TECNOLOGÍAS AVANZADAS DE PURIFICACIÓN DE CO2...
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1 TECNOLOGÍAS AVANZADAS DE PURIFICACIÓN DE CO 2 PROCEDENTE DE OXICOMBUSTIÓN PARA ALMACENAMIENTO GEOLÓGICO: Macarena Vicente Enamorado Máster Tecnología Química y Ambiental Curso 2008-2009
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TECNOLOGÍAS AVANZADAS DE
PURIFICACIÓN DE CO2 PROCEDENTE DE
OXICOMBUSTIÓN PARA
ALMACENAMIENTO GEOLÓGICO:
Macarena Vicente Enamorado Máster Tecnología Química y Ambiental
Curso 2008-2009
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ÍNDICE:
1. Introducción
2. Oxicombustión
3. Caracterización de los gases efluentes de instalaciones de
Oxicombustión de carbón
4. Concentraciones límite para almacenamiento de CO2
5. Tecnologías avanzadas: estado actual de desarrollo, ahorro costes de
operación y mantenimiento
6. Alternativas al proceso de Oxicombustión
7. Problema derivado de la generación de SOx y NOx. Corrosión de los
metales.
8. Almacenamiento geológico
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1. INTRODUCCIÓN:
La producción de energía derivada de la combustión de combustibles
fósiles resulta en la emisión de gases de efecto invernadero, siendo el principal
responsable, el CO2. Los conocimientos públicos y la legislación han guiado a
una política de reducción de gases de efecto invernadero en muchos de los
países desarrollados, con regulaciones particularmente conducidas por
iniciativas internacionales como el protocolo de Kyoto y el panel
intergubernamental del Cambio Climático (IPCC).
Es bien sabido que los gases de efecto invernadero procedentes de la
producción de energía pueden ser reducidos mediante el uso de fuentes de
energía alternativas como la energía nuclear y las fuentes de energía
renovables. Las fuentes de energía renovables se espera que lleguen a
incrementarse de forma importante por nuestra futura demanda de energía. Sin
embargo, hasta que estas fuentes puedan realmente producir cantidades
significativas de energía, la demanda inmediata de la misma es generalmente
abastecida por procesos de combustión convencional de combustibles fósiles.
Tras la pasada década, el carbón como fuente de energía para el futuro ha
conseguido un interés para proveer estabilidad en el suministro y el coste, por
lo que este carbón continuará en una importante posición en el mix de energía
en un futuro inmediato.
El impacto de los gases de efecto invernadero en el cambio climático global ha
sido conocido por varios gobiernos, y la reducción de las emisiones de estos
gases está llegando a ser importante.
Para mantener la posición del carbón en el mix global de energía, en un mundo
basado en el carbón, los gases de efecto invernadero emitidos por el uso de
este combustible deben ser reducidos. Para reducir las emisiones de gases de
efecto invernadero de la combustión de carbón para la generación de energía,
existen varias posibilidades que se detallan a continuación:
Mejorar la eficiencia de las plantas de energía.
Introducir ciclos combinados (GICC), los cuales pueden conseguir
mayores eficiencias térmicas.
Reemplazar los combustibles hidrocarbonados por fuentes
renovables.
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Capturar y almacenar el CO2 generado en plantas convencionales.
Varias tecnologías están siendo desarrolladas para la captura y el
secuestro de CO2 generado en las plantas de combustión de
carbón que incluyen:
Captura de CO2 de plantas convencionales diseñadas mediante el
“scrubbing” de los gases de escape.
GICC con unidad de separación de aire (ASU) para proveer el O2.
Combustión de oxifuel con oxígeno diluido con una corriente
externa recirculada para reducir la Tª de combustión (derivado de la
ausencia de N2).
Oxicombustión con una corriente interna de recirculación inducida
mediante oxígeno en lugar de recirculación externa. Esta
tecnología es ahora usada en la industria del cristal y en una menor
extensión en la industria del acero.
Chemical looping. Esto supone la oxidación de un intermediario
mediante el aire y el uso de un intermediario oxidado para oxidar el
combustible.
La captación y almacenamiento de CO2 (CAC), se considera una de las
opciones para reducir las emisiones atmosféricas de CO2 generadas por
actividades humanas.
Las emisiones de CO2 proceden, principalmente de la combustión de
combustibles fósiles (tanto en grandes unidades de combustión, por ejemplo
las usadas para la generación de energía eléctrica, como fuentes menores,
distribuidas, por ejemplo, los motores de los automóviles y los quemadores
usados en edificios residenciales y comerciales).
Las emisiones de CO2 también se originan en ciertos procesos industriales y de
extracción de recursos, así como en la quema de bosques que se lleva a cabo
en el desmonte.
Lo más probable sería que la CAC se aplicara a fuentes puntuales de CO2 de
grandes dimensiones, como las centrales eléctricas o los grandes procesos
industriales. Algunas de estas fuentes podrían suministrar combustible
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descarbonatado, como el hidrógeno, a los sectores del transporte, la industria y
la construcción y reducir así, las emisiones de esas fuentes distribuidas.
La CAC entraña el uso de tecnología, primero, para recoger y concentrar el
CO2 producido en las fuentes industriales y relacionadas con la energía,
transportarlo a un lugar de almacenamiento apropiado, y entonces,
almacenarlo aislándolo de la atmósfera durante un largo periodo de tiempo.
Los componentes principales del proceso de CAC son: captación, transporte y
almacenamiento. En la actualidad, los tres componentes forman parte de
operaciones industriales, si bien, en su mayor parte, para fines distintos del
almacenamiento de CO2.
La fase de captación entraña la separación del CO2 de otros productos
gaseosos. Para los procesos de combustión de combustible como los
efectuados en las centrales eléctricas, pueden usarse tecnologías de
separación a fin de captar el CO2 después de la combustión o para
descarbonatar el combustible antes de su combustión.
La fase de transporte puede ser necesaria para transportar el CO2 captado
hasta un lugar de almacenamiento apropiado que se encuentre ubicado a cierta
distancia de la fuente de CO2. A fin de facilitar tanto el transporte como el
almacenamiento, la corriente de CO2 captada, suele ser comprimida a una alta
densidad en las instalaciones de captación.
Los posibles métodos de almacenamiento comprenden la inyección en
formaciones geológicas subterráneas, la inyección en los fondos oceánicos
profundos, o la fijación industrial en carbonatos inorgánicos.
La madurez tecnológica de los componentes específicos del sistema de CAC
varía de forma muy considerable. Algunas tecnologías son usadas de forma
extensiva en mercados maduros (sectores del petróleo y del gas
principalmente) mientras que otras siguen aún en las fases de investigación,
desarrollo o demostración.
A mediados de 2005, se realizaron 3 proyectos comerciales que vinculan la
captación de CO2 con el almacenamiento geológico:
Proyecto Sleipner: sobre refinamiento de gas natural en la costa de Noruega.
El yacimiento Sleipner se encuentra ubicado en el Mar del Norte al oeste de
Noruega. Es operado por Statoil, la mayor compañía petrolera de Noruega y
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produce gas natural y condensado (petróleo liviano) a partir de las areniscas
de Heimdal que se encuentran a aproximadamente 2.500 metros por debajo
del nivel del mar.
El gas natural producido en Sleipner contiene niveles inusualmente elevados
(casi un 9%) de dióxido de carbono (CO2) pero los clientes que compran gas
de Statoil necesitan menos del 2.5%. Por ello se ha construido una
plataforma especial, la Sleipner-T, para soportar una planta de tratamiento
de 20 metros de altura y 8.000 toneladas que separa el CO2 del gas natural.
La planta Sleipner-T produce casi un millón de toneladas de CO2 al año.
Como prueba de una tecnología alternativa, todo el CO2 extraído desde
1996, cuando comenzó la producción de gas en Sleipner, se ha bombeado
al subsuelo y se ubica en una capa de arenisca de 200 metros de grosor y
rellena de agua salada. La operación de inyección de CO2 comenzó en
octubre de 1996. Para principios de 2005, se habían inyectado más de 7
millones de toneladas métricas de CO2 a un ritmo de aproximadamente
2.700 toneladas por día. Se prevé que el proyecto permita almacenar un
total de 20 millones de toneladas de CO2 durante su período de vida úti l
Proyecto Weyburn: de recuperación mejorada del CO2 está localizado en la
cuenca de Williston, una estructura geológica que se extiende desde la parte
sur del Canadá Central, hacia los Estados Unidos. El CO2 proviene de la
empresa de gasificación Dakota, situada aproximadamente a 325 km al sur
de Weyburn, en el estado de Dakota del Norte, de los Estados Unidos. La
instalación gasifica carbón para fabricar gas de síntesis, y genera una
corriente relativamente pura de CO2 como subproducto. Esta corriente de
CO2 se deshidrata, se comprime y se envía por conductos hacia Canadá
para su utilización en el campo petrolífero de Weyburn, donde se inyecta
para ayudar en la extracción de petróleo. El proyecto de Weyburn está
concebido para utilizar CO2 durante 15 años y mantenerlo almacenado de
forma segura ulteriormente. La intensa vigilancia del lugar de
almacenamiento se basa en las encuestas sísmicas de alta resolución y
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vigilancia de la superficie. Hasta la fecha no ha habido indicaciones de fugas
de CO2 a la superficie o el entorno cerca de la superficie.
Proyecto In Salah: sobre gas natural en la región del Sahara Central de
Argelia, es una empresa conjunta entre Sonatrach, British Petroleum y
Statoil. El campo de Krechba en In Salah produce gas natural que contiene
hasta un 10 % de CO2 procedente de varios yacimientos geológicos. El gas
se entrega a los mercados europeos después de haber sido procesado, y el
CO2 se elimina para atender a las especificaciones comerciales. Desde abril
de 2004, se ha reinyectado CO2 por medio de tres pozos en un sumidero de
arenisca, a una profundidad de 1800 m. Durante la vida del proyecto se
almacenarán geológicamente unas 17 millones de toneladas métricas de
CO2. Se prevé que el CO2 inyectado migre con el tiempo a la zona del actual
campo de gas, una vez que la zona de gas se haya agotado. Se han trazado
datos del campo utilizando datos sísmicos 3D y otros.
Figura 1: Diagrama esquemático de los posibles sistemas de CAC. En él se indican las fuentes para las CAC que
podrían ser de utilidad, así como las opciones de transporte y almacenamiento de CO2.
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Figura 2: Distribución mundial de las grandes fuentes estacionarias de CO2.
Figura 3: Zonas prospectivas de cuencas sedimentarias en las que pueden encontrarse formaciones salinas,
yacimientos de petróleo o gas, o capas de carbón apropiados. La prospección es una evaluación cualitativa de las
probabilidades de que haya un lugar de almacenamiento apropiado en una zona determinada, que se realiza sobre la
base de la información disponible.
Cada una de las opciones capta y almacena entre 1 y 2 Megatoneladas (Mt) de
CO2/año. Ninguna opción tecnológica podrá lograr por si sola las reducciones
de emisiones necesarias. Por ello, se necesitará una combinación de medidas
de mitigación para la lograr la estabilización.
Otras opciones tecnológicas que han sido examinadas son las siguientes:
Reducción de la demanda de energía mediante el aumento de la
eficiencia de los dispositivos de conversión y/o utilización de la energía.
Descarbonatación del suministro de energía (optando por combustibles
que usen menos carbono; por ejemplo, reemplazando carbón por gas
natural) y/o aumentando el uso de fuentes de energía renovables y/o energía
nuclear.
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Secuestro de CO2 mediante el perfeccionamiento de los sumideros
naturales por medio de la fijación biológica.
Reducción de los gases de efecto invernadero distintos del CO2.
El uso de CAC junto con otras medidas podría reducir el coste de estabilización
e incrementar la flexibilidad para lograr esas reducciones.
La compatibilidad de los sistemas CAC con las infraestructuras energéticas
existentes explica el interés en esta tecnología.
La duración del almacenamiento de CO2 se expresa en términos de la “fracción
retenida”: fracción de la masa acumulativa de CO2 inyectado que es retenida
en un depósito de almacenamiento durante un periodo de tiempo determinado.
Fuentes de CO2:
A parte de generarse en los procesos de combustión de combustibles
fósiles usados en la generación de energía, transporte, procesos industriales y
edificios residenciales y comerciales, también se emite en el curso de ciertos
procesos industriales, como la fabricación de cemento o la producción de
hidrógeno y durante la combustión de la biomasa.
Fuentes actuales y características del CO2: las fuentes apropiadas
para la captación y el almacenamiento son grandes fuentes de
emisión y estacionarias. A escala mundial, las emisiones de CO2 de
uso de combustibles fósiles en el año 2000 ascendieron a 23,5 Gt de
CO2/año (6 Gt de carbono al año). Cerca del 60 % de esas emisiones
correspondían a grandes fuentes de emisión estacionarias (no
obstante, no todas estas fuentes son convenientes para la captación
de CO2). Las fuentes con altas concentraciones son posibles
candidatas para la aplicación inicial de la CAC, ya que la fase de
captación solo requeriría la deshidratación y la compresión. La
distancia entre un lugar de emisión y uno de almacenamiento puede
influir de forma significativa en si la CAC puede o no desempeñar un
papel importante en la reducción de emisiones de CO2. La distancia
razonable es menor a 300 Km. (entre zona de captación y de
almacenamiento).
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Futuras fuentes de emisión: Se prevé que el número de fuentes de
emisión de CO2 en el sector de la energía eléctrica y el sector
industrial aumentará de forma significativa hasta 2050, sobre todo en
Asia meridional y oriental (en Europa puede registrar cierta
disminución). El desarrollo potencial de productos energéticos bajos
en carbono guarda relación con el futuro número y tamaño de las
grandes fuentes estacionarias de CO2 con altas concentraciones.
Los escenarios también indican que la producción a gran escala de productos
energéticos bajos en carbono, como la electricidad o el hidrógeno, podría en un
plazo de varios decenios, comenzar a desplazar a los combustibles fósiles que
usan actualmente fuentes distribuidas en los edificios residenciales y
comerciales y en el sector del transporte. Estos productos energéticos podrían
producirse a partir de combustibles fósiles y/o biomasa en plantas de grandes
dimensiones que generarían grandes fuentes puntuales de CO2, las cuales
serían apropiadas para la captación de CO2. Tales aplicaciones de la CAC
podrían reducir las emisiones dispersas de CO2 producidas por el transporte y
por los sistemas de suministro de energía distribuidos.
Captación de CO2:
Las centrales eléctricas y otros procesos industriales a gran escala, son
los principales candidatos para la captación.
Finalidad de la captación: producir un flujo concentrado de CO2 a
alta presión que pueda ser fácilmente transportado a un lugar de
almacenamiento. Es preciso (por costos de energía y otros gastos
anexos) producir un flujo casi puro de CO2 para su transporte y
almacenamiento. Actualmente, el CO2 suele eliminarse para
producir un flujo de gas industrial. Las sustracción con fines de
almacenamiento solo de ha usado en contadas ocasiones; en la
mayor parte de los casos, el CO2 es emitido a la atmósfera.
Hasta la fecha, la captación de CO2 no se ha aplicado en grandes
centrales eléctricas (de 500 MW).
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Existen tres métodos principales para captar el CO2 generado por un
combustible fósil primario (carbón, gas natural o petróleo) por la biomasa o por
la mezcla de estos combustibles:
Sistemas de captación posterior a la combustión (Postcombustión): Separan
el CO2 de los gases de combustión producidos por la combustión del
combustible primario en el aire. Normalmente, usan un solvente líquido para
captar la pequeña fracción de CO2 presente en un flujo de gas de
combustión cuyo componente principal es el nitrógeno (del aire). Usan por lo
general un solvente orgánico como la monoetanolamina (MEA).
Sistemas de captación previa a la combustión (Precombustión): Procesan el
combustible primario en un reactor con vapor y aire u oxígeno para producir
una mezcla que consiste principalmente en CO e hidrógeno (“gas de
síntesis”). Mediante reacción de CO con el vapor en un segundo reactor
(“reactor de conversión”) se produce hidrógeno adicional y CO2. Entonces, la
mezcla resultante de hidrógeno y CO2 puede separarse en un flujo de gas de
CO2 y un flujo de producto energético sin carbono que podrá ser consumido
para generar energía eléctrica y/o calor. Aunque las fases iniciales son más
complejas que en otras (como la captación posterior a la combustión), la
concentración de CO2 y las presiones de generación de corriente son más
favorables para la separación de CO2.
Figura 4: Visión general de los procesos y los sistemas de captación de CO2.
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Tecnologías
disponibles
Madurez de la tecnología Eficiencia de
captación
Postcombustión Décadas en funcionamiento 80 – 90%
Precombustión Décadas en funcionamiento 80 – 90%
Oxicombustión Fase de demostración 90%
Tabla 1: Nivel de madurez de las distintas tecnologías de CAC
Sistemas de combustión oxígeno- gas (oxicombustión): Usan oxígeno en
lugar de aire para la combustión del combustible primario con objeto de
producir un gas de combustión compuesto principalmente por H2O (v) y CO2.
Ésto da origen a un gas de combustión con altas concentraciones de CO2
(más del 80% en volumen). Entonces, el H2O (v) es sustraído mediante el
enfriamiento y la compresión del flujo de gas. La combustión de oxígeno-
gas requiere separar inicialmente el oxígeno del aire, adquiriendo así, el
oxígeno un grado de pureza del 95 al 99 % en la mayor parte de los
modelos. Podría necesitarse un tratamiento ulterior del gas de combustión
para extraer los contaminantes atmosféricos y los gases no condensados
(como el nitrógeno) del gas de combustión antes de transportar el CO2 a su
lugar de almacenamiento.
Los principales procesos y sistemas de captación, requieren (todos ellos) una
fase de separación del CO2, H2 u O2 de un flujo de gas a granel (como el gas
de combustión, el gas de síntesis, el aire o el gas natural sin refinar). Estas
fases de separación pueden llevarse a término por medio de solventes físicos o
químicos, membranas, absorbentes sólidos o mediante separación criogénica.
La elección de una tecnología de captación específica es determinada en gran
parte por las condiciones del proceso en que deba aplicarse.
Los actuales sistemas de captación posterior y previa a la combustión para las
centrales eléctricas podrían captar entre el 85 y el 95 % del CO2 que se
produce.
Es posible lograr una mayor eficiencia de captación, pero los dispositivos de
separación serían sensiblemente mayores, usarían más energía y serían más
complejos (unido al aumento del coste).
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La captación y compresión necesitan aproximadamente entre el 10 y el 40 %
más de energía que una planta equivalente sin captación.
Los sistemas de oxicombustión, en principio, pueden captar casi todo el CO2
producido. No obstante, la necesidad de sistemas adicionales de tratamiento
de gas para eliminar contaminantes (como SOx y NOx) reduce el nivel de CO2
captado a algo más del 90 %
La captación de CO2 ya se usa para diversas aplicaciones industriales. Las
mismas tecnologías que se usarían para la captación previa a la combustión ya
se usan para la producción de hidrógeno a gran escala (que se emplea para la
fabricación de NH3 y de fertilizantes). La separación del CO2 del gas natural sin
refinar (que generalmente contiene grandes cantidades de CO2) también se
practica a gran escala, aplicando tecnologías parecidas a las usadas para la
captación posterior a la combustión.
Si bien, también hay sistemas comerciales disponibles para la separación de
O2 a gran escala, la oxicombustión para la captación de CO2 está actualmente
en fase de demostración.
Captación de CO2: riesgos, energía y medio ambiente:
Los sistemas de captación de CO2 requieren cantidades significativas de
energía para su funcionamiento. Ello reduce la eficiencia neta de las plantas,
por lo que las centrales eléctricas necesitan más combustible para generar
cada kWh de electricidad producida.
Según trabajos publicados, el aumento del consumo de combustible por kWh
para las plantas que captan el 90 % del CO2 usando la mejor tecnología oscila
entre el 24 y el 40 % (nuevas plantas hipercríticas de CP), 11 y 22 % (plantas
CCGN) y 14 y 25 % (sistemas CCGI basados en carbón) en comparación con
instalaciones similares sin CAC. El incremento de la cantidad de combustible
requerido da lugar a un aumento por kWh generado en relación con plantas
con tecnología punta y sin captación de CO2. Además, se da un aumento del
consumo de sustancias químicas (como NH3 y CaCO3) usadas en la plantas
CP para el control de las emisiones de NOx y SOx. Los diseños de las plantas
avanzadas reducen en mayor medida las necesidades energéticas de la CAC y
reducirán también el impacto ambiental general como el coste.
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Costes de la captación de CO2:
Los costes de la captación comprenden el coste de la compresión del
CO2 (por lo general hasta 11 y 14 MPa), pero no incluyen los costes
adicionales del transporte y almacenamiento de CO2.
En los estudios enumerados, la captación de CO2 aumenta el coste de la
producción de electricidad entre un 35 y un 70 % para una planta CCGN, entre
un 40 y 85 % para una planta hipercrítica CP y entre 20 y 55 % para una planta
CCGI. En la mayor parte de los estudios, se constata que los sistemas CCGN
acarrean costes de producción de electricidad más bajos que las nuevas
plantas de CP y CCGI (con o sin captación), en plantas con carga de base
importante.
Transporte de CO2:
Métodos de transporte de CO2: Gasoductos (método más común de
transporte de CO2). Por lo general, el CO2 gaseoso es comprimido a una
presión superior a 8 MPa con el fin de evitar regímenes de flujo de dos fases
y aumentar la densidad del CO2, facilitando y abaratando, así su transporte.
Aspectos relacionados con el medio ambiente, la seguridad y los riesgos:
Las normas vigentes, elaboradas en gran parte para aplicaciones de
recuperación mejorada de petróleo, no son forzosamente idénticas a las que
se necesitarían para la CAC. Bajo contenido en nitrógeno es importante para
la recuperación mejorada de petróleo (EOR), pero no sería tan significativo
para la CAC. En cambio, un gasoducto que atravesara zonas habitadas,
podría necesitar un contenido máximo específico de H2S más bajo.
Durante el transporte, podrían producirse fugas de CO2 a la atmósfera,
aunque las fugas en los gasoductos son muy pequeñas. El CO2 seco (sin
humedad) no es corrosivo para el acero al carbono- manganeso que suele
usarse en los gasoductos, incluso si el CO2 contiene contaminantes como el
oxígeno, el sulfuro de hidrógeno y los óxidos de sulfuro o de nitrógeno.
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En cambio, el CO2 húmedo es sumamente corrosivo, de forma que en este
caso, un gasoducto de CO2 tendría que construirse con una aleación resistente
a la corrosión, o su interior tendría que estar revestido con una a leación o una
capa de polímeros (las aleaciones son varias veces más caras que el acero al
carbono- manganeso).
Coste del transporte de CO2: Se trata de una estimación tanto para el
transporte por gasoductos como para el transporte marítimo. En ambos,
depende de la distancia y cantidad transportada.
En gasoductos, los costes dependen de si es en tierra o en mar, si está o no en
zona congestionada, lo que puede duplicar el coste por unidad de longitud.
En transporte por barcos, el volumen del tanque y las características de los
sistemas de carga y descarga son algunos de los factores determinantes.
Los costes de recompresión se encuentran incluidos en los costes de
transporte y los costes de compresión y licuefacción se encuentran incluidos en
los costes de captación.
Si existe la opción marítima, ésta suele ser más económica que los gasoductos
para las distancias superiores a unos 1000 Km y para cantidades menores a
unos pocos de millones de toneladas de CO2.
Almacenamiento del CO2:
Almacenamiento geológico:
Existen tres tipos de formaciones geológicas para el almacenamiento
geológico de CO2: yacimientos de petróleo de gas, formaciones salinas
profundas y capas de carbón inexplotables.
Las formaciones rocosas porosas que retienen o han retenido fluidos
anteriormente (como gas natural, petróleo o salmuera) son candidatos
potenciales para el almacenamiento de CO2.
La opción de almacenar el CO2 en capas de carbón y mejorar la producción de
metano está aún en la fase de demostración.
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Almacenamiento oceánico:
Opción de almacenamiento de CO2 consistente en inyectar el CO2
captado directamente en los fondos oceánicos (a más de 1000 m de
profundidad). Ello puede lograrse mediante el transporte de CO2 por
gasoductos o buques a un lugar de almacenamiento oceánico, donde se
inyecta en la columna de agua del océano o en los fondos marinos.
Posteriormente, el CO2 disuelto y disperso se convertiría en parte del ciclo
global del carbono.
Carbonatación mineral y usos industriales:
La primera es la carbonatación mineral, que conlleva la conversión de
CO2 en carbonatos inorgánicos sólidos mediante reacciones químicas. La
segunda, consiste en el uso industrial del CO2 de forma directa o como materia
prima para la producción de diversas sustancias químicas que contienen
carbono.
Figura 5: Métodos para almacenar CO2 en formaciones geológicas profundas. Pueden combinarse dos métodos con la
recuperación de hidrocarburos: recuperación mejorada de petróleo (2) y ECBM (4).
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Costes y potencial económico:
Costes de los sistemas CAC:
No se ha adquirido aún mucha experiencia en combinación de la
captación, transporte y almacenamiento de CO2 en un sistema de CAC
plenamente integrado. CAC aún no se ha usado en centrales eléctricas a gran
escala (aplicación con mayor potencial).
Costes del CO2 evitado:
Las necesidades energéticas de la CAC elevan la cantidad del insumo
del combustible (y por tanto, las emisiones de CO2) por unidad de la potencia
neta de salida. Como resultado, la cantidad de CO2 producido por unidad de
producto (un Kwh de electricidad) es superior en el caso de la central eléctrica
con CAC que en el de la planta de referencia.
Figura 6: Captación y almacenamiento de CO2 emitido en centrales eléctricas. El aumento en la producción de CO2
resultante de la pérdida de la eficiencia general de las centrales eléctricas debido a la energía adicional necesaria para
la captación, el transporte y el almacenamiento, así como cualquier fuga durante el transporte, dan lugar a una cantidad
superior de “CO2 producido por unidad” (barra inferior) en relación con la planta de referencia (barra superior) sin
captación.
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Para determinar las reducciones de CO2 que pueden atribuirse a la CAC, es
necesario comparar las emisiones de CO2 por Kwh de la planta con captación
con las de una planta de referencia sin captación. Esa diferencia se llama
“emisiones evitadas”.
2. OXICOMBUSTIÓN:
El CO2 de los procesos de combustión convencional consiste en una
corriente de gas de escape diluido, provocando en una captura costosa, siendo
necesaria una absorción con aminas. La captura de CO2 se consigue más
fácilmente con una corriente concentrada de CO2, la cual puede ser
conseguida mediante la combustión de combustibles con oxígeno para obtener
un secuestro eficiente del gas de escape. La última técnica es la
Oxicombustión térmica. En ella, la corriente de oxígeno es normalmente diluida
mediante la recirculación del gas de escape (RFG).
No existen plantas a escala industrial en operación de Oxicombustión. Sin
embargo, se han realizado trabajos de laboratorio y estudios teóricos que han
generado conocimientos sobre los parámetros de diseño relevantes y las
consideraciones operacionales.
Figura 7: Esquema proceso de Oxicombustión.
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El gráfico 7 refleja los distintos pasos del proceso global de Oxicombustión,
viendo la importancia de la eliminación de contaminantes como NOx, SOx, y
partículas.
Globalmente se han hecho investigaciones a escala piloto en Estados Unidos
(Air Liquide), Canadá (CANMET), Europa (International Flame Research
Foundation) y Japón (Ishikawajima- Harima Heavy Industries), las cuales se
han empleado para estudiar esta tecnología.
Se han realizado varias evaluaciones donde se comparan la tecnología oxifuel
con la captura post combustión y las tecnologías GICC para la reducción de los
costes de CO2. Estos estudios, indican que la Oxicombustión es una opción
favorable pero la comparación depende de la planta considerada, y la
tecnología de emisiones asociada empleada, la cual es determinada por los
regímenes de regulación de los diferentes países.
Los quemadores convencionales usan aire para la combustión en el cual el
nitrógeno del aire (aproximadamente el 79 % en volumen) diluye la
concentración del CO2 en el gas de escape. La captura de CO2 de mezclas
diluidas usando stripping con aminas es relativamente cara. Durante la
Oxicombustión, una combinación de oxígeno de más del 95 % de pureza y la
recirculación del gas de escape es usado para la combustión del combustible.
Mediante la recirculación del gas de escape, se quema un gas consistente
principalmente en CO2 y H2O, listo para el secuestro sin stripping del CO2 del
gas de escape. El gas de escape recirculado es usado para controlar la Tª de
llama y compensar el volumen de la pérdida de N2 para asegurar que hay
suficiente gas para llevar el calor a través del quemador.
Figura 8: Diagrama de f lujo general del proceso de Oxicombustión
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Las características de la Oxicombustión con recirculación del gas de escape
difieren de la combustión con aire en varios aspectos entre los que se detallan
los siguientes:
Para lograr una Tª adiabática similar, la proporción de O2 de los gases
pasando a través del quemador, es alta, típicamente el 30 %, mayor que en
el aire de 21 %, y necesitando que aproximadamente el 60 % de los gases
de escape sean recirculados.
Las altas proporciones de CO2 y H2O en los gases del quemador resulta en
unas altas emisividades de gas, por lo que será conseguida una similar
transferencia de calor radiativo al quemador mejorado cuando la proporción
de O2 de los gases pasando a través del horno sea menor al 30 %.
El volumen de los gases pasando a través del quemador es reducido un
poco, y el volumen del gas de escape (después de la recirculación) es
reducido a aproximadamente el 80%.
La densidad del gas de escape se incrementa, ya que el peso molecular del
CO2 es 44, comparado al 28 del N2.
Típicamente, cuando se usa carbón, se usa un 20 % de exceso de aire. El
oxifuel requiere un % de exceso de O2 (definido como el O2 suministrado en
exceso del requerido para una combustión estequiométrica del suministro de
carbón) para asegurar una fracción similar de O2 en el gas de escape, como
en la quema de aire, en el rango de 3-5 % (menor que en la combustión con
aire).
Sin la eliminación en la corriente de recirculación, especies contaminantes
(incluyendo gases corrosivos del sulfuro) tienen mayores concentraciones
que en la combustión con aire.
La Oxicombustión combinada con secuestro debe proveer energía a varias
unidades de operación, como la compresión del gas de escape, que no son
requeridas en una planta convencional sin secuestro, por lo que, la
Oxicombustión es menos eficiente por unidad de energía producida. Sin
embargo, es más eficiente que una planta convencional con secuestro dado
la energía requerida para limpiar una corriente de gas diluida previa a su
compresión.
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La oxicombustión ha sido evaluada durante muchos años. En 1982, la
tecnología fue propuesta para procesos de combustión de carbón por Abraham
para generar CO2 para EOR (Enhanced Oil Recovery). En calderas de metal, el
recircular el gas de escape se sugirió para reducir el tamaño de la caldera y las
emisiones de NOx.
Existen variaciones de los procesos, las cuales determinan las unidades de
operación del flujo y las condiciones de las corrientes, determinadas mediante
las siguientes cuestiones:
¿Es una nueva construcción o una planta retrofited?
¿Qué proporciones de O2 es óptima en el gas oxidante?
¿Será el CO2, total o parcialmente secuestrado, y en qué grado debe ser
limpiado el gas de escape mediante una planta de –NOx, de-SOx o de-Hg?
Figura 9: Esquema proceso de oxicombustión con carbón.
El oxígeno es separado del aire y entonces mezclado con una corriente
recirculada de gases de escape de la caldera. El combustible es quemado en la
corriente de gas resultante y los gases de escape son parcialmente
recirculados. El vapor de agua es condensado de los gases de escape para
producir una corriente supercrítica de alta pureza de CO2.
La oxicombustión y la captura de CO2 de los gases de escape están cerca de
las tecnologías zero-emisión que pueden ser adaptadas a nuevas y existentes
instalaciones de energía de combustión de carbón.
En la oxicombustión, la concentración de CO2 en el gas de escape es
incrementado de aproximadamente el 17 al 70 % en masa. El CO2 puede
22
entonces ser capturado mediante el enfriamiento y compresión para el
transporte y el almacenamiento. De esta forma la oxicombustión supone la
modificación de la tecnología convencional, al incluir el proceso de separación
del oxígeno, recirculación del gas de escape, compresión del CO2, transporte y
almacenamiento. La adición de estas operaciones trae reducciones en la
disponibilidad. El coste extra asociado con la implementación del secuestro
aumentará los costes de capital y operación.
Se observan varios métodos de secuestro de CO2, los cuales llevan a
diferentes requerimientos con respecto a la pureza del gas a secuestrar.
Aunque, todas las opciones de secuestro tienen diferentes requerimientos con
respecto a la pureza de CO2, el requerimiento de energía para la compresión
del CO2 es, en todos los casos reducido al tiempo que se incrementa la pureza
del CO2.
Las opciones de secuestro consideradas son las siguientes:
Enhanced Oil Recovery (EOR): el CO2 puede ser usado para agotar el
petróleo y las reservas de gas para incrementar sus producciones; EOR ha
sido extensamente aplicado en los Estados Unidos, y se contabilizan 84
aplicaciones de esta tecnología en todo el mundo en el año 2003.
Enhanced Coal Bed Methane (ECBM): producción, mediante la inyección de
CO2 en minas de carbón, el metano puede ser recuperado durante el
proceso, el cual puede entonces ser usado para la generación de energía.
Almacenamiento oceánico: el océano es un enterramiento natural de carbón y
tienen un gran potencial de almacenamiento de CO2; sin embargo, el impacto
global del almacenamiento y la absorción en el océano aún no se conoce
demasiado.
Con fecha 02/04/2009 se publicó en el diario el País.com la siguiente noticia:
“El secuestro de CO2 en agua es seguro y estable”, en relación al estudio
elaborado por un equipo internacional liderado por Stuart Gilfillan, geoquímico
de la Universidad de Edimburgo, sobre la estabilidad de los depósitos
naturales en subsuelo asociados a nueve yacimientos de gas en Estados
Unidos, China y Europa, concluyendo que el CO2, sobre todo disuelto en
agua, permanece en los depósitos subterráneos a largo plazo. Este equipo de
23
investigación ha estudiado los mecanismos de fijación geológica y
geoquímica del carbono en el subsuelo utilizando gases nobles e isótopos
como trazas y han descubierto que las aguas subterráneas son el principal
sumidero de CO2 en los yacimientos estudiados, y que lo han sido durante
millones de años. El estudio es un paso importante en el camino que debe
despejar las dudas acerca del secuestro de carbono. Muchos expertos
consideran que sería más estable la captura subterránea de carbono por su
fijación en minerales carbonatados, sin embargo Gilfillan ha constatado que
ese proceso de mineralización desempeña un papel menor en la fijación
natural del dióxido de carbono, mientras que el almacenamiento soluble retira
hasta el 90 % de ese compuesto.
Almacenamiento en acuíferos profundos salinos: el almacenamiento de CO2
en acuíferos salinos profundos es una opción particularmente prometedora
por el gran potencial de almacenamiento y la gran incidencia de los acuíferos
salinos en las inmediaciones a gran escala de lugares de generación de CO2
por todo el mundo.
Estado de la tecnología de oxicombustión:
No hay plantas a escala industrial con la tecnología de oxicombustión en
operación. Sin embargo, estudios teóricos combinados con estudios de
laboratorio y estudios a escala piloto han dado un entendimiento de los
parámetros de diseño relevantes y las cuestiones operacionales. Algunos
aspectos prácticos, como la disponibilidad y la capacidad de carga de las
plantas de oxifuel, son temas importantes, requiriendo demostraciones y
experiencia a escala industrial.
A continuación, veremos en diferentes apartados aspectos como:
Cuestiones de diseño y operacional
Estudios de laboratorio
Estudios a escala piloto
24
CUESTIONES DE DISEÑO Y OPERACIONAL:
Varias cuestiones de diseño y operacional han sido identificadas en la
literatura. Estas cuestiones pueden ser categorizadas como sigue:
Transferencia de calor:
Mediante la recirculación de CO2 (y posible H2O) de la salida a la
entrada del horno, pueden ser generados varios cambios en la
transferencia de calor por los cambios en las propiedades del gas.
Estos cambios son afectados mediante 2 propiedades principales
que cambian durante la oxicombustión:
- Propiedades radiativas del gas
- Capacidad térmica del gas
Durante la oxicombustión, la concentración de moléculas
triatómicas del gas, en el gas de escape incrementa
drásticamente y cambiará la emisividad del mismo.
El mayor contribuyente de transferencia de calor de la llama de
combustibles convencionales, es la radiación térmica del H2O (v),
el CO2, el hollín y el CO. Cuando la concentración de CO2 y H2O
(v) se incrementa significativamente, la transferencia de calor
radiativa de la llama cambiará.
Las moléculas triatómicas absorben y emiten radiación en bandas
correspondiendo con un cambio en sus ocupaciones de nivel de
energía particular. Para calcular con precisión la emisividad de la
llama, se calcularía la absorción y emisión de estas bandas. Sin
embargo, cálculos típicos de transferencia de calor usan un
modelo denominado “Three grey- one char gas” para estimar la
emisividad de la llama.
Tradicionalmente, este modelo estaba basado en llamas
convencionales con presiones parciales de CO2 y H2O
convencionales. Para calcular la transferencia de calor radiativo
de una llama resultante de una oxicombustión, el modelo sería
validado y/o modificado mediante un modelo de banda más
exacto.
25
El CO2 y el H2O (v) tienen mayores capacidades térmicas
comparadas con el nitrógeno. Este incremento en las
capacidades térmicas, incrementa la transferencia de calor en la
sección convectiva de la caldera.
Sin embargo, la cantidad de gas pasando a través de la caldera
en el caso de la oxicombustión es bajo, y el incremento de la
transferencia de calor en la sección radiativa de la caldera resulta
en menor Tª del gas entrando en la parte convectiva. Ambos
factores actuarán bajando la transferencia de calor en la sección
convectiva de la caldera. La transferencia de calor en las
secciones radiativa y convectiva de la caldera necesitarán ser
optimizadas para asegurar la eficiencia requerida. Sin embargo,
para un retrofit donde la transferencia de calor de la caldera es
igualada y dada una concentración de O2 en el gas de escape, el
caso de oxicombustión resultará en una menor Tª del gas a la
salida de la caldera.
En este sentido, es necesario conocer que la combustión con
oxígeno origina temperaturas muy elevadas en el hogar, las
cuales pueden reducirse con la recirculación de gases (ya sea
recirculación húmeda o seca)
A continuación se detallan las diferentes configuraciones, con
recirculación húmeda y seca:
26
Figura 10: Recirculación húmeda
Figura 11: Recirculación seca
27
Cuestiones ambientales: emisiones gaseosas:
La formación de contaminación gaseosa y las emisiones
cambian durante la oxicombustión. Las emisiones de SOx por
tonelada de carbón combustionado son esencialmente iguales
(sin cambios); las emisiones de NOx generadas por unidad de
energía son reducidas ya que el NO reciclado es reducido cuando
éste es recirculado a través de la llama. El efecto de la
oxicombustión en las emisiones de elementos traza y la
distribución de tamaño de las cenizas volantes no han sido aún
determinadas experimentalmente, sin embargo, se estima que el
comportamiento de ciertos minerales (en particular carbonatos)
serán afectados por el cambio en el ambiente (la Tª de
descomposición de carbonatos será incrementada dada las altas
presiones parciales de CO2 en el carbón). Los cambios en la
formación de contaminación gaseosa durante la oxicombustión
han sido analizados mediante varias investigaciones.
La compresión final y licuefacción del CO2 resultará en una
corriente de no condensables, la cual incluirá algo de N2 o Ar en
la corriente de O2 suministrada a través de la planta de oxígeno y
resultando de un escape de aire en el quemador, un exceso de
oxígeno en el combustor, y NOx y SO2.
Esta corriente necesitará ser tratada para satisfacer las
regulaciones ambientales relacionadas con NOx y SOx, una
cuestión que afecta enormemente a las unidades de operación
requeridas.
Cuestiones relacionadas con las cenizas:
Durante la oxicombustión, la concentración de oxígeno en el gas
es elevada (aproximadamente 30 % en volumen), el cual
incrementa la Tª de combustión. Este incremento en la Tª parcial
de combustión afectará la vaporización asociada de elementos.
Los elementos vaporizados a menudo sirven como un agente
28
“bonding” para los depósitos de cenizas en la caldera y esto
podría afectar la operación de la caldera. El efecto de la
oxicombustión en la formación de cenizas ha sido investigado, sin
embargo, no se han encontrado estudios que aseguren el posible
impacto en la formación y estructura del depósito.
ESTUDIOS DE LABORATORIO:
Después de ser inicialmente propuesto en 1982 y más estimulado
mediante tecnologías prometedoras de secuestro de CO2 para plantas de
energía de carbón pulverizado, la oxicombustión ha atraído gran interés en
estudios por todo el mundo. Estudios a escala de laboratorio cubren muchos
aspectos científicos e ingenieriles fundamentales en la aplicación de esta
tecnología, principalmente en las características de combustión y reactividad
del carbón, transferencia de calor y emisiones. Un resumen de estos estudios
es reflejado en la Tabla 2.
Tabla 2: Resumen estudios de laboratorio realizados
29
ESTUDIOS A ESCALA PILOTO:
Estudios de laboratorio son útiles en la búsqueda del establecimiento de
los efectos en las características de la combustión. Sin embargo, no es posible
simular adecuadamente aspectos como las características de la transferencia
de calor, y hasta cierto punto, la formación de contaminación. Estudios a escala
piloto son más efectivos para este propósito. La tabla 3 resume algunas de las
evaluaciones a escala piloto de oxicombustión reflejadas en la literatura.
Tabla 3: Resumen estudios a escala piloto
30
A continuación se refleja un esquema general del proceso de oxicombustión,
con las principales opciones de eliminación de impurezas:
Figura 12: Esquema general oxicombustión y opciones eliminación de impurezas
3. CARACTERIZACIÓN DE LOS GASES EFLUENTES DE INSTALACIONES
DE OXICOMBUSTIÓN DE CARBÓN:
La composición de la corriente de los gases de escape es variada,
según el proceso de combustión y el combustible empleado.
Independientemente de este aspecto, esta corriente de gases de escape debe
tener unos límites de calidad recomendados.
A continuación se reflejan los límites recomendados por Dynamis:
31
Tabla 4: Limitaciones en composición
La tabla que a continuación se presenta, refleja las características respecto a la
composición y concentraciones de la corriente de CO2 en función de la calidad
de la misma:
Tabla 5: Limitaciones en composición según la calidad de la corriente
Es interesante por otra parte, conocer las diferencias respecto a la composición
y a la concentración entre la combustión con aire y la oxicombustión:
32
Figura 13: Caudal y composición de gases en combustión convencional
Figura 14: Caudal y composición de gases en combustión con oxígeno
Tras ver el gráfico de caudal y composición de gases de un tipo y otro de
combustión, se observa que se reducen la concentración de N2 y el volumen
relativo de gases, aumentando la de CO2 y H2O en la oxicombustión respecto a
la combustión convencional.
33
4. CONCENTRACIONES LÍMITE PARA ALMACENAMIENTO CO2:
Según la aplicación deseada de la corriente de CO2 purificada y lista
para el almacenamiento, se deducen unas limitaciones y especificaciones
relativas a la composición y concentración de los distintos elementos de la
corriente de CO2. A continuación, se observan los distintos componentes y sus
concentraciones según la aplicación:
Tabla 6: Niveles de composición exigibles para el almacenamiento de CO2 según la aplicación
Ejemplo de aplicación concreta de almacenamiento (EOR): Estudio Argonne
National Laboratory:
Empleó el ASPEN Plus para desarrollar y modelizar un sistema de
Oxicombustión y secuestro de CO2 aplicado a EOR. El objetivo del estudio fue
caracterizar los flujos de masa y energía con suficiente detalle de los cambios
en la composición del carbón, pureza de O2, estrategia de recirculación y la
efectividad del equipamiento del proceso sería reflejado en la composición del
producto, energía a la salida y emisiones residuales. El modelo también evaluó
34
los aspectos económicos y los costes del equipamiento y operación del
sistema. Los resultados obtenidos fueron los siguientes:
Se evaluó el destino del sulfuro en el gas y el perfil de eliminación
de sulfuro. La concentración de SO2 acumulada en el sistema del
gas de escape incrementa con la fracción de impurezas del gas de
escape en la recirculación total del gas, lo cual podría resultar en
la corrosión de los elementos.
5. TECNOLOGÍAS AVANZADAS:
La primera cuestión antes de detallar las distintas tecnologías avanzadas
existentes de depuración de la corriente de gases de la oxicombustión, es
conocer el origen de dichos componentes (distintos del CO2):
Derivados del combustible:
H2O, CO, SOx, NOx, H2S, HCl, HF, H2, CH4, metales
pesados, hidrocarburos, partículas.
Derivados del aire u otro oxidante usado para la combustión del
combustible:
O2, N2, Ar
Derivados de fugas del aire en el sistema de captura del CO2
cuando opera en condiciones subatmosféricas:
O2, N2, Ar
Derivados de procesos de captura del CO2 o limpieza del CO2:
NH3, solventes
Los componentes y concentraciones son dependientes de l proceso de captura
usado, y los procesos de limpieza de CO2 seleccionados.
35
Por otra parte, debemos conocer las razones por las que es interesante
eliminar de dicha corriente de gas de escape los contaminantes:
Más volumen de gases conlleva:
- Hacer las tuberías de transporte más grandes, reduciendo
la capacidad
Evita el flujo de dos fases
Requiere menos energía de compresión
Conociendo las razones por las que interesa eliminar dichos inertes, el
siguiente paso es investigar los métodos de eliminación de estos inertes:
SOx, NOx y Hg:
- Tecnologías convencionales
- Sistemas integrados a la purificación de CO2
H2O:
- Glicol, adsorción
Inertes:
- Separación de fase a baja Tª
Oxígeno:
- Destilación a baja Tª
- Combustión catalítica
36
A continuación, se detallan distintas aplicaciones de tecnologías avanzadas,
entre las que destacan:
Captura de CO2 y desarrollo de unidad piloto criogénica avanzada
de separación y compresión.
Purificación de CO2 obtenido de la oxicombustión.
Sistemas de separación de aire y unidades de compresión y
purificación de los gases de escape de la oxicombustión.
Consideraciones para el tratamiento de impurezas del gas de
oxicombustión previo al secuestro.
Impactos de las impurezas en los procesos de purificación de
oxicombustión basado en sistema de captura y almacenamiento
de CO2.
Impacto de SOx y NOx en los gases de escape, en los procesos de
separación, compresión y transmisión por tuberías de CO2.
Sistema de compresión y purificación de CO2: Eliminación de SO2,
NOx y Hg.
Sistema de compresión y purificación de CO2: Eliminación y
compresión de inertes a 110 bar.
37
CAPTURA DE CO2 Y DESARROLLO DE UNIDAD PILOTO CRIOGÉNICA
AVANZADA DE SEPARACIÓN Y COMPRESIÓN:
Se trata de una unidad elaborada por CANMETS para la captura y
compresión de CO2 (CO2CCU), la cual aporta una plataforma para estudiar el
impacto de las impurezas de la corriente de gas en los procesos de captura de
CO2; se trata de un avanzado sistema de separación de gas, el primero de esta
clase a escala piloto.
Dado que las altas Tªs de los gases están intrínsecamente asociadas con la
compresión del gas y se basan en las limitaciones de operación de seguridad
de los materiales, la compresión en el gas de entrada ocurre en varias etapas
(son necesarias aproximadamente 3 ó 4 etapas de compresión para obtener la
separación requerida). El control estricto del contenido de agua en la corriente
de producto de CO2 es esencial para evitar la formación de hielo y la corrosión,
evitando la pérdida de eficiencia en la operación de compresores y
cambiadores de calor. A menudo, se instala una unidad de deshidratación,
especialmente si se emplea un proceso de separación mediante criogenización
o de baja Tª. Si la Tª de la corriente de gas en las etapas de frío puede ser
controlada para eliminar el agua, la unidad de deshidratación puede ser
eliminada. Si las diferencias de precio entre el acero inoxidable y acero al
carbono son pequeñas, es preferible hacer todas las tuberías refrigeradoras y
válvulas de acero inoxidable.
Fueron empleadas durante el experimento dos corrientes de gas “feedgas 1” y
“feedgas 2”, cuyas composiciones se reflejan en la Tabla 7.
Tabla 7: Composiciones de las corrientes “feedgas 1” y “feedgas 2”
38
Concentración de CO2 en base seca es mayor en “feedgas 1” que en “feedgas
2”.
El diagrama de flujo del proceso CO2CCU es reflejado en la Figura 15.
Figura 15. Diagrama de f lujo de CO2CCU
En este proceso, la corriente de gas de entrada es comprimida, secada y
enviada al separador 1. El gas de salida del separador 1, es separado en 2
corrientes: una conecta al separador 2 (vía intercambiador), mientras que la
otra va al expansor, y después pasa al separador 3 y a un intercambiador en
este camino a la tercera etapa de compresor como una corriente recirculada. El
proceso propuesto no precisa refrigeración externa.
El expansor, produce algo de energía adicional que puede reducir el consumo
de energía de la compresión de CO2 y mejorar el balance global del proceso.
La presión de la corriente del separador 3 es elevada, por lo que es necesario
usar una bomba para igualar la presión de la corriente del separador 1, antes
de unir las 2 corrientes líquidas.
Para conseguir mayor pureza, se propone una variante de CO2CCU,
adicionando una combinación de un nuevo compresor y separador y el gas
separado del último separador es recirculado al proceso, conectándola con la
principal corriente seca que sale del separador 1.
39
Tras la puesta en marcha de la unidad piloto, se concluye (ver Tabla 8) que la
pureza de la corriente producto para ambos casos permanece
aproximadamente en un 95 % mientras que el ratio de recuperación de
“feedgas 2” cae con respecto a “feedgas 1” debido a la baja concentración de
CO2 en la corriente de gas de alimentación. La 1ª etapa de la puesta en marcha
se realiza usando una corriente de gas sintético para imitar íntimamente las
composiciones del gas de entrada.
Tabla 8: Composiciones corrientes de salida “feedgas 1” y “feedgas 2”
40
PURIFICACIÓN DE CO2 OBTENIDO DE OXICOMBUSTIÓN:
En este apartado, veremos entre otros aspectos:
Control de emisiones de SO2 (proceso de final de línea).
Control de emisiones de NOx (SNCR y SCR).
La oxicombustión en una central de carbón produce CO2 que contiene
contaminantes (como H2O, O2, N2, Ar, etc.) por exceso de O2 en la combustión.
También hay presente SO3, SO2, HCl, NOx producidos como subproductos de
la combustión. A continuación se presenta un proceso para eliminar SOx y NOx
durante la compresión.
El proceso global de purificación de CO2 consiste en lo siguiente: se toma la
corriente de CO2 de la caldera de generación y se enfría para condensar el
H2O (v). Elimina las cenizas y disuelve los gases solubles (SO3 y HCl). Al enfriar
y comprimir (30 bares) se purifica el CO2 por licuefacción y separación de
fases.
En el proceso GHGT8 se dan reacciones que generan el camino para eliminar
el SO2 como H2SO y el NO y NO2 como HNO3, durante la compresión a 30 bar.
Cualquier Hg elemental también se elimina como HNO3. El proceso se ha
desarrollado a escala piloto en Londres usando una corriente de gas sintético y
posteriormente corrientes de gas real procedente de un anillo que emplea una
caldera de 166 KW con empleo de carbón.
El objetivo es determinar un método para producir CO2 sin NOx, SO2, O2 y Hg
para satisfacer las futuras especificaciones, y el CO2 pueda emplearse para
aprovechamiento EOR y almacenamiento geológico.
En oxicombustión pueden emplearse las mismas tecnologías usadas para
eliminación de SO2, NOx y Hg en combustión convencional.
41
A continuación describiremos de forma resumida las principales características
de las tecnologías convencionales de eliminación de SO2, NOx y Hg:
Control de las emisiones de SO2 (proceso de final de línea): el aspecto
más característico de cualquier operación de depuración de final de línea,
es que se deben tratar grandes caudales con concentraciones bajas del
compuesto problema. Para su abatimiento y eliminación se aplican
técnicas de absorción donde uno o más componentes de una mezcla de
gases es disuelto en un líquido. Para el caso de la eliminación del SO2 de
los gases de combustión, las técnicas de absorción se recogen en la
siguiente tabla.
PROCESO SORBENTE SUBPRODUCTO
LAVADORES
Cal/Caliza
Sodio
Agua de mar
Magnesio
Amoniaco
Dual alcalino
CaCO3, Ca(OH)2, CaO
Na2CO3, NaOH
Agua de mar
Agua de mar+ Mg(OH)2
NH3
CaO o CaCO3+Na2CO3
Yeso, CaSO3/CaSO4
Na2SO3, vertido al mar
Vertido al mar
Vertido al mar
(NH4)SO4
Yeso, CaSO3 /CaSO4
SPRAY DRYERS Ca(OH)2 Ca SO3/ CaSO4
INYECCIÓN SORBENTE
Inyección en hogar
Inyección en conducto
Inyección híbrida
Lavador seco CF
CaCO3, Ca(OH)2
CaO, Ca(OH)2
CaCO3, Ca(OH)2
Ca(OH)2
CaSO3/ CaSO4
CaSO3/ CaSO4
CaSO3/ CaSO4
CaSO3/ CaSO4
REGENERATIVOS
Simple
Eliminación de SO2/NOx
Na2SO3, MgO, aminas
Carbón activo, Ocu, NH3
Azufre, H2SO4
Azufre, H2SO4
Control de emisiones de NOx:
1. Reducción catalítica no selectiva (SNCR): provocan
reducción química de NOx por aplicación de agente
reductor nitrogenado (amoniaco o urea) inyectado y
mezclado con el gas de combustión. Dicho agente
reductor puede reaccionar con multitud de
componentes, por lo que es necesario identificar la
ventana de Tªs donde la reacción de destrucción de
42
NOx en presencia de O2 se vea favorecida. La urea
favorece ventajas frente al amoniaco, por ser no tóxica,
no inflamable, menos volátil y se usa con mayor
seguridad además de penetrar durante más tiempo en
la corriente de gas mejorando la mezcla del reactivo
con el gas.
2. Reducción catalítica selectiva (SCR): inyectan agente
reductor (urea o amoniaco) que reacciona de forma
selectiva con los NOx sobre el catalizador, para
reducirlos a H2O y N2. Las ventajas del uso del
catalizador son la mayor eficiencia de destrucción de
NOx asociada a las Tªs de operación menores, y mayor
amplitud de la ventana de Tªs.
SISTEMAS DE SEPARACIÓN DE AIRE Y UNIDADES DE COMPRESIÓN Y
PURIFICACIÓN DE LOS GASES DE ESCAPE DE LA OXICOMBUSTIÓN:
En este apartado, veremos de forma detallada los siguientes puntos:
Unidad de separación de aire (ASU) para la producción de O2
Dentro de este punto, veremos a su vez, aspectos como:
Tecnología criogénica
ASU para oxicombustión
Esquema del proceso de la ASU
Balance entre costes de inversión y de operación de
la planta ASU
Integración del calor en el proceso
43
Unidad de compresión y purificación de CO2 (CO2CPU) para su
captura. Dentro de este punto, veremos a su vez, aspectos como:
Consideraciones para el diseño de la CPU
Esquemas de la CPU
Sin purificación
Condensación parcial (caja fría)
Caja fría incluyendo destilación
Influencia de la presión del producto
Integración del calor en el proceso
El concepto fundamental de la oxicombustión es el empleo de una
corriente oxidante de gran pureza en el proceso de combustión de forma que
los productos de dicha combustión tengan una elevada concentración de CO2,
y por tanto, faciliten el proceso de captura de CO2.
Este estudio presenta los resultados de los esfuerzos de Air Liquide por
mejorar la viabilidad de la oxicombustión a través de mejoras en las tecnologías
de algunos de los componentes principales del proceso de oxicombustión:
UNIDAD DE SEPARACIÓN DE AIRE (ASU):
Tecnología criogénica: Una planta de generación de energía eléctrica a escala
comercial con un sistema de oxicombustión necesitaría millares de toneladas
de O2 cada día. La destilación criogénica es la única tecnología
comercialmente disponible para producir esas cantidades de O2 de forma
económica y con elevada pureza.
Otras tecnologías de separación de aire (como adsorción por cambios de
presión: PSA) y la adsorción por vacío (VSA) o las membranas poliméricas, no
pueden competir en términos económicos para dichas cantidades,
especialmente si se trata de O2 con más del 95 % de pureza.
Las membranas cerámicas (membranas de transporte del ión oxígeno) aún
están disponibles comercialmente para la producción de O2 a gran escala por
44
lo que es complicado compararlas con la destilación criogénica (tanto en
inversión como en rendimiento).
La ASU criogénica se considera una tecnología madura, pero la industria ha
conseguido mejoras (tanto en productividad como en eficiencia energética). La
Figura 16, refleja que la tendencia de mejora se espera que sea continuada en
el futuro, ya que la energía global consumida en la separación está aún muy
por encima de la energía teóricamente requerida en el proceso.
Figura 16: Mejoras en productividad y eficiencia energética de ASU criogénica
ASU para oxicombustión: Las principales características de la ASU para la
oxicombustión son: gran tamaño, bajas presiones (entre 1,3 y 1,7 bares de
presión absoluta) y una posible baja pureza de O2. La baja pureza de O2
significa unos valores en el rango del 85 al 98 % del O2, comparado con
valores óptimos de 99,5- 99,6 % de las unidades de gran pureza. Esto permite
importantes ahorros de consumo de energía (Figura 17).
45
Figura 17: Requerimiento energético de ASU criogénica
Los ciclos para la producción de O2 de baja pureza (95 %) fueron desarrollados
en la década de los 90 para dos aplicaciones: gasificación (incluyendo
gasificación del carbón) y el enriquecimiento en O2 de las corrientes de venteo
de los hornos de combustión forzada.
En aquel entonces, Air Liquide diseñó distintas plantas para estas aplicaciones
y pudo demostrar que se puede alcanzar una energía específica de separación
de aproximadamente 200 Kwh/t de oxígeno puro, cuando el coste de la energía
era elevado.
Air Liquide está actualmente operando varias plantas de estas características
en Italia con esta energía específica de separación (definida como energía
necesaria para producir una tonelada de oxígeno gaseoso de una determinada
pureza a presión atmosférica bajo condiciones ISO: 15 ºC y 60 % de
humedad).
Los ciclos diseñados en los 90 no estaban totalmente adaptados a la
oxicombustión (por ejemplo, estaban optimizados para la producción de
oxígeno a presiones relativamente altas: 5-8 bares absolutos).
En 2007 Air Liquide inició un programa de desarrollo de la ASU para obtener
una ASU optimizada para la oxicombustión. No era la idea, la de diseñar por
completo la unidad, sino adaptar el ciclo de l proceso a los requerimientos de la
oxicombustión (bajas presiones para el O2, sin producción de N2), e incorporar
mejoras tecnológicas que se habían probado en otras ASU desde 1990. Como
46
consecuencia, se han diseñado ASUS de 160 KWt/ t O2 de energía específica
de separación.
Esquema del proceso: La ASU consta de los siguientes equipos:
- Compresor de aire principal
- Sistema de prerefrigeración
- Unidad de purificación para la eliminación de H2O y CO2 antes
de la entrada en la sección criogénica
- Intercambiadores de calor
- Columnas de destilación
- Vaporizadores /condensadores
Balance entre costes de inversión y de operación de la planta ASU: La Figura
18 muestra el balance.
Figura 18: Compensación entre coste de capital y de operación en el diseño de ASU
El coste de capital del diseño anterior de 200 KWh/ t O2 se ha normalizado a
100, y su curva de balance se refleja en la línea continua. El balance para la
ASU mejorada se refleja con la línea discontinua. La optimización del diseño de
la ASU ha conducido a una reducción significativa de la energía específica de
separación para cualquier coste de capital (por ejemplo, para coste de capital
de 100, la ASU mejorada requiere un 20 % menos de energía específica).
47
Integración del calor: Consiste en la transferencia de calor del/os compresor/es
de la ASU al ciclo de vapor. Se pueden obtener 2 beneficios de esta
integración:
- Pueden reducirse las pérdidas de energía asociadas a la compresión.
- Pueden reducirse las pérdidas de energía asociadas al
precalentamiento del H2O de alimentación a la caldera.
Esta transferencia de calor puede ser directa (precalentamiento de agua de
alimentación) o indirecta (precalentamiento del O2, secado del carbón,
calentamiento de cualquier fluido del sistema de oxicombustión).
En algunos de los estudios desarrollados por Air Liquide puede alcanzarse una
reducción del 10 % en el consumo de energía de la ASU.
UNIDAD DE COMPRESIÓN Y PURIFICACIÓN (CO2CPU):
Consideraciones para el diseño de la CPU: El papel de la CPU es la captura
del CO2 de los gases de escape de la combustión y su purificación hasta
satisfacer los requisitos. Tanto la composición de los gases de escape, como
las especificaciones de la corriente de CO2 resultante tienen una gran
influencia en el diseño y coste de la CPU. La composición de los gases de
escape puede ser significativamente modificada por la cantidad de aire
infiltrado en la caldera y otros equipos como ventiladores, filtros, conducciones
y unidad de desulfuración.
Las plantas antiguas es probable que tengan infiltraciones de aire. Las nuevas
plantas de oxicombustión pueden ser diseñadas para tener una infiltración de
aire mínima. Por tanto, las unidades de captura de CO2 de plantas existentes
deberán tratar con corriente de gases procedente de la caldera donde el CO2
está diluido, en comparación con la corriente de gases de escape procedente
de una caldera donde el CO2 estará diluido, en comparación con la corriente de
gases de escape procedente de una caldera de una planta nueva de
oxicombustión (Ver Tabla 8).
48
Tabla 8: Composiciones estimadas del gas de escape (fracciones molares) de una planta nueva y retrofit
Actualmente, no hay especificaciones definidas para el CO2 destinado a
almacenamiento, sí para el transporte de CO2 por tubería, pero son aplicables
al CO2 de fuentes naturales o de ambientes reductores (como plantas de
gasificación) y no incluyen componentes como NOx y SOx que sí están
presentes en gases de escape de las calderas.
Esquemas de la CPU: el proceso básico de tratamiento de gases de escape
para la captura de CO2 incluye:
- Compresión gases de escape húmedos
- Secado de gases de escape a la salida de la compresión húmeda
- Purificación gases de escape (si procede)
- Compresión gases secos a una presión tal que condense a 20 ºC
- Bombeo de gas condensado a la presión de transporte
La combinación de compresión, condensación y bombeo minimiza el consumo
de energía del proceso. La compresión/condensación y bombeo solo puede
hacerse cuando la presión de condensación es menor a la presión final del
producto. La etapa de purificación de los gases de escape puede estar
constituida por varias unidades de operación para satisfacer los requisitos de
composición del gas.
49
Configuraciones para la purificación de los gases de escape:
Sin purificación: La totalidad de los gases de escape, fueron
comprimidos, secados y comprimidos de nuevo (bombeados si es
posible) a la presión final del producto de 1,75 bares, dando lugar
a una recuperación del 100 % del CO2 (pureza de CO2 de este
producto, muy parecido a la existente en los gases de escape, por
tanto, este esquema de aplicación en plantas en las que la pureza
de CO2 de los gases de escape es muy parecida a la pureza del
producto deseado). Esta configuración no persigue la reducción de
ninguno del resto de componentes de la corriente de gases (daría
concentración de O2 del orden de % que no serían aceptables
para EOR).
Condensación parcial (caja fría): Los gases de escape, una vez
comprimidos y secados son enfriados a muy bajas Tª para
condensar al menos el 90 % del CO2. La pureza del CO2 en la
corriente condensada es función de: la presión y de la
composición del gas de entrada al sistema de condensación
parcial, del nº de etapas de condensación parcial en la caja fría y
de la Tª de condensación. Se puede conseguir una pureza del 95
% de CO2. La concentración de O2 es del rango de millones de
ppm.
Caja fría incluyendo destilación: Ampliación del caso anterior, en el
que se incluye una columna de destilación para la purificación de
la corriente de CO2 condensada en la caja fría. Alcanza unos
ratios de recuperación del 90 % y mayores del 99 %. La columna
de destilación disminuye el rango de O2 a menor de ppm.
La Figura 19 muestra el consumo específico de energía de cada uno de los
casos, como función de la composición de los gases de escape para una
presión de producto de 175 bares.
50
Figura 19: Consumo de energía específ ica de diferentes esquemas CO2CPU como una función de la pureza de CO2 en
la corriente de entrada del gas de escape
A medida que aumenta la concentración de CO2, disminuyen las necesidades
de energía en la CPU, porque es necesario comprimir y tratar un volumen
menor de gas para obtener la misma cantidad de CO2.
Si la concentración de CO2 a la entrada es del 93 %, los tres esquemas tienen
prácticamente los mismos requerimientos energéticos.
Influencia presión del producto: ya que el consumo de energía total de la CPU
depende de la presión del producto, es necesario ver como varía n los
requisitos de energía de los 3 esquemas anteriores, mostrados en la Figura 4,
con dicha presión. Las figuras 20 a y b muestran los resultados de la
simulación de las 3 configuraciones representadas en la Figura 19 a distinta
presión de producto para 2 composiciones distintas de los gases de escape.
Como se ve en la Figura 20 a, para una composición del 83 % de CO2 en los
gases de escape, la purificación de este gas requiere menor energía que la
compresión de la totalidad de los gases de escape a la presión del producto,
para todo el rango de presión de productos analizados.
Por otro lado, si la concentración de CO2 en los gases de escape es mayor, el
esquema de “solo compresión” es más comparable a los sistemas de
purificación. Por ejemplo, al 93 % de CO2 en los gases de escape (Figura 20 b)
el proceso sin purificación requiere menos energía específica que el proceso de
51
caja fría con columna de destilación, hasta la presión de producto de 185
bares. El proceso de caja fría sin destilación puede proporcionar mayor pureza
de CO2 con menores contenidos de O2 consumiendo menor energía que el
proceso sin purificación. La Figura 20 b, refleja que el proceso con destilación
puede proporcionar una corriente prácticamente pura de CO2 con
aproximadamente 1 ppm de O2 (niveles de pureza que no pueden ser
obtenidos con ninguno de los esquemas anteriores).
Figuras 20 a y b: Consumo energético específ ico como función de la presión del producto (a) 83% y (b) 93 % de CO2
(base seca) en la corriente de entrada
Integración del calor: La integración del calor, enfocada a la mejora de la
eficiencia global del proceso mediante la transferencia de calor de corrientes
residuales al ciclo de vapor. Los compresores de la CPU generan una cantidad
de calor considerable. Si esta energía pudiese ser usada en otras partes de la
52
central de generación de energía eléctrica para el calentamiento de corrientes
de proceso, entonces los requisitos globales de energía de dicha planta se
verían reducidos.
La figura 21 refleja las simulaciones de las 3 configuraciones anteriores, como
función de la composición de CO2 en los gases de escape, en las que el calor
de los compresores del gas húmedo y seco se utiliza para precalentar el agua
de alimentación a la caldera (integración total del calor).
Figura 21: Consumo energético específ ico de diferentes esquemas CO2CPU con integración total de calor como
función de pureza de CO2 en la corriente de entrada
En las figuras 19 y 21 se puede observar como la integración del calor puede
reducir significativamente el consumo de energía específica. Por ejemplo, para
un contenido de CO2 del 72 % en los gases de escape, la energía específica
requerida por el sistema de “no purificación” se reduce de 170 KWh/t a 140
KWh/t mediante el empleo del calor de los compresores del gas húmedo y seco
para el precalentamiento del agua de alimentación de la caldera.
Análogamente, los requisitos energéticos del sistema de caja fría se reducen
de 140 KWh/t a 120 KWh/t incorporando la integración del calor al sistema.
CONCLUSIONES:
Mediante la adaptación de la planta ASU criogénica a la oxicombustión
se ha conseguido reducir un 20 % el consumo de energía específica. Varios
diseños de CPU se han desarrollado para cubrir los distintos requisitos de
53
tratamiento de gases de escape con distintas composiciones y para obtener
corrientes de productos con distintas especificaciones a lo largo de un rango de
presiones. La integración del calor en la CPU revela resultados prometedores
para la reducción de los costes totales de operación de los sistemas de
oxicombustión.
CONSIDERACIONES PARA EL TRATAMIENTO DE IMPUREZAS DEL GAS
DE OXICOMBUSTIÓN PREVIO AL SECUESTRO:
En este apartado veremos aspectos entre los que destacan:
Estimación propiedades del gas de escape
Transportando CO2 con impurezas
Evaluación técnica de la corrosión
Proceso de inyección
Aunque el concepto de captura y almacenamiento de carbono se ha
tenido en cuenta hasta la fecha con CO2 prácticamente puro, el gas de
oxicombustión contiene una gran cantidad de componentes que pueden alterar
ese concepto. En una situación ideal el gas podría inyectarse en el interior de
formaciones geológicas sin ningún o muy pocos condicionantes. En el otro
extremo, los gases de escape, podrían necesitar una purificación tan elevada
que los supuestos beneficios de los sistemas de inyección de O2
desaparecerían. Para determinar que escenario es más rentable, hemos de
analizar los efectos de los no constituyentes de los gases de escape de CO2 en
el proceso completo del secuestro.
Comenzaremos por estudiar las diferencias química y físicas entre el CO2 puro
y el gas de escape de la oxicombustión. Otro punto importante es estudiar las
reacciones de transporte en la inyección del CO2 y SO2 en formaciones salinas
profundas, y su efecto en las propiedades hidráulicas de las rocas.
La reducción de costes puede ser realizada mediante la optimización del
manejo del gas de escape, por dos opciones fundamentales: una es comprimir
el gas de escape con mínimo acondicionamiento e inyectarlo directamente en
54
una formación geológica apropiada mientras que, la otra es separar
selectivamente los componentes del gas que pueden no ser ventajosas en
inyecciones prolongadas.
El primer caso podría requerir menos control ambiental, el cual es normalmente
empleado en unidades de combustión con carbón pulverizado (CP) para
eliminar SOx y NOx. Esta opción requerirá un conocimiento cuidadoso en los
mecanismos de reserva y geoquímica. Por ejemplo, los gases no condensables
como el N2, O2, Ar podrían afectar a los procesos de transporte del gas en la
inyectabilidad o la capacidad del acuífero de almacenar el CO2 por encima del
tiempo de vida de la planta.
La evaluación sobre que tratamiento físico químico es necesario previo al
secuestro de los gases de escape de oxicombustión es resumido a
continuación:
- Determinar composición del gas de escape de la caldera de
oxicombustión
- Examinar requerimientos del gas del conducto
- Determinar los pasos requeridos para la purificación del gas de
escape
- Representar los modelos de reserva geológica para asegurar la
fiabilidad del secuestro del gas de escape
Estimación propiedades gas de escape:
El comportamiento general de todos los gases de escape, es que bajo
ligero cambio en la presión o en la Tª cercano al punto crítico, tiene un gran
efecto en la densidad. La Tabla 9 muestra la Tª y la presión críticas de los
componentes del gas de escape. Después del CO2 (con mayor presión y Tª
críticas) está el SO2.
55
Tabla 9: Condiciones de puntos críticos de los constituyentes del gas de escape
Transportando CO2 con impurezas:
Para las tuberías con cantidades significativas de no constituyentes a
parte del CO2, la composición tiene un impacto significativo en el diseño de la
tubería, potencia del compresor, caída de la presión y capacidad de la tubería.
La composición del flujo de producto en la tubería tiene un impacto significativo
en la integración y selección de materiales. El agua es un factor importante.
Muchas de las tuberías actuales operan con niveles bajos de agua
(sobresaturada, en estado vapor). La presencia de agua líquida en mezcla con
CO2, SO2 y O2 puede causar serios problemas de corrosión en las tuberías de
acero (disminuyendo su seguridad y operatividad en las tuberías). La corrosión
en las tuberías que contienen CO2 en solución (fase disuelta) es influenciada
por la Tª, presión parcial de CO2, química del H2O, velocidad de flujo, humedad
del H2O y composición y condición de superficie del acero. Las condiciones de
flujo turbulentas generan un aumento en los ratios de corrosión.
Evaluación técnica de la corrosión:
El material más usado en tuberías es el acero al carbono para el
transporte de CO2 (buenas propiedades mecánicas y bajo coste) a largas
distancias. Pero, el acero es susceptible de corrosión en el ambiente del gas de
escape (por el H2O, CO2, O2 y otros constituyentes que pueden causar
productos corrosivos). La corrosión acorta el tiempo de servicio.
Mientras que el O2 y los compuestos de azufre definen los ratios de corrosión,
el contenido en H2O define el potencial de corrosión.
56
Proceso de inyección:
Las inyecciones profundas requerirán refuerzos de compresión para
alcanzar las presiones de inyección.
A medida que la corriente tiene menores niveles de impurezas, encuentran
menos problemas. En fase pura, los componentes CO2, SO2 y NO2 no son
reactivos hasta que no reaccionan con el H2O, para formar ácidos. El Ar y N2
son gases inertes, mientras que el O2 puede promover corrosión en los
materiales de las tuberías.
Las principales cuestiones en los procesos de inyección son:
- Incremento volumétrico: volumen global inyectado con impurezas
será mayor que en una corriente de CO2
- Presiones de inyección: las impurezas disminuyen la densidad de
la corriente de inyección, debido principalmente al N2 y al Ar. Una
corriente de inyección requerirá una presión de inyección
adicional y compresión asociada proporcional a la densidad del
fluido.
- Limitaciones EOR: las impurezas pueden limitar el potencial de
uso para proyecto de EOR. El O2 puede reaccionar
exotérmicamente con el petróleo y limitar la recuperación, y
puede promover crecimiento bacteriano y la corrosión. NOx puede
disminuir EOR y SOx puede mejorarlo. Por ello, el O2 siempre es
eliminado de H2 por operaciones de inundación EOR, pero puede
disminuir eficiencias de CO2 orientadas a EOR.
- Requerimiento de profundidad: para que el gas tenga
propiedades supercríticas (fase gas/vapor) la presión debería ser
marginalmente mayor (10-20 %) que en el CO2 puro. La única
forma de aumentar la presión de almacenamiento, es inyectarlo
en profundidad. Por ejemplo, en Midwerterm United States, el
CO2 puro puede ser supercrítico a una profundidad de 800 m
aproximadamente, y el gas de escape de oxicombustión debe
llegar a 1200-1500 m de profundidad.
57
- Cambios de densidad y volumen: la densidad es importante en el
almacenamiento efectivo. Una densidad baja asume más
volumen por masa y reducirá la capacidad de almacenamiento
(conducirá a más pozos con menos masa almacenada). Por la
baja compresibilidad de algunos componentes del gas de escape,
la densidad del gas de escape es mucho menor que la del CO2
puro. La inyección del gas de oxicombustión requerirá de 2 a 4
veces más espacio que en el CO2 puro (lo que conlleva mayores
problemas de monitorización y gestión).
- Interacciones geológicas: la solubilidad del CO2 en agua salada
es menor que en agua pura, por el “efecto salada” (saltting out
effect), pero a presión típica de formación profunda de
formaciones salinas, el CO2 es suficientemente soluble a bajos
pH generando ácido carbónico. En adición con CO2, otros gases
ácidos en el inyectado tenderán a hidrolizarse, generando el agua
ácida salada.
El SO2 fue identificado como un candidato apropiado para
disponerlo en el pozo, con 3 previsiones:
Contenido de humedad del gas de escape es
suficientemente bajo y no condensará
evitando problema de corrosión de tuberías.
SO2 no interaccionará con mineralogía de la
formación de la reserva para precipitar
sólidos que podrían causar atasco (clogging).
Inmiscibilidad entre CO2 y SO2 no llevando a
condiciones de 2 fases que podría ser
perjudicial para el equipamiento de
transporte.
58
CONCLUSIONES:
- Cosecuestro de CO2 y SO2 parece ser una técnica fiable en
muchos reservorios salinos pero la vida del almacenamiento
puede disminuir si se dan fenómenos de precipitación.
- Las formaciones ricas en carbonatos, sulfato puede ser un
problema (por generación de CaSO4) pero en formaciones puras
de areniscas ricas en feldespatos no habría problemas.
- En algunos reservorios de CO2 puede ser necesario limitar N2 y
O2 para maximizar la capacidad de almacenamiento.
IMPACTOS DE LAS IMPUREZAS EN LOS PROCESOS DE PURIFICACIÓN
DE OXICOMBUSTIÓN BASADO EN SISTEMA DE CAPTURA Y
ALMACENAMIENTO DE CO2:
En este apartado, se detallan aspectos, entre los que destacan:
Impactos de las impurezas en las propiedades termodinámicas:
Impactos en VLE
Impactos en la compresión
Impactos en la separación de gases no condensables
Este estudio está basado en los requerimientos de transporte y
almacenamiento de CO2, los cuales se basan en la eliminación de los gases no
condensables como el O2, N2 y Ar de la corriente de CO2 capturada del proceso
de oxicombustión.
Para los procesos de purificación, las impurezas tienen un gran impacto en el
diseño, operación, y optimización por sus impactos en las propiedades
termodinámicas de las corrientes de CO2.
Los estudios de los resultados obtenidos, muestran que incrementos en las
impurezas generará un incremento en el consumo de energía de purificación; y
se reduce a su vez el ratio de separación de CO2 puro y de recuperación de
59
CO2. Además, bajo las mismas condiciones de operación, el consumo de
energía es diferente según la variación de impurezas en las corrientes de
alimentación. La compresión isoterma es más sensible a la variación de SO2;
mientras que la compresión isentrópica es más sensible a la variación de Ar.
En el flash system, el consumo de energía de condensación es más sensible a
la variación de Ar; pero en el sistema de destilación, el consumo de energía de
condensación es más sensible a la variación de SO2 y la separación de CO2 es
más sensible a la variación de SO2.
La oxicombustión es una de las propuestas más prometedoras de la captura de
CO2, ya que produce una corriente de gas de escape que contiene
principalmente H2O y CO2. Por lo tanto, es necesario un simple procesamiento
del gas de escape para alcanzar una captura de CO2 baja en costes.
La Figura 22 muestra el esquema del proceso de captura y almacenamiento de
CO2 (CCS) basado en captura de oxicombustión. Después de una limpieza
preliminar del gas de escape, éste contiene aproximadamente el 75% en
volumen de CO2 a presión atmosférica. En primer lugar, es necesario eliminar
el H2O para reducir la corrosión y para evitar el hielo o la formación de
hidratación en los pasos siguientes del proceso. La eliminación de la humedad
es lograda mediante la compresión y condensación de la humedad y
deshidratación, la cual es combinada con una compresión inicial del CO2.
Figura 22: Esquema de los sistemas CCS basado en oxicombustión con captura
60
Después del secado, la corriente de CO2 irá a través de un proceso de
purificación /licuefacción, donde los gases no condensables como el N2, O2 y Ar
serán separados por una separación física para alcanzar > 95 % mol de CO2.
Los procesos de compresión, deshidratación y purificación/licuefacción son
llamados processing del CO2, el cual propone conseguir una corriente de CO2
líquida/ densa para una captura y almacenamiento más económico y conseguir
las especificaciones requeridas para la operatividad y seguridad. Finalmente,
las corrientes de CO2 serán transportadas a su reservorio de almacenamiento
mediante recipientes o tuberías. Comparado con otras aproximaciones de
captura de CO2, como la precombustión, o la postcombustión, en la
oxicombustión se esperan en la corriente capturada de CO2 grandes niveles de
impurezas, por lo que se presentan más desafíos para la limpieza del gas de
escape.
Los resultados previos, muestran que las impurezas afectarán a las
propiedades termodinámicas de los fluidos de CO2, y por ello, afectará al
diseño y operación de los distintos procesos de CCS. Este estudio investiga los
impactos de las impurezas en la purificación de CO2 de oxicombustión basado
en un sistema CCS, incluyendo el impacto de las impurezas en las propiedades
termodinámicas de las corriente de CO2 bajo las condiciones de operación de
purificación, y los impactos de las impurezas en los parámetros del sistema,
como las condiciones de operación de separación, el consumo de energía de
compresión y condensación, pureza del CO2 del producto de purificación y ratio
de recuperación de CO2, el cual es definido como:
CRR= (flujo molar x fracción molar de CO2) producto/ (flujo molar x fracción molar
de CO2) alimentación
Fueron diseñadas dos configuraciones de purificación, las cuales fueron
analizadas, incluyendo flash y destilación. La comparación de resultados
generó algunas conclusiones en la línea del diseño y optimización de la
purificación de CO2.
61
Impactos de las impurezas en las propiedades termodinámicas:
Normalmente los procesos de purificación incluyen 3 pasos: compresión
de la corriente de CO2, condensación de la corriente de CO2 y separación de
los gases no condensables.
Mediante el cambio en las propiedades termodinámicas de las mezclas de
CO2, las impurezas tienen un gran impacto en el diseño del sistema de
operación y optimización.
En la Tabla 10 se resumen las relaciones entre las propiedades
termodinámicas y algunos parámetros del sistema de purificación de CO2. Por
ejemplo, una variación en el contenido de impurezas, variaría las propiedades
VLE (vapor liquid equilibrium) de las mezclas de CO2, las cuales principalmente
afectarían en los comportamientos de boiling y condensación.
Tabla 10: Relación entre propiedades termodinámicas y parámetros de purif icación
Generalmente, las principales impurezas de la oxicombustión son agua, gases
no condensables como N2, O2, Ar y SO2. Los posibles rangos de fracción molar
de impurezas son: Ar (0-5%), N2 (0-15%), O2 (0-1,5%). Para analizar el impacto
de las impurezas, las ventanas posibles de Tª y P son definidas basadas en las
condiciones de operación de la purificación de CO2: rango de Tª: 218,15-248,15
K y rango de P: 2 a 5 MPa.
62
(a) Impactos en VLE:
Diagramas de fase de mezclas binarias de CO2, como CO2/Ar, CO2/N2 y
CO2/O2 son mostrados en la Figura 23.
Figura 23: Diagramas de fase de mezclas binarias de CO2
63
En el área marcada como A, el CO2 y las impurezas, se encuentran ambas en
la fase líquida. En el área marcada como C, están en la fase gas; en el área
marcada como B, la cual está entre A y C, ambas fases (líquida y gas)
coexisten. Comparado con el estado saturado de CO2 puro, es completamente
claro que el incremento en los gases no condensables genera que tanto la
presión de boiling como la presión de condensación de las mezclas de CO2
aumenta. Y a una alta pureza de CO2, por ejemplo CO2> 70 % mol, las
impurezas tienen más impactos en el punto de ebullición que en el punto de
rocío como lo indica el lado derecho de la Figura 2.
Los puntos de rocío de las mezclas de CO2 determinan las condiciones de
operación de purificación, Aunque las impurezas de gases no condensables
tienen impactos parecidos en los puntos de rocío de las mezclas de CO2,
comparativamente, la variación en los impactos de N2 son mayores que en el
O2 y Ar. A una cierta Tª, por ejemplo 223,15 K, si las impurezas aumentan del
0% molar al 5% molar, la presión de condensación aumenta en 0,429 bar para
N2, 0,423 para O2 y 0,424 para Ar, comparado con el CO2 puro. Esto implica
que las corrientes de CO2 condensadas que contienen N2 quizás sean más
complicadas comparadas con otras impurezas a la misma concentración.
Además, si las fracciones molares de impurezas están dentro de los rangos
mencionados, las curvas de puntos de rocío de todas las mezclas binarias de
CO2 a distintas Tªs son la mayoría lineales y paralelas, lo cual significa que el
incremento de la presión de condensación es aproximadamente proporcional a
la fracción molar de impurezas. Los puntos de ebullición de las mezclas de CO2
determina la pureza del producto de purificación, ya que la fracción molar de
CO2 en el líquido saturado es la pureza de CO2 en los productos de
purificación. Por la Figura 2, es fácil ver que a una cierta Tª, las fracciones
molares saturadas de CO2 en la fase líquida de CO2/N2, CO2/O2 y CO2/Ar
desciende con el incremento de la presión en la mayoría, linealmente. Esto
significa que la pureza de los productos de CO2 (o riqueza de CO2 en los
productos) es inversamente proporcional a la presión de operación, que la
mayor presión de operación corresponde con la menor pureza de CO2 en el
producto. Comparativamente, la pureza de CO2 de los productos de
purificación de la separación CO2/N2 es menos sensible al cambio de la
condiciones de operación que la separación de CO2/O2 y CO2/Ar. Por ejemplo,
64
a 223,15 K, si la presión de operación es incrementada en 1 MPa para la
separación de CO2/N2, CO2/O2 y CO2/Ar, la pureza de CO2 en la fase líquida es
descendida a aproximadamente 1,53%, 2,01% y 1,9% respectivamente.
Además, en los rangos posibles de concentración de impurezas todas las
curvas de puntos de ebullición a distintas Tªs son paralelas, excepto las de
CO2/N2. Esto implica que la pureza de CO2 en los productos de purificación
podría incrementarse, mediante el aumento de la Tª de operación, excepto en
la separación CO2/N2.
La diferencia entre el punto de ebullición y el de rocío indica la facilidad de
separación de la impureza de la corriente de CO2.
(b) Impactos en la compresión:
Generalmente la compresión puede ser alcanzada de varias maneras,
mediante trayectoria isotermal, politrópica o isotrópica.
La Figura 24 muestra el trabajo de compresión isotérmico y el trabajo de
compresión isentrópico a distintas composiciones. Ambas (isotérmico e
isentrópico) caen con el incremento de SO2 y los descensos de O2, N2 y Ar casi
linealmente. Sin embargo, comparativamente, el trabajo de compresión
isotérmica es más sensible a la variación de SO2, mientras que el trabajo de
compresión isentrópica es más sensible al cambio de Ar.
Figura 24: Trabajos de compresión isotérmica e isentrópica a diferentes composiciones
65
(c) Impactos en la separación de gases no condensables:
El principio de la separación física es que a mezclas no azeotrópicas, la
composición de un componente en fase líquida o gas, puede ser incrementada
o descendida mediante la variación de la Tª o la presión. Ya que todas las
mezclas CO2/N2, CO2/O2 y CO2/Ar son no azeotrópicas, las corrientes de CO2
pueden ser purificadas mediante métodos de separación física, como flash o
destilación.
(d) Conclusiones y recomendaciones:
Dada la existencia de impurezas, las propiedades termodinámicas de las
corrientes de CO2 son variadas claramente, y consecuentemente el diseño y
operación de los procesos de purificación en la oxicombustión son
significativamente impactadas.
Las conclusiones pueden ser reflejadas como sigue:
La presencia de gases no condensables hacen la condensación más difícil y
resulta en el aumento de los requerimientos de presión para la
condensación de las mezclas de CO2. Comparativamente las condiciones
de operación son más sensibles a las variaciones de concentración de N2
que de O2 y Ar.
Separando el N2 del CO2 es más sencillo separar el O2 y el Ar. Bajo las
mismas condiciones de purificación, separando CO2/N2 tiene una mayor
pureza de CO2 en el producto comparado con la separación CO2/O2 y
CO2/Ar.
La presencia de SO2 resulta en mayores capacidades caloríficas de las
mezclas de CO2, mientras que la presencia de O2, Ar y N2 da menor
capacidad calorífica de las mezclas de CO2. Por ello, la entalpía y la
entropía de las corrientes de CO2 son incrementadas con el incremento de
SO2, mientras que disminuyen con el incremento de O2, Ar y N2.
Comparativamente el trabajo de compresión isotérmica es más sensible a
las variaciones de concentración de SO2, mientras que el trabajo de
compresión isentrópica es más sensible a las variaciones de concentración
de Ar.
66
Comparado con la columna flash, la columna de destilación requiere menos
servicio de condensación. La energía salvada es aproximadamente un 21%
si CRR es 92,15%.
La recuperación de CO2 es función del contenido de CO2 en la corriente de
gas de escape y de la presión de separación, tal y como se puede observar
en la siguiente figura:
IMPACTO DE SOX Y NOX EN LOS GASES DE ESCAPE, EN LOS PROCESOS
DE SEPARACIÓN, COMPRESIÓN Y TRANSMISIÓN POR TUBERÍAS DE
CO2:
En este apartado, se detallan aspectos, entre los que destacan:
Compresión de CO2 con presencia de impurezas
Efecto corrosivo de las impurezas en la corriente de CO2
Rol de contaminantes y pH en la corrosión de tuberías de acero
Corrosión por gases ácidos
67
Las impurezas del gas de escape, como NOx, SOx y otros gases traza y
metales volátiles tienen un potencial de interactuación de forma desfavorable
con procesos de captura, compresión y transmisión por tuberías del CO2. Los
materiales usados en los procesos de separación, compresión y transmisión
son objeto de corrosión por los ácidos formados de la hidrólisis de SOx y NOx
en presencia de agua.
El gas de escape producido en la combustión de carbones ricos en carbón
contiene principalmente CO2, nitrógeno inerte (N2), y exceso de oxígeno (O2)
de la combustión de aire. Los óxidos de nitrógeno NO, NO2 y NO3
(generalmente NOx) se forman debido a las reacciones entre nitrógeno
disponible y oxígeno. Los componentes como los óxidos de sulfuro SO2 y SO3
(generalmente SOx), H2S (sulfhídrico), arsénico y mercurio se producen en los
procesos de combustión del carbón y en menor medida en los procesos de
combustión del petróleo y del gas natural. Las cenizas y otras partículas
también son obtenidas en los gases de combustión.
Estas impurezas variadas de gases ácidos tienden a interaccionar
negativamente con la captura, compresión y transmisión por tuberías de CO2.
La absorción química mediante soluciones acuosas de solventes como amina o
soluciones de sales alcalinas es considerada como el proceso más eficiente de
scrubbing de CO2 para baja presión, y corrientes de gases diluidas. A altas
presiones, o cuando la alimentación está más concentrada, la absorción física
o una mezcla de solventes químicos y físicos (sistema híbrido) quizás sean
más efectivos. Otros métodos como la adsorción a presión balanceada,
separación con membranas, y separación criogénica también son opciones
posibles para la captura de CO2 del gas de escape, pero a un mayor coste.
El CO2 derivado de los gases de combustión puede contener óxidos de azufre,
óxidos de nitrógeno, varios diferentes hidrocarburos de bajo peso molecular,
CO y mercurio. Las concentraciones de estas impurezas pueden variar en
procesos individuales; también, la variedad de recursos/fuentes de CO2
posibles, es responsable del gran número de impurezas potenciales en el CO2
producido.
68
La implementación exitosa del sistema de almacenamiento de CO2, requiere
proceso de captura, transmisión por tuberías y pasos de inyección para proveer
un proceso coste-efectivo fiable. Las impurezas en el gas de escape son
potencialmente capaces de moverse a lo largo de los pasos de estos procesos
y pueden interaccionar negativamente con los equipos usados en operaciones
tanto con la media geológica.
Compresión de CO2 con presencia de impurezas:
La importancia de las propiedades del fluido, notablemente el
comportamiento de fase y el impacto asociado en tuberías y compresores es
bien establecido.
La inyección de CO2 para EOR o depósito requiere de un procesamiento,
compresión y transmisión a muy largas distancias de volúmenes fluidos. El CO2
puede ser transmitido como gas, líquido o fase densa supercrítica dependiendo
de las características de la fuente, Tª del ambiente a lo largo de la ruta, y otros
procesos y consideraciones económicas. La transmisión de líquido requiere
alta pureza y refrigeración.
Efecto corrosivo de las impurezas en la corriente de CO2:
Las impurezas de interés en la corrosión son SOx y NOx. Se resumieron
las siguientes conclusiones:
La corrosión del CO2 es un fenómeno bien conocido en la literatura. El
mecanismo, los factores que afectan y la prevención de la corrosión
relacionados en las tuberías de CO2 son cubiertos extensamente.
La presencia de H2S en el CO y su efecto en la corrosión del CO2 es
también bien descrito en la literatura.
No hay disponibles pautas en el máximo permitido de concentraciones de
SOx y NOx para proyectar tuberías de acero contra la corrosión.
69
Rol de contaminantes y pH en la corrosión de tuberías de acero:
El SO2 y el NO2 tienen una alta solubilidad en agua. Similar al CO2, el
SO2 y el NO2 no causará corrosión en ausencia de humedad. En el caso de la
transmisión de CO2, el parámetro que más afectará al riesgo de la corrosión
será la cantidad de agua y O2 disuelto presente en el gas. El rol del agua en la
corrosión es la habilidad de actuar como un electrolito y solvente para gases
disueltos como el O2 y otros contaminantes. El O2 es importante en la corrosión
porque provee varios pasos en la reacción catódica para proceder a la
corrosión. Eliminando el O2 o deaireando la solución reducirá significativamente
los ratios de corrosión. El ratio interno de corrosión está directamente
relacionado con la concentración de CO2 (cuando el agua está presente), la
presión y la Tª del sistema.
Experiencias con sistemas de compresión de CO2 y tuberías existentes ha
establecido el requerimiento de reducir la humedad suficientemente para
prevenir la condensación del agua líquida.
El CO2 seco es considerado generalmente no corrosivo. Sin embargo, cuando
se combina con agua, es producido el ácido carbónico, el cual corroerá las
tuberías de acero. Cuando la presión parcial del CO2 aumenta, aumenta la
corrosividad del ácido carbónico. A una presión parcial de CO2 mayor que 207
KPa, el ácido carbónico formado es suficientemente duro y rápido para corroer
el acero al carbón. Por lo tanto, el CO2 entrando en las tuberías debe ser
deshidratado para minimizar el potencial de formación de agua líquida.
Concentraciones de agua entre 288 y 480 Kg/106 m3 son adecuadas para la
transmisión de CO2 en tuberías de acero al carbón.
Cuando el agua está presente, el factor principal que afecta a la corrosión es
relacionado con el pH. En ausencia de CO2, el ratio de corrosión de metal y
acero es bastante independiente del pH entre 4 y 10, pero aumenta
significativamente por debajo de 3,5. La presencia de CO2 puede complicar la
dependencia del ratio de corrosión en pH.
70
Corrosión por gases ácidos:
La corrosión por CO2 o “corrosión dulce” es un fenómeno común para el
acero al carbono. El CO2 puro, seco no es corrosivo esencialmente, excepto a
una Tª superior a 400 ºC. Sin embargo, el CO2 en presencia de agua formará
ácido carbónico, el cual corroerá las tuberías de acero. La corrosividad del
ácido carbónico incrementa la presión parcial del CO2. La corrosión de CO2
ocurre primeramente en forma de corrosión general pero también como
corrosión localizada. La corrosión de CO2 es afectada por un nº de parámetros
incluyendo variables medioambientales, físicas y metalúrgicas. Todos los
parámetros son independientes y pueden influir en la corrosión de CO2 de
muchas diferentes formas.
SISTEMA DE COMPRESIÓN Y PURIFICACIÓN DE CO2: ELIMINACIÓN DE
SO2, NOX Y Hg:
Patentado por Air Product´s, a continuación se detalla el diagrama de
flujo del proceso, y los porcentajes de eliminación de impurezas:
71
Dicho estudio, también incluye las reacciones de NOx y SO2 que tienen lugar en
el sistema de compresión del CO2:
Se concluyó que el SO2, NOx y Hg puede ser eliminado en los procesos
de compresión del CO2, en presencia de H2O y O2.
SO2 es convertido a H2SO4, y NO2 es convertido a HNO3:
El ratio de eliminación se incrementa con la presión, y además, no se forma
nada de ácido nítrico, hasta que todo el SO2 se ha convertido.
Los parámetros importantes son los siguientes: presión, diseño del reactor, y
tiempos de residencia.
Como aspectos importantes a tener en cuenta en la eliminación de SOx/NOx se
detallan los siguientes:
A una compresión adiabática a 15 bar:
-Todo el H2O y SOx se elimina en un lugar
NO actúa como un catalizador:
- NO es oxidado a NO2 y el NO2 oxida al SO2 que pasa a SO3 (el
llamado proceso cámara de plomo)
El Hg será eliminado también, reaccionando con el ácido nítrico formado
Los sistemas FGD y DeNOx no son requeridos para las emisiones o pureza
del CO2
- SOx/NOx es eliminado en el sistema de compresión
- Quemadores de bajo NOx no son requeridos en la
oxicombustión
72
SISTEMA DE COMPRESIÓN Y PURIFICACIÓN DE CO2: ELIMINACIÓN Y
COMPRESIÓN DE INERTES A 110 bar:
Patentado igualmente por Air Product´s, a continuación se detalla el
diagrama de flujo del proceso, y los porcentajes de eliminación de impurezas y
de purificación de la corriente de CO2:
De este estudio se derivan las siguientes conclusiones relativas a la
recuperación y la pureza del CO2:
- A -55º C puede realizarse la separación de fase
- La pureza de la corriente de CO2 impuro depende de la presión:
altas presiones dan menor pureza de CO2
-A 30 bar y -55 º C, la recuperación de CO2 es del 90%
- La recuperación de CO2 depende de la composición de la
alimentación
- Aumenta desde cero en 25 % mol a 90 % en 75 % mol
- El oxígeno puede ser eliminado para producir CO2 de calidad
EOR
73
- El venteo de la corriente es limpio, a presión y rico en CO2 (~
25%) y O2 (~20%)
- Una unidad selectiva de membrana polimérica para CO2 y
O2 en la corriente de venteo reciclará CO2 y O2 en la
corriente rica del permeado al quemador.
- La captura de CO2 aumenta a 97 %
- El tamaño de la ASU y la potencia se reduce en ~ 5%
6. ALTERNATIVAS AL PROCESO DE OXICOMBUSTIÓN:
En este apartado, se detallan alternativas al proceso, entre las que destacan:
Estudio de oxicombustión con caldera a escala piloto
Estudio de viabilidad de la recuperación de CO2 en plantas de energía de
combustión de carbón pulverizado
Estudio de Air Liquide junta The Babcock & Wilcox (B&W) Company
Estudios realizados por la organización Canadiense CAEMET
Hallazgos en la evaluación de la transferencia de calor
Hallazgos en el control de emisiones
Estudio de ALSTOM junto con ABB Lummus Global Inc
Estudio realizado por Air Liquide
Estudio realizado por Akai y colaboradores
Estudio realizado por BHP Billiton
Estudio de oxicombustión con caldera a escala piloto:
Un largo estudio elaborado por International Flame Research Foundation
(IFRF) fue realizado para evaluar la combustión de carbón pulverizado en una
mezcla de CO2 y gas de escape recirculado con la 1ª consideración de
retrofiting de una caldera pf existente, mientras incrementa la concentración de
CO2 a aproximadamente un 90 % para EOR o captura de CO2.
74
Las principales conclusiones fueron las siguientes:
La oxicombustión fue técnicamente factible en una caldera simple.
La llama óptima de oxicombustión cedía similar transferencia de
calor radiativa y convectiva que el diseño operacional normal con
aire, y también cedía en la llama de gas las tendencias de
composiciones, diseño de la combustión, longitud de la llama y
estabilidad de la llama comparable a combustión normal con aire.
El ratio óptimo para la recirculación de gas de escape fue 0,61
(usando gas de escape para transporte del carbón, equivalente al
48,5 % de O2 en comburente secundario y 3,9 % de O2 en el gas
de escape), pero fue dependiente del tipo de carbón y la facilidad
de combustión.
La oxicombustión fue capaz de conseguir el diseño de combustión
similar a la combustión de aire, y fue por lo tanto aplicable para
quemador pf retrofiting. El máximo de concentración de CO2 en el
gas de escape fue 91,4% o incluso mayor bajo condiciones
óptimas.
La oxicombustión decrece significativamente las emisiones de NO2
(mg/MJ de carbón). Un quemador de bajo NOx fue también
demostrado que podía ser usado en la oxicombustión.
Estudio de viabilidad de la recuperación de CO2 en plantas de energía de
combustión de carbón pulverizado:
Kiga y colaboradores condujeron un estudio de viabilidad de la
recuperación de CO2 en plantas de energía de combustión de carbón
pulverizado a través de la investigación de las características de la combustión
del carbón pulverizado durante la oxicombustión.
75
El estudio indicó que:
La concentración de O2 debería ser mayor para aumentar la Tª
adiabática de llama durante la oxicombustión para igualarla a la de la
combustión con aire. La concentración baja de O2 puede seguir a
una inestable y oscura llama y una inesperada transformación de
carbón en cenizas. La inyección de O2 puro en el centro de la caldera
mejoró la estabilidad de la llama y descendió el contenido de
inquemados de carbón de cenizas.
La conversión de NOx (ratio de nitrógeno del combustible convertido
a NOx) se observó que fue mucho menor que en la combustión con
aire, aunque se incrementó con el aumento de la concentración de
oxígeno. Esto concluyó en que la reducción de NOx en la
oxicombustión es debida a la rápida reducción del NOx reciclado en
HCN y NH3 en la llama.
La emisión de SOx (reflejado como S kg/h a un ritmo de alimentación
de carbón de 100 kg/h) desciende debido a la condensación de los
sulfatos en los conductos y a la absorción del sulfuro en las cenizas.
Estudio de Air Liquide junto The Babcock & Wilcox (B & W) Company:
Dicho estudio ha demostrado la combustión basada en O2 enriquecido
de recirculación de gases de escape para una planta de potencia pf para
proveer con facilidad la implantación de control multicontaminación, incluyendo
la captura de CO2 para retrofiting de quemadores pf existentes.
Se quemó un carbón americano en un simulador de quemador pequeño B & W
y se derivaron varias conclusiones:
Se consiguió una suave transición de combustión con aire a
combustión con oxígeno con estabilidad favorable de la llama y de
transferencia de calor.
76
Los experimentos mostraron que la tecnología genera
significativamente menor cantidad de NOx que la combustión de aire,
estando por debajo de 0,15 lb/ MM Btu requerido en los US para
unidades instaladas o modificadas después de Julio de 1997.
Los tests también reflejan una eliminación efectiva de SOx usando un
equipo húmedo convencional FGD, que reportó una significativa
reducción de emisiones de Hg en los casos de combustión de aire, en
un orden aproximado del 50 %. Esto denota que estos hallazgos fueron
preliminares, siendo necesarias las confirmaciones posteriores de estos
resultados.
Fue conseguida una notable reducción en los inquemados de las
cenizas volantes, resultando en una mejoría de la eficiencia del
quemador, debido al uso del oxígeno.
Estudios realizados por la organización Canadiense CAEMET:
Tienen una larga historia en resultados experimentales y modelaje de
la tecnología de oxicombustión. En sus 0,3 MW de capacidad del combustor a
escala piloto, el comportamiento de la combustión del carbón en varias mezclas
de oxígeno y CO2 fueron estudiados para demostrar los efectos de varios
factores en el desarrollo de la combustión.
Los factores incluyen la concentración de oxígeno o el ratio recirculado, la
pureza de O2, la recirculación húmeda/seca y desarrollo del quemador. Los
experimentos cubrieron la concentración de O2 en la corriente de alimentación
del gas, en el rango del 21- 42 %. Se derivaron las siguientes conclusiones:
La concentración de CO2 en el gas de escape se consiguió próxima al
valor teórico (un promedio del 92 %).
77
Incrementando la concentración de O2 en la entrada, incrementa la Tª
de la llama. La Tª de llama equivalente a la combustión con aire fue
conseguida con aproximadamente un 35 % de O2 en el gas de
alimentación. La pureza de oxígeno (< 5 % N2 en la mezcla O2/CO2)
no tiene efecto significativo en la Tª de la llama.
La emisión de NOx (masa por unidad de energía liberada del carbón)
decrece comparado con la combustión de aire. La reducción se
demostró, que depende de la concentración de O2 debido al cambio
en la Tª de llama. Sin embargo, la diferencia decrece de forma
significativa hasta si se presenta un 3 % de N2.
La emisión de SO2 (masa por unidad de energía liberada del carbón)
no se vio afectada por las variaciones de O2 o CO2 (variaciones en la
concentración). El descenso en la concentración de SO2 durante la
oxicombustión es debida a la formación de SO3 y consecuente
retención de sulfuro.
La concentración de CO no es un problema considerable.
Incrementando la concentración de O2 descendió la emisión de CO.
El descenso de la concentración de CO a lo largo de la llama es
menor comparado con la combustión con aire, por la alta
concentración de CO2 gas en la oxicombustión.
Los experimentos descritos anteriormente fueron realizados usando una
mezcla sintética de CO2 y O2. Actualmente, la instalación está siendo
convertida para usar el gas de escape recirculado y para determinar los efectos
de la mezcla, cenizas y otros contaminantes en las características de la llama.
Investigaciones iniciales usando esta instalación remodelada sugieren que las
emisiones de Hg (masa por unidad de energía liberada de carbón) no
cambiaron.
A continuación, se detallan las principales conclusiones de todos los
experimentos a escala piloto descritos anteriormente:
Los estudios a escala piloto han demostrado la viabilidad de la
oxicombustión pulverizada como una tecnología aplicable a las
78
plantas de energía pf para la recuperación o captura de CO2. No se
encontraron mayores barreras tecnológicas en los estudios a escala
piloto.
La tecnología de oxicombustión puede ser implementada como una
tecnología retrofit efectiva para la caldera pf; sin embargo, éste afecta
al desarrollo de la combustión y en los diseños para la transferencia
de calor.
La oxicombustión logra una combustión del carbón limpia,
disminuyendo NOx y posiblemente emisiones de Hg en una base de
masa por unidad de energía producida por el carbón, e
incrementando la concentración de CO2 para la recuperación y el
secuestro. Aunque la base (masa por unidad de energía producida
por el carbón) seleccionada por los estudios a escala piloto para
presentar sus resultados es útil presentar los resultado por unidad de
energía eléctrica producida. La oxicombustión para producir
electricidad es mucho menos eficiente ya que la planta debe incluir la
planta de producción de oxígeno y la de compresión del gas, lo cual,
típicamente resulta en un 9% de reducción en la eficiencia de la
planta.
Hallazgos en la evaluación de la transferencia de calor:
Payne indicó que las medidas del flujo de calor distribuidos en las
instalaciones a escala piloto y calculado las distribuciones de flujo de calor para
quemadores a escala global han sido obtenidos como una función de la
cantidad de CO2 recirculado y los resultados comparados con una línea de
fondo de una combustión con aire. La representación de una caldera con aire
es igualada con una cantidad de gas de escape recirculada suficiente para
incrementar el contenido de oxígeno en el “aire sintético” a aproximadamente
30% de media, con pequeñas diferencias a distintas posiciones a lo largo de la
longitud del quemador.
Preliminarmente, los cálculos de la transferencia de calor para retrofits han sido
desarrollados por la Universidad de New Castle. Los cálculos revelaron que el
retrofiting de calderas existentes con la tecnología de oxicombustión resulta en
79
diferentes impactos en la transferencia de calor. Para la misma Tª de llama
adiabática, la transferencia convectiva decrece. Como la transferencia de calor
es dependiente del tamaño del quemador, el impacto es dependiente de la
escala (por ejemplo, el tamaño de la caldera). Cambios de la planta o de su
operación quizás sean requeridos para mantener el diseño mediante la mejora
de un balance satisfactorio para la transferencia de calor en las distintas
secciones de la caldera. El balance de la transferencia de calor parece ser
dependiente de la recirculación de la corriente seca.
Hallazgos en control de emisiones:
CO2: Estudios de laboratorio indicaron que la concentración de CO2
en el gas de escape de un carbón pulverizado quemado en una
caldera podría conseguir concentración > 95% durante la
oxicombustión. Sin embargo, la concentración de CO2 lograda
durante los experimentos a escala piloto es menor debido al aire de
escape en el horno.
NOx: En los EEUU, la reducción en la formación de NOx es un
conductor importante para investigar en la oxicombustión. Las
regulaciones políticas están continuamente restringiendo los niveles
de emisiones permitidos. Si implementado, el Clear Skies Act
impondría mayor exigencia en las restricciones de las emisiones de
NOx en las estaciones de potencia en los EEUU. Varios estudios han
indicado que una reducción significativa de NOx derivada de la
oxicombustión es posible, sugiriendo que la oxicombustión es una
tecnología potencial que podría conseguir reducciones de emisiones
requeridas en el futuro. Durante la oxicombustión, la cantidad de NOx
agotado del sistema puede ser reducido a menos de
aproximadamente un tercio del generado en la combustión con aire.
La reducción de NOx se piensa, que es el resultado de varios
mecanismos potenciales:
- Disminución del NOx térmico debido al poco contenido de
N2 del aire en el combustor.
80
- La reducción del NOx recirculado en la sección de materia
liberada volátil.
- Las interacciones entre el NOx recirculado y el
combustible-N y los HC liberados del carbón pueden
disminuir la formación de NOx.
Okazaki y Audo emplearon un reactor a pequeña escala para examinar
los efectos de los dos últimos factores durante la oxicombustión con
una concentración de oxígeno del 21% (por ejemplo, el ratio de
recirculación tan alto como el 80 %), a un máximo de Tª de llama de
1450 K. Concluyeron que la reducción de NOx recirculado es el
mecanismo dominante para la reducción de las emisiones de NOx.
Estimaron que más del 50 % del NOx recirculado fue reducido cuando
el 80 % del gas de escape es recirculado.
Hu y colaboradores estudiaron la reducción del NOx recirculado
durante la oxicombustión a bajos ratios de recirculación (por ejemplo
alta concentración de oxígeno) aproximadamente de 0 a 0,4. Se
encontró que la eficiencia en la reducción de NO recirculado aumenta
con el aumento del ratio equivalente de fuel y el ratio de recirculación.
Observaron también que la eficiencia de la reducción varió de
aproximadamente un 10 % a un ratio de fuel equivalente menor que
0,5 a cerca del 80 % a un ratio de fuel equivalente de 1,4. El NO2
recirculado se halló para conseguir tendencias similares a la
recirculación de NO.
Hu también estudió el efecto en las propiedades del carbón en la
reducción de NOx recirculado. El ratio relativo de materia volátil de
nitrógeno libre y el ratio de nitrógeno volátil a char nitrógeno son
críticos en la predicción de las emisiones de NOx, especialmente en
ambientes estrechos de fuel.
También investigaron los efectos de la concentración de O2 y la Tª del
gas en emisiones de NOx encontrando que el NOx producido por
gramo de carbón alimentado decrecía con el incremento del ratio
equivalente pero para el mismo ratio equivalente y bajas
81
concentraciones de O2 (por ejemplo, altos ratios de recirculación) el
NOx producido fue menor.
Incrementando la Tª del gas a 400 K a un ratio equivalente de 1, dobló
el NOx producido por Kg de carbón alimentado, a todas las
concentraciones de oxígeno testeadas. A una concentración de
oxígeno de 20 % en la corriente de gas e incrementando la Tª del gas
y descendiendo el ratio equivalente, el NOx producido por Kg de
carbón incrementó dramáticamente (8 veces).
SO2: Ha sido descubierto que la oxicombustión puede disminuir las
emisiones de SO2 comparado con la combustión con aire. Cruiset y
Thambimuthu observaron que la conversión del sulfuro del carbón a
SO2 disminuyó del 91 % para el caso del aire a aproximadamente 64
% durante la oxicombustión. La razón que sugirieron es que las altas
concentraciones de SO3 en el gas de escape durante la
oxicombustión puede resultar en retención de sulfuro mediante
cenizas o depósitos en el horno. La concentración de SO2 de la
oxicombustión es mayor que la de la combustión con aire debido a la
recirculación del gas de escape. Contrariamente a las observaciones
experimentales, el modelaje termodinámico ha sugerido que las
emisiones de SOx serían inafectadas durante la oxicombustión,
siendo gobernado solo por la concentración de oxígeno. La corrosión
potencial del horno y los sistemas de transporte de CO2 debido a las
altas concentraciones de SO2 en el gas de escape resultarían en la
necesidad para la desulfuración del gas de escape recirculado para la
oxicombustión.
Partículas de cenizas: Una proporción significativa de cenizas
generadas durante la combustión de carbón se cree que es el
resultado de la vaporización de óxidos refractarios. Estos óxidos son
formados mediante la reducción de los óxidos a monóxidos, los
cuales son transportados lejos de las partículas quemadas. Como los
monóxidos difunden de las partículas y encuentran oxígeno, se
reoxidan para formar humos. Las reacciones de reducción ocurren en
82
el ambiente local de reducción dentro de las partículas del char
quemadas.
Elementos traza: Las concentraciones en fase gas de constituyentes
volátiles como el Hg, selenio, y posiblemente arsénico son mayores
para la combustión con mezcla de O2/CO2 que en aire. Esto resulta ya
que la recirculación de corriente contiene elevadas concentraciones
de estas especies comparado con aire.
Estudio de ALSTOM junto con ABB Lummus Global Inc:
Condujeron un exhaustivo estudio para evaluar la posibilidad tecnológica
y el coste de 3 tecnologías de captura y secuestro de CO2 aplicados a una
planta de potencia existente de 450 MW de combustión de carbón bituminoso.
La comparación comprendió las siguientes opciones:
- Combustión con aire y separación de CO2 con absorción
con MEA.
- Oxicombustión.
- Combustión con aire y separación de CO2 con absorción
con MEA/DEA.
ALSTOM desarrolló una simulación de ordenador de Oxicombustión y lo usó
para evaluar las cuestiones técnicas y económicas, incluyendo la
representación de la caldera y la eficiencia de la planta, características del
intercambiador de calor, etc.
Los hallazgos principales en el estudio se resumen en los siguientes:
Técnicamente, la Oxicombustión para la captura de CO2 es
comparable a la combustión de aire con MEA y MEA/MDEA para la
captura de CO2. Para una retrofit de Oxicombustión, no han sido
observadas mayores barreras tecnológicas y no son necesarias
mayores modificaciones en la caldera excepto el control de los gases
de escape.
83
La eficiencia de la caldera incrementa de 88,13 % para una
combustión convencional de aire a 90,47 % durante la Oxicombustión,
basada en el mismo ratio de alimentación de carbón, debido a la
adición de un calentador de oxígeno y un alimentador de agua
caliente paralelo. La eficiencia de la planta termal desciende de 35 %
en el caso de la combustión normal con aire a 23 % en el caso de la
Oxicombustión. Este es principalmente el resultado de los
requerimientos energéticos de la unidad de separación de aire y de
compresión de CO2 y sistema de licuefacción. La eficiencia de las
plantas de combustión de aire con MEA y MEA/MDEA scrubbing son
comparables con valores de 21 y 22,9 % respectivamente.
Para la Oxicombustión, con dos tercios del gas de escape recirculado,
la transferencia de calor en la caldera retrofit (referido a la
transferencia de calor radiativa) incrementa en el rango del 6 % por
encima de la pared de la caldera a 13 % para los paneles del
supercalentador, mientras que la transferencia de calor en el paso de
convección desciende en el rango del 1 % para el economizador al 8
% para la baja Tª del supercalentador, comparado con una caldera de
combustión de aire con el mismo ratio de alimentación de carbón.
La recuperación de CO2 alcanza sobre el 94 % durante la
Oxicombustión, comparado con los valores de 96 y 91 % de los
sistemas de combustión de aire con absorción con MEA y
MEA/MDEA respectivamente.
Estudio realizado por Air Liquide:
Investigó los costes de capital y operación asociados con las tecnologías
de control de la contaminación de gases de escape (sin considerar la captura
de CO2) de una caldera de combustión de carbón pulverizado. Un sistema de
control multicontaminante fue considerado incluyendo un FGD húmedo para el
control de SOx, SCR para el control de NOx, cama de filtro de carbón activo
para la captura de Hg y un ESP para la eliminación de cenizas volantes. El
estudio comparó los costes de control de emisión de una caldera de
84
combustión con oxígeno con una de combustión de aire, considerando los
costes de instalación y de operación. Las conclusiones fueron las siguientes:
Los costes totales anuales de plantas de Oxicombustión son
comparables con plantas convencionales.
Las plantas de energía retrofit de oxígeno son más económicas a
tamaños pequeños (mayor a 200 MW) que en plantas de potencia con
combustión de aire.
Las nuevas plantas de Oxicombustión son menos costosas que las
plantas convencionales y las retrofit de Oxicombustión.
Estudio realizado por Akai y colaboradores:
Evaluaron el rendimiento de varias combinaciones de generación de
energía, captura de CO2 y tecnologías de secuestro para una planta de energía
de 600 MW. Las tecnologías de generación de energía incluyeron ciclos
combinados LNG, combustión pf supercrítica, O2 blown IGCC, air blown IGCC,
y ciclos combinados reformados de metanol. Las tecnologías de captura de
CO2 incluyen Oxicombustión y absorciones químicas usando MEA/MDEA. Las
tecnologías de secuestro incluyeron largas distancias de transporte e
inyecciones profundas bajo el océano. Las principales conclusiones fueron las
siguientes:
La adición de procesos de separación/recuperación de CO2 disminuye
la eficiencia de la planta de energía a valores en el rango de 9-27 %
comparado con otras plantas de energía sin captura de CO2 y
secuestro, y aumenta el coste de la generación de energía en un
factor de 1,2- 1,5.
La adición de procesos de captura y secuestro de CO2 disminuye la
eficiencia de generación de energía a valores en el rango de 12,9-
32,8 % y aumenta el coste de generación de energía en un factor de
1,3- 2,1.
85
La eficiencia relativa disminuye para la Oxicombustión pf supercrítica
varía de 22,5 a 31,6 % (por ejemplo, la eficiencia de generación de
energía es 28,4- 31,7 % comparado a 40,9 % para el caso de no
captura y secuestro de CO2).
Estudio realizado por BHP Billiton:
Realizó una evaluación comparativa de opciones de producción de
electricidad para Australia incluyendo proyecciones a 2030. Estas opciones,
incluyen la Oxicombustión con 95 % de captura de CO2 en una caldera
ultrasupercrítica. Las combinaciones de tecnología evaluadas i ncluyen:
Desarrollos en incremento en caldera pf y combustión de gas.
IGCC
Underground coal gasification
Direct fired coal combined cycle
Oxicombustión con captura de CO2
IGCC con captura de CO2
El estudio cuantifica el efecto de la captura de CO2 en la eficiencia y
rendimiento del coste de abatimiento de CO2. Las principales conclusiones de
la evaluación son:
La captura de CO2 mediante la Oxicombustión en quemadores
ultrasupercríticos reduce la eficiencia global térmica en
aproximadamente un 9 %, debido a las pérdidas parásitas para la
producción de O2 y compresión del gas de escape.
La captura de CO2 y la compresión reducen las emisiones de
electricidad en 18- 20 % para la Oxicombustión en quemadores
ultrasupercríticos.
Actualmente, y en el futuro cercano, la Oxicombustión en quemadores
ultrasupercríticos con 95 % de secuestro de CO2 sería la opción
86
tecnológica más barata para la captura y almacenamiento de CO2 a
28-31 $/ tonelada de CO2.
7. FORMACIÓN DE SO2 Y NO2 (CORROSIÓN DE METALES):
A continuación, se refleja en detalle la formación de SO2 y NO2 y su efecto
directo en el proceso de corrosión de metales, en distintos apartados, entre los
que destacan:
Eliminación de NOx y SOx del CO2 de la oxicombustión
Experimento NRFT (NOx Reduction Facility)
1ª reacción de importancia: NO+1/2 O2 NO2 (1)
Por las altas Tªs que se producen, gran parte del NO se genera en esta
reacción, a altas Tªs y bajas presiones, el equilibrio está desplazado hacia la
izquierda, mientras que a bajas Tªs, el equilibrio se desplaza hacia la derecha,
hacia la generación de NO2, más que a NO.
2ª reacción de importancia: NO2+SO2+H2O(v) NO+H2SO4 (2)
Esta reacción se conoce como proceso de “cámara principal” para la
fabricación de H2SO4; se trata de una reacción muy rápida.
Estas dos reacciones (1 y 2) eliminan el SO2 generado. El NO2 pasará a HNO3
mediante el proceso lento del HNO3:
2 NO2+ H2O HNO2+ HNO3 (3)
3 HNO2 HNO3+2NO+H2O (4)
El NO generado en las reacciones (2) y (4) pasará a NO2 mediante la reacción
(1). Las reacciones (2) y (4) abren camino para que el SO2 pase a H2SO4 y el
NO2 y NO pase a HNO3.
87
Cualquier Hg o compuesto de Hg presente en el CO2 (g) será eliminado ya que
el Hg pasará a nitrato de Hg, al ser los componentes de Hg altamente reactivos
generando HN3.
Eliminación de NOx y SOx del CO2 de la oxicombustión:
Para permitir la reacción, el tiempo de retención y el tiempo de contacto
con H2O se deben realizar después de comprimir el CO2.
Después de la compresión adiabática a 15 bar, se enfría y el calor de la
corriente de gases, puede usarse para un sistema de generación de vapor.
Después de la compresión, pasa a una columna de contacto de agua y gases
en contracorriente (gases limpios por la parte superior). El TR de pocos
segundos es suficiente para que todo el SO2 pase a H2SO4 (que se elimina en
la columna de contacto).
El SO2 libre de la corriente de CO2 de la columna de contacto, se comprime a
30 bar. Se vuelve a enfriar y se vuelve a meter en la columna de contacto. El
90 % del NOx y prácticamente todo el SO2 pueden eliminarse del CO2 antes de
secar el CO2 y de eliminar los inertes.
Las reacciones y las velocidades que tendrán lugar, es el objeto del estudio
“Oxicoal” de UK, llevado a cabo por la Compañía Doosan Babcock Energy y
patrocinado por BERR (UK Department for Business Enterprise and Regulatory
Reform and the UK Engineering and Physical Sciences Research Council).
Experimento NRTF (NOx reduction Facility):
Diseñado para la eliminación de NOx en el interior de la caldera. Ha sido
modificado para permitir el desarrollo SCR y SNCR de procesos de reducción
de NOx en la postcombustión.
Se trata de un horno de 105 m de longitud dispuesto verticalmente. El
quemador de bajo NOx es diseñado a escala de un quemador comercial de 42
MWt con remolino axial. El quemador se encuentra en la parte superior del
horno, e introduce aire y combustible verticalmente hacia abajo. El horno tiene
recubrimiento refractario, refrigerado con agua, y el calor lo lleva a
intercambiador de calor.
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El carbón pulverizado se alimenta a velocidad controlada por alimentador de
peso. Cuando está en modo combustión con aire (no oxicombustión), el
combustible primario es suministrado con una soplante y es precalentado
eléctricamente hasta alcanzar una Tª de 60-70 ºC. El combustible secundario
es proporcionado por un ventilador que es precalentado eléctricamente hasta
230 º C.
Hay dos reactores instalados en serie aguas abajo del reactor para controlar la
eliminación de NOx posterior. Los gases calientes salen del horno y pasan por
un reactor hasta un intercambiador de calor alimentado por aire. Controlando la
Tª entre los dos reactores y antes de que entre en el SCR (ya que la Tª óptima
del catalizador es de aproximadamente 400 º C). Cuando sale del SCR (se le
inyecta NH4), el gas sale a un segundo intercambiador para disminuir la Tª a
aproximadamente 150- 180 ºC. Los gases, tras pasar por ESP, se emiten a la
atmósfera por un ventilador de tiro inducido.
Resultados experimentales:
a) Efecto de la presión en la conversión de SO2 y NO: comparando
la presión, los resultados son:
-La conversión de SO2 cae con el descenso de la presión.
-La conversión de NOx cae con el descenso de la presión.
Con esto se confirma una de las hipótesis, la presión
aumenta la velocidad de reacción (aún hay que separar,
efecto del aumento del TR y de la presión).
b) Efecto del flujo (TR): se observa el efecto del flujo en la conversión
de NOx y SOx bajo la misma presión (aumentado el flujo,
disminuye el TR). Las conversiones disminuyen a medida que
aumenta el flujo (y disminuye el TR).
c) Efecto ratio SO2 y NOx en la composición del gas de entrada: la
gráfica, con distintos flujos y a presión constante, refleja que en
los dos casos la conversión de SO2 disminuye al aumentar el ratio
SO2/NOx.
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d) Reactor: cilindro inoxidable de 1 litro de volumen. La corriente
gaseosa entra por la parte inferior y si hay agua, el gas borbotea
a través del agua. La conversión del SO2 es del 100 % tras el
cilindro.
e) Mercurio: la fase gaseosa no fue posible analizarla. Sí fue posible
analizar la fase líquida tras el compresor. El Hg (liq) tanto tras C
como D en mismo orden de magnitud que si se hubiera hecho
pasar un blanco. Pero el líquido recogido en el condensador sí
tenía Hg con orden de magnitud superior (indica que cualquier Hg
se elimina en fase gas tras condensación).
CONCLUSIÓN: NOx y SOx pueden eliminarse durante compresión de corriente
de CO2 de oxicombustión, siempre que se de presión, TR y contacto fase vapor-
líquido necesario.
8. ALMACENAMIENTO GEOLÓGICO:
El último paso una vez la corriente de CO2 se ha purificado y
comprimido, es transportar dicha corriente y encontrar un lugar que garantice el
almacenamiento continuado de la misma. A continuación se detallan los
efectos del transporte y almacenamiento de CO2, y los responsables de dichos
efectos:
1. Transporte por tuberías:
- Corrosión (operación, coste de la tubería, economía) : H2O, SOx,
NOx, O2, H2S, HCN, HF, HCl
- Formación de humedad (problema operacional, riesgo de
plugging)
- Flujo de dos fases (operación): Ar, O2, H2,H2S
- Escape de componentes tóxicos (salud y seguridad, legalidad):
H2S, COS, CO, SO2, NOx, metales pesados. Requiere medidas
de seguridad para minimizar el riesgo
- Olor (salud y seguridad, legalidad): H2S, mercaptanos
- Obstrucción de la tubería (problema operacional): partículas
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- Eficiencia de transporte de volumen de CO2 (economía): O2, Ar,
N2
2. Instalaciones de inyección:
- Corrosión: formación de compuestos ácidos, SO2, NO, H2S, CO,
HCN, HF, HCl, junto con agua y O2
- Formación de humedad: CO2, H2S y CH4 pueden formar hidratos
en presencia de agua libre
- Compuestos tóxicos, en caso de fuga
3. Almacenamiento en acuíferos profundos y en yacimientos petrolíferos:
- Obstrucción de poros y reducción de la permeabilidad: Partículas,
y O2, H2S, SO2 por precipitación
- Disolución de minerales carbonatados: SO2, H2S, NOx, HCl, HCN,
HF
- Compuestos tóxicos, en el caso de fuga.
