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PROYECTO FIN DE CARRERA Alicia Fernández Jiménez

Capítulo 8 ANÁLISIS TÉCNICO

8. Análisis técnico

A lo largo de esta sección se pondrán de manifiesto las bases de comparación que permitirán

seleccionar las opciones viables desde el punto de vista técnico para la captura de CO2 en

centrales térmicas de nueva construcción. Se considera que un equipo resulta necesario en

cada una de las opciones cuando sea imprescindible para alcanzar las especificaciones que

previamente han sido definidas como necesarias. Además, se presenta también la secuencia

de pasos dados durante este estudio técnico en lo que a cálculos intermedios se refiere.

Se comenzará por exponer las especificaciones que se han supuesto necesarias. Se continuará presentando la metodología de evaluación para el estudio técnico de cada

Finalizaremos la sección presentando una tabla resumen que recoja los resultados numéricos intermedios y finales más relevantes de todo el estudio.

La primera dificultad a la hora de seleccionar las bases de diseño de los equipos de captura es que no existen a día de hoy limitaciones claramente definidas de las características que ls corriente de CO2 fluida ha de tener para poder ser transportada y almacenada en un almacenamiento profundo. Se espera que a medida que la tecnología se vaya desarrollando en su camino hacia la implantación en el mercado, los gobiernos comiencen a precisar dichas limitaciones. A falta de información de carácter legal, se han seleccionado para la elaboración de la comparativa que nos ocupa una serie de tablas de referencia para valores límite de componentes de la corriente de transporte que manejan principalmente los fabricantes de componentes para el transporte y que están confeccionadas en relación a la preservación del material de la conducción y sus accesorios. Los fabricantes de equipos de transporte e impulsión trabajan con estas referencias con la confianza puesta de que dichos valores sean los que condicionen finalmente las limitaciones que imponga la legislación. Es previsible que, una vez se definan de una forma legal los límites máximos y/o mínimos aceptables en una corriente, los fabricantes de los equipos deban también adaptarse a ellos en caso de ser estos límites legales más permisivos, permitiendo así relajar sus especificaciones.

Por poner un ejemplo, podemos observar en la Tabla 8.3 que el límite que reclaman los fabricantes de las tuberías y equipamiento exige unas concentraciones máximas de SOX de 10 ppm(v). Esto claramente favorece a los fabricantes a la hora de seleccionar los materiales de sus equipos puesto que trabajan así con corrientes poco ácidas. Si la normativa que en un futuro se establezca permitiera que la concentración de SOX alcanzara su máximo en los 20 ó 30 ppm(v), claramente los fabricantes serían los que modificaran sus equipos y productos para hacerlos más permisivos.

De cara a la selección de equipos, se han tenido en cuenta las posibles limitaciones en el los niveles de concentraciones de NOX y SOX. Otras sustancias como el H2O o el Hg también serán previsiblemente reguladas. El motivo por el que no se han tenido en



cuenta en este estudio ha sido que, aunque también son sustancias presentes en todos y cada uno de los posibles procesos de combustión de carbón, independientemente del procedimiento empleado para su procesado y posterior tratamiento de los gases generados, en el caso del H2O se trataría de sistemas convencionales de condensación y en el caso del Hg requeriría el empleo de tecnologías también emergentes y en estado de desarrollo, para las cuáles se dispone de muy poca información en relación a sus capacidades de depuración y, sobre todo, de costes asociados. Por ello se ha decidido no incluir los equipos de eliminación de estos componentes aunque, sea cual sea el proceso seleccionado, no podremos omitir la presencia de estos equipos de separación en el tren de tratamiento.

Para el caso de los Nox y SOx, los requisitos que a día de hoy los fabricantes encargados del almacenamiento e impulsión de CO2 establecen como referencia para las corrientes de gases a tratar son mostrados en la Tabla 8.1.

Tabla 8.1: Especificaciones establecidas en el

almacenamiento e impulsión de CO2

ESPECIFICACIONES Almacenamiento CO2

[ppm(v)]

NOx < 100

SOx < 100

La Tabla 8.2 refleja las exigencias establecidas por los fabricantes de los equipos CPU (Compression and Purification Unit) las corrientes de alimentación puedan ser admitidas al proceso. Se ha tomado como referencia la patente de unidad CPU publicada por Air Products <8.1>.

Tabla 8.2: Especificaciones establecidas a la

entrada de los equipos CPU

ESPECIFICACIONES CPU

NOx [300 , 10.000]

SOx -



Por último, la Tabla 8.3 expone los requerimientos exigidos por los fabricantes de equipos que emplean aminas para la captura de CO2 en postcombustión, en particular con MEA (Monoetanolamina), que se ha convertido en la referencia para esta tecnología. <8.2>.

Tabla 8.3: Especificaciones establecidas por los

fabricantes de equipos de tratamiento con MEA

ESPECIFICACIONES Tratamiento con

MEA [ppm(v)]

NOx < 20

SOx < 10

Se ha elegido como potencia de la planta de referencia para este estudio el equivalente para conseguir una producción de energía eléctrica puesta en red de 350 MWe (megavatios eléctricos). Se ha establecido este tamaño y no otro superior más habitual entre las centrales térmicas convencionales, como podría ser 500 MWe, por tratarse de los tamaños de demostración que están manejando actualmente los tecnólogos para la primera fase de demostración y, por tanto, el tamaño para el que se referencian la mayor parte de los datos publicados. A día de hoy, no existe ninguna planta más allá de plantas piloto, que lleve a cabo el proceso de captura de CO2. La falta de información del proceso a gran escala lo hace ser muy arriesgado de cara a una inversión económica. La opción de una planta de 350 MWe permite un tamaño considerado como comercial a la vez que minimiza los costes de inversión. Además, una vez realizado el estudio, los datos obtenidos de éste serían fácilmente reescalables a partir de los resultados de las primeras plantas de demostración en caso de desear proyectar plantas de potencias superiores.

La composición de los carbones empleados en este estudio son los mostrados en la Tabla 8.4.



Tabla 8.4: Composición de los carbones bajo estudio

COMBUSTIBLE

ANTRACITA BITUMINOSO

Composición tal

como se

recibió(húmedo)

Rango (máx-

min) como se

recibió

(húmedo)

Composición tal

como se

recibió(húmedo)

Rango (máx-min)

como se recibió

(húmedo)

Análisis

inmediato

Humedad

[%] 8,84 11,04 - 6,64 7,52 8,72 - 7,40

Volátiles

[%] 6,47 6,72 - 6,22 22,3 21,70 - 22,90

Cenizas [%] 32 32,28 - 31,72 13,84 14,28 - 13,40

Carbono fijo

[%] 52,69 54,12 - 51,26 56,35 56,74 - 55,96

Análisis

elemental

C [%] 52,59 54,12 - 51,26 65,06 65,45 - 64,67

H [%] 1,68 1,59 - 1,77 3,37 3,42 - 3,32

N [%] 0,88 0,94 - 0,82 1,65 1,68 - 1,62

S [%] 1,07 1,14 - 1,00 0,38 0,50 - 0,26

O [%] 2,95 3,23 - 2,67 8,24 8,50 - 7,98

H.H.V.

[Kcal/kg] 4888 5246 - 4679 6550 6630 - 6470

Se ha considerado que todos los procesos de combustión bajo estudio operarán en condiciones subcríticas y se considera para todos ellos un rendimiento de

referencia del 35% en relación a la potencia eléctrica obtenida a partir de la potencia térmica generada.

Para la obtención de balances de materia y energía de los diferentes procesos se ha empleado una herramienta desarrollada en el simulador comercial Aspen Plus. Con esta herramienta se consiguen hacer de una forma eficaz y rápida los balances de los procesos de combustión en una caldera convencional. En el estudio realizado a lo largo de este proyecto, únicamente se ha hecho uso de los balances de materia obtenidos. Éstos se han empleado para caracterizar los resultados de caudales y concentraciones en base a las distintas composiciones de carbón empleadas.

La cinética química en la que se basa la aplicación es la relacionada con la combustión de carbón en una caldera convencional empleando aire como comburente. Para aquellos casos en los que estas condiciones se den, los resultados obtenidos por el programa son tomados como certeros. A pesar de ello, los datos relacionados con la generación de NOX, aun hablando de combustión en aire empleando una caldera convencional, no implican un correcto reflejo de la realidad. La compleja cinética del



proceso de formación de estas sustancias hace muy difícil su modelización. Por ello, han sido tomados como datos de partida un rango de concentraciones de NOX obtenidos de referencias bibliográficas y que se presentan de forma habitual para cada uno de los tipos de carbón y tipologías de caldera estudiados. De estos rangos, se ha calculado los valores intermedios como magnitud de trabajo.

Tabla 8.5: Concentraciones de NOx a la salida de una

caldera convencional en combustión con aire

NOx [mg/Nm3] Rango Valor medio

Antracita 1.000 - 1.200 1100

Bituminoso 500 - 700 600

Además de este inconveniente asociado a la generación de NOX, existen dos grupos de procesos de los que no se debe extraer resultados con esta herramienta de una forma directa: procesos que emplean una caldera de lecho fluido circulante (LFC) en lugar de una caldera convencional y aquellos que hacen uso de condiciones de oxi-combustión.

En el caso de las calderas de LFC y combustión en aire, la información que podemos extraer de la herramienta es la composición y corriente de todos los componentes presentes excepto de los NOX y SOX. Esto es debido a que en este tipo de unidades se produce la separación de los SOX en la propia caldera y no en el posterior tren de tratamiento por desulfuración directa en lecho mediante la adición de caliza. Se ha tomado como valor de referencia la media de los datos obtenidos en la planta (Florida, EE.UU.) para el carbón Pittburgh 8 entre los días 13 de Enero de 2004 y 14 de Enero del mismo año <8.3>. Los requisitos que se le han exigido a los carbones en la comparación para poder ser considerados válidos los resultados en ambos son:

Valor semejante en la composición del porcentaje de nitrógeno, N, para ambos

carbones (carbón de referencia y carbón bajo estudio)

Valor semejante de la razón de carbono entre nitrógeno, es decir, C/H.



Tabla 8.6: Carbón de referencia para la

comparación con los carbones bajo estudio en

combustión en una caldera de LFC empleando aire

Caldera LFC con aire [N] [C/H]

Pittburgh 8 1,3 14,91

En caso de poder ser empleados los resultados obtenidos experimentalmente, los valores que se emplearían son los que se exponen a continuación, en la Tabla 8.7.

Tabla 8.7: Valores experimentales promediados

para combustión en aire en calderas de LFC

[lb/MMBtu

(H.H.V.) Combustión en aire

NOx 0,0775

SOx 0,26365

En relación a la generación de NOX y SOX bajo condiciones de oxi-combustión en

una caldera convencional, hay que mencionar que existen factores tales como el porcentaje de nitrógeno en el combustible, la composición de las cenizas o la temperatura a la que se realice la combustión fundamentales a la hora de estimar la generación de estas sustancias. Es un mecanismo complicado que aún no se encuentra modelado. Es por ello que no existe mejor opción para la obtención de resultados que la práctica <8.4>. Se ha hecho uso de las correlaciones que muestran los Gráficos 8.1 y

8.2 para obtener los resultados aplicables a los carbones bajo estudio en condiciones de oxi-combustión <8.5>.



Gráfico 8.1: Comparativa de las concentraciones de

NOX entre la combustión en aire y en oxi-combustión

Gráfico 8.2: Comparativa de las concentraciones de SOX entre la combustión en aire y

en oxi-combustión

Los datos empleados para el proceso de combustión en caldera de LFC bajo

condiciones de oxi-combustión han sido los aportados por la Universidad de Utah <8.6>. En el Gráfico 8.3 se muestran los resultados experimentales de los estudios realizados con un carbón bituminoso.



Gráfico 8.3: Concentraciones de salida en las

calderas de LFC para carbón bituminoso

Si es posible la comparación entre el bituminoso empleado por la Universidad de Utah y el que se encuentra bajo estudio en este proyecto, los resultados promediados obtenidos en esta planta son los mostrados en la Tabla 8.7 <8.6>.

La unidad de medida referida como [MMBtu (HHV)] representa un millón de unidades de energía inglesa (10^6 Btu). El hecho de que aparezca entre paréntesis H.H.V. (Higher Heating Value) viene a indicarnos que el valor viene condicionado por el poder calorífico superior del combustible en cuestión.

Las limitaciones que las unidades del tren de separación de sustancias

presentan son las siguientes:

o Unidad FGD (Flue Gas Desulfurization): Se emplea para la separación de

SOX en aquellos trenes de tratamiento bajo condiciones de combustión

en aire. Los equipos convencionales son capaces de tener una eficiencia

de separación del 95% <8.7>. Existen equipos más eficientes pero su

coste de inversión también es mayor.

o Unidad SCR (Selective Catalytic Reduction): Es utilizada para la

separación de NOX en procesos bajo condiciones de combustión en aire.

Este tipo de equipos es potencialmente capaz de retirar de la corriente

todos los NOX presentes. Es función de emplear una unidad de mayor o

menor tamaño <8.8>.

o Unidad CPU (Compression and Purification Unit): Este equipo es

empleado en procesos bajo condiciones de oxi-combustión para la

eliminación de NOX y SOX. Existen diversos equipos que cumplen estas

especificaciones. La compañía Praxair, <8.9>, ofrece unidades capaces



de eliminar de la corriente de entrada el 93,9% de NOx y superiores,

además de hasta un 99,8% de SOX: Tabla 8.8.

Tabla 8.8: Eficiencia de separación de SOX y NOX para las unidades CPU

En todos los procesos bajo estudio se produce la captura de CO2. Esto conlleva el tratamiento

de gases generados en la caldera, su transporte y, en algunos casos como el CO2, su

compresión. Como consecuencia, es necesario un suplemento energético para poder llevar a

cabo todas estas acciones. Se ha considerado que este aporte energético adicional debe ser

aportado por la propia planta, es decir, no se tomará de una red energética externa. Por tanto

los caudales de carbón estequiométricos calculados no son los adecuados sino que se

requerirá de caudales por encima de éstos. Se estima que la energía empleada para la captura

de CO2 supone una reducción de la potencia eléctrica generada en torno al 24% respecto a la

teóricamente necesaria (la estequiométricamente necesaria). Este déficit puede compensarse

con la quema de un 30% más de carbón para lograr, con ello, los 350 MWe en red de la central

térmica < 8.10>.

No se ha tenido en cuenta este 30% extra de combustible en el análisis técnico de los diferentes procesos ya que, en este capítulo, el interés reside en determinar los equipos necesarios en el tren de tratamiento para cada proceso. Estos componentes son considerados necesarios a partir de los límites en las concentraciones, como ha quedado reflejado ya en las Tablas 8.1, 8.2 y 8.3, por lo que es independiente de la

estimar los sobrecostos generados por el mismo.

A continuación se presenta en una secuencia de pasos el procedimiento seguido para obtener los resultados a partir de los cuales se decidirá el tren de tratamiento necesario para cada proceso.



1. Para la obtención de los resultados numéricos de cada uno de los

procesos, se ha hecho uso de la composición de los carbones que se muestra en

la Tabla 8.4 como dato de partida.

2. Posteriormente se ha adaptado la herramienta en el simulador Aspen

Plus con los siguientes parámetros:

Composición del combustible

Caudal de entrada del combustible y gases : aire, O2, porcentaje de

recirculación de gases de combustión

Temperaturas de entrada del aire u O2 en la caldera: 100ºC

Temperatura de entrada de los gases recirculados en los procesos de oxi-

combustión: 150ºC

Concentración de O2 a la entrada a la caldera:

Para los procesos bajo condiciones de oxi-combustión han sido necesarios

cambios en las entradas a la caldera en la herramienta en Aspen Plus. Para la

combustión en aire la fracción de O2 a la entrada de la caldera será de un 21%

mientras que bajo condiciones de oxi-combustión será de un 28% (Tabla 8.5).

Además, en el caso de la oxi-combustión, será necesaria una recirculación de los

gases generados en la caldera a la entrada de la misma. En las Figuras 8.1 y 8.2

quedan capturadas dos imágenes de la aplicación empleada para el caso de la

combustión en aire y la oxi-combustión respectivamente.

Tabla 8.9: Entrada de O2 a la caldera para la

aplicación en Aspen Plus

Tipo de

combustión

Concentración de

O2 [%]

En aire 21

En oxi-

combustión 28



Figura 8.7: Diagrama del proceso en la aplicación para Aspen Plus para

Combustión en aire

Figura 8.8: Diagrama del proceso en la aplicación para Aspen Plus para Oxi-

combustión

Concentración de O2 a la salida de la caldera: 5%

3. Para mayor comodidad, se ha partido del valor de caudal de carbón

estequiométrico necesario para las condiciones de base de combustión

convencional y rendimiento global del ciclo del 35%. Con ello se evita tener que

calcular correlaciones de proporcionalidad entre el valor del caudal por defecto

introducido en la aplicación y el valor modificado cuando sea necesario tener en

cuenta las reducciones de rendimiento que conlleva la aplicación de las

diferentes alternativas de captura de CO2. Para determinar este caudal

estequiométrico de base, se ha hecho uso de las siguientes expresiones:



o Cálculo de la potencia térmica necesaria para producir 350 MWe:

(Fórmula 8.1)

o Estimación de la corriente másica necesaria para obtener dicha potencia

térmica estequiométrica:

(Fórmula 8.2)

4. Se realiza la simulación del modelo de combustión en aire mostrado en

la Figura 8.1 teniendo presente que:

o Si se trata de un proceso en combustión en aire empleando una caldera

convencional, se hará uso de los valores medio de NOX presentes en la

Tabla 8.5.

o Para procesos de combustión en aire empleando una caldera de LFC, se

determinan los valores de N y C/N. Se comparan con los valores aportados

para un carbón Pittburgh 8 en la Tabla 8.6 y si son semejantes, se hará uso

de los resultados numéricos obtenidos para dicho carbón Pittburgh 8 en la

Tabla 8.7 teniendo presente la Fórmula 8.3.

(Fórmula 8.3)

5. Se realiza la simulación del modelo bajo condiciones de oxi-combustión

mostrado en la Figura 8.2

6. Se hace uso de las correlaciones mostradas en los Gráficos 8.1 y 8.2 para

obtener las emisiones esperadas de NOX y SOX a partir de los datos obtenidos

bajo condiciones de combustión en aire.

7. Se compara las emisiones con las limitaciones establecidas en el

Apartado 8.1 de este mismo capítulo. En caso de no cumplirse, deberá hacerse

uso de aquellos equipos que disminuyan la presencia de aquellas sustancias con

concentraciones por encima de las especificaciones.

8. En el caso de que, a pesar de hacer uso del tren de tratamiento, no se

logren las especificaciones establecidas inicialmente, el proceso será considerado

técnico.



8. 3. 1. Proceso A

Características del proceso:

Condiciones: Combustión en aire

Caldera: Convencional

Carbón: Antracita

3. (véase la Fórmula 8.1)

(véase la Fórmula 8.2)

4. Los datos obtenidos por la aplicación para Aspen Plus están recogidos en la Tabla 8.10.

Los valores de NOX generados vienen determinados según la Tabla 8.5:

Tabla 8.10: Resultados obtenidos por la

aplicación de Aspen Plus para el Proceso A

COMPONENTE PROCESO A

[kg/h] [kmol/h]

H2O 43.103,23 2.392,59

O2 85.843,28 2.682,70

N2 1.138.678,07 40.647,51

CO2 329.398,30 7.484,66

CO 2,14 0,08

NO2 - -

NO - -

AR 0 0

C 1.833,74 0

SO2 3.542,45 55,29

SO3 93,20 1,16

7. Tras la comparativa se llega a la conclusión de que es necesario el empleo de una

unidad SCR para conseguir alcanzar el límite de los 20 ppm(v).

Es necesario también un equipo FGD para la reducción de SOX. Haciendo uso del 95% de

capacidad para separar estas sustancias de la corriente de entrada, se alcanzan unos niveles a

la salida del equipo de 52,333 ppm(v)



8. La concentración de SOX a la salida de la unidad es superior a los 10 ppm(v)

establecidos en las especificaciones, por lo que la conclusión que se saca del estudio

técnico es que el Porceso A no es viable técnicamente.

8. 3. 2. Proceso B




Carbón: Bituminoso





aplicación de Aspen Plus para el Proceso B

COMPONENTE PROCESO B

[kg/h] [kmol/h]

H2O 49.884,42 2.769,01

O2 82.072,18 2.564,85

N2 1.083.148,33 38.665,25

CO2 304.694,98 6.923,34

CO 1,98 0,07

NO2 - -

NO - -

AR 0 0

C 1.696,22 0

SO2 940,67 14,68

SO3 24,75 0,31

Los valores de NOX generados vienen determinados según la Tabla 8.5:



7. Tras la comparativa se llega a la conclusión de que es necesario el empleo de una

unidad SCR para conseguir alcanzar el límite de los 20 ppm(v).

Es necesario también un equipo FGD para la reducción de SOX. Haciendo uso del 95% de

capacidad para separar estas sustancias de la corriente de entrada, se alcanzan unos niveles a

la salida del equipo de 14,687 ppm(v).

8. La concentración de SOX a la salida de la unidad es superior a los 10 ppm(v)

establecidos en las especificaciones, por lo que la conclusión que se saca del estudio técnico es

que el Porceso B no es viable.

8. 3. 3. Proceso C



Caldera: LFC

Carbón: Antracita

No ha sido posible encontrar información bibliográfica fiable en relación a este proceso y su

formación de NOX por lo que no se ha podido realizar el estudio técnico del proceso.

Aunque no se trate de las mismas causas que en los Procesos A y B, se ha considerado el

Proceso C como no viable.

8. 3. 4. Proceso D



Caldera: LFC

Carbón: Bituminoso



4. Los datos obtenidos por la aplicación para Aspen Plus están recogidos en la Tabla 8.12




aplicación de Aspen Plus para el Proceso D

COMPONENTE PROCESO D

[kg/h] [kmol/h]

H2O 49.884,42 2.769,01

O2 82.072,18 2.564,85

N2 1.083.148,33 38.665,25

CO2 304.694,98 6.923,34

CO 1,98 0,07

NO2 - -

NO - -

AR 0 0

C 1.696,22 0

SO2 - -

SO3 - -

.

Por tratarse de una combustión en aire con una caldera de lecho fluido circulante deberá verificarse si el carbón de referencia, Pittburgh 8, y el que tenemos bajo estudio son semejantes. Para ello, comparamos los requisitos de comparación, Tabla 8.13.

Tabla 8.13: Requisitos para poder comparar

los carbones en combustión con aire y

caldera de LFC

Caldera LFC con aire [N] [C/H]

Bituminoso en estudio 1,65 19,31

Pittburgh 8 1,3 14,91

Se aprecia que las cifras no son exactamente iguales. Hay que tener presente que hablamos de valores promediados por lo que, haciendo esta apreciación, es aceptable considerar que, aunque distintos, son dos carbones muy parecidos. Por ello, es posible emplear los resultados obtenidos experimentalmente en la referencia <8.3> como datos de generación de SOX y NOX bajo condiciones de combustión en aire, Tabla

8.14.



Tabla 8.14: Datos de NOx y SOx generados para la referencia

de combustión en aire con una caldera de LFC

[lb/MMBtu (H.H.V.)] Combustión en aire

NOx 0,0775

SOx 0,26365

7. La concentración de SOX a la salida de la caldera es de 6,16 ppm(v), un valor inferior al

exigido en las especificaciones para el tratamiento con MEA. Por ello, no es necesario el uso de

una unidad FGD.

No sucede lo mismo con la concentración de NOX a la salida de la caldera. En este caso la

concentración es de 75,732 ppm(v), que es claramente superior a los 20 ppm(v) permitidos.

Será necesario por tanto una unidad SCR en el tren de tratamiento de gases.

8. Adquiriendo una unidad SCR adecuada, el Proceso D es viable.

8. 3. 5. Proceso E


Condiciones: Oxi-combustión


Carbón: Antracita







aplicación de Aspen Plus para el Proceso E

COMPONENTE PROCESO E

[kg/h] [kmol/h]

H2O 147.430,00 8.183,61

O2 61.465,00 1.920,85

N2 3.977,42 141,98

CO2 1.126.671,82 25.600,48

CO 7,32 0,26

NO2 - -

NO - -

AR 62.846,46 1.573,21

C 0 0

SO2 - -

SO3 - -

6. Haciendo uso de los datos aportados por el Proceso A y empleando el Gráfico 8.1, se

obtiene una estimación de la concentración de NOX a la salida de la caldera:

Además, para la realización de cálculos intermedios, es importante destacar la magnitud del

caudal de los NOX:

De igual manera, empleado ahora el Gráfico 8.2 es posible determinar la concentración

de SOX a la salida de la caldera.



7. Observando que las concentraciones han aumentado en ambos casos respecto a los

resultados obtenidos en el Proceso A, será necesaria la utilización de unidades de separación

de NOX y SOX que quedan recogidos en un mismo equipo, una CPU para la que se ha

considerado, según queda reflejado en el Apartado 8.2 de este mismo capítulo, que posee las

siguientes eficacias:

93,9% en la separación de NOX

99,8% en la separación de SOX

Aplicando estos rendimientos obtenemos las concentraciones a la salida de la CPU.

8. Se aprecia que los resultados a la salida de la CPU cumplen ambas especificaciones, las

relacionadas con la concentración de NOX así como la establecida para SOX. Por tanto, se

puede afirmar que el Proceso E es viable en relación al estudio técnico.

8. 3. 6. Proceso F




Carbón: Bituminoso







aplicación de Aspen Plus para el Proceso F

COMPONENTE PROCESO F

[kg/h] [kmol/h]

H2O 166.184,39 9.224,64

O2 57.501,72 1.797,00

N2 4.657,35 166,25

CO2 1.015.057,47 23.064,35

CO 6,59 0,24

NO2 - -

NO - -

AR 58.246,55 1.458,06

C 0 0

SO2 - -

SO3 - -

6. Haciendo uso de los datos aportados por el Proceso B y empleando el Gráfico 8.1, se

obtiene una estimación de la concentración de NOX a la salida de la caldera:

Al igual que sucedía en el Proceso E, la magnitud del caudal de los NOX:

Haciendo uso del Gráfico 8.2, es posible determinar la concentración de SOX a la salida de la

caldera.



7. Será necesaria la utilización de una unidad CPU con la eficiencia de separación

establecida en el Apartado 8.2 de este mismo capítulo.

Las concentraciones de NOX y SOX a la salida de la CPU son:

8. Las concentraciones de NOX y SOX a la salida de la CPU cumplen las especificaciones

requeridas. Se puede afirmar que el Proceso F es viable en relación al estudio técnico.

8. 3. 7. Proceso G



Caldera: LFC

Carbón: Antracita

Debido a la falta de información para el Proceso C, no es posible hacer un estudio de este

Proceso G tampoco. Por ello, se ha considerado el Proceso G como no viable.

8. 3. 8. Proceso H





Caldera: LFC

Carbón: Bituminoso





aplicación de Aspen Plus para el Proceso H

COMPONENTE PROCESO H

[kg/h] [kmol/h]

H2O 166.184,39 9.224,64

O2 57.501,72 1.797,00

N2 4.657,35 166,25

CO2 1.015.057,47 23.064,35

CO 6,59 0,24

NO2 - -

NO - -

AR 58.246,55 1.458,06

C 0 0

SO2 - -

SO3 - -

6. A través de la referencia <8.6>, véase la Tabla 8.18, es posible estimar los NOX y SOX

generados en la caldera.

Tabla 8.18: Datos de NOx y SOx generados para la

referencia bajo condiciones de oxi-combustión con una

caldera de LFC

[lb/MMBtu (H.H.V.)] Oxi-combustión

NOx 0,05

SOx 0,7



7. La concentración de SOX a la salida de la caldera es superior al máximo permitido por

las especificaciones. No sucede lo mismo con la concentración de NOX que, con su valor de

4,246 ppm(v) se mantiene por debajo del límite necesario.

Es necesario el empleo de una unidad CPU para la separación de SOX. Gracias a ella, la

concentración de salida de la CPU se estima en 0,931 ppm(v).

8. El Proceso H es viable.

A continuación se muestra en la Tabla 8.19 el listado de los procesos que han realizado el

análisis técnico así como el resultado de si lo han superado satisfactoriamente o no.

Posteriormente, en la Tabla 8.20, se muestran las unidades que serán necesarias para la planta

de aquellos procesos definidos como viable tras el análisis técnico.

Tabla 8.19: Resumen de la viabilidad o no de los

procesos tras el estudio técnico

PROCESO ¿Viable tras el Análisis

Técnico?

A No

B No

C No

D Sí

E Sí

F Sí

G No

H Sí

Tabla 8.20: Equipos necesarios para la captura de CO2 en los procesos

técnicamente viables

PROCESOS EQUIPOS

SCR FGD Amina ASU CPU

D ok ok

E ok ok

F ok ok

H ok ok



Para finalizar este capítulo, en la Tabla 8.21 se presentan una serie de valores intermedios

estimados calculados que han sido de utilidad para la obtención de los resultados mostrados

con anterioridad.

Tabla 8.21: Resultados intermedios y finales calculados en los diferentes procesos

bajo estudio

PROCESO

A la salida de la caldera Tras unidad de tratamiento

[mg/Nm3] [kg/h] [lb/MMBtu(HHV)] [kmol gases/h] [kmol/h] ppm(v)

Emisión

NOX

A 1.100 2,615 - - - 20

B 600 1,364 - - - 20

C - - - - - -

D 104,139 118,823 0,0775 50.941 3,858 75,732

E 1.595 0,872 - 37.618 0,002 0,046

F 870 0,455 - 35.762 0,001 0,025

G - - - - - -

H 94,444 76,66 0,05 35.762 0,152 4,246

Emisión

SOX

A 1.529.125 3.636 - 53.210 2,817 52,933

B 424.592 965 - 50.923 0,748 14,687

C - - - - - -

D 178.073 405 0,26365 50.923 0,341 6,16

E 4.587.375 2.424 - 37.420 0,075 2,007

F 1.273.776 644 - 35.711 0,02 0,559

G - - - - - -

H 1.342 1.073 0,7 35.711 0,033 0,931

8. análisis técnicobibing.us.es/proyectos/abreproy/5149/descargar_fichero/capitulo+8.pdf · y...

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