Post combustión ventajas
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Laura Ferrer Montañés Claudia Ivette Mejía Parra Universidad de Zaragoza Curso 2011/12 Absorción química
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Laura Ferrer Montañés
Claudia Ivette Mejía Parra
Universidad de Zaragoza
Curso 2011/12
Absorción química
INDICE
1. INTRODUCCIÓN.
2.DISOLVENTES.
3.PROGRAMAS DE INVESTIGACIÓN Y
PLANTAS PILOTO.
4.EJEMPLO DE INTEGRACIÓN.
5.CONCLUSIONES.
6.REFERENCIAS.
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1. INTRODUCCIÓN 3
Absorción química:
DISOLUCIÓN CARÁCTER BÁSICO + GAS ÁCIDO
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Viabilidad técnica y
económica
Pre-tratamiento de los gases de combustión
Concentración de CO2
Eliminación de CO2
Caudal del gas de combustión
Requerimientos de enfriamiento
Requerimientos de energía
Caudal de solvente
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PARÁMETROS A TENER EN CUENTA
2. DISOLVENTES
ELECCIÓN
DISOLVENTE
Alta reactividad y capacidad de
absorción de CO2
Estabilidad, baja degradación y baja corrosión
Bajo impacto
ambiental
Económico
Baja presión de vapor
Calor de absorción
50 – 60% en el
caso de MEA
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Calor de absorciónD
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rció
n
Diso
lucio
nes c
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ajo
calo
r de a
bso
rció
n
BENEFICIO: diferencia de
T entre la columna de
absorción y desorción.
• Alta P de desorción y T
de recalentamiento.
Se proporciona menos
calor al recalentador.
Menor potencia auxiliar
para comprimir el CO2.
BENEFICIO: regeneración
a P<P atmosférica.
• Desorción en vacío y
baja T.
Uso de un vapor de menor
calidad.
La temperatura del recalentador depende de la
presión de desorción y del disolvente.
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*
- Absorción de CO2 a bajas PCO2
- Relativamente barata.
- Comercialmente disponible.
- Tecnología probada.
- Recirculación.
- Degradación en medios oxidantes.
- Energía de regeneración.
- Problemas de corrosión: SOx, NOx
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*
BaratoDisponible
comercialmente
Alta capacidad
de absorción
Eliminación combinada de
CO2 y contaminantes
CONCENTRAR +
REGENERAR
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*
COMPARACIÓN
Tipo de absorbente Rendimiento de la absorción
Aminas (MEA, DEA, etc) 61% - 90%
Amoniaco (NH3) 78% - 98%
Disolución alcalina (NaOH, KOH, etc)
92% - 99%
(Yuanchang Peng et al., 2011)
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•Carbonato de potasio (K2CO3):
• 20 – 30% en peso: T ebullición.
• Prescindimos de enfriador antes del absorbedor.
• Opción interesante: retirar simultáneamente SO2 y CO2 (Proceso
Bendfiel).
Comparación MEA vs K2CO3 (Anusha Kothandaraman et al., 2009):
Reacciones químicas entre disolvente y CO2
Alta T reacciones muy rápidas.
Gran volumen de gases
Variaciones de presión (P=15 atm).
- Combustión presurizada, gasificación y reformados integrados en ciclo
combinado.
Menos variación de T reacciones más lentas.
PCO2baja
ABSORBEDOR
DESORBEDOR
Cuidado: precipitación de KHCO3
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3. PROGRAMAS DE INVESTIGACIÓN Y
PLANTAS PILOTO
*PROYECTO CASTOR (Knusen et al, 2009)
Proyecto Europeo que implica la captura y la disponibilidad para el
almacenamiento geológico del 30% de las emisiones liberadas por
grandes instalaciones industriales de toda Europa, sobre todo las
centrales eléctricas convencionales, es decir, el 10% de emisiones de
toda Europa.
Comenzó en Febrero del 2004 y fue un programa de 4 años
Objetivos específicos
• Reducir la mitad de costos de captura y separación de CO2 (de 40-60€/t
CO2 a 20-30€/t CO2).
• Desarrollar conceptos de eficiencia, seguridad, un menor impacto
ambiental en el almacenamiento geológico y probarlo en instalaciones
industriales. (Wang et al., 2011).
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Planta piloto de absorción de CO2 se sitúa en Esbjerg (ESV, central eléctrica
de carbón pulverizado de 400MW).
4 campañas de ensayos cada una de 1000 horas con solventes MEA y dos
nuevos disolventes CASTOR 1 y CASTOR 2.
Relación de líquido y gas, L/G en el absorberdor
La presión del desorbedor
Porcentaje de eliminación de CO2
información sobre la energía y consumos
del solvente.
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MEA mínimo consumo 3,6GJ/t CO2
para una relación L/G aprox. de
2,5 kg/kg.
CASTOR 1 mínimo consumo 3,8
GJ/t CO2, L/G de 2,5-3 kg/kg.
(Menor eficiencia energética que
MEA)
CASTOR 2 mínimo consumo por
debajo de 3,6 GJ/t CO2, L/G ≈ 2,0
kg/kg. Significativamente menores
que MEA, lo que indica que se
requiere menor energía de
regeneración.
Es posible desarrollar nuevos disolventes de amina que reducen el
consumo energético en comparación con MEA.
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*PROYECTO CAPRICE (Adams, et al.,2009)
Proyecto financiado por la Unión Europea con una duración de dos años, se
inició el 1 de Enero de 2007.
Objetivo general
Es la cooperación internacional y el intercambio de resultados en el área de
investigación de captura de CO2 con procesos de aminas, entre el proyecto
Castor y el centro internacional de ensayo sobre la captura de CO2 en la
Universidad de Regina. Con el objetivo a largo plazo de contribuir a la
aplicación de esta tecnología a gran escala.
Enfoques de optimización
para su integración
Post-comb.
captura de CO2
(PCC)
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Integración de la ruta de gas
diferentes escenarios:
- planta existente
- planta de captura lista
- planta equipada con captura
Diseño genérico que incluye los siguientes equipos: Ventilador localizado en
la PCC, Enfriador de contacto directo, Desulfurador (SO2), Absorbedor de
CO2, Bypass de PCC.
En las siguientes configuraciones:
1. Separados el enfriador de contacto directo del desulfurador.
2. Combinados el enfriador de contacto directo con el desulfurador en una
solo columna.
3. Sin enfriador de contacto directo.
4. Sin desulfurador.
5. Sin enfriador de contacto directo y desulfurador.
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Integración de calor
La herramienta de simulación, fue utilizada para construir detalladamente
los equipos tales como la caldera, turbinas, calefacción y modelo de
alimentación de agua de refrigeración, para representar las interacciones
con la planta de captura de CO2.
Las plantas de energía que se han tomado como base, fueron modificadas
para tener la captura de CO2 desde el principio Reducir eficiencia.
Datos empíricos en experimentos realizados en una planta piloto que utiliza
como solvente MEA 30% en peso donde se maneja 1 tonelada de gas por día
modelo de referencia.
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Principales conclusiones
* Planta de 800 Mwe Coste de vida :
plata existente > planta de captura lista > planta equipada con captura.
El enfriador de contacto directo se encontró innecesario (habría reducido la temperatura de los gases de combustión que sale de la unidad de desulfuración de 45ºC a 40ºC).
* Planta de 300 Mwe Coste de vida :
planta de captura lista > plata existente > planta equipada con captura.
El remover el enfriador de contacto directo crea un impacto negativo, (en este caso el enfriador de contacto directo reducirá la temperatura de los gases de combustión que salen de la unidad de desulfuración de 54ºC a 40ºC).
* El calor específico para la regeneración del disolvente MEA, fue previsto por la Universidad de Regina en 3,6 GJ/t de CO2, para los tres casos en base a sus datos de funcionamiento de la planta piloto.
* Para los casos de 800 MWe y 300 MWe las penalizaciones en la eficiencia se prevé que sea de 9,7 y 9,9 puntos porcentuales respectivamente, al comparar las centrales eléctricas optimizadas con un 90% de captura y compresión de CO2 en operación contra la línea base de las centrales eléctricas optimizadas sin captura de CO2.
* El trabajo de modelización realizado en este estudio demuestra el beneficio de diseño de la central eléctrica con captura de CO2 desde el principio.
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*PROYECTO CESAR (Prasad y Hasse,2011)
Fue puesto en marcha en 2008 con una duración de 4 años
Objetivo principal
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•Disminuir el costo
de la captura de CO2
hasta 15€/t CO2.
Datos de equilibrio de solubilidad del CO2 a 40ºC y 120ºC usando MEA en
comparación con los datos experimentales de los disolventes CESAR 1 y 2.
La distancia entre las curvas de equilibrio de temperatura alta y baja está
estrechamente relacionada con el flujo de disolvente, así como la corriente
de extracción de vapor.
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4. EJEMPLO DE INTEGRACIÓN
Simulación de la integración de la captura y la compresión de CO2 en
una central eléctrica supercrítica de carbón de 800 MWe,
utilizando simuladores de procesos químicos.
(Teerawat Sanpasertparnich et al., 2010)
SIMULACIÓN A PLENA CARGA Y A CARGAS PARCIALES
- Picos de demanda de la electricidad.
- La energía requerida por tonelada de CO2 capturada aumenta
considerablemente cuando se reduce el porcentaje de captura y
compresión.
- Debe aumentar el rendimiento de la captura para compensar.
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Conforme aumenta el
rendimiento de la captura de CO2
aumenta…
- Requerimiento energético.
- Caudal de vapor.
- Caudal de MEA.
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PENALIZACIÓN ENERGÉTICA
RENDIMIENTO DE LA
CENTRAL ELÉCTRICA
Trabajo a bajas cargas
Trabajo a altas cargas
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EFECTO DEL TRABAJO CON DIFERENTES RANGOS DE CARBÓN
CARBÓN Bituminoso Subbituminoso Lignito
Poder calorífico (kJ/kg) 30856 28285 25043
% C mayor % H2O mayor
Conforme aumenta el
rendimiento de la captura de
CO2 aumenta…
- Requerimiento energético.
- Caudal de vapor.
- Caudal de MEA.
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PENALIZACIÓN ENERGÉTICA
¿Óptimos de operación?Rango: 60 – 85% del
rendimiento de la captura.
EFECTO DE LA EXTRACCIÓN DE
VAPOR DE DIFERENTES
LOCALIZACIONES DE UNA SERIE
DE TURBINAS DE VAPOR
Estudio para minimizar la
penalización:
• Extracción en las turbinas de
baja.
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RENDIMIENTO DE LA CENTRAL ELÉCTRICA
Lignito: menor PC
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Experiencia
Implantación
costes
PCO2– R3N
5. CONCLUSIONES 28
6. REFERENCIAS• Adams R G., Alin J., Biede O., Booth N. J., deMontigny D., Drew R., Idem R., Laursen M., Peralta-Solorio
D., Sanpasertparnich T., Trunkfield A. “CAPRICE Project-Engineering Study on the Integration of PostCombustion Capture Technology into the Power Plant Gas Path and Heat Cycle”. Energy Procedia 1 (2009)3801-3808.
• Anusha Kothandaraman, Lars Nord, Olav Bolland, Howard J. Herzog and Gregory J. McRae. “Comparison ofsolvents for post-combustion capture of CO2 by chemical Absorption” Energy Procedia 1 (2009) 1373–1380
• David Wappel, Ash Khan, David Shallcross, Sebastian Joswig, Sandra Kentish, Geoff Stevens. “The effect of SO2on CO2 absorption in an aqueous potassium carbonate solvent”.
• Fred Kozak, Arlyn Petig, Ed Morris, Richard Rhudy, David Thimsen. “Chilled Ammonia Process for CO2Capture”. Energy Procedia 1 (2009) 1419 – 1426.
• Jochen Oexmann, Alfons Kather. “Minimising the regeneration heat duty of post-combustion CO2 capture bywet chemical absorption: The misguided focus on low heat of absorption solvents”. International Journal ofGreenhouse Gas Control 4 (2010) 36–43
• Kazuya Gotoa, Firoz Alam Chowdhurya, Hiromichi Okabea Shinkichi Shimizua,Yuichi Fujiokaa, “Developmentof a Low Cost CO2 Capture System with a Novel Absorbent under the COCS Project”, Energy Procedia 4 (2011)253-258.
• Knudsen Jacob N., Jørgen N. Jensena, Poul-Jacob Vilhelmsenb, Ole Biedec, “Experience with CO2 capturefrom coal flue gas in pilot-scale:Testing of different amine solvents”. Energy Procedia 1 (2009) 783-790.
• Prasad Mangalapally H., Hasse Hans, “Pilot Plant Experiments for Post Combustion Carbon Dioxide Capture byReactive Absorption with Novel Solvents”. Energy Procedia 4 (2011) 1-8.
• Teerawat Sanpasertparnich, Raphael Idem, Irene Bolea, David deMontigny, Paitoon Tontiwachwuthikul.“Integration of post-combustion capture and storage into a pulverized coal-fired power plant”. InternationalJournal of Greenhouse Gas Control 4 (2010) 499–510
• Wang M., Lawal A., Stephenson P., Sidders J., Ramshaw C. “Post-combustion CO2 capture with chemicalabsorption: A state-of-the-art-review” Chemical Engineering Research and Design 89 (2011) 1609-1624.
• Yuanchang Peng, Bingtao Zhao, Leilei Li. “Advance in Post-Combustion CO2 Capture with Alkaline Solution: ABrief Review”. Energy Procedia 14 (2012) 1515 – 1522.
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GRACIAS POR
VUESTRA
ATENCIÓN
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