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
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
•
•
•
•
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

ABSORCIÓN

QUÍMICA  Aminas

FÍSICA

ADSORCIÓN

CRIOGENIA

SEPARACIÓN CON
MEMBRANAS
 OXICOMBUSTIÓN
Tratamiento al
comburente y a los
gases de salida
1.
TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
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
30-50ºC
100-120ºC
Q
50-65ºC
1.
TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
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
1.
TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
ÍNDICE
1.
TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
2.
SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
4.
ESTUDIO ECONÓMICO
5.
CONCLUSIONES
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
180
55
O2
6,05%
6,66%
H 2O
7,98%
17,45%
CO2
11,59%
9,76%
N2
73,90%
66,09
0,49%
0,04%
Temperatura ºC
SO2
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
Gas limpio
Etapa principal
Pretratamiento
del gas
ABSORCIÓN
DESABSORCIÓN
Postratamiento
del gas
Regeneración de la
amina
Gas de
combustión
CO2 líquido
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
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
2.
SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
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
2.
SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
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
2.
SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
2.7 COMPARACIÓN DE LOS RESULTADOS
PREEICA
Munura et
al.
433,78
51
900
31,1
36,7
38
9,76
13,2
15
-
13,3
MEA
Fluor Daniel
Kerr-McGee
Dow FS-1
KS-1
T/h
689,62
203,64
378,78
-
611
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
Parámetro
Generación neta de la planta base
Eficiencia de la planta base
Concentración molar de CO2 a la entrada
Tecnología utilizada
Flujo de CO2 capturado
Proporción de CO2 capturado
Unidades
Este
estudio
Desideri et Marion et
al.
al.
MWe
356,34 x 3
320,9
%
36,93
%
•
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
2.
SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
ÍNDICE
1.
TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
2.
SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
2.
ESTUDIO ECONÓMICO
3.
CONCLUSIONES
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.1 CONFIGURACIONES PARA LA INTEGRACIÓN
Flujo de gas
de
combustión
Planta MW
de
e
referencia
Gas
Natural
Sistema de
absorción y
compresión
CO2
MWe
MWe
Caldera
auxiliar
MWt
Planta de
referencia
Todos los flujos de
la propia central
Flujo de
gas de
combustión
Planta de
referencia
MWt
Turbina de Gas
Gas
Natural
CO2
emitido
CO
Flujo de 2gas
capturado
de
combustión
MWe y MWt
CO2
Posible
optimización
emitido
Sistema de
absorción y
compresión
CO2
MWe
MWe
Flujo de calor de una
caldera auxiliar
CO2
emitido
Sistema de
absorción y
compresión
CO2
MWe
CO2
capturado
Energía de
compresión de una
turbina de gas
CO2
capturado
Flujo de
gas de
combustión
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.2 CONFIGURACIÓN I: Caldera auxiliar
Producción turbinas C.T. (MWe)
Planta base
Planta con caldera
362,98
362,98
6,64
30,23
356,34
332,75
36,93%
26,18%
Consumo eléctrico (MWe)
Producción neta (MWe)
Eficiencia
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
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
Opción 1: extracción con enfriamiento
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
63,4 ºC
345,3 ºC 445,2 ºC
311 ºC
206,8 ºC
92,9 ºC
43 bar
7,3 bar
2,8 bar
0,78 bar
TA
20,4 bar
TM1
TM2
TB1
TB2
0,23 bar
TB3
TB4
38,7 ºC
6
2
5
3
4
0,069 bar
1
121,5 kg/s
Caldera
de
Vapor
PRESAT
REBOIL
Desgasificador
15,5 MW
3.
Condensador
267 MW
23 MW
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TB1
Producción total
C.T. (MWe)
Consumo eléctrico
(MWe)
Producción neta
(MWe)
Eficiencia
Planta base
Con caldera de
G.N.
Extracción de TB1
Extracción de TB1
con optimización
362,98
362,98
319,08
320,16
6,64
30,23
30,22
30,22
356,34
332,75
288,85
289,93
36.93%
26,18%
29,94%
30,05%
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TB1
Opción 2: extracción con mezcla
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
345,3 ºC 445,2 ºC
311 ºC
206,8 ºC
92,9 ºC
43 bar
7,3 bar
2,8 bar
0,78 bar
TA
20,4 bar
TM1
TM2
TB1
TB2
63,4 ºC
0,23 bar
TB3
TB4
38,7 ºC
0,069 bar
113,2 kg/s
Caldera
de
Vapor
6
5
8,3 kg/s
4
3
121,5 kg/s
2
1
REBOIL
264 MW
Condensador
Desgasificador
23 MW
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TB1
Producción total
C.T. (MWe)
Consumo eléctrico
(MWe)
Producción neta
(MWe)
Eficiencia
Planta base
Extracción de TB1
sin PRESAT
Extracción de TB1
sin PRESAT con
optimización
Extracción de TB1
sin PRESAT con
optim al desgasif.
362,98
317,82
319,87
320,50
6,64
30,15
30,15
29,94
356,34
287,67
289,73
290,57
36.93%
29,81%
30,03%
30,11%
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TM2
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
345,3 ºC 445,2 ºC
311 ºC
206,8 ºC
92,9 ºC
43 bar
7,3 bar
2,8 bar
0,78 bar
TA
20,4 bar
TM1
TM2
TB1
TB2
TB3
63,4 ºC
0,23 bar
TB4
38,7 ºC
121,5 kg/s
0,069 bar
20 MWe
Caldera
de
Vapor
6
5
EXPAN
4
2
3
1
PRESAT
Condensador
REBOIL
Desgasificador
264 MW
15,5 MW
3.
23 MW
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.3 CONFIGURACIÓN II: Extracción de TM2
Producción total C.T. (MWe)
Consumo eléctrico (MWe)
Producción neta (MWe)
Eficiencia
Planta base
Extracción de TB2 optimizada
362,98
314,71
6,64
30,06
356,34
284,65
36.93%
29,65%
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.4 CONFIGURACIÓN III: Turbina de gas
Temperatura de los gases de salida: 537ºC
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
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
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
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
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
3.4 CONFIGURACIÓN III: Turbina de gas
Planta base
Extracción TB1
optimizada. Optim 1
Extracción 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
356,34
320,04
324,46
36,93%
33,27%
33,70%
23,75
23,75
318,79
323,21
Producción neta C.T.
(MWe)
Eficiencia C.T.
Consumo planta
absorción (MWe)
Producción neta total
356,34
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
ÍNDICE
1.
TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
2.
SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE ABSORCIÓN
3.
INTEGRACIÓN EN LA CENTRAL TÉRMICA
4.
ESTUDIO ECONÓMICO
5.
CONCLUSIONES
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 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 €
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
CO2 evitado =
Planta
base
CO2 emitido
Planta
base con
captura CO2
emitido
CO2 evitado
CO2 capturado
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
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
4.
ESTUDIO ECONÓMICO
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
5. CONCLUSIONES
1.
Absorción química con MEA como el método más
viable para la captura de CO2 de centrales térmicas


2.
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
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
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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