Post combustión ventajas
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Este documento trata sobre la absorción química de CO2. Resume varios proyectos e investigaciones sobre captura de CO2 postcombustión, incluyendo el proyecto CASTOR que desarrolló nuevos disolventes que reducen el consumo energético en comparación con MEA. También analiza la integración de captura de CO2 en centrales eléctricas de carbón y los efectos en el rendimiento energético. Concluye que la implantación a gran escala requiere reducir costes y ganar experiencia operativa.
Post combustión ventajas
- 1. Absorción química Laura Ferrer Montañés Claudia Ivette Mejía Parra Universidad de Zaragoza Curso 2011/12
- 2. 2 INDICE 1. INTRODUCCIÓN. 2. DISOLVENTES. 3. PROGRAMAS DE INVESTIGACIÓN Y PLANTAS PILOTO. 4. EJEMPLO DE INTEGRACIÓN. 5. CONCLUSIONES. 6. REFERENCIAS.
- 4. 4 Absorción química: DISOLUCIÓN CARÁCTER BÁSICO + GAS ÁCIDO
- 5. 5 Pre-tratamiento de los gases de combustión Caudal de solvente Concentración de CO2 Viabilidad técnica y Requerimientos de económica Eliminación de energía CO2 Requerimientos de Caudal del gas de enfriamiento combustión
- 6. 6 2. DISOLVENTES PARÁMETROS A TENER EN CUENTA 50 – 60% en el Alta reactividad y caso de MEA capacidad de absorción de CO2 Estabilidad, ba Calor de ja degradación absorción y baja corrosión ELECCIÓN DISOLVENTE Bajo Baja presión de vapor impacto ambiental Económico
- 7. 7 de absorción Disoluciones con alto calor Calor de absorción BENEFICIO: diferencia de BENEFICIO: regeneración T entre la columna de a P<P atmosférica. Disoluciones con bajo calor absorción y desorción. • Alta P de desorción y T • Desorción en vacío y de recalentamiento. baja T. Se proporciona menos Uso de un vapor de menor de absorción calor al recalentador. calidad. Menor potencia auxiliar para comprimir el CO2. La temperatura del recalentador depende de la presión de desorción y del disolvente.
- 8. 8 * - Absorción de CO2 a bajas PCO2 - Degradación en medios oxidantes. - Relativamente barata. - Energía de - Comercialmente regeneración. disponible. - Problemas de - Tecnología probada. corrosión: SOx, NOx - Recirculación.
- 9. 9 * Eliminación Alta Disponible capacidad combinada de Barato comercialmente CO2 y de absorción contaminantes CONCENTRAR + REGENERAR
- 10. 10 * COMPARACIÓN Tipo de absorbente Rendimiento de la absorción Aminas (MEA, DEA, etc) 61% - 90% Amoniaco (NH3) 78% - 98% Disolución alcalina 92% - 99% (NaOH, KOH, etc) (Yuanchang Peng et al., 2011)
- 11. 11 • 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): ABSORBEDOR Variaciones de presión (P=15 atm). Reacciones químicas entre - Combustión presurizada, gasificación disolvente y CO2 y reformados integrados en ciclo combinado. DESORBEDOR Alta T reacciones muy rápidas. Menos variación de T reacciones más lentas. Gran volumen de gases PCO2 baja Cuidado: precipitación de KHCO3
- 12. 12 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).
- 13. Planta piloto de absorción de CO2 se sitúa en Esbjerg (ESV, central 13 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 información sobre la La presión del Porcentaje de gas, L/G en el energía y consumos desorbedor eliminación de CO2 absorberdor del solvente.
- 14. 14 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.
- 15. *PROYECTO CAPRICE (Adams, et al.,2009) 15 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. Post- Enfoques de comb. captura optimización de CO2 para su (PCC) integración
- 16. 16 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.
- 17. 17 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.
- 18. Principales conclusiones 18 * 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.
- 19. *PROYECTO CESAR (Prasad y Hasse,2011) 19 Fue puesto en marcha en 2008 con una duración de 4 años Objetivo principal •Disminuir el costo de la captura de CO2 hasta 15€/t CO2.
- 20. 20 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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- 22. 22 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 toneladade CO2 capturada aumenta considerablemente cuando se reduce el porcentaje de captura y compresión. - Debe aumentar el rendimiento de la captura para compensar.
- 23. 23 Conforme aumenta el rendimiento de la captura de CO2 aumenta… - Requerimiento energético. - Caudal de vapor. - Caudal de MEA.
- 24. 24 PENALIZACIÓN ENERGÉTICA Trabajo a bajas cargas Trabajo a altas cargas RENDIMIENTO DE LA CENTRAL ELÉCTRICA
- 25. 25 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.
- 26. 26 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.
- 27. 27 RENDIMIENTO DE LA CENTRAL ELÉCTRICA Lignito: menor PC
- 28. 5. CONCLUSIONES 28 Implantación costes Experiencia PCO2 – R3N
- 29. 29 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 Post Combustion 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 of solvents 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 SO2 on CO2 absorption in an aqueous potassium carbonate solvent”. • Fred Kozak, Arlyn Petig, Ed Morris, Richard Rhudy, David Thimsen. “Chilled Ammonia Process for CO2 Capture”. Energy Procedia 1 (2009) 1419 – 1426. • Jochen Oexmann, Alfons Kather. “Minimising the regeneration heat duty of post-combustion CO2 capture by wet chemical absorption: The misguided focus on low heat of absorption solvents”. International Journal of Greenhouse Gas Control 4 (2010) 36–43 • Kazuya Gotoa, Firoz Alam Chowdhurya, Hiromichi Okabea Shinkichi Shimizua,Yuichi Fujiokaa, “Development of 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 capture from 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 by Reactive 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”. International Journal of Greenhouse Gas Control 4 (2010) 499–510 • Wang M., Lawal A., Stephenson P., Sidders J., Ramshaw C. “Post-combustion CO2 capture with chemical absorption: 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: A Brief Review”. Energy Procedia 14 (2012) 1515 – 1522.
- 30. 30 GRACIAS POR VUESTRA ATENCIÓN