Quinta Ponencia

1

PRODUCCIÓN DE H2 DE GASIFICACIÓN.

LA OPORTUNIDAD DE LA PLANTA DE

PUERTOLLANO.

ELCOGAS S.A.

Francisco García Peña

CURSOS DE VERANO 2007XX EDICIÓN

UNIVERSIDAD DE CASTILLA LA MANCHAPuertollano, 18 de Julio de 2007

2

1. PRODUCCCIÓN DE HIDRÓGENO A PARTIR DE

GASIFICACIÓN DE COMBUSTIBLES.

2. LA TECNOLOGÍA GICC (Gasificación Integrada en

Ciclo Combinado).

3. UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA GICC EN

COPRODUCCIÓN DE H2 Y ELECTRICIDAD.

4. ACTIVIDADES DE ELCOGAS, INICIATIVAS

EUROPEAS Y NACIONALES.

PRODUCCIÓN DE H2 DE GASIFICCIÓN. LA

OPORTUNIDAD DE LA PLANTA DE

PUERTOLLANO

3

1. PRODUCCCIÓN DE HIDRÓGENO A PARTIR DE

GASIFICACIÓN DE COMBUSTIBLES

PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO DE GASIFICACIÓN. LA

OPORTUNIDAD DE LA PLANTA DE PUERTOLLANO

4

Reacciones de gasificación lecho arrastrado

1. Reacciones de pirólisis

Constan de tres etapas:

• secado combustible

• calentamiento y desprendimiento de volátiles (CO, H2, CO2, H2O) lo que provoca un aumento de la porosidad, y

• aproximadamente a 400ºC se piroliza (craqueo térmico), formando residuo rico en C fijo (char) y compuestos gaseosos

5

Reacciones de gasificación lecho arrastrado (cont.)

2. Reacciones de combustión

Tras la pirólisis, T muy alta y concentración O2 muy elevada

• H2 + 1/2 O2 H2O

• CO + 1/2 O2 CO2

• CH4 + 2 O2 CO2 + 2 H2O (-Hº)>0 exotérmicas

• C6H6 +15/2 O2 6 CO2 + 3 H2O

• C + 1/2 O2 CO

• C + O2 CO2

Se consume la mayor parte de O2

6

Reacciones de gasificación lecho arrastrado (cont.)

3. Reacciones de gasificación

Se inician T del residuo carbonoso 700 ºC

• C + CO2 2 CO (-Hº)<0

• C + H2O CO + H2 (-Hº)<0

• C + 2 H2 CH4 (-Hº)>0

• CH4 + H2O CO + 3 H2 (-Hº)<0

• CO + H2 O CO2 + H2 (-Hº)>0

Composición final del gas de carbón o gas sintético:

CO, H2, CO2, CH4, compuestos de S (COS, H2S), de N (NH3, HCN) y sólidos arrastrados (cenizas).

7

Mejor tecnología de gasificación depende de los objetivos de la planta:Mejor tecnología de gasificación depende de los objetivos de la planta:

Lecho fijo Lecho fluido Lecho arrastrado

Gasificador Fijo seco

Fijo

con escoria

Fijo

con escoria

Fluido KRW

Fluido Una etapa

húmedo

Una etapa seco

Dos etapas

húmedo

Dos etapas seco

P (barg) 27.5 27.5 69 31 69 69 34 31 69

H2 40 28 25 34 32 37 28 33 32

CO 17 59 59 45 13 47 64 54 29

CH4 9 7 10 7 15 < 0.1 < 0.1 1 15

CO2 32 3 3 12 36 14 2 10 22

N2+ A 2 3 3 2 4 2 6 2 2

• Para H2, síntesis de NH3, metanol y líquidos F-T, el singas debe ser compuesto mayoritariamente por CO y H2

• Para GICC sin captura de CO2, el metano es aceptable (mayor eficiencia y menor consumo de O2)

• Para GICC con captura de CO2, la presencia de metano reduce la captura de CO2

Composición singas según tecnología de gasificación

Gasification technology (EPRI, 2007)

8

Combustión Gasificación

Carbono CO2 (sin valor energético) CO (con valor energético)

Hidrógeno H2O (sin valor energético) H2 (con valor energético)

Nitrógeno NO, NO2 (reducen capa ozono) NH3/N2 (eliminan en lavado húmedo)

Azufre SO2/SO3 (lluvia ácida) COS, H2S (se convierten en S sólido)

Agua H2O (sin valor energético) H2 (con valor energético)

Cenizas Cenizas volantes se mezclan con caliza formando gran cantidad de residuos

Cenizas volantes/escorias se comercializan

Combustión vs. Gasificación

9

PRODUCCCIÓN DE HIDRÓGENO A PARTIR DE


Paso 1: Obtención del gas de síntesis por

gasificación+ O

2

CompuestoCarbonoso +H2O CO + H2+ impurezas

Cenizas CharCl-

CN-

SH2

COS N2

....

Paso 2: “Shifting” o reacción gas-agua

CO + H2O CO2 + H2

Paso 3: Separación de H2 y CO2 H2 CO2

10

2. LA TECNOLOGÍA GICC (Gasificación Integrada

en Ciclo Combinado)



11

2.LA TECNOLOGÍA GICC (Gasificación Integrada en Ciclo Combinado).

CALDERA AP

GASIFICADOR

CALDERA MP

FILTRACIÓNLAVADO

CON AGUA

SEPARAC.AZUFRE

RECUPERACIÓNAZUFRE

CALDERARECUPERACIÓN

CALOR

PREPARACIÓN CARBÓN

CARBÓN

COQUEPETRÓLEO

CALIZA

GAS

CRUDO

GASCLAUSGAS DE ENFRIAMIENTO

CENIZA

AGUA A TRATAMIENTO

GASDE COLA

AZUFRE

AIREO2

GASLIMPIO

PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE AIRE (ASU)

AIRE COMPRIMIDO

N2 RESIDUAL

N2 O2ESCORIA

TURBINADE GAS

200 MWISO

GASES DE COMBUSTIÓN CALIENTES

VAPOR MP

VAPOR AP

VAPOR

TURBINA DE VAPOR135 MWISO

GASES A CHIMENEA

TORRE DE REFRIGERACIÓNCONDENSADOR

12

CARBÓN COQUE MEZCLA(50:50)

Humedad (%p) 11.8 7.00 9.40Ceniza (%p) 41.10 0.26 20.68C (%p) 36.27 82.21 59.21H (%p) 2.48 3.11 2.80N (%p) 0.81 1.90 1.36O (%p) 6.62 0.02 3.32S (%p) 0.93 5.50 3.21PCI (MJ/kg) 13.10 31.99 22.55

COMBUSTIBLE

TURBINADE GAS

(MW)

TURBINADE VAPOR

(MW)

TOTALBRUTO(MW)

TOTALNETO(MW)

POTENCIAELÉCTRICA

182.3 135.4 317.7 282.7

BRUTA NETAEFICIENCIA(PCI) 47.12% 42.2%

EMISIONES g/kWh mg/Nm3 (6% Oxígeno)

SO2 0.07 25NOx 0.40 150

Partículas 0.02 7.5

2.LA TECNOLOGÍA GICC (Gasificación Integrada en Ciclo Combinado). PRINCIPALES DATOS DE DISEÑO

POTENCIA

Y EMISIONES

13

2.LA TECNOLOGÍA GICC (Gasificación Integrada en Ciclo Combinado)

COMPOSICIÓN DEL GAS DE SINTESIS

GAS CRUDO GAS LIMPIO

Composición

Media real

Diseño

Composición

Media real

Diseño

CO (%) 59,26 61,25 CO (%) 59,30 60,51

H2 (%) 21,44 22,33 H2 (%) 21,95 22,08

CO2 (%) 2,84 3,70 CO2 (%) 2,41 3,87

N2 (%) 13,32 10,50 N2 (%) 14,76 12,5

Ar (%) 0,90 1,02 Ar (%) 1,18 1,03

H2S (%) 0,83 1,01 H2S (ppmv) 3 6

COS (%) 0,31 0,17 COS (ppmv) 9 6

HCN (ppmv) 23 38 HCN (ppmv) – 3

GAS DE

SÍNTESIS

14

Factor GICC

Lecho fluido

atmosférico

PC subcrítica

PC supercrítica

Eficiencia Neta (% PCI)

39,2 – 43,1 36,0 36,0 42

Emisión CO2

(kg/MWh)712 – 783 852 852 774

Emisión SO2

(kg/MWh)0,07 – 0,14 1,40 2,50 2,15

Emisión NOx

(kg/MWh)0,05 – 0,40 0,80 2,30 1,10

2.LA TECNOLOGÍA GICC (Gasificación Integrada

en Ciclo Combinado)

TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA A PARTIR DE

CARBÓN

15

TECNOLOGÍAS DE CAPTURA

POST-COMBUSTION PRE-COMBUSTION OXY-COMBUSTION

FUENTE ZEP, 2006

IPCC, 2005

IEA GHG, 2003

ZEP, 2006

IPCC, 2005

IEA GHG, 2003

ZEP, 2006

IPCC, 2005

IEA GHG, 2003

Eficiencia del sistema de captura, %

85 85-90 92 85-91 91 91

Incremento del coste de

la electricidad,

%

42-66 50 20-55 24-2629-119

56-82

Disminución de la

eficiencia, %11-15 8-11 5-9 6-8

5-11.2

8-13

Tipo de planta PC PC PC GICC GICC GICC PC PC PC

Coste de la electricidad, cent €/ kWh

5.7 4-6 6.6 5.8 5-7.3 5-6 5.5 4-6 6-8

Coste de la captura €/tCO2 22.4 40-65 55-60 21.1 13-38 23-33 17.6 35 57-66

16

2. La Tecnología GICC (Gasificación Integrada en Ciclo

Combinado) Ventajas (1)

Alta eficiencia. Mayor que otras tecnologías de generación de

energía a partir de carbón, y gran potencial de mejora: neta 42% 50% Carbón (diversidad de

cualidades)

Combustibles alternativos (pet-coke, RSU, biomasa, etc.)

Disponibilidad de combustible secundario en el ciclo combinado

Fiabilidad en el suministro de

energía Flexibilidad de producto Electricidad, H2, CO2, metanol, NH3, gasolinas, etc

Menor riesgo: Producción acorde con mercados

Alimentación flexible

17

Medioambiente:

• Menores emisiones de CO2 que otras plantas basadas en carbón. Mejor potencial para plantas de cero emisiones • Bajas emisiones de gases ácidos (SO2, NOx) y partículas. Similar o mejor que los ciclos combinados con gas natural• Menores residuos. La escoria, ceniza, azufre y sales son subproductos• Menor consumo de agua que otras plantas basadas en carbón. No se producen dioxinas/furanos cuando se utilizan combustibles orgánicos• Mejor método para eliminar emisiones de Hg

2. La Tecnología GICC (Gasificación Integrada en

Ciclo Combinado). Ventajas (2)

18

Economía:

• Combustible muy competitivo con gas natural. Coste variable del KWh con carbón es actualmente un tercio del producido con gas natural• Menor coste de captura de CO2 (precombustión)

• Los residuos son productos comerciales. Sostenibilidad:

• Reservas de carbón para más de 200 años y con mejor distribución• Admite casi cualquier combustible con suficiente contenido en carbono

2. La Tecnología GICC (Gasificación Integrada en

Ciclo Combinado). Ventajas (3)

19

2.Tecnología GICC. Desventajas (1)

Tecnología en estado de demostración

Las cuatro grandes plantas basadas en carbón (USA & EU) informan de disponibilidades GICC entre 60 and 75% (> 90 % si se considera el combustible auxiliar)

Principales causas de indisponibilidad relacionadas con la falta de madurez:

Diseño de sistemas auxiliares: Manejo de sólidos, corrosión en paradas, filtros cerámicos, materiales y procedimientos adecuados

Comportamiento de turbinas última generación con gas sintético y otros

20

2.Tecnología GICC. Desventajas (2)

Principales causas de indisponibilidad relacionadas con la falta de madurez (cont.):

Excesiva integración entre unidades. Alta dependencia y retrasos en arranques

Procesos más complejos que otras plantas eléctricas de carbón. Se requiere aprendizaje. GICC existentes operados por compañías petroquímicas con residuos de refinerías informan de disponibilidades superiores a 92% (Complejidad de procesos similar a los de la industria química, varios trenes en paralelo, manejo de sólidos más fácil)

Alto coste de inversión

Los costes de inversión de plantas existentes entre 1,500 y 2,000 €/KW

21

3. UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA GICC EN COPRODUCCIÓN DE

H2 Y ELECTRICIDAD



22

ALTERNATIVA 1: Producción de H2 mediante separación con membranas

+ PSA

GASIFICACIÓN LIMPIEZA Y

DESULFURACIO

N

SATURADO

R

UNIDAD DE

SEPARACIÓN DE

AIRE

GAS

CRUDO

GAS LIMPIO CICLO

COMBINAD

O

CARBON /

COQUE PETRÓLEO

MEMBRANA

DEPURACIÓN H2

(UNIDAD PSA)

H2

N2 RESIDUAL N2

AIRE A PRESIÓN O2

GAS COMBUSTIBLE (CO, H2)

Pilas de Combustible Automoción Otros

usos

3. UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA GICC EN COPRODUCCIÓN DE H2 Y

ELECTRICIDAD

23

ALTERNATIVA 2: Producción de H2 mediante reacción shift +

PSA

GASIFICACIÓN LIMPIEZA SATURADO

R

UNIDAD DE

SEPARACIÓN DE

AIREGAS

CRUDO GAS

LIMPIO

CICLO

COMBINAD

O

CARBON / COQUE PETRÓLEO

REACCIÓN SHIFTCO + H2O CO2 + H2

DEPURACIÓN

H2 (UNIDAD

PSA)

H2

N2 RESIDUAL N2

AIRE A PRESIÓN O2

Pilas de Combustible Automoción Otros

usos

VAPOR

GAS COMBUSTIBLE(RICO EN CO2, H2)

SEPARACIÓN CO2

(ABSORCION)

CO2 (+SH2)

3. UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA GICC EN COPRODUCCIÓN DE H2 Y

ELECTRICIDAD

DESULFURACIÓ

N

24

METODO COMENTARIOSCOSTE

CAPTURA (€/ton CO2)

AdsorciónBaja capacidad y selectividad de

adsorbentesAlto coste

No disponible

Absorción

Regeneración complejaMúltiples procesos probados

comercialmenteAlta selectividad y eficiencia

29 - 44

Criogenia Muy alto consumo energético No disponible

Membranas

Tecnología en desarrolloBaja selectividad

40 - 54

HidratosTecnología prometedora

No desarrollada (ni fase experimental)No disponible

3. UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA GICC EN COPRODUCCIÓN

DE H2 Y ELECTRICIDAD. MÉTODOS DE CAPTURA DE CO2

25

PURIFICACIÓN DE HIDRÓGENO EN GICC: TECNOLOGÍAS

Adsorción de los componentes indeseados (moléculas de mayor tamaño: CO, CO2) a alta presión, y desorción a baja presión. Se obtiene corriente de hidrógeno puro y a elevada presión

Permeación más veloz del hidrógeno a través de un polímero / membrana, separándose del CO. Cuanta mayor pureza, menor tasa de recuperación del H2

1. ADSORCIÓN: PROCESO PSA (Pressure Swing Adsorption)

2. PERMEACIÓN: POLÍMEROS / MEMBRANAS

3. DESTILACIÓN CRIOGÉNICA Diferentes puntos de ebullición del H2 (-252,8ºC a 1 atm) y el CO (-

191,5ºC a 1 atm), que se separa por cola

CRITERIOS

DE SELECCIÓN

Condiciones de operación (P, contenido H2, recuperación)

Aplicación final del hidrógeno: Pureza requerida

• Más restrictiva: PEMFC: CO < 10 ppm• Menos restrictiva: combustión (motores, turbinas)


DE H2 Y ELECTRICIDAD

26

El carbón es un recurso abundante y económico para la

producción

de Hidrógeno en Centrales GICC

Mediante la tecnología de gasificación con captura de CO2, es

posible

producir Hidrógeno libre de emisiones contaminantes

COMPARACIÓN DE COSTES DE PRODUCCIÓN DE H2

Fuente: IEA 2003

(€/GJ H2 , año 2020)

POTENCIAL DE LA TECNOLOGÍA GICC EN LA ECONOMÍA DEL H2.

COSTES DE PRODUCCIÓN

H2 de gas natural con captura de CO2 5,6 - 8,9

H2 de carbón - GICC con captura de CO2

6,5 – 8,9

H2 de biomasa (gasificación) 8,1 – 14,5

H2 de energía nuclear 12,1 – 16,2

H2 de energía eólica 13,7 – 18,6

H2 de energía termosolar 21,8 – 28,3

H2 de energía solar fotovoltaica 38,0 – 60,6


DE H2 Y ELECTRICIDAD

27

4. PARTICIPACIÓN DE ELCOGAS. INICIATIVAS EUROPEAS Y

NACIONALES

PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO DE GASIFICACIÓN. LA OPORTUNIDAD DE LA PLANTA DE PUERTOLLANO

28

EL PROYECTO HYPOGEN

En las presentaciones que realiza la Comisión sobre el proyecto lo presenta con el título:

Gran instalación de generación de hidrógeno y electricidad a partir de combustibles fósiles con captura y secuestro de CO2. Enmarcado como Proyecto “Quickstart” en la Iniciativa Europea para Crecimiento.

4. PARTICIPACIÓN DE ELCOGAS. INICIATIVAS

EUROPEAS Y NACIONALES

29

EL PROYECTO HYPOGEN

Con los objetivos:

Explorar los límites del uso de hidrógeno como un medio de descarbonatar los combustibles fósiles actuales y por tanto su potencial como puente hacia la economía del hidrógeno

Un proyecto europeo de exposición, con desarrollo modular y por etapas

Un lecho de pruebas vivo donde innovaciones tecnológicas pueden ser introducidas adecuadamente

Estrecha coordinación y complemento con HYCOM para obtener grandes cantidades de hidrógeno “limpio” a niveles aceptables de costes para aplicaciones masivas



30

EL PROYECTO HYPOGENEl Joint Research Centre y el European Science & Technology Observatory, de la CE, son encargados de realizar el estudio de prefactibilidad y presentan el siguiente programa indicativo

OPERATION & VALIDATION

IMPLEMENTATION & COMMISSIONING of H2

COMMUNITIES

TECHNICAL & FINANCIAL PLANNING

PROJECTDEFINITION

2004 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 2015

OPERATION & VALIDATION

DEMONSTRATION PLANT(s) CONSTRUCTION

PILOT SCALE DEMONSTRATION

FEASIBILITY STUDY

JRC ESTO Study

Year

Pro

ject

Ph

ases

JRCESTO

Prefeasibility Study

Funding (Costs?) Phasing ScenarioCOM(2003)690PHASE I 2005-07 300 M€PHASE II 2007-12 800 M€PHASE III 2012-15 200 M€

Funding (Costs?) Phasing ScenarioCOM(2003)690PHASE I 2005-07 300 M€PHASE II 2007-12 800 M€PHASE III 2012-15 200 M€



31

Proporcionar recomendaciones para el diseño de la

planta europea de suministro de hidrógeno y energía con

captura y almacenamiento de CO2 en términos de tamaño,

localización, tecnología y colaboradores.

Proporcionar bases técnicas y económicas. Marco legal y regulador Posible evaluación para la coordinación con

plantas/infraestructuras existentes.

OBJETIVOS DYNAMIS (1)


NACIONALES

32

Identificación de mecanismos de financiación, impactos

medioambientales, aceptación pública, participantes

industriales y fuente de fondos.

Evaluar los criterios de selección de emplazamiento de la

planta y el almacenamiento, y realizar un mapa de

emplazamientos favorables, fondos regionales/nacionales y

de compromisos.

Facilitar el camino para las energías renovables mientras

se asegura el suministro de energía.

OBJETIVOS DYNAMIS (2)


NACIONALES

33

Y los proyectos anunciados, o en curso, de generación de electricidad a escala comercial, a partir de combustibles fósiles con captura de CO2 son (en Abril 2007):

Proyecto Compañía Tipo País

Latrobe Valley Monash E. PRE - GICC AUS

ZeroGen Stanwell PRE - GICA AUS

Kwinana Hydrogen E. (BP-RT) PRE - GICC AUS

Alberta EPCOR PRE - GICC CAN

Saskatchewan OPTI/NEXEN PRE - GICC CAN

GreenGen TPRI PRE - GICC CHI

Hypogen CE PRE-G/RICC EU

RWE RWE PRE - GICC GE

Magnum Nuon PRE - GICC NL

Tjeldbergodden Statoil, Shell PRE - RICC NO

Kårstø Statoil PRE - RICC NO

De referencia GE PRE - GICC POL

Peterhead BP, SSE, GE PRE - RICC UK

E.ON E.ON PRE - GICC UK

Hatfield PowerFuel PRE - GICC UK

Teeside Progresive E. PRE - GICC UK

Carson H.P. BP/Edison M. PRE - GICC US

TXU TEF/TXU PRE - GICC US

Corpus Christi Tondu-Nueces PRE - GICC US

Hoyt Lakes Excelsior E. PRE - GICC US

Colorado Xcel PRE - GICC US

Indiana Indiana Gasif. PRE - GICC US

Future Gen DOE-Consorcio PRE - GICC US

Los únicos proyectos que se están planteando en el mundo para generación de electricidad en escala comercial (250-1200 MW), en el corto plazo (2008-2015) se basan en captura en PRECOMBUSTIÓN

De ellos, la mayoría (19) son utilizando la tecnología de Gasificación de carbón o coque, y el resto (3) en Reformado de gas natural. En el Europeo (Hypogen) no se ha decidido si aplicarlo al gas natural o al carbón. En todos los casos: Integrado en Ciclo Combinado

4. INICIATIVAS EUROPEAS Y NACIONALES

34

Proyecto Singular Estratégico (1)

TECNOLOGÍAS AVANZADAS DE GENERACIÓN, CAPTURA Y ALMACENAMIENTO DE CO2

• Título:

• Aprobado por el Ministerio de Educación y Ciencia en octubre de 2005

• Objetivos:

a. Desarrollo de Tecnologías de Captura de CO2 que permitan uso sostenible del carbón en generación eléctrica.

b. Desarrollo de Tecnologías de Conversión que faciliten la captura del CO2.

c. Desarrollo de Capacidades de Almacenamiento Geológico Profundo del CO2 capturado.

35

Subproyectos:

1. Captura de CO2.– Tecnologías de pre-combustión (ELCOGAS)

2. Captura de CO2.- Tecnologías de post-combustión (ENDESA)

3. Captura de CO2.- Tecnologías de oxi-combustión (CIEMAT)

4. Almacenamiento geológico de CO2 (IGME)

5. Aceptabilidad y gobernanza en los procesos de almacenamiento

de CO2 (CIEMAT)

Proyecto Singular Estratégico (2)

36

Objetivo global:

Validar a escala industrial, explorando también alternativas a escala de laboratorio, las tecnologías de la separación de CO2 en precombustión con producción de H2 en una planta de tecnología GICC.

Objetivos específicos:

• Reducción de las emisiones de CO2 (gas de efecto invernadero) procedentes de grandes centrales eléctricas alimentadas por combustibles fósiles y demostración de la viabilidad de coproducción de H2 y electricidad.

• Aumento de la competitividad de la industria española.

PSE – Sub-proyecto 1: Captura de CO2 en pre-combustión (1)

37

ENTIDAD ACTIVIDADES PRESUPUESTO (€)*

ELCOGAS CoordinadorEstudio de alternativas de proceso para la IPPDiseño, construcción y puesta en marcha de la IPPEnsayos en la IPP

15.620.000

UCLM Asistencia técnica al coordinador en todas las actividadesAnálisis tecnológico de alternativasOperación de la IPPEnsayos a nivel de laboratorioEnsayos a nivel de pequeña instalaciónAnalítica de gases

1.690.000

INCAR-CSIC Análisis tecnológico de alternativasEnsayos a nivel de laboratorio 580.000

CIEMAT Ensayos en pequeña instalación610.000

TOTAL 18.500.000* Datos actualizados en 2007


38

Especificaciones (1): La planta piloto deberá ser capaz de tratar entre 2000 y 5000 Nm3/h de gas de síntesis a 100% de capacidad

Más del 90% carbono total contenido en gas de síntesis debe ser separado en la planta piloto

Requerimientos de la corriente de CO2 resultante:

Concentración CO2 > 90%.

Los contaminantes contenidos no afectarán a la capacidad de almacenamiento de la corriente de CO2 en cualquiera de las opciones potenciales de confinamiento

Dos posibles destinos de la corriente de CO2, de tal manera que se pueda cambiar de una a otra sin parar la planta piloto:

Llevar el CO2 a las condiciones de almacenamiento necesarias para poder ser enviado mediante cisternas al punto de descargar para su confinamiento.

Inyección de nuevo en el punto más adecuado de la corriente de gas de síntesis de la GICC, para conseguir su aprovechamiento energético o ventearlo si dicho aprovechamiento no es posible.


39

Especificaciones (2):

La calidad y las condiciones de la corriente de H2 serán las adecuadas

para ser usadas en cualquiera de las siguientes alternativas:

H2 comercial para uso en refinerías e industria química.

Recirculación a la planta GICC para mezcla con corriente de gas de

síntesis en el punto más adecuado del proceso.


40

1 COORDINACIÓN TÉCNICA

2 ESTUDIO CONCEPTUAL

2.1 Análisis de proyectos

2.2 Definición del proceso

3 CONSTRUCCIÓN IPP

3.1 Ingeniería de detalle

3.2 Suministro materiales

3.3 Construcción y puesta en marcha

4 ESTUDIOS GENERALES

4.1 Modelización

4.2 Predicción combustión

5 ENSAYOS EN IPP-1ª FASE

5.1 Definición de ensayos

5.2 Ejecución de ensayos

5.3 Caracterización operación

5.4 Ensayos adicionales

6 ENSAYOS EN LABORATORIO

6.1 Definición

6.2 Acondicionamiento


6.4 Análisis de resultados

6.5 Ensayos adicionales

7 ENSAYOS EN PEQUEÑA INST.

7.1 Diseño y acondicionamiento


7.3 Análisis de resultados

7.4 Ensayos adicionales en IPP

8 ANALÍTICA DE GASES

9 EVALUACIÓN DE RESULTADOS

10 DIVULGACIÓN DE RESULTADOS

20092008ACTIVIDAD 2005 2006 2007


41

CICLO

COMBINADO

CARBÓN + COQUE

GASIFICACIÓN

GasBruto

SISTEMA FILTRACIÓN Y LAVADO DE

GAS

Gas Limpio

PURIFICACIÓN Y DESULFURACIÓN

Gas de carbón

2% del flujo total

22.6 bar137.6ºC

60.42 %CO22.01% H2

DEPURACIÓN

HIDRÓGENO(UNIDAD

PSA) H299,99%

Gas CombustibleVapor MPREACTOR SHIFT (HT+LT)

CO+H2O CO

2+H

2

Gas enriquecido en H2

50,5% H2

39,0% CO2

1,9% CO

CO2

(SH2)

SEPARACIÓN CO2 Y AZUFRE(COLUMNA ABSORCIÓN)

H2 BRUTO77,4% H2

6,5% CO2

2,9% CO

ESQUEMA DE LA INSTALACIÓN

800 Nm3/h


42

Localización

Gasificación

Separación de Aire

Ciclo Combinado

Planta piloto para captura de CO2 y

producción de H2


43

LocalizaciónPSE – Sub-proyecto 1: Captura de CO2 en pre-combustión (8)

44

PRODUCCIÓN DE H2 DE GASIFICACIÓN. LA

OPORTUNIDAD DE LA PLANTA DE

PUERTOLLANO.

ELCOGAS S.A.

Francisco García Peña

CURSOS DE VERANO 2007XX EDICIÓN

UNIVERSIDAD DE CASTILLA LA MANCHAPuertollano, 18 de Julio de 2007

45

PRODUCCCIÓN DE HIDRÓGENO A PARTIR DE


Paso 1: Obtención del gas de síntesis por

gasificación+ O

2

CompuestoCarbonoso +H2O CO + H2+ impurezas

Cenizas CharCl-

CN-

SH2

COS N2

....

Paso 2: “Shifting” o reacción gas-agua

CO + H2O CO2 + H2

Paso 3: Separación de H2 y CO2 H2 CO2

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