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Autora: Irene Bolea Agüero Tutor: Luis Miguel Romeo Giménez

Proyecto Fin de Carrera Ingeniería Industrial Especialidad: Energía y Tecnología de Calor y Fluidos. SIMULACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE UNA TORRE DE ABSORCIÓN QUÍMICA E INTEGRACIÓN EN UNA CENTRAL TÉRMICA PARA LA CAPTURA DEL CO 2 DE LOS GASES DE COMBUSTIÓN. Autora: Irene Bolea Agüero

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  1. Proyecto Fin de Carrera Ingeniería Industrial Especialidad: Energía y Tecnología de Calor y Fluidos 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 Agüero Tutor: Luis Miguel Romeo Giménez

  2. 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

  3. ÍNDICE • TECNOLOGÍAS DE CAPTURA • SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN • INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA • ESTUDIO ECONÓMICO • CONCLUSIONES

  4. ÍNDICE • TECNOLOGÍAS DE CAPTURA • SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN • INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA • ESTUDIO ECONÓMICO • CONCLUSIONES TECNOLOGÍAS DE CAPTURA

  5. 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 TECNOLOGÍAS DE CAPTURA

  6. 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 TECNOLOGÍAS DE CAPTURA

  7. 1.3 PLANTAS DE ABSORCIÓN QUÍMICA Corriente de CO2 a compresión Gas limpio 50-80ºC 110-130ºC 90-110ºC Amina 30-40ºC H2O + CO2 + MEA → MEACOO- + H3O+ MEACOO- + H3O+ → H2O + CO2 + MEA Gas de combustión 100-120ºC 30-50ºC Q 50-65ºC TECNOLOGÍAS DE CAPTURA

  8. 1.3 PLANTAS DE ABSORCIÓN QUÍMICA • 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 TECNOLOGÍAS DE CAPTURA

  9. ÍNDICE • TECNOLOGÍAS DE CAPTURA • INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA • ESTUDIO ECONÓMICO • CONCLUSIONES • SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN

  10. 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 SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN

  11. 2.2 DATOS DE ENTRADA • Gases de salida de un grupo: 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 SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN

  12. Gas limpio Etapa principal Pretratamiento del gas Postratamiento del gas ABSORCIÓN DESABSORCIÓN Regeneración de la amina Gas de combustión CO2 líquido 2.2 DIAGRAMA DE BLOQUES • Etapa principal y postratamiento SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN

  13. 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 SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN

  14. 2.4 SIMULACIÓN DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES: El desorbedor • 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 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 SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN

  15. 2.5 SIMULACIÓN DEL PROCESO COMPLETO • 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 SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN

  16. 2.6 ETAPA DE LICUEFACCIÓN • 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 SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN

  17. 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 SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN

  18. ÍNDICE • TECNOLOGÍAS DE CAPTURA • SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN • ESTUDIO ECONÓMICO • CONCLUSIONES • INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  19. CO2 emitido Flujo de gas de combustión Sistema de absorción y compresión CO2 Planta de referencia MWe MWe MWe CO2 capturado Caldera auxiliar Gas Natural MWt Flujo de gas de combustión CO2 emitido Planta de referencia Sistema de absorción y compresión CO2 MWe y MWt MWe CO2 capturado Flujo de gas de combustión CO2 emitido Sistema de absorción y compresión CO2 Planta de referencia MWt MWe MWe CO2 capturado Turbina de Gas Gas Natural Flujo de gas de combustión Posible optimización 3.1 CONFIGURACIONES PARA LA INTEGRACIÓN Flujo de calor de una caldera auxiliar Todos los flujos de la propia central Energía de compresión de una turbina de gas INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  20. 3.2 CONFIGURACIÓN I: Caldera auxiliar INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  21. 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

  22. 3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TB1 Opción 1: extracción con enfriamiento INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  23. 63,4 ºC 0,23 bar 345,3 ºC 43 bar 445,2 ºC 20,4 bar 311 ºC 7,3 bar 206,8 ºC 2,8 bar 92,9 ºC 0,78 bar 38,7 ºC 0,069 bar Caldera de Vapor TB3 TB4 TA TM1 TM2 TB1 TB2 6 2 5 1 3 4 121,5 kg/s PRESAT Condensador REBOIL Desgasificador 267 MW 15,5 MW 23 MW INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  24. 3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TB1 INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  25. 3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TB1 Opción 2: extracción con mezcla INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  26. 63,4 ºC 0,23 bar 345,3 ºC 43 bar 445,2 ºC 20,4 bar 311 ºC 7,3 bar 206,8 ºC 2,8 bar 92,9 ºC 0,78 bar 38,7 ºC 0,069 bar Caldera de Vapor TB3 TB4 TA TM1 TM2 TB1 TB2 113,2 kg/s 121,5 kg/s 8,3 kg/s 6 5 4 2 1 3 REBOIL 264 MW Condensador Desgasificador 23 MW INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  27. 3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TB1 INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  28. 3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TM2 INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  29. 63,4 ºC 0,23 bar 345,3 ºC 43 bar 445,2 ºC 20,4 bar 311 ºC 7,3 bar 206,8 ºC 2,8 bar 92,9 ºC 0,78 bar 38,7 ºC 0,069 bar Caldera de Vapor TB3 TB4 TA TM1 TM2 TB1 TB2 121,5 kg/s 20 MWe EXPAN 6 5 2 1 4 3 PRESAT Condensador REBOIL Desgasificador 264 MW 15,5 MW 23 MW INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  30. 3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TM2 INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  31. 3.4 CONFIGURACIÓN III: Turbina de gas Temperatura de los gases de salida: 537ºC INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  32. 3.4 CONFIGURACIÓN III: Turbina de gas Opción 1: Enfriamiento del gas de salida en tres etapas  disminución de las extracciones de AP • Aumento del flujo a través de: • TM1  +7kg/s • TM2  +6kg/s INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  33. 3.4 CONFIGURACIÓN III: Turbina de gas Opción 2: Generación de vapor extra  más flujo a las turbinas 490 ºC 168 bar 10 kg/s INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  34. 3.4 CONFIGURACIÓN III: Turbina de gas INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA

  35. ÍNDICE • TECNOLOGÍAS DE CAPTURA • SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN • INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA • CONCLUSIONES • ESTUDIO ECONÓMICO ESTUDIO ECONÓMICO

  36. 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 escala TOTAL: 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 • Costes de Operación y Mantenimiento 13.841.418 € anuales • Coste Total Anual: 49.048.209 € ESTUDIO ECONÓMICO

  37. Planta base CO2 emitido CO2 evitado Planta base con captura CO2 emitido CO2 capturado 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 CO2 evitado = CO2 emitido planta original – (CO2 emitido planta original y caldera auxiliar – CO2 capturado) ESTUDIO ECONÓMICO

  38. 4.2 COSTE ESPECÍFICO • 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 ESTUDIO ECONÓMICO

  39. ÍNDICE • TECNOLOGÍAS DE CAPTURA • SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN • INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA • ESTUDIO ECONÓMICO • CONCLUSIONES CONCLUSIONES

  40. 5. CONCLUSIONES • 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 • Simulación de la planta coherente con la literatura • 3,57 GJ/TCO2 65 MW cada rehervidor • 113,93 kWh/TCO2 CONCLUSIONES

  41. 5. CONCLUSIONES • 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 CONCLUSIONES

  42. Proyecto Fin de Carrera Ingeniería Industrial Especialidad: Energía y Tecnología de Calor y Fluidos 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 Agüero Tutor: Luís Miguel Romeo Giménez

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