadamente 400 °C a aproximadamente 500 °C, y a alta presión, típicamente a una presión en el intervalo de aproximadamente 10 MPa (100 bar) a 20 MPa (200 bar).

En otras realizaciones preferidas, al menos parte, por ejemplo, todo el gas comprimido es gas hidrógeno usado para producir metanol, por ejemplo, por hidrogenación de CO<2>.

En algunas realizaciones, al menos parte, por ejemplo, todo el gas comprimido es gas hidrógeno usado para producir amoniaco y/o metanol.

En otras realizaciones, al menos parte, por ejemplo, todo el gas hidrógeno comprimido se licua por enfriamiento criogénico.

En otras realizaciones más, una primera parte del gas hidrógeno comprimido se usa para producir amoniaco y una segunda parte del gas hidrógeno comprimido se licua.

Aparato

Según un segundo aspecto de la presente invención, se proporciona un aparato para comprimir un gas que tiene un caudal variable, comprendiendo dicho aparato:

un sistema de compresión de múltiples etapas para comprimir gas, comprendiendo dicho sistema de compresión de múltiples etapas un extremo de alimentación, al menos un compresor centrífugo que incorpora al menos un sello de gas seco con caras de sello opuestas, y un extremo de salida;

caracterizado por que el aparato comprende:

un sistema de control para conmutar el compresor centrífugo o cada compresor centrífugo entre un modo de potencia normal y un modo de baja potencia según el procedimiento del primer aspecto, según el flujo de la alimentación de gas al sistema de compresión de múltiples etapas.

Sistema de generación de electricidad

En algunas realizaciones preferidas, el aparato comprende un sistema de generación de electricidad para generar electricidad a partir de al menos una fuente de energía renovable, y en donde el gas de compresión se produce al menos en parte usando electricidad generada a partir de dicho sistema de generación de electricidad.

La electricidad para producir el gas de compresión (y posiblemente para alimentar el compresor centrífugo o cada compresor centrífugo del sistema de compresión de múltiples etapas) se genera a partir de al menos una fuente de energía renovable, por ejemplo, energía eólica y/o energía solar.

Se prefiere que, con el fin de reducir el impacto ambiental, el proceso sea autónomo en términos de generación de energía para producir gas de compresión (y opcionalmente alimentar el(los) compresor(es) centrífugo(s)). Por tanto, preferiblemente toda la demanda de electricidad se satisface usando fuentes de energía renovables, sin complementar dichas fuentes usando energía no renovable. En tales casos, se prefiere que la demanda de gas comprimido se satisfaga alimentando gas de un sistema de almacenamiento adecuado, antes de considerar el uso de cualquier fuente de energía no renovable.

Sin embargo, puede no haber suficiente gas disponible para ser alimentado desde dicho sistema de almacenamiento, por ejemplo. Por tanto, en algunas realizaciones, el sistema de generación de electricidad comprende un almacenamiento en batería en el sitio y/o uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio. La electricidad de dicho almacenamiento en batería y/o uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno pueden usarse para complementar la electricidad adicional, ya sea durante períodos de demanda particularmente alta de, por ejemplo, producto(s) del(de los) proceso(s) aguas abajo y/o durante períodos donde la fuente de energía renovable sólo está disponible por debajo del umbral requerido para satisfacer dichas demandas del proceso, o no está disponible en absoluto.

En realizaciones donde se usa energía eólica para generar electricidad, el sistema de generación de electricidad comprenderá una pluralidad de turbinas eólicas. En realizaciones donde se usa energía solar para generar electricidad, el sistema de generación de electricidad comprenderá una pluralidad de celdas fotovoltaicas o “celdas solares”.

Algunas realizaciones comprenderán una pluralidad de turbinas eólicas y una pluralidad de celdas fotovoltaicas.

Se entenderá que la expresión “comunicación eléctricamente conductora” significa que se usarán alambres y/o cables apropiados, junto con cualquier otro equipo relevante, para conectar el sistema de generación de electricidad con el compresor o cada compresor de una manera segura y eficiente.

En el contexto de la presente invención, el compresor centrífugo o cada compresor centrífugo también puede ser accionado por un variador de frecuencia variable dedicado, un accionamiento mecánico o un motor de dos velocidades.

En algunas realizaciones preferidas, el sistema de generación de electricidad también genera electricidad para alimentar el(los) compresor(es) centrífugo(s) del sistema de compresión de múltiples etapas y/o cualquier proceso aguas abajo.

Sistema de compresión de múltiples etapas

Como se ha mencionado anteriormente, el sistema de compresión de múltiples etapas comprende una pluralidad de etapas, teniendo cada etapa típicamente una relación de compresión en el intervalo de aproximadamente 2 a aproximadamente 2,5. Los enfriadores intermedios se proporcionan típicamente entre etapas adyacentes, y se pueden requerir posenfriadores después de una etapa final.

Las etapas de un sistema de compresión de múltiples etapas pueden disponerse en al menos dos secciones de compresión, una primera y una sección adicional aguas abajo de dicha primera sección.

Cada sección puede comprender una o más etapas de compresión, junto con los enfriadores asociados. También se pueden incluir separadores de fases aguas arriba de cada etapa de compresión para eliminar los líquidos del gas hidrógeno que se va a comprimir.

En realizaciones particulares, el sistema de compresión de múltiples etapas tiene dos secciones, una primera sección (baja presión o “LP”) donde el gas hidrógeno se comprime de la presión de alimentación al sistema de compresión de múltiples etapas hasta una primera presión elevada, y una sección adicional (presión media o “MP”) donde el gas hidrógeno se comprime de la primera presión elevada hasta la presión elevada final deseada para el(los) proceso(s) aguas abajo.

Una sección de LP puede tener una o más, por ejemplo, dos, etapas de compresión y una sección de MP puede tener dos o más, por ejemplo, 3 o 4, etapas de compresión.

El número de compresores usados dependerá de la capacidad total del proceso. A modo de ejemplo, para un proceso que tiene una capacidad total de electrolizadores de 2,2 GW (para producir gas hidrógeno), el sistema de compresión de múltiples etapas puede tener de 8 a 10 compresores. El experto en la técnica apreciaría que un proceso que tiene una mayor capacidad total requeriría un mayor número de compresores.

Los compresores en una sección de LP pueden estar sobredimensionados según corresponda, por ejemplo en un 10 % para adaptarse a la pérdida de una máquina. Adicional o alternativamente, el sistema de compresión de múltiples etapas puede comprender un compresor de repuesto en la sección de LP o MP que sustituiría a otra máquina en la sección relevante que se hubiera averiado.

Sistema de control

El aparato comprende un sistema de control para conmutar el compresor centrífugo o cada compresor centrífugo entre un modo de potencia normal y un modo de baja potencia, según sea necesario, según el flujo de la alimentación de gas al sistema de compresión de múltiples etapas.

En realizaciones donde hay un sistema de generación de electricidad que dicta el flujo de la alimentación de gas, el sistema de generación de electricidad genera electricidad a partir de al menos una fuente de energía renovable. Sin embargo, como se ha mencionado anteriormente en algunas realizaciones, el sistema de generación de electricidad comprende además un almacenamiento en batería en el lugar y/o genera electricidad a partir de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno. En tales realizaciones, el aparato comprende un sistema de control para conmutar el compresor centrífugo o cada compresor centrífugo entre un modo de potencia normal y un modo de baja potencia, según sea necesario, según el nivel de electricidad generada por la(las) fuente(s) de energía renovable(s) y el almacenamiento en batería en el sitio y/o uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno de dicho sistema de generación de electricidad.

Se apreciará que el sistema de control está en comunicación eléctrica con el compresor centrífugo o cada compresor centrífugo en el sistema de compresión de múltiples etapas.

El sistema de control implementa el proceso de la invención. Los dos modos, “modo de baja potencia” y “modo de potencia normal”, cuando se describen en relación con el sistema de control pueden tener las mismas características que se describen en esta invención en relación con el proceso de la invención.

El sistema de control está configurado para:

(a) durante los períodos donde el flujo de gas a través del(de los) compresor(es) centrífugo(s) es suficiente para un funcionamiento normal de dicho sistema de compresión de múltiples etapas, instruir a dicho(s) compresor(es) centrífugo(s) a que funcionen en un modo de potencia normal; y

(b) durante los períodos donde el flujo de gas al(a los) compresor(es) centrífugo(s) no es suficiente para un funcionamiento normal de dicho sistema de compresión de múltiples etapas, instruir al compresor centrífugo o, si hay más de uno, al menos un compresor centrífugo a que funcione en un modo de baja potencia al menos suficiente para evitar un contacto de dichas caras de sello opuestas de dicho sello de gas seco en dicho(s) compresor(es) centrífugo(s).

En algunas realizaciones, el sistema de control simplemente calcula, según el flujo de gas al sistema de compresión de múltiples etapas (y opcionalmente para alimentar la compresión centrífuga), cuántos compresores centrífugos deben funcionar en modo de baja potencia o modo de potencia normal y, a continuación, indica a cada uno que funcione como tal.

Por tanto, el sistema de control dicta la forma más eficiente de hacer funcionar el(los) compresor(es) centrífugo(s) del sistema de compresión de múltiples etapas, sin apagar indebidamente los compresores centrífugos. Esto aumenta la vida útil de los compresores al reducir el desgaste de los sellos de gas seco y minimizar la frecuencia de las reparaciones y los costos. Esto también puede permitir que se “libere” más electricidad para otras partes del proceso, por ejemplo, la producción de gas o cualquier proceso aguas abajo.

Electrolizadores

En algunas realizaciones preferidas, el gas de compresión es gas hidrógeno, preferiblemente producido por electrólisis de agua. Por tanto, en dichas realizaciones, el aparato comprende una pluralidad de electrolizadores para producir gas hidrógeno, en donde dicho extremo de alimentación de dicho sistema de compresión de múltiples etapas está en comunicación de flujo de fluido con dicha pluralidad de electrolizadores. Los electrolizadores se alimentan al menos en parte por electricidad generada a partir de dicho sistema de generación de electricidad.

La electrólisis del agua puede ser proporcionada por una pluralidad de unidades de electrólisis o “celdas”. Cada unidad o celda puede denominarse como un “electrolizador”.

La pluralidad de electrolizadores típicamente tiene una capacidad total de al menos 1 GW, pero en algunos casos la capacidad puede ser inferior a 1 GW. La capacidad total máxima de los electrolizadores está limitada sólo por consideraciones prácticas, por ejemplo, generar suficiente energía a partir de la(s) fuente(s) de energía renovable(s) para alimentar la pluralidad de electrolizadores. Por tanto, los electrolizadores pueden tener una capacidad total máxima de 10 GW o más. La capacidad total de los electrolizadores que realizan la electrólisis puede ser de 1 GW a 5 GW, por ejemplo, de aproximadamente 1,5 GW a aproximadamente 3 GW.

La pluralidad de electrolizadores normalmente consiste en un gran número, por ejemplo, cientos, de celdas individuales combinadas en “módulos” que también incluyen equipos de proceso, por ejemplo, bombas, enfriadores y/o separadores, y los grupos de estos módulos se disponen típicamente en edificios separados. Cada módulo tiene típicamente una capacidad máxima de al menos 10 MW, por ejemplo, 20 MW, y cada edificio tiene típicamente una capacidad total de al menos 100 MW, por ejemplo, 400 MW.

Se puede usar cualquier tipo adecuado de electrolizador con la presente invención. A este respecto, hay tres tipos convencionales de electrolizadores: electrolizadores alcalinos, electrolizadores de PEM y electrolizadores de óxido sólido, y cada uno de estos tipos de electrolizador es, en teoría, adecuado para su uso con la presente invención.

Los electrolizadores alcalinos funcionan por el transporte de iones de hidróxido (OH-) a través del electrolito desde el cátodo al ánodo, generándose hidrógeno en el lado del cátodo. Los electrolizadores que usan una solución alcalina líquida de hidróxido de sodio o hidróxido de potasio como electrolito están disponibles comercialmente. Los electrolizadores alcalinos comerciales funcionan típicamente a una temperatura en el intervalo de aproximadamente 100 °C a aproximadamente 150 °C.

En un electrolizador de PEM, el electrolito es un material plástico sólido. El agua reacciona en el ánodo para formar iones de oxígeno y de hidrógeno cargados positivamente. Los electrones fluyen a través de un circuito externo y los iones de hidrógeno se mueven selectivamente a través de la PEM hacia el cátodo. En el cátodo, los iones de hidrógeno se combinan con los electrones del circuito externo para formar gas hidrógeno. Los electrolizadores de PEM funcionan típicamente a una temperatura en el intervalo de aproximadamente 70 °C a aproximadamente 90 °C.

Los electrolizadores de óxido sólido usan un material cerámico sólido como electrolito que conduce selectivamente iones de oxígeno cargados negativamente (O2-) a temperaturas elevadas. El agua en el cátodo se combina con los electrones del circuito externo para formar gas hidrógeno e iones de oxígeno cargados negativamente. Los iones de oxígeno pasan a través de la membrana cerámica sólida y reaccionan en el ánodo para formar gas oxígeno y generar electrones para el circuito externo. Los electrolizadores de óxido sólido deben funcionar a temperaturas lo suficientemente altas como para que las membranas de óxido sólido funcionen correctamente, por ejemplo, de aproximadamente 700 °C a aproximadamente 800 °C.

Debido a las temperaturas de funcionamiento más bajas, típicamente se prefiere el uso de electrolizadores alcalinos y/o electrolizadores de PEM.

La pluralidad de electrolizadores puede estar dispuesta en al menos dos grupos paralelos. En estas realizaciones, el aparato comprende:

un primer cabezal para recoger gas hidrógeno de cada electrolizador en cada grupo; y

un segundo cabezal para recoger gas hidrógeno de los primeros cabezales y alimentar el gas hidrógeno al extremo de alimentación del sistema de compresión de múltiples etapas;

En algunas realizaciones en donde el aparato comprende además un sistema de almacenamiento para almacenar gas hidrógeno comprimido, el aparato comprende además un conducto para alimentar gas hidrógeno comprimido de un sistema de almacenamiento después de la reducción de presión adecuada al segundo cabezal.

Se puede usar cualquier fuente adecuada de agua con estas realizaciones de la presente invención. Sin embargo, en realizaciones donde se usa agua de mar para producir el agua para la electrólisis, el aparato comprendería además al menos una unidad (o planta) para la desalinización y desmineralización del agua de mar.

Sistema de purificación

En algunas realizaciones donde hay uno o más procesos aguas abajo que no pueden tolerar los niveles de agua y oxígeno inherentemente presentes en el gas hidrógeno comprimido producido por la electrólisis del agua, el aparato puede comprender un sistema de purificación donde se purifica el gas hidrógeno comprimido. El sistema de purificación comprenderá típicamente una unidad “DeOxo” donde el oxígeno se elimina por la combustión catalítica del hidrógeno para producir agua y gas de hidrógeno comprimido pobre en oxígeno.

El gas pobre en oxígeno puede a continuación secarse en un secador, por ejemplo, una unidad de adsorción, tal como una unidad de adsorción por oscilación de temperatura (Temperature Swing Adsorption, TSA), para producir gas hidrógeno comprimido seco para el(los) proceso(s) aguas abajo.

Unidad(es) de procesamiento aguas abajo

En algunas realizaciones, el aparato comprende al menos una unidad de procesamiento aguas abajo para consumir gas comprimido, estando dicha(s) unidad(es) de procesamiento aguas abajo en comunicación de flujo de fluido con dicho extremo de salida de dicho sistema de compresión de múltiples etapas.

Una unidad de procesamiento aguas abajo puede ser cualquier unidad que use gas (por ejemplo, gas hidrógeno) como materia prima.

Ejemplos de unidades de procesamiento aguas abajo adecuadas incluyen una refinería de petróleo, una instalación de fabricación de acero, una planta de síntesis de amoniaco o una planta de licuefacción de hidrógeno. En algunas realizaciones, hay tanto una planta de síntesis de amoniaco como una planta de licuefacción de hidrógeno dispuestas en paralelo.

En realizaciones particularmente preferidas, la(s) unidad(es) de procesamiento aguas abajo incluye(n) una planta de síntesis de amoniaco, por ejemplo, usando el proceso de Haber (Haber-Bosch), y/o una planta de síntesis de metanol, por ejemplo, usando hidrogenación de CO<2>.

Sistema de almacenamiento

En algunas realizaciones, el aparato comprende un sistema de almacenamiento para almacenar gas comprimido, estando dicho sistema de almacenamiento en comunicación de flujo de fluido con dicho extremo de salida de dicho sistema de compresión de múltiples etapas y al menos un compresor de dicho sistema de compresión de múltiples etapas.

El sistema de almacenamiento comprende típicamente una serie de recipientes a presión y/o segmentos de tubería conectados a un cabezal de entrada/salida común.

Los recipientes a presión pueden ser esferas, por ejemplo, de hasta aproximadamente 25 m de diámetro, o “discos”, es decir, recipientes horizontales con grandes relaciones L/D (típicamente hasta aproximadamente 12:1) con diámetros de hasta aproximadamente 12 m.

También se pueden usar cúpulas de sal si la geología del sitio lo permite.

En algunas realizaciones, el aparato comprende un segundo sistema de control que controla no sólo la presión y el flujo de comprimido del sistema de compresión de múltiples etapas al sistema de almacenamiento, por ejemplo, durante los períodos donde la producción de gas excede la demanda, sino también la presión y el flujo de gas comprimido al sistema de almacenamiento de múltiples etapas, por ejemplo, durante los períodos donde la demanda de gas excede la producción.

Se apreciará que este segundo sistema de control podría ser integral con, o separado del sistema de control descrito anteriormente en relación con el modo de potencia del(de los) compresor(es) centrífugo(s).

En algunas realizaciones, el segundo sistema de control simplemente buscaría mantener la presión del gas en un cabezal aguas abajo en un proceso aguas abajo. Por tanto, para proporcionar continuamente una cantidad dada de gas al proceso aguas abajo, se mantendría un controlador de presión en un cabezal de descarga que alimenta el proceso aguas abajo.

Si la presión en el cabezal de descarga excediera la presión de alimentación requerida (por ejemplo, porque hay más gas disponible que el que consume el proceso aguas abajo), la presión se aliviaría abriendo una válvula en la línea de alimentación para el almacenamiento.

Una vez que la presión en el cabezal de descarga cayó a la presión de alimentación requerida, la válvula en la línea de alimentación al almacenamiento se cerraría.

Si la presión en el cabezal de descarga cayera por debajo de la presión de alimentación requerida (por ejemplo, porque hay menos gas disponible que el que consume el proceso aguas abajo), la presión aumentaría al abrir una válvula en una primera línea de retorno desde el almacenamiento hasta una primera etapa en el sistema de compresión de múltiples etapas.

La válvula en la primera línea de retorno permanecería abierta hasta el momento en que la presión en el cabezal de descarga excediera la presión de alimentación requerida, lo que indica que el nivel de producción de gas ha vuelto al nivel requerido, momento en el cual la válvula se cerraría, o hasta que la presión en el recipiente de almacenamiento caiga a aproximadamente la presión de entrada en la primera etapa del sistema de compresión de múltiples etapas que se alimenta por la primera línea de retorno.

En este último caso, no sólo se cerraría la válvula en la primera línea de retorno, sino que también se abriría una válvula en una segunda línea de retorno desde el almacenamiento hasta una segunda etapa en el sistema de compresión de múltiples etapas (aguas arriba de la primera etapa) para continuar alimentando de nuevo el gas desde el almacenamiento al proceso aguas abajo.

Dicho sistema de control puede denominarse como un sistema de control por “margen compartido”.

La invención se describirá a continuación a modo de ejemplo solamente y con referencia a las figuras, donde:

La FIG. 1 es un diagrama de flujo simplificado para una primera realización de la presente invención;

La FIG. 2 es un diagrama de flujo simplificado para una segunda realización de la presente invención;

La FIG. 3 es un diagrama de flujo simplificado para una tercera realización de la presente invención;

La FIG. 4 es un gráfico de barras y una tabla que proporcionan un ejemplo del proceso de la presente invención en el contexto de cuatro compresores centrífugos dispuestos en paralelo alimentados por una fuente de energía renovable; y

La FIG. 5 es un gráfico de barras que muestra datos simulados para la cantidad de electricidad usada para alimentar cuatro compresores centrífugos dispuestos en paralelo según un ejemplo de la invención.

Según la Fig. 1, el hidrógeno se produce a aproximadamente la presión atmosférica por la electrólisis del agua en una pluralidad de unidades electrolizadoras indicadas en general por el número de referencia 2.

Una corriente 4 de gas hidrógeno se retira de los electrolizadores 2 a una presión justo por encima de la presión atmosférica (por ejemplo, aproximadamente 0,11 MPa (1,1 bar)) y se alimenta a un sistema 20 de compresión de múltiples etapas para producir una corriente 12 de gas hidrógeno comprimido. En este ejemplo, el sistema 20 de compresión de múltiples etapas comprende cuatro compresores centrífugos, indicados en general con el número de referencia 6, que están dispuestos en paralelo.

La electricidad requerida para alimentar los electrolizadores 2 se genera al menos en parte por fuentes de energía renovables (no mostradas) tales como el viento y/o el sol. Sin embargo, en algunas realizaciones, al menos parte de la electricidad adicional puede tomarse del almacenamiento en batería en el sitio y/o generarse a partir de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio, incluyendo las celdas de combustible y/o tomarse de una red local o nacional (no mostrada).

El gas hidrógeno comprimido de cada uno de los compresores 6 centrífugos se alimenta al cabezal 10 y forma la corriente 12 combinada de gas hidrógeno comprimido. La corriente 12 combinada puede alimentarse a una etapa de compresión aguas abajo (no mostrada) o al menos a un proceso aguas abajo (no mostrado).

Cada compresor 6 centrífugo está conectado eléctricamente a un sistema de control, indicado por el número de referencia 30. El sistema 30 de control supervisa la cantidad de flujo de gas al sistema de compresión de múltiples etapas e indica a uno o más de los compresores 6 centrífugos que estén en un modo de baja potencia o en un modo de potencia normal (o que conmuten entre ellos), según sea necesario.

Por poner un ejemplo, durante los períodos donde la electricidad generada a partir de la(s) fuente(s) de energía renovable(s) (y opcionalmente la electricidad del almacenamiento en batería en el sitio y/o uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio (no mostrados) y, por consiguiente, el flujo de gas a través de los compresores centrífugos, es suficiente para un funcionamiento normal de dicho sistema 20 de compresión de múltiples etapas, el sistema 30 de control indica a cuatro de dichos compresores 6 centrífugos que funcionen en un modo de potencia normal (es decir, en un funcionamiento máximo, de disminución o de reciclaje).

Sin embargo, durante los períodos donde la electricidad generada a partir de la(s) fuente(s) de energía renovable(s) (y opcionalmente la electricidad del almacenamiento en batería en el sitio y/o uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio (no mostrados) y, por consiguiente, el flujo de gas a través de los compresores centrífugos no es suficiente para un funcionamiento normal de dicho sistema 20 de compresión de múltiples etapas, el sistema 30 de control instruye a uno, dos, tres o los cuatro compresores 6 centrífugos a que funcionen en un modo de baja potencia, según sea necesario. Como se describe en la presente memoria, este modo de baja potencia es al menos suficiente para evitar un contacto de las caras de sello opuestas del sello de gas seco en dicho el compresor 6 centrífugo o cada compresor centrífugo en dicho modo de baja potencia.

Aunque no se muestra en aras de la brevedad, el sistema de compresión de múltiples etapas típicamente comprende enfriadores intermedios entre las etapas de compresión y los posenfriadores después de la etapa final. También puede haber separadores de fases aguas arriba de cada etapa de compresión para eliminar el líquido de la corriente que entra en las etapas de compresión.

La Fig. 2 representa una segunda realización de la presente invención. Se han usado las mismas referencias numéricas para indicar las características del diagrama de flujo en la Fig. 2 que son comunes al diagrama de flujo de la Fig. 1. La siguiente es una descripción de las características que distinguen la primera realización de la Fig. 2 del proceso que se muestra en la Fig. 1.

Con respecto a la Fig. 2, el sistema 20 de compresión de múltiples etapas tiene una sección de LP que contiene los cuatro compresores 6 centrífugos dispuestos en paralelo, y también comprende una sección de MP que contiene cuatro compresores alternativos, indicados en general con el número de referencia 14, que están dispuestos en paralelo.

La corriente 4 de gas hidrógeno se alimenta a la sección de LP donde se comprime de aproximadamente 0,11 MPa (1,1 bar) a aproximadamente 0,5 MPa (5 bar) y se alimenta al cabezal 10 para producir la corriente 12 combinada. La corriente 12 combinada se alimenta a continuación a la sección de MP con compresores 14 alternativos donde se comprime adicionalmente para producir la corriente 16 que está a una presión de aproximadamente 0,1 MPa (1 bar) por encima de la presión de cualquier proceso aguas abajo (no mostrado).

En esta figura, el sistema 30 de control supervisa nuevamente la cantidad de flujo de gas (por ejemplo, según la electricidad disponible) e indica a uno o más de los compresores 6 centrífugos que estén en un modo de baja potencia o en un modo de potencia normal (o que conmuten entre ellos), según sea necesario. Sin embargo, la presencia de la sección aguas abajo de compresión comprendiendo cuatro compresores 14 alternativos permite que el sistema de compresión de múltiples etapas continúe comprimiendo gas hidrógeno incluso cuando el flujo de gas comprimido neto se reduce debido a que uno o más de los compresores 6 centrífugos funcionan en modo de baja potencia, por ejemplo, alimentando gas hidrógeno a los compresores 14 desde el almacenamiento.

La Fig. 3 representa una segunda realización de la presente invención. Se han usado las mismas referencias numéricas para indicar las características del diagrama de flujo en la Fig. 3 que son comunes al diagrama de flujo de la Fig. 2. La siguiente es una descripción de las características que distinguen la primera realización de la Fig. 3 del proceso que se muestra en la Fig. 2.

Con respecto a la Fig. 3, el aparato mostrado comprende un sistema 40 de almacenamiento.

El gas hidrógeno seco puede almacenarse en el sistema 40 de almacenamiento hasta una presión máxima de la presión de alimentación en un proceso posterior, por ejemplo, para una planta de amoniaco, de aproximadamente 2,6 MPa (26 bar). En estas realizaciones, la corriente 38 de gas hidrógeno comprimido se toma de la salida del sistema de compresión de múltiples etapas, se ajusta en presión según sea apropiado a través de la válvula 42 y se alimenta al sistema 40 de almacenamiento.

Alternativamente, el hidrógeno puede almacenarse a una presión más alta, por ejemplo, hasta una presión máxima de 5 MPa (50 bar) o incluso 10 MPa (100 bar) o más. En tales realizaciones, la corriente 38 de gas hidrógeno se ha retirado de la salida del sistema de compresión de múltiples etapas, se ha comprimido en un sistema de compresión de almacenamiento y se ajusta en presión a través de la válvula 42 según sea necesario antes de alimentarse al sistema 40 de almacenamiento.

Durante los períodos donde la demanda de hidrógeno excede la producción, el hidrógeno del sistema 40 de almacenamiento puede alimentarse en la corriente 48, después de una reducción de presión adecuada (por ejemplo, a través de la válvula 56), directamente a la alimentación de hidrógeno en la corriente 16 en un proceso aguas abajo (no mostrado). En algunas realizaciones, el hidrógeno extraído del almacenamiento puede alimentarse en la corriente 46, después de una reducción de presión adecuada (por ejemplo, a través de la válvula 54), en un punto entre la sección LP y la sección MP del sistema 20 de compresión de múltiples etapas. En otras realizaciones más, el hidrógeno extraído del almacenamiento puede alimentarse en la corriente 44, después de la reducción de presión adecuada (por ejemplo, a través de la válvula 52), a la alimentación en la sección LP comprendiendo los compresores 6 centrífugos.

En algunas realizaciones, el gas hidrógeno extraído del almacenamiento se alimenta en la corriente 48 en un proceso aguas abajo (no mostrado) hasta que la presión en el sistema de almacenamiento cae a aproximadamente la presión de alimentación en el proceso aguas abajo, en cuyo punto la válvula 56 se cerraría y la válvula 54 se abriría. El gas hidrógeno extraído puede alimentarse en la corriente 46 en el punto entre las secciones del sistema 20 de compresión de múltiples etapas hasta que la presión en el sistema de almacenamiento caiga a aproximadamente la presión de alimentación en la sección MP. En este punto, la válvula 54 se cierra y la válvula 52 se abre, proporcionando así gas hidrógeno extraído en la corriente 44 a la alimentación en la sección LP del sistema 20 de compresión de múltiples etapas.

Este enfoque secuencial para alimentar hidrógeno desde el almacenamiento hasta el proceso aguas abajo tiene la ventaja de que representa un procedimiento más eficiente desde el punto de vista energético para devolver hidrógeno al proceso durante períodos donde la demanda excede la producción en comparación con la alimentación de hidrógeno desde el almacenamiento sólo a través de la línea 48.

En algunas realizaciones preferidas según la presente invención, durante los períodos donde uno o más compresores 6 centrífugos están funcionando en un modo de baja potencia, el hidrógeno extraído del almacenamiento puede alimentarse en la corriente 46, después de una reducción de presión adecuada (por ejemplo, a través de la válvula 54), a un punto entre la sección de LP y la sección de MP del sistema 20 de compresión de múltiples etapas. Un segundo sistema de control (opcionalmente integrado con el primer sistema de control) puede controlar el flujo de hidrógeno extraído a través de la válvula 54 de modo que el flujo de gas hidrógeno comprimido de los compresores 6 centrífugos se complemente con gas hidrógeno del almacenamiento.

Esto tiene la ventaja adicional de garantizar que haya una caída mínima en el flujo de gas hidrógeno comprimido neto de la corriente 16 a un proceso aguas abajo (no mostrado) a pesar de que uno o más compresores 6 centrífugos funcionan en un modo de baja potencia.

La Fig. 4 muestra una gráfica con un ejemplo de una salida de fuente de energía renovable. Se apreciará que los datos para la fuente de energía renovable son sólo para ilustrar un ejemplo de la invención y no pretenden reflejar valores reales de la producción de energía solar.

Este ejemplo usa sólo energía solar como fuente de energía renovable, pero se apreciará que este ejemplo podría extrapolarse a una de, o una combinación de, las otras fuentes de energía renovables, almacenamiento en batería en el sitio o energía de uno o más generadores de gasolina, diésel o hidrógeno en el sitio, como se menciona en esta invención. La energía solar se usa en este ejemplo para simplificar los datos de ejemplo con fines de explicación, se apreciará que el uso de una combinación de fuentes de energía renovables y no renovables presentará un gráfico de producción de energía mucho más complicado, por ejemplo, pero funcionará con los mismos principios como se describe en la presente memoria.

Como se puede observar en el gráfico de la Fig. 4 (parte superior), la cantidad de electricidad generada a partir de la energía solar varía a lo largo del día (de 08:00 a 16:00). En este ejemplo, la electricidad generada por la energía solar se usa para alimentar electrolizadores y, por tanto, se correlaciona con la cantidad de gas producido para la compresión. Este gas se comprime a continuación en cuatro compresores centrífugos dispuestos en paralelo dentro de un sistema de compresión de múltiples etapas como el que se muestra en las Figs. 1 a 3. Los datos para el funcionamiento de dichos compresores centrífugos se muestran en la tabla de la Fig. 4, con cada compresor centrífugo etiquetado de 1 a 4 respectivamente.

La tabla que se muestra en la Fig. 4 muestra el número de compresores centrífugos que funcionan en, o conmutan a, un modo de baja potencia o un modo de potencia normal, dependiendo del flujo de gas producido, que se basa en la cantidad de electricidad generada a partir de la fuente de energía solar.

A partir de la tabla de la Fig. 4 se puede ver que:

(i) a las 08:00 hay un 20 % de la electricidad total que se genera a partir de la fuente de energía solar, por lo que no hay suficiente energía para proporcionar suficiente flujo de gas para la compresión en los cuatro compresores (1,2, 3, 4) centrífugos en un modo de potencia normal (Normal Power Mode, NPM) que, por lo tanto, están en un modo de baja potencia (Low Power Mode, LPM);

(ii) a las 09:00 hay un 40 % de la electricidad total que se genera a partir de la fuente de energía solar, por lo que hay suficiente energía para proporcionar suficiente flujo de gas para la compresión en un compresor (1) centrífugo en un modo de potencia normal (Normal Power Mode, NPM) y tres compresores (2, 3, 4) centrífugos están en un modo de baja potencia (Low Power Mode, LPM);

(iv) a las 10:00 hay un 60 % de la electricidad total que se genera a partir de la fuente de energía solar, por lo que hay suficiente energía para proporcionar suficiente flujo de gas para la compresión en dos compresores (1, 2) centrífugos en un modo de potencia normal (Normal Power Mode, NPM) y dos compresores (3, 4) centrífugos están en un modo de baja potencia (Low Power Mode, LPM);

(v) a las 11:00 hay un 80 % de la electricidad total que se genera a partir de la fuente de energía solar, por lo que hay suficiente energía para proporcionar suficiente flujo de gas para la compresión en tres compresores (1, 2, 3) centrífugos en un modo de potencia normal (Normal Power Mode, NPM) y un compresor (4) centrífugo está en un modo de baja potencia (Low Power Mode, LPM); y

(vi) a las 12:00 hay un 100 % de la electricidad total que se genera a partir de la fuente de energía renovable, por lo que hay suficiente energía para proporcionar suficiente flujo de gas para la compresión en los cuatro compresores (1,2, 3, 4) centrífugos en un modo de potencia normal (Normal Power Mode,, NPM).

Se apreciará que el ejemplo mostrado en la Fig. 4 también puede describirse usando las fórmulas generales proporcionadas anteriormente.

En el ejemplo que se muestra en la Fig. 4, se puede observar que ninguno de los compresores centrífugos se está apagando por completo en respuesta a la falta de electricidad disponible generada a partir de dicha fuente de energía solar durante todo el día. Por tanto, esto permite que el número de compresores centrífugos en dicho modo de baja potencia o dicho modo de potencia normal sea tal que la cantidad de electricidad disponible se conserve tanto como sea posible sin apagar indebidamente el compresor centrífugo o al menos un compresor centrífugo. Por lo tanto, esto reduce el desgaste de los sellos de gas seco y extiende la vida útil del(de los) compresor(es) centrífugo(s), reduciendo los costos.

La Fig. 5 es un gráfico de barras que muestra datos simulados para la cantidad de electricidad usada para alimentar cuatro compresores centrífugos dispuestos en paralelo según un ejemplo de la invención a lo largo del tiempo. En este ejemplo simulado, la cantidad de electricidad disponible para producir gas en los electrolizadores dicta la cantidad de electricidad suministrada para alimentar los compresores centrífugos. La cantidad simulada de electricidad usada para alimentar los electrolizadores para producir gas hidrógeno para la compresión en los compresores centrífugos se basa en fuente(s) de energía renovable(s). Cada compresor centrífugo tiene una potencia máxima de 10 MW, lo que eleva la potencia máxima total para los cuatro compresores a 40 MW. El eje x muestra la cantidad de potencia suministrada a los cuatro compresores centrífugos (de 10 a 40 MW), y el eje y muestra aproximadamente el tiempo durante el que se suministró ese nivel de potencia. Estos resultados se generaron usando un software de simulación informática que usa datos reales sobre la energía disponible de la energía eólica y solar recopilada durante 30 años.

A partir de esta figura, se desprende que aproximadamente un tercio del tiempo (60.000 horas; 6,8 años), los compresores centrífugos funcionan con un total de aproximadamente 10 MW de potencia con los cuatro compresores centrífugos funcionando en un modo de baja potencia. Aproximadamente otro tercio del tiempo (65.000 horas; 7,4 años), los compresores centrífugos funcionan con un total de aproximadamente 22 MW con potencialmente 2 compresores en un modo de potencia normal y 2 en modo de baja potencia. Aproximadamente un tercio más del tiempo (55.000 horas; 6,3 años), los compresores centrífugos funcionan con un total de aproximadamente 40 MW con los cuatro compresores funcionando en un modo de potencia normal a máxima potencia. Cualquier pico inferior a aproximadamente 35 MW podría dar como resultado que al menos 1 compresor centrífugo funcione en el modo de baja potencia. A 26 MW de potencia en CC de Lp, podría tener 2 compresores centrífugos que funcionan a la máxima potencia, 1 compresor centrífugo que funciona en disminución y 1 compresor centrífugo que funciona en un modo de baja potencia.

La Fig. 5 muestra, por tanto, que se pueden lograr ahorros significativos de electricidad al conmutar los compresores centrífugos a un modo de baja potencia según el flujo de gas a través de los compresores centrífugos, que depende de la electricidad disponible.

La descripción anterior se ha presentado para ilustrar y describir ejemplos de los principios descritos. Esta descripción no pretende ser exhaustiva ni limitar estos principios a ninguna forma precisa descrita. Son posibles muchas modificaciones y variaciones a la luz de la enseñanza anterior. Debe entenderse que cualquier característica descrita en relación con cualquier ejemplo puede usarse sola, o en combinación con otras características descritas, y también puede usarse en combinación con cualquier característica de cualquier otro de los ejemplos, o cualquier combinación de cualquier otro de los ejemplos.

En esta memoria descriptiva, a menos que se indique expresamente lo contrario, la palabra “o” se usa en el sentido de un operador que devuelve un valor verdadero cuando se cumple una o ambas de las condiciones establecidas, a diferencia del operador “exclusivo o” que sólo requiere que se cumpla una de las condiciones. La expresión “comprendiendo” se usa en el sentido de “que incluye” en lugar de significar “que consiste en”.

Ningún reconocimiento de ningún documento publicado anteriormente en esta invención debe considerarse como una admisión o representación de que su enseñanza fue de conocimiento general común en Australia o en otro lugar a la fecha del mismo.

Claims (15)

REIVINDICACIONES

1. Un proceso para hacer funcionar un sistema (20) de compresión de múltiples etapas para comprimir una alimentación de gas que tiene un caudal variable, comprendiendo dicho sistema (20) de compresión de múltiples etapas al menos un compresor (6) centrífugo que incorpora un sello de gas seco con caras de sello opuestas, comprendiendo dicho proceso:

(a) durante períodos donde el caudal del gas a través del(de los) compresor(es) (6) centrífugo(s) es suficiente para un funcionamiento normal de dicho sistema (20) de compresión de múltiples etapas, hacer funcionar dicho(s) compresor(es) (6) centrífugo(s) en un modo de potencia normal; y

(b) durante períodos donde el caudal del gas a través del(de los) compresor(es) (6) centrífugo(s) no es suficiente para un funcionamiento normal de dicho sistema (20) de compresión de múltiples etapas, hacer funcionar el compresor (6) centrífugo o, si hay más de uno, al menos un compresor (6) centrífugo en un modo de baja potencia al menos suficiente para evitar un contacto de dichas caras de sello opuestas de dicho sello de gas seco en dicho(s) compresor(es) (6) centrífugo(s).

2. Un proceso según la reivindicación 1, en donde, durante el funcionamiento en dicho modo de baja potencia, dicho el compresor (6) centrífugo o al menos un compresor centrífugo funciona con una potencia de aproximadamente 20 % o menos con respecto a una potencia máxima y no produce gas comprimido neto.

3. Un proceso según la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en donde, durante el funcionamiento en dicho modo de baja potencia, dicho el compresor (6) centrífugo o al menos un compresor centrífugo funciona con una velocidad de rotor en un intervalo de aproximadamente 100 rpm a aproximadamente 1500 rpm y no produce gas comprimido neto.

4. Un proceso según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde, durante el funcionamiento en dicho modo de potencia normal, el compresor (6) centrífugo o al menos un compresor centrífugo funciona con una potencia de aproximadamente 70 % o más con respecto a la potencia máxima y produce opcionalmente al menos cierta cantidad de gas comprimido neto.

5. Un proceso según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el gas de compresión es gas hidrógeno.

6. Un proceso según la reivindicación 5, en donde el gas hidrógeno se produce por electrólisis de agua.

7. Un proceso según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el sistema (20) de compresión de múltiples etapas comprende al menos un compresor (14) adicional, y en donde durante dichos períodos especificados en (b), el proceso comprende comprimir gas en dichos compresores (14) adicionales.

8. Un proceso según la reivindicación 7, en donde dicho gas se alimenta a dicho(s) compresor(es) (14) adicional(es) extrayendo gas hidrógeno comprimido de un almacenamiento y, después de una reducción de presión adecuada, alimentando dicho gas hidrógeno a presión reducida a dicho(s) compresor(es) (14) adicional(es), estando dicho(s) compresor(es) (14) adicional(es) aguas abajo de dicho(s) compresor(es) (6) centrífugo(s) en dicho modo de baja potencia.

9. Un proceso según cualquiera de las reivindicaciones 5 a 8, comprendiendo alimentar dicho gas hidrógeno comprimido a al menos un proceso aguas abajo para su consumo en dicho(s) proceso(s) aguas abajo.

10. Un proceso según la reivindicación 9, en donde al menos cierta cantidad del gas hidrógeno comprimido se usa para producir amoniaco y/o metanol en el(los) proceso(s) aguas abajo.

11. Un proceso según la reivindicación 9 o la reivindicación 10, en donde durante dichos períodos especificados en (b), dicho proceso comprende extraer gas hidrógeno comprimido de un almacenamiento y, después de una reducción de presión adecuada, alimentar dicho gas hidrógeno a presión reducida a dicho(s) proceso(s) aguas abajo.

12. Un aparato para comprimir un gas que tiene un caudal variable, comprendiendo dicho aparato: un sistema (20) de compresión de múltiples etapas para comprimir gas, comprendiendo dicho sistema (20) de compresión de múltiples etapas un extremo de alimentación, al menos un compresor (6) centrífugo que incorpora al menos un sello de gas seco con caras de sello opuestas, y un extremo de salida; caracterizado por que el aparato comprende:

un sistema (30) de control para conmutar el compresor (6) centrífugo o cada compresor centrífugo independientemente entre un modo de potencia normal y un modo de baja potencia según el procedimiento de la reivindicación 1, según el flujo de la alimentación (4) de gas al sistema (20) de compresión de múltiples etapas.

13. Un aparato de la reivindicación 12, comprendiendo un sistema de generación de electricidad para generar electricidad a partir de al menos una fuente de energía renovable, y en donde el gas de compresión se produce al menos en parte usando electricidad generada a partir de dicho sistema de generación de electricidad.

14. Un aparato de la reivindicación 12 o la reivindicación 13, comprendiendo una pluralidad de electrolizadores (2) para producir gas hidrógeno,

en donde los electrolizadores (2) se alimentan al menos en parte por electricidad generada a partir de dicho sistema de generación de electricidad, y

en donde dicho extremo de alimentación de dicho sistema (20) de compresión de múltiples etapas está en comunicación de flujo de fluido con dicha pluralidad de electrolizadores (2).

15. Un aparato según cualquiera de las reivindicaciones 12 a 14, comprendiendo:

un sistema (40) de almacenamiento para almacenar gas comprimido, estando dicho sistema (40) de almacenamiento en comunicación de flujo de fluido con dicho extremo de salida de dicho sistema (20) de compresión de múltiples etapas y al menos un compresor (6, 14) de dicho sistema (20) de compresión de múltiples etapas; y

un segundo sistema de control para controlar la presión y el flujo de gas comprimido de dicho sistema (20) de compresión de múltiples etapas a dicho sistema (40) de almacenamiento y para controlar la presión y el flujo de gas comprimido de dicho sistema (40) de almacenamiento a dicho(s) compresor(es) (6, 14) de dicho sistema (20) de compresión de múltiples etapas según el flujo de la alimentación (4) de gas al sistema (20) de compresión de múltiples etapas.