Presentacion Irene

SIMULACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE UNA TORRE DE ABSORCIÓN QUÍMICA E

INTEGRACIÓN EN UNA CENTRAL TÉRMICA

PARA LA CAPTURA DEL CO2 DE LOS GASES

DE COMBUSTIÓN

Autora: Irene Bolea AgüeroTutor: Luis Miguel Romeo Giménez

Proyecto Fin de Carrera

Ingeniería IndustrialEspecialidad: Energía y Tecnología de Calor y Fluidos

OBJETIVO

Estudiar, técnica y económicamente, la absorción química con aminas para la

captura de CO2 de los gases de

combustión de una central térmica mediante el programa ASPEN PLUS 12.1

ÍNDICE

1. TECNOLOGÍAS DE CAPTURA

2. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN

3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

4. ESTUDIO ECONÓMICO

5. CONCLUSIONES

ÍNDICE





5. CONCLUSIONES


1.1 CAMBIO CLIMÁTICO Y CO2

• 1998: España ratifica el Protocolo de Kyoto• Plan Nacional de Asignación de emisiones• Ley 1/2005: Mercado de Emisiones


• Ahorro en el consumo• Aumento eficiencia de los procesos• Fuentes de energía renovables• Captura y almacenamiento de CO2


1.2 TECNOLOGÍAS DE CAPTURA

POSTCOMBUSTIÓN

Tratamiento a los gases de salida

PRECOMBUSTIÓN

Tratamiento al combustible y a los gases de salida

OXICOMBUSTIÓN

Tratamiento al comburente y a los gases de salida

ABSORCIÓN QUÍMICA Aminas

FÍSICA

ADSORCIÓN

CRIOGENIA

SEPARACIÓN CON

MEMBRANAS


1.3 PLANTAS DE ABSORCIÓN QUÍMICA

Gas de combustión

Amina

Gas limpio

Corriente de CO2 a compresión

H2O + CO2 + MEA → MEACOO- + H3O+

MEACOO- + H3O+ → H2O + CO2 + MEA

30-40ºC

30-50ºC

50-80ºC

50-65ºC

90-110ºC110-130ºC

100-120ºC

Q

Pretratamiento de los gases Temperatura SO2 y NOx

Penalización de la eficiencia de la central térmica Energía de regeneración Energía de compresión

Pérdidas químicas Sales estables: purga

Corrosión Uso de inhibidores de la corrosión Moderación de las temperaturas


1.3 PLANTAS DE ABSORCIÓN QUÍMICA

ÍNDICE




5. CONCLUSIONES



2.1 EL SIMULADOR: ASPEN PLUS 12.1

Los bloques Las unidades de operación

Los calculadores

Las secuencias

Los balances

La unidad de operación principal: RADFRAC columna de absorción multietapa con contacto líquido-vapor.

destilaciones ordinarias, absorción, regeneración,sistemas trifásicos y sistemas con fase líquido no ideal.

reacciones químicas de equilibrio y electrolíticas

Los Property Methods

ELCTRL


2.2 DATOS DE ENTRADA

Gases de salida de un grupo:

Antes de la desulf Después de la desulf

Temperatura ºC 180 55

O2 6,05% 6,66%

H2O 7,98% 17,45%

CO2 11,59% 9,76%

N2 73,90% 66,09

SO2 0,49% 0,04%

Flujo Total (T/h) 2.260,8

Máximo flujo viable técnica y económicamente: 300.000m3/h

Simulación de un sexto de los gases: 104,9 kg/s

Captura del 60-65% del CO2 producido

cuatro plantas por grupo


2.2 DIAGRAMA DE BLOQUES

Etapa principal y postratamiento

Pretratamiento del gas

Regeneración de la amina

ABSORCIÓNPostratamient

o del gasDESABSORCIÓN

Gas limpio

Gas de combustión

CO2 líquido

Etapa principal



2.4 SIMULACIÓN DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES: El absorbedor

Concentración de MEA a la entrada: 30% peso

No hay necesidad de pretratamiento del gas

Temperatura del gas a la entrada de la torre de absorción:55ºC

Menores temperaturas, mejores rendimientos

Resultados de la simulación del absorbedor:

Flujo CO2 a la entrada ~ 68 T/h

Flujo CO2 a la salida ~ 1,5 T/h

Eficiencia:97%

Temperatura del líquido en la salida: 55ºC

Temperatura del gas en la salida: 67ºC

MEA ~ 160T/h


Energía necesaria para la regeneración adecuada >60MW

Más energía, más agua al postratamiento

Temperatura a la entrada de la torre de absorción adecuada, hasta 105ºC

Mayores temperaturas, aumenta la corrosión

2.4 SIMULACIÓN DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES: El desorbedor

Resultados de la simulación del desorbedor:

Flujo CO2 a compresión ~ 35 T/h

Temperaturas elevadas a la salida de la torre

Agua que debe retirarse antes de la compresión ~ 36,5 T/h

Energía adecuada para la regeneración: 60 MW

• Eficiencia del proceso de absorción: 94% emitidos: 3,4 T/h

• Reposición del sorbente: 5% 8,5 T/h

• Energía de desabsorción: 65 MW

• Energía de regeneración para purga: 5 MW


2.5 SIMULACIÓN DEL PROCESO COMPLETO

• Compresión hasta 139 bar (cuatro etapas) y Tamb

• Compresión del flujo total de CO2 proveniente de

todas las plantas: 178,5kg/s

• Energía eléctrica total requerida: 70 MWe

• Flujo principal de calor para la primera evaporación del agua: 170 MW (hasta 25ºC) Posibilidad de aprovechamiento


2.6 ETAPA DE LICUEFACCIÓN

Parámetro UnidadesEste

estudioDesideri et

al.Marion et

al.PREEICA

Munura et al.

Generación neta de la planta base MWe 356,34 x 3 320,9 433,78 51 900

Eficiencia de la planta base % 36,93 31,1 36,7 38

Concentración molar de CO2 a la entrada % 9,76 13,2 15 - 13,3

Tecnología utilizada MEA Fluor Daniel Kerr-McGee Dow FS-1 KS-1

Flujo de CO2 capturado T/h 689,62 203,64 378,78 - 611

Proporción de CO2 capturado % 65 86,5 98 90 90

Electricidad por tonelada de CO2 capturado kWh/tCO2 111,93 91,50 118,84 104,00 119,00

Calor por tonelada de CO2 capturado GJ/tCO2 3,57 3,95 - 4,00 2,76


2.7 COMPARACIÓN DE LOS RESULTADOS

• Enormes requerimientos energéticos, tanto térmicos como eléctricos

• Tecnología KS-1: Amina estéricamente impedida Energía de desabsorción mucho menor, pero precio muy elevado

• Resultados de la simulación del proceso coherentes con otros estudios

ÍNDICE




3. CONCLUSIONES



3.1 CONFIGURACIONES PARA LA INTEGRACIÓN

Flujo de calor de una caldera auxiliar

Energía de compresión de una

turbina de gas

Todos los flujos de la propia central


MWe

MWt

Planta de referencia

Flujo de gas de

combustión

CO2 emitido

CO2 capturado

MWe

Caldera auxiliar

Sistema de absorción y compresión

CO2

Gas Natural

MWe

Posible optimización


Flujo de gas de

combustión

CO2 emitido

CO2 capturado

MWeMWe y MWt


CO2


Flujo de gas de

combustiónCO2 emitido

CO2 capturado

MWe

MWe

Flujo de gas de

combustión

Gas Natural

Turbina de Gas


CO2MWt

3.2 CONFIGURACIÓN I: Caldera auxiliar


Planta base Planta con caldera

Producción turbinas C.T. (MWe) 362,98 362,98

Consumo eléctrico (MWe) 6,64 30,23

Producción neta (MWe) 356,34 332,75

Eficiencia 36,93% 26,18%

TA TM1 TM2 TB1

CondensadorCaldera

de Vapor

Desgasificador

I ntercambiadores de alta presión

I ntercambiadores de baja presión

4 23 156

TB4TB3TB2TA TM1 TM2 TB1

CondensadorCaldera

de Vapor

Caldera de

VaporDesgasificador

I ntercambiadores de alta presión

I ntercambiadores de baja presión

4 23 156

TB4TB3TB2

3.3 CONFIGURACIÓN II: Toda la energía de la central

7,4 bar 2,8 bar

•Energía de saturación para el rehervidor

•Temperaturas mayores de 130ºC Aceleran la corrosión

•Presión de saturación máxima: 3bar

•Extracciones 3 y 4

3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TB1


Opción 1: extracción con enfriamiento

Condensador

TA TM1 TM2 TB1

Caldera de

Vapor

Desgasificador

4

23 15

6

TB4TB3TB2

PRESAT

REBOIL

15,5 MW

267 MW

121,5 kg/s

23 MW

345,3 ºC

43 bar

445,2 ºC

20,4 bar

311 ºC

7,3 bar

92,9 ºC

0,78 bar

206,8 ºC

2,8 bar

63,4 ºC

0,23 bar

38,7 ºC

0,069 bar



Planta baseCon caldera de

G.N.Extracción de TB1

Extracción de TB1 con optimización

Producción total C.T. (MWe) 362,98 362,98 319,08 320,16

Consumo eléctrico (MWe) 6,64 30,23 30,22 30,22

Producción neta (MWe) 356,34 332,75 288,85 289,93

Eficiencia 36.93% 26,18% 29,94% 30,05%




Opción 2: extracción con mezcla

Condensador

TA TM1 TM2 TB1

Caldera de

Vapor

Desgasificador

4 23 156

TB4TB3TB2

REBOIL

113,2 kg/s

23 MW

264 MW

8,3 kg/s


345,3 ºC

43 bar

445,2 ºC

20,4 bar

311 ºC

7,3 bar

92,9 ºC

0,78 bar

206,8 ºC

2,8 bar

63,4 ºC

0,23 bar

38,7 ºC

0,069 bar

121,5 kg/s

Planta baseExtracción de TB1

sin PRESAT

Extracción de TB1 sin PRESAT con

optimización

Extracción de TB1 sin PRESAT con

optim al desgasif.

Producción total C.T. (MWe) 362,98 317,82 319,87 320,50

Consumo eléctrico (MWe) 6,64 30,15 30,15 29,94

Producción neta (MWe) 356,34 287,67 289,73 290,57

Eficiencia 36.93% 29,81% 30,03% 30,11%




3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TM2

Condensador

TA TM1 TM2 TB1

Caldera de

Vapor

Desgasificador

4 23 156

TB4TB3TB2

PRESAT

REBOIL

EXPAN

23 MW15,5 MW

264 MW

20 MWe

121,5 kg/s


345,3 ºC

43 bar

445,2 ºC

20,4 bar

311 ºC

7,3 bar

92,9 ºC

0,78 bar

206,8 ºC

2,8 bar

63,4 ºC

0,23 bar

38,7 ºC

0,069 bar

Planta base Extracción de TB2 optimizada

Producción total C.T. (MWe) 362,98 314,71

Consumo eléctrico (MWe) 6,64 30,06

Producción neta (MWe) 356,34 284,65

Eficiencia 36.93% 29,65%


3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TM2

3.4 CONFIGURACIÓN III: Turbina de gas


Temperatura de los gases de salida: 537ºC


Condensador

Deagasificador

423 1

169ºC

6

210ºC 118ºC 56ºC 38ºC246ºC 81ºC

5

Q Q Q

Condensador

Deagasificador

423 1

169ºC

6

210ºC 118ºC 56ºC 38ºC246ºC 81ºC

5

Q Q Q

Condensador

Deagasificador

423 1

169ºC

6

210ºC 118ºC 56ºC 38ºC246ºC 81ºC

5

Q Q Q

Condensador

Deagasificador

423 1

169ºC

6

210ºC 118ºC 56ºC 38ºC246ºC 81ºC

5

Q Q Q

Opción 1: Enfriamiento del gas de salida en tres etapas disminución de las extracciones de AP


Aumento del flujo a través de: TM1 +7kg/sTM2 +6kg/s


Opción 2: Generación de vapor extra más flujo a las turbinas

TA TM1

TM2

TB1

Caldera de Vapor

4 23 156

TB4

TB3

TB2

Calor de TdG

TA TM1

TM2

TB1

Caldera de Vapor

4 23 156

TB4

TB3

TB2

Calor de TdG

TA TM1

TM2

TB1

Caldera de Vapor

4 23 156

TB4

TB3

TB2

Calor de TdG

TA TM1

TM2

TB1

Caldera de Vapor

4 23 156

TB4

TB3

TB2TA TM1

TM2

TB1

Caldera de Vapor

4 23 156

TB4

TB3

TB2TA TM1

TM2

TB1

Caldera de Vapor

4 23 156

TB4

TB3

TB2TA TM1

TM2

TB1

Caldera de Vapor

Caldera de Vapor

4 23 156

TB4

TB3

TB2

Calor de TdG


10 kg/s

490 ºC

168 bar



Planta baseExtracción TB1

optimizada. Optim 1Extracción TB1

optimizada. Optim 2

Producción C.T.(MWe) 362,98 326,68 331,26

Producción TdG (MWe) 0,00 67,50 67,50

Consumo bombas (MWe) 6,64 6,64 6,80

Producción neta C.T. (MWe) 356,34 320,04 324,46

Eficiencia C.T. 36,93% 33,27% 33,70%

Consumo planta absorción (MWe) 23,75 23,75

Producción neta total 356,34 318,79 323,21

ÍNDICE




5. CONCLUSIONES



4.1 METODOLOGÍA DEL CÁLCULO DE LOS COSTES DE LAS PLANTAS DE ABSORCIÓN Y LA COMPRESIÓN

CAPTIAL FIJO: CAE + Cd + Ci

Coste de Adquisición de Equipos: Método de escalaTOTAL: 231.130.156 €

Costes directos e indirectos: porcentajes sobre el precio de adquisición de los equipos

TOTAL: 393.711.382 € Financiación del capital: 20 años al 5%

35.206.790 € anuales

Coste Total Anual: 49.048.209 €

Costes de Operación y Mantenimiento13.841.418 € anuales


4.2 COSTE ESPECÍFICO

Unidad para comparar: derecho de emisión

Precio medio en los últimos meses: 25 €/T Multa: desde 40 €/T hasta 100 €/T a partir de 2008

Cálculo del precio específico: precio por tonelada de CO2 evitada

Planta base

Planta base con captura

CO2 emitido

CO2 emitido CO2 capturado

CO2 evitado

CO2 evitado =

CO2 emitido planta original –

(CO2 emitido planta original y caldera auxiliar – CO2 capturado)


4.2 COSTE ESPECÍFICO

Conf I:Caldera de gas

Conf Ibis:Caldera de

carbón

Conf II:Flujos internos

Conf III:Turbina de gas

Total gastos anuales (€)

216.636.379 162.119.341 121.573.539 137.465.238

CO2 evitado (T)

3.575.826 2.972.538 4.815.288 4.401.810

Precio espec. (€/T) 60,58 54,54 25,25 31,23


Hipótesis: • Precio venta electricidad: 5,29 c€/T

• Precio específico carbón: 2 €/GJ

• Precio específico gas natural: 4 €7GJ

• Precio específico caldera: 75 €/kWt

• Precio específico turbina de gas: 265 €/kWe

ÍNDICE





5. CONCLUSIONES

5. CONCLUSIONES

1. Absorción química con MEA como el método más viable para la captura de CO2 de centrales térmicas

Bajas presiones parciales de CO2 Gran volumen de gas a tratar

5. CONCLUSIONES

2. Simulación de la planta coherente con la literatura

3,57 GJ/TCO2 65 MW cada rehervidor 113,93 kWh/TCO2

5. CONCLUSIONES

5. CONCLUSIONES

3. Integración más viable: flujo de calor de la extracción de turbina de baja presión, aplicando las optimizaciones disponibles. Electricidad también extraída de las turbinas del ciclo de vapor.

Disminución del rendimiento:6,8 puntos

Precio por tonelada: 25,25 €/TCO2 evitado

Configuración con turbina de gas:

disminución de 3,2 puntos el rendimiento

precio por tonelada: 31,23 €/TCO2 evitado

Configuración con caldera auxiliar

Disminución de 10,75 puntos el rendimiento

Precio por tonelada: 60,58 €/TCO2 evitado

5. CONCLUSIONES

SIMULACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE UNA TORRE DE ABSORCIÓN QUÍMICA E

INTEGRACIÓN EN UNA CENTRAL TÉRMICA

PARA LA CAPTURA DEL CO2 DE LOS GASES

DE COMBUSTIÓN

Autora: Irene Bolea AgüeroTutor: Luís Miguel Romeo Giménez

Proyecto Fin de Carrera

Ingeniería IndustrialEspecialidad: Energía y Tecnología de Calor y Fluidos

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