1
PRODUCCIÓN DE H2 DE GASIFICACIÓN.
LA OPORTUNIDAD DE LA PLANTA DE
PUERTOLLANO.
ELCOGAS S.A.
Francisco García Peña
CURSOS DE VERANO 2007XX EDICIÓN
UNIVERSIDAD DE CASTILLA LA MANCHAPuertollano, 18 de Julio de 2007
2
1. PRODUCCCIÓN DE HIDRÓGENO A PARTIR DE
GASIFICACIÓN DE COMBUSTIBLES.
2. LA TECNOLOGÍA GICC (Gasificación Integrada en
Ciclo Combinado).
3. UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA GICC EN
COPRODUCCIÓN DE H2 Y ELECTRICIDAD.
4. ACTIVIDADES DE ELCOGAS, INICIATIVAS
EUROPEAS Y NACIONALES.
PRODUCCIÓN DE H2 DE GASIFICCIÓN. LA
OPORTUNIDAD DE LA PLANTA DE
PUERTOLLANO
3
1. PRODUCCCIÓN DE HIDRÓGENO A PARTIR DE
GASIFICACIÓN DE COMBUSTIBLES
PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO DE GASIFICACIÓN. LA
OPORTUNIDAD DE LA PLANTA DE PUERTOLLANO
4
Reacciones de gasificación lecho arrastrado
1. Reacciones de pirólisis
Constan de tres etapas:
• secado combustible
• calentamiento y desprendimiento de volátiles (CO, H2, CO2, H2O) lo que provoca un aumento de la porosidad, y
• aproximadamente a 400ºC se piroliza (craqueo térmico), formando residuo rico en C fijo (char) y compuestos gaseosos
5
Reacciones de gasificación lecho arrastrado (cont.)
2. Reacciones de combustión
Tras la pirólisis, T muy alta y concentración O2 muy elevada
• H2 + 1/2 O2 H2O
• CO + 1/2 O2 CO2
• CH4 + 2 O2 CO2 + 2 H2O (-Hº)>0 exotérmicas
• C6H6 +15/2 O2 6 CO2 + 3 H2O
• C + 1/2 O2 CO
• C + O2 CO2
Se consume la mayor parte de O2
6
Reacciones de gasificación lecho arrastrado (cont.)
3. Reacciones de gasificación
Se inician T del residuo carbonoso 700 ºC
• C + CO2 2 CO (-Hº)<0
• C + H2O CO + H2 (-Hº)<0
• C + 2 H2 CH4 (-Hº)>0
• CH4 + H2O CO + 3 H2 (-Hº)<0
• CO + H2 O CO2 + H2 (-Hº)>0
Composición final del gas de carbón o gas sintético:
CO, H2, CO2, CH4, compuestos de S (COS, H2S), de N (NH3, HCN) y sólidos arrastrados (cenizas).
7
Mejor tecnología de gasificación depende de los objetivos de la planta:Mejor tecnología de gasificación depende de los objetivos de la planta:
Lecho fijo Lecho fluido Lecho arrastrado
Gasificador Fijo seco
Fijo
con escoria
Fijo
con escoria
Fluido KRW
Fluido Una etapa
húmedo
Una etapa seco
Dos etapas
húmedo
Dos etapas seco
P (barg) 27.5 27.5 69 31 69 69 34 31 69
H2 40 28 25 34 32 37 28 33 32
CO 17 59 59 45 13 47 64 54 29
CH4 9 7 10 7 15 < 0.1 < 0.1 1 15
CO2 32 3 3 12 36 14 2 10 22
N2+ A 2 3 3 2 4 2 6 2 2
• Para H2, síntesis de NH3, metanol y líquidos F-T, el singas debe ser compuesto mayoritariamente por CO y H2
• Para GICC sin captura de CO2, el metano es aceptable (mayor eficiencia y menor consumo de O2)
• Para GICC con captura de CO2, la presencia de metano reduce la captura de CO2
Composición singas según tecnología de gasificación
Gasification technology (EPRI, 2007)
8
Combustión Gasificación
Carbono CO2 (sin valor energético) CO (con valor energético)
Hidrógeno H2O (sin valor energético) H2 (con valor energético)
Nitrógeno NO, NO2 (reducen capa ozono) NH3/N2 (eliminan en lavado húmedo)
Azufre SO2/SO3 (lluvia ácida) COS, H2S (se convierten en S sólido)
Agua H2O (sin valor energético) H2 (con valor energético)
Cenizas Cenizas volantes se mezclan con caliza formando gran cantidad de residuos
Cenizas volantes/escorias se comercializan
Combustión vs. Gasificación
9
PRODUCCCIÓN DE HIDRÓGENO A PARTIR DE
GASIFICACIÓN DE COMBUSTIBLES
Paso 1: Obtención del gas de síntesis por
gasificación+ O
2
CompuestoCarbonoso +H2O CO + H2+ impurezas
Cenizas CharCl-
CN-
SH2
COS N2
....
Paso 2: “Shifting” o reacción gas-agua
CO + H2O CO2 + H2
Paso 3: Separación de H2 y CO2 H2 CO2
10
2. LA TECNOLOGÍA GICC (Gasificación Integrada
en Ciclo Combinado)
PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO DE GASIFICACIÓN. LA
OPORTUNIDAD DE LA PLANTA DE PUERTOLLANO
11
2.LA TECNOLOGÍA GICC (Gasificación Integrada en Ciclo Combinado).
CALDERA AP
GASIFICADOR
CALDERA MP
FILTRACIÓNLAVADO
CON AGUA
SEPARAC.AZUFRE
RECUPERACIÓNAZUFRE
CALDERARECUPERACIÓN
CALOR
PREPARACIÓN CARBÓN
CARBÓN
COQUEPETRÓLEO
CALIZA
GAS
CRUDO
GASCLAUSGAS DE ENFRIAMIENTO
CENIZA
AGUA A TRATAMIENTO
GASDE COLA
AZUFRE
AIREO2
GASLIMPIO
PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE AIRE (ASU)
AIRE COMPRIMIDO
N2 RESIDUAL
N2 O2ESCORIA
TURBINADE GAS
200 MWISO
GASES DE COMBUSTIÓN CALIENTES
VAPOR MP
VAPOR AP
VAPOR
TURBINA DE VAPOR135 MWISO
GASES A CHIMENEA
TORRE DE REFRIGERACIÓNCONDENSADOR
12
CARBÓN COQUE MEZCLA(50:50)
Humedad (%p) 11.8 7.00 9.40Ceniza (%p) 41.10 0.26 20.68C (%p) 36.27 82.21 59.21H (%p) 2.48 3.11 2.80N (%p) 0.81 1.90 1.36O (%p) 6.62 0.02 3.32S (%p) 0.93 5.50 3.21PCI (MJ/kg) 13.10 31.99 22.55
COMBUSTIBLE
TURBINADE GAS
(MW)
TURBINADE VAPOR
(MW)
TOTALBRUTO(MW)
TOTALNETO(MW)
POTENCIAELÉCTRICA
182.3 135.4 317.7 282.7
BRUTA NETAEFICIENCIA(PCI) 47.12% 42.2%
EMISIONES g/kWh mg/Nm3 (6% Oxígeno)
SO2 0.07 25NOx 0.40 150
Partículas 0.02 7.5
2.LA TECNOLOGÍA GICC (Gasificación Integrada en Ciclo Combinado).
PRINCIPALES DATOS DE DISEÑO
POTENCIA
Y EMISIONES
13
2.LA TECNOLOGÍA GICC (Gasificación Integrada en Ciclo Combinado)
COMPOSICIÓN DEL GAS DE SINTESIS
GAS CRUDO GAS LIMPIO
Composición
Media real
Diseño
Composición
Media real
Diseño
CO (%) 59,26 61,25 CO (%) 59,30 60,51
H2 (%) 21,44 22,33 H2 (%) 21,95 22,08
CO2 (%) 2,84 3,70 CO2 (%) 2,41 3,87
N2 (%) 13,32 10,50 N2 (%) 14,76 12,5
Ar (%) 0,90 1,02 Ar (%) 1,18 1,03
H2S (%) 0,83 1,01 H2S (ppmv) 3 6
COS (%) 0,31 0,17 COS (ppmv) 9 6
HCN (ppmv) 23 38 HCN (ppmv) – 3
GAS DE
SÍNTESIS
14
Factor GICC
Lecho fluido
atmosférico
PC subcrítica
PC supercrítica
Eficiencia Neta (% PCI)
39,2 – 43,1 36,0 36,0 42
Emisión CO2
(kg/MWh)712 – 783 852 852 774
Emisión SO2
(kg/MWh)0,07 – 0,14 1,40 2,50 2,15
Emisión NOx
(kg/MWh)0,05 – 0,40 0,80 2,30 1,10
2.LA TECNOLOGÍA GICC (Gasificación Integrada
en Ciclo Combinado)
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA A PARTIR DE
CARBÓN
15
TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
POST-COMBUSTION PRE-COMBUSTION OXY-COMBUSTION
FUENTE ZEP, 2006
IPCC, 2005
IEA GHG, 2003
ZEP, 2006
IPCC, 2005
IEA GHG, 2003
ZEP, 2006
IPCC, 2005
IEA GHG, 2003
Eficiencia del sistema de captura, %
85 85-90 92 85-91 91 91
Incremento del coste de
la electricidad,
%
42-66 50 20-55 24-2629-119
56-82
Disminución de la
eficiencia, %11-15 8-11 5-9 6-8
5-11.2
8-13
Tipo de planta PC PC PC GICC GICC GICC PC PC PC
Coste de la electricidad, cent €/ kWh
5.7 4-6 6.6 5.8 5-7.3 5-6 5.5 4-6 6-8
Coste de la captura €/tCO2 22.4 40-65 55-60 21.1 13-38 23-33 17.6 35 57-66
16
2. La Tecnología GICC (Gasificación Integrada en Ciclo
Combinado) Ventajas (1)
Alta eficiencia. Mayor que otras tecnologías de generación de
energía a partir de carbón, y gran potencial de mejora: neta 42% 50% Carbón (diversidad de
cualidades)
Combustibles alternativos (pet-coke, RSU, biomasa, etc.)
Disponibilidad de combustible secundario en el ciclo combinado
Fiabilidad en el suministro de
energía Flexibilidad de producto Electricidad, H2, CO2, metanol, NH3, gasolinas, etc
Menor riesgo: Producción acorde con mercados
Alimentación flexible
17
Medioambiente:
• Menores emisiones de CO2 que otras plantas basadas en carbón. Mejor potencial para plantas de cero emisiones • Bajas emisiones de gases ácidos (SO2, NOx) y partículas. Similar o mejor que los ciclos combinados con gas natural• Menores residuos. La escoria, ceniza, azufre y sales son subproductos• Menor consumo de agua que otras plantas basadas en carbón. No se producen dioxinas/furanos cuando se utilizan combustibles orgánicos• Mejor método para eliminar emisiones de Hg
2. La Tecnología GICC (Gasificación Integrada en
Ciclo Combinado). Ventajas (2)
18
Economía:
• Combustible muy competitivo con gas natural. Coste variable del KWh con carbón es actualmente un tercio del producido con gas natural• Menor coste de captura de CO2 (precombustión)
• Los residuos son productos comerciales. Sostenibilidad:
• Reservas de carbón para más de 200 años y con mejor distribución• Admite casi cualquier combustible con suficiente contenido en carbono
2. La Tecnología GICC (Gasificación Integrada en
Ciclo Combinado). Ventajas (3)
19
2.Tecnología GICC. Desventajas (1)
Tecnología en estado de demostración
Las cuatro grandes plantas basadas en carbón (USA & EU) informan de disponibilidades GICC entre 60 and 75% (> 90 % si se considera el combustible auxiliar)
Principales causas de indisponibilidad relacionadas con la falta de madurez:
Diseño de sistemas auxiliares: Manejo de sólidos, corrosión en paradas, filtros cerámicos, materiales y procedimientos adecuados
Comportamiento de turbinas última generación con gas sintético y otros
20
2.Tecnología GICC. Desventajas (2)
Principales causas de indisponibilidad relacionadas con la falta de madurez (cont.):
Excesiva integración entre unidades. Alta dependencia y retrasos en arranques
Procesos más complejos que otras plantas eléctricas de carbón. Se requiere aprendizaje. GICC existentes operados por compañías petroquímicas con residuos de refinerías informan de disponibilidades superiores a 92% (Complejidad de procesos similar a los de la industria química, varios trenes en paralelo, manejo de sólidos más fácil)
Alto coste de inversión
Los costes de inversión de plantas existentes entre 1,500 y 2,000 €/KW
21
3. UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA GICC EN COPRODUCCIÓN DE
H2 Y ELECTRICIDAD
PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO DE GASIFICACIÓN. LA
OPORTUNIDAD DE LA PLANTA DE PUERTOLLANO
22
ALTERNATIVA 1: Producción de H2 mediante separación con membranas
+ PSA
GASIFICACIÓN LIMPIEZA Y
DESULFURACIO
N
SATURADO
R
UNIDAD DE
SEPARACIÓN DE
AIRE
GAS
CRUDO
GAS LIMPIO CICLO
COMBINAD
O
CARBON /
COQUE PETRÓLEO
MEMBRANA
DEPURACIÓN H2
(UNIDAD PSA)
H2
N2 RESIDUAL N2
AIRE A PRESIÓN O2
GAS COMBUSTIBLE (CO, H2)
Pilas de Combustible Automoción Otros
usos
3. UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA GICC EN COPRODUCCIÓN DE H2 Y
ELECTRICIDAD
23
ALTERNATIVA 2: Producción de H2 mediante reacción shift +
PSA
GASIFICACIÓN LIMPIEZA SATURADO
R
UNIDAD DE
SEPARACIÓN DE
AIREGAS
CRUDO GAS
LIMPIO
CICLO
COMBINAD
O
CARBON / COQUE PETRÓLEO
REACCIÓN SHIFTCO + H2O CO2 + H2
DEPURACIÓN
H2 (UNIDAD
PSA)
H2
N2 RESIDUAL N2
AIRE A PRESIÓN O2
Pilas de Combustible Automoción Otros
usos
VAPOR
GAS COMBUSTIBLE(RICO EN CO2, H2)
SEPARACIÓN CO2
(ABSORCION)
CO2 (+SH2)
3. UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA GICC EN COPRODUCCIÓN DE H2 Y
ELECTRICIDAD
DESULFURACIÓ
N
24
METODO COMENTARIOSCOSTE
CAPTURA (€/ton CO2)
AdsorciónBaja capacidad y selectividad de
adsorbentesAlto coste
No disponible
Absorción
Regeneración complejaMúltiples procesos probados
comercialmenteAlta selectividad y eficiencia
29 - 44
Criogenia Muy alto consumo energético No disponible
Membranas
Tecnología en desarrolloBaja selectividad
40 - 54
HidratosTecnología prometedora
No desarrollada (ni fase experimental)No disponible
3. UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA GICC EN COPRODUCCIÓN
DE H2 Y ELECTRICIDAD. MÉTODOS DE CAPTURA DE CO2
25
PURIFICACIÓN DE HIDRÓGENO EN GICC: TECNOLOGÍAS
Adsorción de los componentes indeseados (moléculas de mayor tamaño: CO, CO2) a alta presión, y desorción a baja presión. Se obtiene corriente de hidrógeno puro y a elevada presión
Permeación más veloz del hidrógeno a través de un polímero / membrana, separándose del CO. Cuanta mayor pureza, menor tasa de recuperación del H2
1. ADSORCIÓN: PROCESO PSA (Pressure Swing Adsorption)
2. PERMEACIÓN: POLÍMEROS / MEMBRANAS
3. DESTILACIÓN CRIOGÉNICA Diferentes puntos de ebullición del H2 (-252,8ºC a 1 atm) y el CO (-
191,5ºC a 1 atm), que se separa por cola
CRITERIOS
DE SELECCIÓN
Condiciones de operación (P, contenido H2, recuperación)
Aplicación final del hidrógeno: Pureza requerida
• Más restrictiva: PEMFC: CO < 10 ppm• Menos restrictiva: combustión (motores, turbinas)
3. UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA GICC EN COPRODUCCIÓN
DE H2 Y ELECTRICIDAD
26
El carbón es un recurso abundante y económico para la
producción
de Hidrógeno en Centrales GICC
Mediante la tecnología de gasificación con captura de CO2, es
posible
producir Hidrógeno libre de emisiones contaminantes
COMPARACIÓN DE COSTES DE PRODUCCIÓN DE H2
Fuente: IEA 2003
(€/GJ H2 , año 2020)
POTENCIAL DE LA TECNOLOGÍA GICC EN LA ECONOMÍA DEL H2.
COSTES DE PRODUCCIÓN
H2 de gas natural con captura de CO2 5,6 - 8,9
H2 de carbón - GICC con captura de CO2
6,5 – 8,9
H2 de biomasa (gasificación) 8,1 – 14,5
H2 de energía nuclear 12,1 – 16,2
H2 de energía eólica 13,7 – 18,6
H2 de energía termosolar 21,8 – 28,3
H2 de energía solar fotovoltaica 38,0 – 60,6
3. UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA GICC EN COPRODUCCIÓN
DE H2 Y ELECTRICIDAD
27
4. PARTICIPACIÓN DE ELCOGAS. INICIATIVAS EUROPEAS Y
NACIONALES
PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO DE GASIFICACIÓN. LA OPORTUNIDAD DE LA PLANTA DE PUERTOLLANO
28
EL PROYECTO HYPOGEN
En las presentaciones que realiza la Comisión sobre el proyecto lo presenta con el título:
Gran instalación de generación de hidrógeno y electricidad a partir de combustibles fósiles con captura y secuestro de CO2. Enmarcado como Proyecto “Quickstart” en la Iniciativa Europea para Crecimiento.
4. PARTICIPACIÓN DE ELCOGAS. INICIATIVAS
EUROPEAS Y NACIONALES
29
EL PROYECTO HYPOGEN
Con los objetivos:
Explorar los límites del uso de hidrógeno como un medio de descarbonatar los combustibles fósiles actuales y por tanto su potencial como puente hacia la economía del hidrógeno
Un proyecto europeo de exposición, con desarrollo modular y por etapas
Un lecho de pruebas vivo donde innovaciones tecnológicas pueden ser introducidas adecuadamente
Estrecha coordinación y complemento con HYCOM para obtener grandes cantidades de hidrógeno “limpio” a niveles aceptables de costes para aplicaciones masivas
4. PARTICIPACIÓN DE ELCOGAS. INICIATIVAS
EUROPEAS Y NACIONALES
30
EL PROYECTO HYPOGENEl Joint Research Centre y el European Science & Technology Observatory, de la CE, son encargados de realizar el estudio de prefactibilidad y presentan el siguiente programa indicativo
OPERATION & VALIDATION
IMPLEMENTATION & COMMISSIONING of H2
COMMUNITIES
TECHNICAL & FINANCIAL PLANNING
PROJECTDEFINITION
2004 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 2015
OPERATION & VALIDATION
DEMONSTRATION PLANT(s) CONSTRUCTION
PILOT SCALE DEMONSTRATION
FEASIBILITY STUDY
JRC ESTO Study
Year
Pro
ject
Ph
ases
JRCESTO
Prefeasibility Study
Funding (Costs?) Phasing ScenarioCOM(2003)690PHASE I 2005-07 300 M€PHASE II 2007-12 800 M€PHASE III 2012-15 200 M€
Funding (Costs?) Phasing ScenarioCOM(2003)690PHASE I 2005-07 300 M€PHASE II 2007-12 800 M€PHASE III 2012-15 200 M€
4. PARTICIPACIÓN DE ELCOGAS. INICIATIVAS
EUROPEAS Y NACIONALES
31
Proporcionar recomendaciones para el diseño de la
planta europea de suministro de hidrógeno y energía con
captura y almacenamiento de CO2 en términos de tamaño,
localización, tecnología y colaboradores.
Proporcionar bases técnicas y económicas. Marco legal y regulador Posible evaluación para la coordinación con
plantas/infraestructuras existentes.
OBJETIVOS DYNAMIS (1)
4. PARTICIPACIÓN DE ELCOGAS. INICIATIVAS EUROPEAS Y
NACIONALES
32
Identificación de mecanismos de financiación, impactos
medioambientales, aceptación pública, participantes
industriales y fuente de fondos.
Evaluar los criterios de selección de emplazamiento de la
planta y el almacenamiento, y realizar un mapa de
emplazamientos favorables, fondos regionales/nacionales y
de compromisos.
Facilitar el camino para las energías renovables mientras
se asegura el suministro de energía.
OBJETIVOS DYNAMIS (2)
4. PARTICIPACIÓN DE ELCOGAS. INICIATIVAS EUROPEAS Y
NACIONALES
33
Y los proyectos anunciados, o en curso, de generación de electricidad a escala comercial, a partir de combustibles fósiles con captura de CO2 son (en Abril 2007):
Proyecto Compañía Tipo País
Latrobe Valley Monash E. PRE - GICC AUS
ZeroGen Stanwell PRE - GICA AUS
Kwinana Hydrogen E. (BP-RT) PRE - GICC AUS
Alberta EPCOR PRE - GICC CAN
Saskatchewan OPTI/NEXEN PRE - GICC CAN
GreenGen TPRI PRE - GICC CHI
Hypogen CE PRE-G/RICC EU
RWE RWE PRE - GICC GE
Magnum Nuon PRE - GICC NL
Tjeldbergodden Statoil, Shell PRE - RICC NO
Kårstø Statoil PRE - RICC NO
De referencia GE PRE - GICC POL
Peterhead BP, SSE, GE PRE - RICC UK
E.ON E.ON PRE - GICC UK
Hatfield PowerFuel PRE - GICC UK
Teeside Progresive E. PRE - GICC UK
Carson H.P. BP/Edison M. PRE - GICC US
TXU TEF/TXU PRE - GICC US
Corpus Christi Tondu-Nueces PRE - GICC US
Hoyt Lakes Excelsior E. PRE - GICC US
Colorado Xcel PRE - GICC US
Indiana Indiana Gasif. PRE - GICC US
Future Gen DOE-Consorcio PRE - GICC US
Los únicos proyectos que se están planteando en el mundo para generación de electricidad en escala comercial (250-1200 MW), en el corto plazo (2008-2015) se basan en captura en PRECOMBUSTIÓN
De ellos, la mayoría (19) son utilizando la tecnología de Gasificación de carbón o coque, y el resto (3) en Reformado de gas natural. En el Europeo (Hypogen) no se ha decidido si aplicarlo al gas natural o al carbón. En todos los casos: Integrado en Ciclo Combinado
4. INICIATIVAS EUROPEAS Y NACIONALES
34
Proyecto Singular Estratégico (1)
TECNOLOGÍAS AVANZADAS DE GENERACIÓN, CAPTURA Y ALMACENAMIENTO DE CO2
• Título:
• Aprobado por el Ministerio de Educación y Ciencia en octubre de 2005
• Objetivos:
a. Desarrollo de Tecnologías de Captura de CO2 que permitan uso sostenible del carbón en generación eléctrica.
b. Desarrollo de Tecnologías de Conversión que faciliten la captura del CO2.
c. Desarrollo de Capacidades de Almacenamiento Geológico Profundo del CO2 capturado.
35
Subproyectos:
1. Captura de CO2.– Tecnologías de pre-combustión (ELCOGAS)
2. Captura de CO2.- Tecnologías de post-combustión (ENDESA)
3. Captura de CO2.- Tecnologías de oxi-combustión (CIEMAT)
4. Almacenamiento geológico de CO2 (IGME)
5. Aceptabilidad y gobernanza en los procesos de almacenamiento
de CO2 (CIEMAT)
Proyecto Singular Estratégico (2)
36
Objetivo global:
Validar a escala industrial, explorando también alternativas a escala de laboratorio, las tecnologías de la separación de CO2 en precombustión con producción de H2 en una planta de tecnología GICC.
Objetivos específicos:
• Reducción de las emisiones de CO2 (gas de efecto invernadero) procedentes de grandes centrales eléctricas alimentadas por combustibles fósiles y demostración de la viabilidad de coproducción de H2 y electricidad.
• Aumento de la competitividad de la industria española.
PSE – Sub-proyecto 1: Captura de CO2 en pre-combustión (1)
37
ENTIDAD ACTIVIDADES PRESUPUESTO (€)*
ELCOGAS CoordinadorEstudio de alternativas de proceso para la IPPDiseño, construcción y puesta en marcha de la IPPEnsayos en la IPP
15.620.000
UCLM Asistencia técnica al coordinador en todas las actividadesAnálisis tecnológico de alternativasOperación de la IPPEnsayos a nivel de laboratorioEnsayos a nivel de pequeña instalaciónAnalítica de gases
1.690.000
INCAR-CSIC Análisis tecnológico de alternativasEnsayos a nivel de laboratorio 580.000
CIEMAT Ensayos en pequeña instalación610.000
TOTAL 18.500.000* Datos actualizados en 2007
PSE – Sub-proyecto 1: Captura de CO2 en pre-combustión (2)
38
Especificaciones (1): La planta piloto deberá ser capaz de tratar entre 2000 y 5000 Nm3/h de gas de síntesis a 100% de capacidad
Más del 90% carbono total contenido en gas de síntesis debe ser separado en la planta piloto
Requerimientos de la corriente de CO2 resultante:
Concentración CO2 > 90%.
Los contaminantes contenidos no afectarán a la capacidad de almacenamiento de la corriente de CO2 en cualquiera de las opciones potenciales de confinamiento
Dos posibles destinos de la corriente de CO2, de tal manera que se pueda cambiar de una a otra sin parar la planta piloto:
Llevar el CO2 a las condiciones de almacenamiento necesarias para poder ser enviado mediante cisternas al punto de descargar para su confinamiento.
Inyección de nuevo en el punto más adecuado de la corriente de gas de síntesis de la GICC, para conseguir su aprovechamiento energético o ventearlo si dicho aprovechamiento no es posible.
PSE – Sub-proyecto 1: Captura de CO2 en pre-combustión (3)
39
Especificaciones (2):
La calidad y las condiciones de la corriente de H2 serán las adecuadas
para ser usadas en cualquiera de las siguientes alternativas:
H2 comercial para uso en refinerías e industria química.
Recirculación a la planta GICC para mezcla con corriente de gas de
síntesis en el punto más adecuado del proceso.
PSE – Sub-proyecto 1: Captura de CO2 en pre-combustión (4)
40
1 COORDINACIÓN TÉCNICA
2 ESTUDIO CONCEPTUAL
2.1 Análisis de proyectos
2.2 Definición del proceso
3 CONSTRUCCIÓN IPP
3.1 Ingeniería de detalle
3.2 Suministro materiales
3.3 Construcción y puesta en marcha
4 ESTUDIOS GENERALES
4.1 Modelización
4.2 Predicción combustión
5 ENSAYOS EN IPP-1ª FASE
5.1 Definición de ensayos
5.2 Ejecución de ensayos
5.3 Caracterización operación
5.4 Ensayos adicionales
6 ENSAYOS EN LABORATORIO
6.1 Definición
6.2 Acondicionamiento
6.3 Ejecución de ensayos
6.4 Análisis de resultados
6.5 Ensayos adicionales
7 ENSAYOS EN PEQUEÑA INST.
7.1 Diseño y acondicionamiento
7.2 Ejecución de ensayos
7.3 Análisis de resultados
7.4 Ensayos adicionales en IPP
8 ANALÍTICA DE GASES
9 EVALUACIÓN DE RESULTADOS
10 DIVULGACIÓN DE RESULTADOS
20092008ACTIVIDAD 2005 2006 2007
PSE – Sub-proyecto 1: Captura de CO2 en pre-combustión (5)
41
CICLO
COMBINADO
CARBÓN + COQUE
GASIFICACIÓN
GasBruto
SISTEMA FILTRACIÓN Y LAVADO DE
GAS
Gas Limpio
PURIFICACIÓN Y DESULFURACIÓN
Gas de carbón
2% del flujo total
22.6 bar137.6ºC
60.42 %CO22.01% H2
DEPURACIÓN
HIDRÓGENO(UNIDAD
PSA) H299,99%
Gas CombustibleVapor MPREACTOR SHIFT (HT+LT)
CO+H2O CO
2+H
2
Gas enriquecido en H2
50,5% H2
39,0% CO2
1,9% CO
CO2
(SH2)
SEPARACIÓN CO2 Y AZUFRE(COLUMNA ABSORCIÓN)
H2 BRUTO77,4% H2
6,5% CO2
2,9% CO
ESQUEMA DE LA INSTALACIÓN
800 Nm3/h
PSE – Sub-proyecto 1: Captura de CO2 en pre-combustión (6)
42
Localización
Gasificación
Separación de Aire
Ciclo Combinado
Planta piloto para captura de CO2 y
producción de H2
PSE – Sub-proyecto 1: Captura de CO2 en pre-combustión (7)
43
LocalizaciónPSE – Sub-proyecto 1: Captura de CO2 en pre-combustión (8)
44
PRODUCCIÓN DE H2 DE GASIFICACIÓN. LA
OPORTUNIDAD DE LA PLANTA DE
PUERTOLLANO.
ELCOGAS S.A.
Francisco García Peña
CURSOS DE VERANO 2007XX EDICIÓN
UNIVERSIDAD DE CASTILLA LA MANCHAPuertollano, 18 de Julio de 2007
45
PRODUCCCIÓN DE HIDRÓGENO A PARTIR DE
GASIFICACIÓN DE COMBUSTIBLES
Paso 1: Obtención del gas de síntesis por
gasificación+ O
2
CompuestoCarbonoso +H2O CO + H2+ impurezas
Cenizas CharCl-
CN-
SH2
COS N2
....
Paso 2: “Shifting” o reacción gas-agua
CO + H2O CO2 + H2
Paso 3: Separación de H2 y CO2 H2 CO2