Presentacion Irene
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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
1. TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
2. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
4. ESTUDIO ECONÓMICO
5. CONCLUSIONES
1. TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
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
1. TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
• Ahorro en el consumo• Aumento eficiencia de los procesos• Fuentes de energía renovables• Captura y almacenamiento de CO2
1. TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
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. TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
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. TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
1.3 PLANTAS DE ABSORCIÓN QUÍMICA
ÍNDICE
1. TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
4. ESTUDIO ECONÓMICO
5. CONCLUSIONES
2. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
2. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
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. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
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. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
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. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
2. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
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
2. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
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. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
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. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
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. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
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
1. TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
2. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
2. ESTUDIO ECONÓMICO
3. CONCLUSIONES
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
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
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
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
Planta de referencia
Flujo de gas de
combustión
CO2 emitido
CO2 capturado
MWeMWe y MWt
Sistema de absorción y compresión
CO2
Planta de referencia
Flujo de gas de
combustiónCO2 emitido
CO2 capturado
MWe
MWe
Flujo de gas de
combustión
Gas Natural
Turbina de Gas
Sistema de absorción y compresión
CO2MWt
3.2 CONFIGURACIÓN I: Caldera auxiliar
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
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
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
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
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TB1
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%
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TB1
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
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
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. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TB1
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
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
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
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. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TM2
3.4 CONFIGURACIÓN III: Turbina de gas
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
Temperatura de los gases de salida: 537ºC
3.4 CONFIGURACIÓN III: Turbina de gas
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
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
Aumento del flujo a través de: TM1 +7kg/sTM2 +6kg/s
3.4 CONFIGURACIÓN III: Turbina de gas
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
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
10 kg/s
490 ºC
168 bar
3.4 CONFIGURACIÓN III: Turbina de gas
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
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
1. TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
2. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
5. CONCLUSIONES
4. ESTUDIO ECONÓMICO
4. ESTUDIO ECONÓMICO
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. ESTUDIO ECONÓMICO
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. ESTUDIO ECONÓMICO
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
4. ESTUDIO ECONÓMICO
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
1. TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
2. SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
3. INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
4. ESTUDIO ECONÓMICO
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