master en ingenierÍa y gestiÓn...

MASTER EN INGENIERÍA Y GESTIÓN MEDIOAMBIENTAL

SEVILLA 2009-2010

Estudio de distintas técnicas de captación de CO2 e implantación en un caso práctico

Fátima Janoudi LagaresJavier Cuenca Torres

Ramón Vagace RangelMaría Vázquez Fernández


1 INTRODUCCIÓN.1.1 Descripción del CO2 y su implicación como gas de efecto invernadero.

1.1.1 Utilización. 1.1.2 Ficha del gas.1.1.3. La problemática.ación.

1.2 Las fuentes principales de emisión de dióxido de carbono.1.2.1 Situación en España.1.2.2 Soluciones actuales.

1.3. Comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (GEI).1.3.1 Medidas internaciones y legislación.1.3.2 Mercados de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.

1.3.2.1 RENADE.

2 LAS PLANTAS DE COMBUSTIÓN COMO PRINCIPAL FUENTE EMISORA EN ESPAÑA.2.1 Introducción al funcionamiento de una planta de cogeneración.

2.1.1 Los distintos sistemas de cogeneración.2.2 Mapa de plantas de cogeneración en España.2.3 Descripción de la actividad escogida.

2.3.1 Introducción.2.3.2 Esquema general del funcionamiento de la planta y breve explicación.2.3.3 Nuestra propuesta.

3 TECNOLOGÍAS DE CAPTACIÓN DE CO2.3.1 Los Océanos como sumideros.3.2 Los Árboles como sumideros.3.3 Captura en Pre-combustión.

3.3.1 Tecnología de gasificación.3.3.1.1 La Gasificación de combustibles sólidos.3.3.1.2 Fundamentos de la gasificación.3.3.1.3. Tecnologías de gasificación.3.3.2 Reformado con vapor de agua.3.3.2.1 Reformado de CH4 (SMR).3.3.2.2 Water Gas Shift (WGS).

3.3.3 Oxidación parcial (POX).3.3.4 Reformado autotérmico (ATR).3.3.5 Comparativa de las tecnologías.

3.4 Captura con Oxi-combustión.3.5 Captura en Post-combustión.

3.5.1 Absorción.3.5.2 Alcanolaminas para la captación de CO2. 3.5.2.1 Selección de la solución de proceso.3.5.2.2 Esquema básico.3.5.3 Adsorción.3.5.3 Crionización.3.5.4 Membranas.3.5.5 Comparación de los métodos.3.5.6 Estudio Comparativo de Tecnologías.3.5.7 Nuestra propuesta tecnológica: La Absorción Química; Breve Introducción.


3.5.7.1 Equipos principales: Torres Empacadas.3.5.7.2 Selección del disolvente.3.5.7.3 Aspectos del diseño.3.5.7.4 Descripción del proceso propuesto.

4 ALMACENAMIENTO DE CO2.4.1 Breve reseña científica.

4.1.2 Almacenamiento geológico.4.1.3 Almacenamiento oceánico.4.1.4 Carbonatación mineral y usos industriales.4.1.5 Producción de metano en capas de carbón; retención del carbono.

4.2 Almacenamiento con fines comerciales.4.3 Alternativas a la captura, transporte y almacenamiento.

5 ANÁLISIS DE COSTE.

6 POLÍTICA INTEGRADA DE PRODUCTOS Y SERVICIOS (IPP).6.1 Análisis del Ciclo de Vida.

7 DISCUSION Y CONCLUSIONES.

8 BIBLIOGRAFíA.


OBJETO

El objeto del presente proyecto es la reducción de emisiones de CO2 de una planta de cogeneración que produce, por una parte energía eléctrica mediante una turbina de gas natural y por otra calor, que se aprovecha para el secado de alperujo.

Para ello, se hará un análisis de viabilidad así como un estudio de las mejores técnicas disponibles en el mercado de la captación de CO2 y se comparará con “métodos verdes” de eliminación de CO2.

Nuestro proyecto no se centra en el diseño e ingeniería de las soluciones, sino más bien en un análisis inicial del estado del arte y la viabilidad de implementar una tecnología de estas características en una planta ya en funcionamiento, para atajar así la problemática de las emisiones de CO2. Una vez hecho esto, sí sería interesante llevar a la realidad el proyecto realizando un estudio de ingeniería en profundidad.

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1. INTRODUCCIÓN.

1.1 Descripción del CO2 y su implicación como gas de efecto invernadero.

El dióxido de carbono es un gas compuesto por dos átomos de oxigeno y uno de carbono, es incoloro e inodoro. Se produce principalmente por la combustión de carbón o hidrocarburos, fermentación de líquidos y respiración de humanos y animales. Su modo de vuelta al ciclo es por la asimilación por parte de las plantas o a través de los océanos.

Figura 1.1: Ciclo del Carbono.

Solidifica a -78,5ºC, formando nieve carbónica y en solución acuosa crea el acido carbónico.

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1.1.1 Utilización.

En la industria química el dióxido de carbono es utilizado para el control de temperatura de reactores, también para neutralización de efluentes alcalinos. En condiciones supercríticas, también se utiliza para purificaciones o operaciones de teñido.

En la industria farmacéutica es utilizado en inertizaciones, síntesis químicas y extracción de fluidos supercríticos, neutralización de aguas residuales o de proceso y transporte a baja temperatura.

En la industria alimentaria se utiliza principalmente para la carbonatación de bebidas gaseosas y para el acondicionamiento de productos alimenticios.

En medicina es también utilizado para la manipulación de órganos artificiales.

En la industria metalúrgica se emplea para eliminar los humos rojos durante las cargas de chatarra y carbón.

También es utilizado en laboratorios como co2 supercrítico ya que es la fase móvil en aplicaciones cromatográficas y de extracción.

En general también se usa en procesos industriales para regulación de pH, siendo una excelente alternativa para el control de pH del ácido sulfúrico y para tratamientos de alcalinidad de aguas. Aquí hemos mencionado las que nos parecían más importantes o curiosas pero aparte de estas el dióxido de carbono tiene muchísimos usos.

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1.1.2 Ficha del gas.

Peso Molecular• Peso Molecular : 44.01 g/mol

Fase Sólida• Calor latente de fusión (1,013 bar, en el punto triple) : 196.104 kJ/kg • Densidad del sólido : 1562 kg/m3

Fase líquida• Densidad del líquido (a -20 °C (o -4 °F) y 19.7 bar) : 1032 kg/m3 • Equivalente Líquido/Gas (1.013 bar y 15 °C (por kg de sólido)) : 845 vol/vol • Punto de ebullición (Sublimación) : -78.5 °C • Calor latente de vaporización (1.013 bar en el punto de ebullición) : 571.08

kJ/kg • Presión de vapor (a 20 °C o 68 °F) : 58.5 bar

Punto critico• Temperatura Crítica : 31 °C • Presión Crítica : 73.825 bar • Densidad Crítica : 464 kg/m3

Punto triple• Temperatura del punto triple : -56.6 °C • Presión del punto triple : 5.185 bar

Fase gaseosa• Densidad del gas (1.013 bar en el punto de sublimación) : 2.814 kg/m3 • Densidad del Gas (1.013 bar y 15 °C (59 °F)) : 1.87 kg/m3 • Factor de Compresibilidad (Z) (1.013 bar y 15 °C (59 °F)) : 0.9942 • Gravedad específica (aire = 1) (1.013 bar y 21 °C (70 °F)) : 1.521 • Volumen Específico (1.013 bar y 21 °C (70 °F)) : 0.547 m3/kg• Capacidad calorífica a presión constante (Cp) (1.013 bar y 25 °C (77 °F)):

0.037 kJ/(mol.K) • Capacidad calorífica a volumen constante (Cv) (1.013 bar y 25 °C (77 °F)):

0.028 kJ/(mol.K) • Razón de calores específicos (Gama:Cp/Cv) (1.013 bar y 25 °C (77 °F)):

1.293759 • Viscosidad (1.013 bar y 0 °C (32 °F)) : 0.0001372 Poise • Conductividad Térmica (1.013 bar y 0 °C (32 °F)) : 14.65 mW/(m.K)

Misceláneos• Solubilidad en agua (1.013 bar y 0 °C (32 °F)) : 1.7163 vol/vol • Concentración en el aire : 0.03 vol %

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1.1.3. La problemática.

La longitud de onda ƛ del espectro Infrarrojo (IR) es de 4 a 50 µm. la frecuencia de la luz IR coincide con la frecuencia del movimiento de los átomos de las moléculas de CO2, de ahí que absorban la radiación y esta no se vea reflejada por la tierra permaneciendo en la atmósfera y creando así el efecto invernadero.

Las moléculas de CO2 absorben IR por un movimiento llamado vibración de flexión. Todas las moléculas de 3 o más átomos poseen esta vibración, y para absorber IR la molécula debe presentar algún momento dipolar en alguna etapa de la vibración (también sucede con el vapor de agua). El CO2 absorbe IR a longitudes de onda 4,3, 12 y 18 µm.

El efecto invernadero ha existido de siempre y de hecho si no fuera por él la temperatura en la tierra sería mucho más fría, la problemática comienza cuando a partir de la revolución industrial se están emitiendo gases de efecto invernadero en cantidades mucho mayores que las que serían normales según los ciclos naturales de estos gases.

Si nos centramos en el CO2 unido al problema del aumento de emisiones, como vemos en el grafico número 1, el modo de fijación de este gas es a través del océano o de las plantas, con la deforestación que también sufrimos en el planeta, esta fijación se hace más lenta aún y los gases permanecen más tiempo en la atmosfera, absorbiendo mas radiación de la normal y haciendo así que la temperatura global del planeta aumente y por consiguiente acelerando el cambio climático natural de los ciclos terrestres.

En la siguiente figura podemos ver una comparación entre el aumento de emisiones a la atmósfera en las últimas décadas y el aumento de la concentración de CO2 en la atmósfera, así como una estimación de que pasaría si redujéramos estas emisiones.

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Figura 1.2: Variación de la concentración de CO2 en la atmosfera y evolución de las emisiones de origen humano de CO2 con el tiempo.

1.2 Las fuentes principales de emisión de dióxido de carbono.

Las emisiones de dióxido de carbono tienen dos orígenes, naturales y antropogénicas, teniendo estas últimas un fuerte crecimiento en las últimas décadas como ya hemos comentado y visto en el gráfico 1. El promedio actual de emisiones de CO 2 en el aire oscila alrededor de 380 ppm gráfico, ó 0,038%, con algunas variaciones día-noche, estacionales (por la parte antrópica) y con picos de contaminación localizados. Con grandes variaciones, el incremento anual en la concentración de CO2

en la atmósfera ha pasado de 0,5 ppm/año en 1960 a 2 ppm/año en el año 2000, con un mínimo de 0,43 en 1992 y un máximo de 3 ppm en 1998.

Podríamos decir que desde el comienzo de la revolución industrial, la combustión de productos de origen orgánico (entre ellos los derivados del petróleo) junto con la deforestación causada en su mayor parte por la actividad humana, han incrementado en gran medida el nivel de concentración de CO2 en la atmósfera. Como podemos ver en la figura 2 casi todas las emisiones de CO2 mundiales (alrededor de 96.5%), provienen de los combustibles fósiles. Los 3 tipos de combustibles fósiles más utilizados son el carbón, el gas natural y el petróleo. Al producirse la combustión de los combustibles fósiles, el carbono contenido es devuelto casi por completo como CO2.

Los 3 sectores principales que utilizan combustibles fósiles son: • El transporte.

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• Los servicios públicos (electricidad, gas, petróleo, etc.).• La producción industrial.

Figura 1.3: Fuentes de emisiones de CO2.

El transporte.

La fuente más importante de emisiones de CO2 a nivel mundial proviene del transporte de productos y pasajeros. Las emisiones causadas cuando la gente se desplaza (coche, avión, tren, etc.) son ejemplos característicos de emisiones directas: la gente escoge a dónde va y que medio utiliza.

Las emisiones causadas al transportar productos son ejemplos de emisiones indirectas: el consumidor no tiene control directo sobre la distancia que existe entre la fábrica y el lugar de destino de los productos. Las distancias entre el productor y el consumidor siguen en aumento generando mayor presión sobre la industria del transporte para agilizar las entregas, incrementando ando así las emisiones indirectas. Actualmente el 99% de la energía utilizada para transportar productos y pasajeros alrededor del mundo proviene de combustibles fósiles.

Figura 1.4: Emisiones de utilización de combustibles fósiles.

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La figura 1.4 nos indica una de las tendencias más alarmantes de la economía moderna. El impacto producido por el transporte de pasajeros y productos sobre el efecto invernadero y el cambio climático, es tan significativo que sobrepasa al conjunto de las emisiones industriales. Esta tendencia comenzó en los noventa y desde entonces continúan incrementándose las emisiones indirectas.

La realidad es que la cantidad de veces que una persona puede viajar es hasta cierto punto limitado, pero los productos manufacturados pueden recorrer distancias muy grandes. Los automóviles, motocicletas, camiones y autobuses norteamericanos recorrieron algo más de 2.8 millones de millas en el 2002. Esto representa casi 1/12 de la distancia a la estrella más cercana del sistema solar.

Los servicios públicos (electricidad, gas, aceite, etc.).

Todos los países industrializados (con la excepción de Francia y Canadá) obtienen gran parte (entre el 60% y 80%) de su electricidad a partir de la combustión de los combustibles fósiles.

Energía Eléctrica Producida por la Utilización de Combustibles Fósiles

(Billones de Kilovatio-hora)

Naciones del G8

Utilización de Combustibles Fósiles

Total %

Alemania 354.78 561.57 63.2%Canadá 154.55 569.41 27.1%

Estados Unidos 2,758.65 3,891.72

70.9%

Francia 52.23 535.45 9.8%Italia 223.16 268.18 83.2%Japón 640.17 982.76 65.1%

Reino Unido 278.21 373.26 74.5%Rusia 569.72 869.07 65.6%

La producción industrial.

Procesos industriales y manufactureros se combinan para producir todo tipo de gases de efecto invernadero, en particular grandes cantidades de CO2. Las razones son dos, en primer lugar, muchas compañías manufactureras usan directamente combustible fósil para obtener el calor y vapor necesarios para las diferentes etapas en la línea de producción. Segundo, al utilizar más electricidad que cualquier otro sector, el nivel de emisiones producidas es mayor.

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Al hablar de producción industrial nos referimos principalmente a la manufactura, construcción, producción minera y agricultura. La industria manufacturera es la más relevante de las cuatro y a su vez se puede subdividir en 5 sectores que son: la de papel, comida, refinerías de petróleo, químicos, metal y productos de base mineral. Gran parte de las emisiones producidas de CO2 por la producción industrial se centran en estas cinco categorías.

En resumen podemos decir que las emisiones antropogénicas mundiales están aumentando cada año, en 2008 las emisiones de CO2 eran 2,0 veces mayores que en 1971. Entre 1990 fueron emitidas 20.878 Gt/año de CO2 y en 2005 (26.402), o sea un aumento del 1,7% por año durante este período. La combustión de un litro de gasolina no se desvanece en el aire, sino que genera 2.3 kg de CO2

y la de un litro de gasóleo 2,6 kg de CO2.

A pesar del Protocolo de Kioto, las emisiones de dióxido de carbono siguen aumentando. En 2008, los países «menos desarrollados» representan más del 50% de las emisiones mundiales, pero en parte debido la producción de bienes para los países ricos. Si bien representan el 80% de la población mundial, sólo contribuyeron con el 20% de las emisiones desde 1751 a 2007.

De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, las emisiones de CO2

aumentarán el 130% de aquí a 2050. La inversión necesaria para reducir a la mitad las emisiones y desarrollar una "revolución internacional de las tecnologías energéticas" se elevará a 45 000 millones de dólares de aquí al año 2050.

1.2.1 Situación en España.

En España el sector energético, es sin duda el mayor responsable del conjunto de las emisiones, pues representa en los últimos años el 78,4% del total, con un aumento del 61,5% respecto a 1990. La generación de electricidad representa el 30,5% y el transporte por carretera el 28%. El resto corresponde a las refinerías de petróleo (4%), consumos energéticos de la industria (22%), transporte aéreo interior (1,8%, que no incluye el transporte aéreo con otros países), usos residenciales (6%, sobre todo calefacción y agua caliente sanitaria) y servicios (2,8%).

Los procesos industriales distintos a la combustión, como la producción de cemento, industria química y metalúrgica, representaron en 2005 el 7,65%, con un aumento del 30,3% respecto al año base de 1990, inferior a la media.Los disolventes y otros productos sólo representan el 0,35% del total, y han aumentado en un 9,1% respecto al año base.

La agricultura y la ganadería representan el 11% del total de las emisiones de dióxido de carbono (CO2) equivalente, con un aumento del 20% respecto al año base, muy inferior al de los otros sectores emisores.

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Los residuos representan el 2,9% del total de las emisiones de dióxido de carbono (CO2) equivalente, con un aumento del 64% respecto al año base. Las emisiones de metano son las más importantes.

1.2.2 Soluciones actuales.

Se están desarrollando alternativas innovadoras para reducir las emisiones de CO2 y su impacto sobre el medioambiente y el clima, a fin de permitir que se continúe con la quema de este importante combustible.

Las medidas de remediación a largo plazo implican una reducción drástica, o eliminación, de las emisiones de CO2 generadas por el hombre a partir de la quema de combustibles fósiles. En el corto plazo, esta no es una solución realista, porque el costo de recurrir a fuentes de energía alternativas sería enorme y, en sí, contribuiría a un significativo consumo de energía. Además, no existe ningún sustituto adecuado del petróleo, el gas y el carbón actualmente disponibles para energizar las economías del mundo. Las opciones a corto plazo implican una reducción de las emisiones de CO2

mediante la utilización de menos energía, a través de una mejor eficiencia y del empleo de fuentes de energía con emisiones bajas o nulas.

Muchos científicos consideran que parte de la solución a corto plazo (en las próximas décadas) consiste en captar y almacenar CO2 proveniente de los procesos que crean las corrientes más grandes o más concentradas de CO2. El desarrollo de estos sumideros de CO2 creados por el hombre permitiría que el mundo siga utilizando sus recursos energéticos más económicos y abundantes, reduciendo al mismo tiempo las emisiones de CO2 de forma sustancial.

1.3. Comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (GEI).

En el marco del Protocolo de Kioto, adoptado en 1997, la Comunidad Europea se comprometió a reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero en un 8% entre 2008 y 2012 respecto de los niveles de 1990.

El comercio de derechos de emisión es un sistema que permite asignar a las empresas cuotas para sus emisiones de gases de efecto invernadero en función de los objetivos de sus respectivos Gobiernos en materia de medio ambiente. Se trata de un sistema que permite a las empresas superar su cuota de emisiones a condición de que encuentren otras empresas que produzcan menos emisiones y les vendan sus cuotas. Se ofrece cierta flexibilidad, además de fomentar el desarrollo de nuevas tecnologías. Las empresas, motivadas por los beneficios que obtienen de la venta de sus derechos de emisión, desarrollan y utilizan tecnologías limpias.

El principio de cuotas negociables (o derechos de emisión) no es nuevo. Ya se aplicaba en el marco de la política medioambiental (Protocolo de Montreal), de la política agrícola común (cuotas lecheras) y pesquera de la UE (cuotas de capturas).

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La Convención Marco sobre el Cambio Climático y el Protocolo de Kioto son acuerdos entre partes que, con excepción de la Comunidad Europea, son Estados soberanos. No obstante, el Protocolo de Kioto prevé un "reparto de la carga" por lo que respecta a la redistribución de las cuotas entre los Estados miembros de la UE. Una vez ratificado el Protocolo de Kioto, los Estados miembros deberán notificar a la Secretaría de la Convención sus objetivos, que habrán de corresponder a una reducción global del 8% para toda la Comunidad.

Las empresas que participa en el sistema de derechos de emisión están reguladas por las respectivas autoridades nacionales o por la Comisión, de acuerdo con el principio de subsidiariedad. La intención del comercio de derechos de emisión a escala comunitaria es reducir los costes de aplicación del Protocolo de Kioto en cerca de una quinta parte.

El Mercado de derechos de emisión integra los mecanismos del mercado financiero y los objetivos medioambientales. El comercio de derechos es uno de los mecanismos de flexibilidad contemplados en el Protocolo de Kioto para facilitar a los Países del Anexo I de la Convención (países desarrollados y con economías en transición de mercado) la consecución de sus objetivos de reducción y limitación de emisiones de gases de efecto invernadero. Estos límites de emisión serán gradualmente reducidos a través de autorizaciones de emisión cada vez más restrictivas.

Mediante este sistema, una compañía únicamente podrá sobrepasar las emisiones que inicialmente tenía autorizadas, si adquiere los derechos o unidades de Kioto equivalentes a su nivel de contaminación. Asimismo, una compañía que desee reducir sus emisiones podrá negociar el exceso de que disponga o bien, mantenerlo en su inventario.

La asignación de cuotas de emisión es una tarea difícil. En una primera etapa, se determinaron los sectores y empresas que participan en el sistema. Después de 2008 los Estados miembros de la UE llegaron a un acuerdo sobre la distribución de las cargas, respetando al mismo tiempo los objetivos de reducción de las emisiones impuestos por el Protocolo de Kioto.

La Comisión Europea decidió optar por un procedimiento empírico progresivo. Este planteamiento permitió a los diversos agentes adquirir experiencia práctica y estar mejor preparados para el inicio el comercio internacional de derechos de emisión. La Comunidad Europea diseñó el sistema de tal manera que las grandes fuentes de producción de CO2 fueran las primeras en entrar, ya que resultan más fáciles de supervisar. Una vez adquirida la experiencia necesaria, la Comunidad Europea tiene la intención de supervisar las fuentes móviles menores (automóviles), que plantean problemas técnicos y administrativos más complejos.

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1.3.1 Medidas internaciones y legislación.

La Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC), adoptada en Río en 1992, aunque no entró en vigor hasta 1994, vela por la estabilización de la concentración de gases de efecto invernadero en la atmósfera hasta un nivel adecuado para el cual no se produzcan interferencias antropogénicas peligrosas en el sistema climático (Artículo 2).

Una vez firmado en 1997 el Protocolo de Kioto, la CMNUCC estipula la limitación de las emisiones y el compromiso de reducción por varios países.

Las exitosas negociaciones de Bonn (Acuerdos de Bonn), finalizaron con los Acuerdos de Marrakech en Noviembre 2001, lo que supuso en 2002 la ratificación del Protocolo por varios países: la Unión Europea y sus 15 estados miembros el 31 de Mayo, Japón el 4 de Junio, Rusia en 2004, etc.

La Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de octubre de 2003, por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la que se modifica la Directiva 96/61/CE del Consejo, pretende fomentar reducciones de las emisiones de estos gases de una forma eficaz en relación con el coste y económicamente eficiente. Entre otras medidas, la directiva dispone la creación y mantenimiento, por parte de los Estados miembros, de un registro que permita llevar la cuenta exacta de la expedición, la titularidad, la transferencia y la cancelación de derechos de emisión que sirva de base, en su momento, para el cumplimiento de las obligaciones que en materia de registro adquirieron las partes del Protocolo de Kioto en la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático en el momento de su entrada en vigor.

La Directiva 2004/101/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de octubre de 2004, por la que se modifica la Directiva 2003/87/CE, establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad con respecto a los mecanismos de proyectos del Protocolo de Kioto. Dispone la vinculación al régimen comunitario de comercio de derechos de emisión de los mecanismos basados en proyectos y brinda la posibilidad de utilizar créditos de emisión generados por la realización de estos proyectos de inversión de tecnología limpia en terceros países.

La aprobación de la Directiva 2004/101/CE facultó a los Estados miembros para permitir que los titulares utilicen, en el régimen comunitario, reducciones certificadas de emisiones (RCE) a partir del año 2005 y unidades de reducción de emisiones (URE) a partir de 2008. Posteriormente, la Comisión Europea ha aprobado el Reglamento (CE) n.º 2216/2004 de la Comisión, de 21 de diciembre de 2004, relativo a un sistema normalizado y garantizado de registros de conformidad con la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, y la Decisión 280/2004/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de febrero de 2004, relativa a un mecanismo para el seguimiento de las emisiones de gases de efecto invernadero en la Comunidad y para la aplicación del Protocolo de Kioto. El reglamento responde a la necesidad de constituir un sistema

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comunitario de registros integrado, compuesto de los registros establecidos por la Comunidad y los Estados miembros con arreglo al artículo 6 de la Decisión 280/2004/CE, los cuales incorporan los registros creados con arreglo al artículo 19 de la Directiva 2003/87/CE, así como del diario independiente de transacciones comunitario (DITC) establecido en virtud del artículo 20 de dicha directiva, para garantizar que no se produzcan irregularidades en la expedición, la transferencia y la cancelación de derechos de emisión y que las transacciones sean compatibles con las obligaciones derivadas de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y el Protocolo de Kioto.

La transposición de las Directivas 2003/87/CE y 2004/101/CE al ordenamiento jurídico español se ha realizado, en su mayor parte, a través de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el régimen del comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero. El capítulo VII de la citada ley, modificada por el Real Decreto 5/2005, de 11 de marzo, de reformas urgentes para el impulso a la productividad y para la mejora de la contratación pública, establece la regulación del Registro nacional de derechos de emisión. En concreto, el artículo 25.5 de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, determina que las normas de organización y funcionamiento del registro se desarrollarán por real decreto, de acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento (CE) n.º 2216/2004 de la Comisión, de 21 de diciembre de 2004. Por ello, se hizo preciso desarrollar las normas básicas que han de regir la organización y funcionamiento del Registro nacional de derechos de emisión (RENADE) en desarrollo de lo previsto en la Ley 1/2005, de 9 de marzo, y en aplicación de las disposiciones contenidas en el Reglamento (CE) n.º 2216/2004 de la Comisión, de 21 de diciembre de 2004.

El Real Decreto 1264/2005, de 21 de octubre regula y configura el RENADE como el instrumento a través del cual se asegura la publicidad y permanente actualización de la titularidad y control de los derechos de emisión, que forma parte del sistema comunitario de registros integrados. El capítulo II regula la organización, estructura y funcionamiento del registro, y establece los tipos de cuentas que existen, las limitaciones en las cuentas asociadas a autorizaciones y la relación que se establece entre el registro y los titulares de las cuentas, así como los principios y efectos que produce la inscripción en el registro. Por último, el capítulo III establece las disposiciones relativas al intercambio de datos con el administrador central del DITC y regula el procedimiento registral. En la elaboración de este real decreto han sido consultados los sectores incluidos en el ámbito de aplicación de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, el Consejo Nacional del Clima, el Consejo Asesor de Medio Ambiente y la Comisión de coordinación de políticas de cambio climático.

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1.3.2 Mercados de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.

Actualmente varios países europeos y algunos estados de Norteamérica han implantado sistemas de negociación de gases de efecto invernadero. En 1990, el "Clean Air Act" dio lugar a la creación de un mercado interno de permisos de emisión de dióxido de azufre en EEUU, basado en establecer un límite máximo de emisiones permitidas a nivel nacional, dividido entre las plantas térmicas. Dicho mercado comenzó a funcionar en 1995.

Más recientemente, el 30 de septiembre de 2003, se puso en marcha un mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en Chicago, el “Chicago Climate Exchange”. Este mercado se sustenta un conjunto de normas que regulan el intercambio de derechos de emisión, y que permiten a sus miembros comprar y vender dichos derechos.

En el ámbito europeo, Dinamarca ha sido el primer país en implantar un sistema de negociación de derechos de emisión de gases de efecto invernadero. El mercado danés comenzó en 2001, cubriendo el periodo 2001 - 2003 y dirigiéndose a plantas de gran potencia. El Reino Unido también posee un mercado de negociación de derechos funcionando desde el 2 de abril de 2002.

1.3.2.1 RENADE.

El Registro nacional de derechos de emisión se configura como una herramienta imprescindible para el ejercicio de las competencias de la Administración General del Estado y las comunidades autónomas en materia de registro de derechos de emisión, así como soporte electrónico de las operaciones de cambio de titularidad de los derechos.

El RENADE forma parte del sistema comunitario de registros integrados, regulado en el Reglamento (CE) n.º 2216/2004 de la Comisión, de 21 de diciembre de 2004. A tal efecto, el RENADE está conectado, en la forma y a los efectos previstos en aquel, con el DITC, y con el diario independiente de transacciones de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático, cuando este sea constituido.

El RENADE tiene por objeto la inscripción de la expedición, titularidad, transmisión, entrega, retirada, cancelación y demás transferencias de los derechos de emisión. Asimismo, se inscribirá la suspensión de la capacidad de transmitir derechos de emisión en los supuestos previstos en la normativa vigente.

También se inscribirán en el RENADE, con arreglo a la normativa internacional y comunitaria vigente, la expedición, titularidad, transmisión, entrega, retirada, cancelación y transferencias que tengan por objeto las demás unidades relevantes de cantidad asignada o de reducciones de emisión en cualquiera de las modalidades definidas en el artículo 2 del Reglamento (CE) n.º 2216/2004 de la Comisión, de 21 de diciembre de 2004.

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De este modo, en el RENADE se encuentran inscritas:

- Unidades de Derecho Europeas (UDEs), son las cuotas convertidas de las unidades de cantidad atribuida (UCAs). Sólo las unidades de derecho europeas pueden ser utilizadas para el cumplimiento. - Unidades de Cantidad Atribuida (UCAs) o “Assigned Amount Unit” (AAU), los Estados miembros expedirán en sus Registros nacionales unidades de la cantidad atribuida correspondientes a sus niveles de emisión determinados con arreglo a la Decisión 2002/358/CE y el Protocolo de Kioto.

- Unidades de Absorción (UDAs) o “Removal Unit” (RMU), son las unidades generadas en las cuentas de haberes de los Estados miembros como consecuencia de la absorción de gases de efecto invernadero obtenida a partir de proyectos de sumideros domésticos.

- Unidades de Reducción de Emisiones (UREs) o “Emisión Reduction Unit” (ERU), son créditos concedidos en virtud de un proyecto de Aplicación conjunta o un proyecto llevado a cabo en alguno de los países incluidos en el Anexo B del Protocolo de Kioto. Estas UREs son exclusivamente creadas a través de la conversión de cuotas ya existentes.

- Reducciones Certificadas de emisiones (RCEs) o Certified Emision Unit” (CER) son créditos entregados en virtud de un proyecto del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL). Un Comité Ejecutivo realiza el seguimiento MDL de un proyecto de un país no incluido en el Anexo B del Protocolo de Kioto.

- RCE temporal (RCEt) o “Temporary Certified Emisión Reduction Unit” (tCER). Es una RCE expedida por un proyecto un proyecto del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) que caduca al término del período de compromiso siguiente a aquél en el que se expidió.

- RCE a largo plazo (RCEl) o “Long term Certified Emisión Reduction Unit” (lCER). Es una RCE expedida para un proyecto de forestación o reforestación que expira al término del período de acreditación del proyecto.

Pueden realizar operaciones en RENADE:

• La Administración General del Estado: gestiona su cuenta de haberes y asegura el cumplimiento de los compromisos respecto al Protocolo de Kioto.

• El Registro nacional, gestiona el sistema.

• El Representante autorizado primario, gestiona una cuenta de haberes.

• El Representante autorizado secundario, gestiona una cuenta de haberes.

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Para abrir una cuenta, el solicitante deberá descargar y cumplimentar el contrato de apertura y mantenimiento de cuenta y, posteriormente enviarlo a la dirección de correo postal indicada.

El solicitante deberá facilitar a RENADE toda la información que éste necesite para abrir y gestionar la cuenta. Una vez cursada la petición, RENADE la examinará. Si la petición es aceptada el solicitante recibirá por correo su código de usuario y su contraseña, lo que le permitirá acceder al Registro nacional.

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2. LAS PLANTAS DE COMBUSTIÓN COMO PRINCIPAL FUENTE EMISORA EN ESPAÑA.

2.1 Introducción al funcionamiento de una planta de cogeneración.

En las centrales eléctricas el proceso de obtención de esta se basa en convertir otras clases de energía en energía eléctrica. Cada sistema tiene ventajas e inconvenientes, pero muchos de ellos plantean preocupaciones medioambientales aunque la eficiencia de algunos de estos sistemas puede mejorarse mediante métodos de cogeneración.

De estos problemas nace la Directiva 2001/80/CE del 23 de Octubre de 2001 del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre limitación de emisiones a la atmósfera de determinados agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión.

En el punto 13 de la citada directiva, ya menciona la reducción las emisiones de dióxido de carbono (CO2) a la atmosfera con un uso eficiente del combustible como la cogeneración.

“La Comunidad se ha comprometido a reducir las emisiones de dióxido de carbono; cuando es viable, la producción combinada de calor y electricidad ofrece una valiosa oportunidad para mejorar considerablemente la eficiencia general en el uso de combustible”

Los sistemas de cogeneración son sistemas de producción conjunta de electricidad (o energía mecánica) y de energía térmica útil (calor) partiendo de un único combustible.

Los combustibles tradicionales son el carbón, petróleo, lignito, biomasa, turba, y combustibles sólidos y gaseosos como hidrógeno y biogás.

El gas natural es la energía primaria más utilizada para el funcionamiento de las centrales de cogeneración de electricidad-calor, las cuales funcionan con turbinas o motores de gas. No obstante, también se pueden utilizar fuentes de energía renovables y residuos como biomasa u otros. Un ejemplo de otros residuos sería lo que se hace en las refinerías. Aunque las centrales de biomasa sean unas de las que más dióxido de carbono (CO2) emiten a la atmósfera. (Figura 2.2)

En un proceso de cogeneración, el calor se presenta en forma de vapor de agua a alta presión o en forma de agua caliente. Se puede utilizar el vapor caliente que sale de una turbina de producción de energía eléctrica, para suministrar energía para otros usos. Hasta hace poco lo usual era dejar que el vapor se enfriara, pero con esta técnica, con el calor que le queda al vapor se calienta agua para distintos usos.

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En el aprovechamiento del calor residual, los sistemas de cogeneración presentan rendimientos globales del orden del 85% teóricamente, aunque en realidad la experiencia a demostrado que ronda unos rendimientos del 50% lo que implica que el aprovechamiento simultáneo de electricidad y calor favorezca la obtención de elevados índices de ahorro energético, así como una disminución importante de la factura energética, sin alterar el proceso productivo, ahorro energético que se incrementa notablemente si se utilizan energías residuales.

Figura 2.1

En una central eléctrica tradicional los humos salen directamente por la chimenea, mientras que en una planta de cogeneración los gases de escape se enfrían transmitiendo su energía a un circuito de agua caliente/vapor. Una vez enfriados los gases de escape pasan a la chimenea.

Figura 2.2

Las centrales de cogeneración de electricidad-calor pueden alcanzar un rendimiento energético del orden del 90% igual que antes, esta cifra es teórica, la experiencia dice que ronda el 50%. El procedimiento es más ecológico, ya que durante la combustión el gas natural libera menos dióxido de carbono (CO2) y óxido de nitrógeno (NOx) que el petróleo o el carbón y la biomasa. El desarrollo de la cogeneración podría evitar la emisión de 127 millones de toneladas de CO2 en la UE en

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2010 y de 258 millones de toneladas en 2020, ayudando a cumplir los objetivos fijados en el Protocolo de Kioto.

La producción de electricidad por cogeneración representó en la UE en 1998 el 11% del total. Si se lograra aumentar hasta un 18%, el ahorro de energía podría llegar a ser del 3-4% del consumo bruto total de la UE. Además, son cada vez más numerosas las aplicaciones que se le está dando a esta técnica, tanto en usos industriales, como en hospitales, hoteles, etc.

Ventajas:

• Ahorra energía y mejora la seguridad del abastecimiento.

• Disminuye las pérdidas de la red eléctrica, especialmente porque las centrales de cogeneración se suelen situar próximas a los lugares de consumo.

• Aumenta la competencia entre los productores.

• Permite crear nuevas empresas.

• Se adapta bien a las zonas aisladas o ultraperiféricas.

2.1.1 Los distintos sistemas de cogeneración.

A) Plantas con motores alternativos.

Utilizan gas, gasóleo o fuel-oil como combustible. Son muy eficientes eléctricamente, pero son poco eficientes térmicamente. El sistema de recuperación térmica se diseña en función de los requisitos de la industria y en general se basan en la producción de vapor a baja presión (hasta 10 bares), aceite térmico y en el aprovechamiento del circuito de alta temperatura del agua de refrigeración del motor. Son también adecuadas la producción de frío por absorción, bien a través del vapor generado con los gases en máquinas de doble efecto, o utilizando directamente el calor del agua de refrigeración en máquinas de simple efecto.

B) Plantas con turbinas de vapor.

En estos sistemas, la energía mecánica se produce por la expansión del vapor de alta presión procedente de una caldera convencional.

El uso de esta turbina fue el primero en cogeneración. Actualmente su aplicación ha quedado prácticamente limitada como complemento para ciclos combinados o en instalaciones que utilizan combustibles residuales, como biomasa o residuos que se incineran.

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La aplicación conjunta de una turbina de gas y una turbina de vapor es lo que se denomina " Ciclo Combinado".

C) Plantas con turbinas de gas.

En los sistemas con turbina de gas se quema combustible en un turbogenerador, cediendo parte de su energía para producir energía mecánica. Su rendimiento de conversión es inferior al de los motores alternativos, pero presentan la ventaja de que permiten una recuperación fácil del calor, que se encuentra concentrado en su práctica totalidad en sus gases de escape, que está a una temperatura de unos 500ºC, idónea para producir vapor en un generador de recuperación.

Se diferencian 2 tipos de ciclos:

1. Simple, cuando el vapor se produce a la presión de utilización del usuario.

2. Combinado, cuando el vapor se produce a alta presión y temperatura para su expansión previa en una turbina de vapor.

Ciclo simple.

Es la planta clásica de cogeneración y su aplicación es adecuada cuando los requisitos de vapor son importantes (>10 t/h), situación que se encuentra fácilmente en numerosas industrias (alimentación, química, papelera). Son plantas de gran fiabilidad y económicamente rentables cuando están diseñadas para una aplicación determinada.

El diseño del sistema de recuperación de calor es fundamental, pues su economía está directamente ligada al mismo, ya que a diferencia de las plantas con motores alternativos el precio del calor recuperado es esencial en un ciclo simple de turbina de gas.

Ciclo combinado.

Un ciclo combinado ayuda a absorber una parte del vapor generado en el ciclo simple y permite, por ello, mejorar la recuperación térmica, o instalar una turbina de gas de mayor tamaño cuya recuperación térmica no estaría aprovechada si no se utilizara el vapor en una segunda turbina de contrapresión.

En un ciclo combinado el proceso de vapor es esencial para lograr la eficiencia del mismo. La selección de la presión y la temperatura del vapor vivo se hacen en función de las turbinas de gas y vapor seleccionadas, selección que debe realizarse con criterios de eficiencia y economía. Por ello se requiere la existencia de experiencias previas para crear procesos adaptados a un centro de consumo, que al mismo tiempo dispongan de gran flexibilidad que posibilite su trabajo eficiente en situaciones alejadas del punto de diseño.

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Existe una variante del ciclo combinado se que llama el ciclo combinado de condensación.

Ciclo combinado a condensación.

Una variante del ciclo combinado de contrapresión clásico, se basa en procesos estrictamente cogenerativos. Se basa en una gran capacidad de regulación ante demandas de vapor muy variables. El proceso clásico de regulación de una planta de cogeneración consiste en evacuar gases a través del by-pass cuando la demanda de vapor es menor a la producción y utilizar la post-combustión cuando sucede lo contrario. Bajando sensiblemente su potencia, no se consigue su adaptación a la demanda de vapor, debido a una importante bajada en el rendimiento de recuperación, ya que los gases de escapa mantienen prácticamente su caudal y bajan ostensiblemente su temperatura. Por ello, las pérdidas de calor se mantienen prácticamente constantes, y la planta deja de cumplir los requisitos de rendimiento.

Por contra, un ciclo de contrapresión y condensación permite aprovechar la totalidad del vapor generado, regulando mediante la condensación del vapor que no puede usarse en el proceso, produciendo una cantidad adicional de electricidad.

Trigeneración.

Se basa en la producción conjunta de calor, electricidad y frío. Una planta de trigeneración es similar a una de cogeneración, a la que se le ha añadido un sistema de absorción para la producción de frío. No obstante existen una serie de diferencias.

La trigeneración, permite a la cogeneración, que inicialmente, no era posible en centros que no consumieran calor, acceder a centros que precisen frío que se produzca con electricidad. Facilita a la industria del sector alimentario ser cogeneradores potenciales. Asimismo, permite la utilización de cogeneración en el sector terciario (hoteles, hospitales, etc.) donde además de calor se requiere frío para climatización, y que debido a la estacionalidad de estos consumos (calor en invierno, frío en verano) impedía la normal operación de una planta de cogeneración clásica.

Esta modalidad de cogeneración tiene más aplicaciones:

• Aplicaciones de secado. Especialmente en industria cerámica que utilizada atomizadores. Son plantas muy simples y económicas, ya que los gases calientes generados por una turbina o un motor se utilizan directamente en el proceso de secado.

• Aplicaciones en la industria textil.

• Calefacción y refrigeración.

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• Aplicaciones para industrias medioambientales, como plantas depuradoras de tipo biológico, o de concentración de residuos o de secado de fangos, etc., al demandar calor son potencialmente cogeneradoras. En estas aplicaciones puede ser un factor importante para la reducción del coste de tratamiento de os residuos.

Motor alternativo.

En los sistemas basados en motores alternativos, el elemento motriz es un motor de explosión. El calor recuperable se encuentra en forma de gases calientes y agua caliente (Circuito Refrigeración).

Ventajas e inconvenientes de cada método:

Tipo Ventajas DesventajasTurbina de gas

Amplia gama de aplicaciones

Limitación en los combustibles

Muy fiableElevada temperatura de la energía térmicaRango desde 0,5 a 100 MW Tiempo de vida relativamente cortoGases con alto contenido en oxígeno

Turbina de vapor

Rendimiento global muy alto

Baja relación electricidad/calor

Extremadamente seguraPosibilidad de emplear todo tipo de combustibles

No permite alcanzar altas potencias eléctricas

Larga vida de servicio

Amplia gama de potenciasCoste elevado

Motor alternativo

Elevada relación electricidad/calor

Alto coste de mantenimiento

Alto rendimiento eléctricoBajo costeTiempo de vida largo Energía térmica muy distribuida y a

baja temperaturaCapacidad de adaptación a variaciones de la demanda

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2.2 Mapa de plantas de cogeneración en España.

Figura 2.3

2.3 Descripción de la actividad escogida.

2.3.1 Introducción.

Nuestro proyecto se centra en una Planta de cogeneración de energía eléctrica a partir de gas natural con aprovechamiento de calor para el secado de alperujo que posteriormente de venderá y refinará.

Esta planta nace como una planta de generación de electricidad, el proceso que sigue es muy sencillo y va encaminado al aprovechamiento energético del gas natural no solo como fuente de producción de energía eléctrica sino también como aprovechamiento del calor capaz de secar el alperujo y optimizar el proceso, haciendo así este sector del aceite tan arraigado en Andalucía más eficiente y por tanto más productivo.

Con la optimización del proceso, no solo se consigue un añadido, que sería el secado del alperujo, sino que además globalmente hace todo el proceso más rentable económica y energéticamente. El ahorro energético proviene del simple hecho de que, al cogenerar se aprovecha la energía calorífica que poseen los gases de escape del proceso inicial, gases que de otra manera (si no existiera esta cogeneración) se expulsarían a la atmósfera sin más. El ahorro económico proviene del ahorro energético, si bien debemos mencionar que la mayor parte del ahorro económico en una instalación de este tipo, viene dado por la diferencia de coste que existe entre la energía eléctrica que compraba a la red y el precio del combustible que se emplea en la cogeneración, así pues dependerá de:

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• el precio de compra del combustible.• el precio de compra venta de energía eléctrica.• Y la venta o aprovechamiento de la energía calorífica.

Este ahorro energético es también una mejora ambiental, ya que con la cogeneración es necesaria menos energía primaria para producir la misma energía útil.

2.3.2 Esquema general del funcionamiento de la planta y breve explicación.

Un esquema general de cómo el residuo alperujo se convierte en la materia prima del proceso de secado que veremos en la planta;

Figura 2.4 Transformación del alperujo.

En el proceso de refinado de aceite que tiene lugar en las almazaras se producen además de aceite de oliva también residuos, entre ellos el alperujo, que es una mezcla de orujo graso y alpechín, este alperujo tiene un % de humedad del 65% y con su secado (%humedad 8%) se puede conseguir aceite bruto de orujo, que después se refina y se comercializa y también otros subproductos tales como los jabones de glicerina, etc. Los problemas que da el alperujo a las almazaras son muchos, ambientales sobre todo, ya que son unos fuertes contaminantes del agua y su descontaminación es muy costosa.El proceso de secado se acelera si le aplicamos calor, obviamente, y en nuestro proceso esta aplicación de calor se ve favorecida porque se hace mediante un método que ahorra tiempo y energía.

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Figura 2.5: Esquema de los procesos generales de la planta de cogeneración.

El sistema de cogeneración necesario viene dado por un elemento motor, un elemento generador de energía y el secadero.

El elemento motor es una turbina de gas, los elementos fundamentales que constituyen una turbina de gas son el compresor, la cámara de combustión y la turbina propiamente dicha.

La turbina de gas que vamos a utilizar es un modelo Model ASE120 (AlliedSignal Engines), con las siguientes especificaciones;

Temperatura gases de escape 162.7ºCRendimiento 35.2%Caudal gases de salida 51985 Nm3/hConsumo de gas natural 22779.5 Nm3/h

La turbina de gas como elemento motor no presenta un altísimo rendimiento eléctrico, pero su elección se ha visto condicionada por la necesidad de tener también un buen rendimiento térmico como es el caso, sopesando así el bajo rendimiento eléctrico.

El funcionamiento de la turbina es el siguiente, aspira aire de la atmósfera y después lo comprime para pasarlo posteriormente a la cámara de combustión, donde se mezcla con el combustible y se produce la ignición; los gases calientes productos de la combustión pasan a través de la turbina, donde se expanden moviendo el eje que acciona el compresor de la turbina y el alternador.

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Figura 2.6: Esquema del funcionamiento de la turbina.

El transformador será el encargado de hacer que la energía mecánica se convierta en energía eléctrica. A esta energía eléctrica se le da dos usos, se utiliza para consumo propio de la planta y el exceso se vende a la red eléctrica.

Por otra parte la energía calorífica sale en forma de gases de escape, son conducidos hacia los secaderos; en los secaderos que consta de un tromel cerrado herméticamente donde se encuentra el alperujo (65% de humedad), evidentemente con este aporte de calor extra el alperujo se secará mucho antes que si no le aplicamos calor alguno. Después del secado, queda un orujillo que se vende como biomasa.

Turbina de gas, elementos de entrada y de salida.

La turbina de gas, como hemos mencionado con anterioridad, se alimenta de gas natural (combustible) y de aire en exceso (comburente). Con una relación combustible: comburente de 1:1.22. El porcentaje de los componentes del gas natural varía dependiendo de la procedencia de este, pero generalmente se encuentra entre los que podemos ver en la siguiente tabla:

Componente % volumenMetano 85-98.5Etano 0.4-13Propano 0.066-2.2Butanos 0.03-0.8Pentanos 0-0.012Hexanos 0-0.08Anh. Carbónicos 0-7-1.1Nitrógeno 0.1-3

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La mayor ventaja que tiene el gas natural frente a otro tipo de combustible es que debido a la limpieza de los productos de la combustión, los gases de escape procedentes de la turbina, pueden ser introducidos directamente en el secadero rotativo. Si no deberían ser canalizados hasta un intercambiador de calor en el cual se transmitiría la energía calorífica a una torre de aire que sería la que se introduciría en el secadero, y esto aumenta el rendimiento energético global de la planta, ya que no se introducen perdidas caloríficas.

Figura 2.7: Esquema instalación.

Los productos de una combustión completa en laboratorio serían CO2 + H2O pero a nivel industrial, se da una combustión incompleta por lo tanto los productos de la combustión del gas natural no solo eran dióxido de carbono mas agua sino que son; CO2, O2, SO2, NOx y CO, todos en forma gaseosa.

En este proyecto solo vamos a tratar el CO2 de la corriente del gas de salida, ya que existen muchas tecnologías y normas de aplicación sobre el resto de los contaminantes, pero el CO2 es el contaminante mas “recientemente identificado” por su intervención en el efecto invernadero como mencionamos en la introducción, en cuanto a motivos medioambientales y por el coste económico de sus emisiones como mencionamos en el apartado1.3.

La producción de una planta que conlleva emisiones a la atmósfera, a veces, esta producción se ve mermada por las fuertes restricciones legales y de consecuencia económicas de las emisiones de gases contaminantes a la atmósfera. Con una tecnología de captación de CO2, unida a las ya existentes para otros contaminantes podría hacerse una valoración de aumento de producción y además jugar con los bonos de emisión.

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2.3.4 Nuestra propuesta.

Ya que el CO2 se ha convertido en un contaminante preocupante en las ultimas décadas, proponemos aplicar una tecnología de captación de este a la salida de la corriente de gases que provienen del secadero, este CO2 puede almacenarse (ver punto 4) y posteriormente venderse para numerosos usos. Se toma este punto del proceso, es decir la salida del secadero, para instalar el sistema de captación porque, así se aprovecha la alta temperatura de la corriente de gases provenientes de la turbina( T de 162.7ºC), para secar el alperujo, porque si se tomara la opción de instalar el sistema de captación antes del secadero, la corriente de gases resultantes de la tecnología, no tendría la suficiente temperatura, para su función en el tromel, es decir, secar el alperujo.

Nuestra actividad quedaría entonces casi exenta de salidas de cualquier tipo que no produzcan un beneficio económico, entra gas natural y alperujo pero producimos electricidad y calor, la electricidad en exceso se vende y el calor se utiliza para secar el alperujo que se vende en diversas formas, además los productos de combustión, esto es, el CO2 capturado también pueden venderse como veremos más adelante y vender también el hecho de no contaminar (bonos de emisión).

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3 TECNOLOGÍAS DE CAPTACIÓN DE CO2.

En este apartado se estudian los tres procesos de captura de CO2 que actualmente se están desarrollando a nivel comercial y experimental. El objetivo de la captura es no emitir CO2 a la atmósfera. El combustible quemado contiene el carbono que después se transformará en CO2. El nombre de la tecnología depende de donde se actúe dentro de un proceso de combustión convencional. Si el CO2 se capta en la chimenea cuando el proceso de combustión ha finalizado a este tipo de tecnología se le conoce con el nombre de captura en Post-combustión; cuando se elimina el carbono del combustible (lo que evita la formación de CO2) antes de la combustión se le conoce como Pre-combustión; en cambio si la actuación es en la misma combustión entonces hablamos de Oxi-combustión.

Hay que mencionar los procesos de CO2 que de manera natural ocurren como respuesta de la interacción de la atmósfera con distintos componentes del ecosistema. Resumiendo en función de la importancia se hablará brevemente de la captación de CO2 por los mares dentro del ciclo de dicho gas y muy someramente se expondrá la captación por parte de los árboles del exceso de CO2 en la atmósfera.

3.1 Los Océanos como sumideros.

Los océanos son un sumidero natural de CO2, al aumentar el porcentaje de CO2

en la atmósfera el nivel de dióxido de carbono en los océanos también aumenta, incrementándose la acidez del agua. La cantidad del gas disuelto en el océano depende de la temperatura y la presión.

Se observa que cada día se depositan 25 millones de toneladas de carbono lo cual ha supuesto una acidificación del medio con un consiguiente problema para aquellos organismos con estructuras calcáreas.

El fitoplancton obtiene carbono base de CO2. El fitoplancton es el comienzo de la cadena alimentaria marina. El plancton y otros organismos marinos extraen CO2 del agua marina para construir sus esqueletos y conchas de carbonato cálcico. Este proceso retira CO2 del agua, y permite que el océano absorba más CO2 de la atmósfera. Los esqueletos y conchas de carbonato cálcico caen al fondo del océano, en donde los organismos mueren. De hecho, el zooplancton y el krill antártico fomentan la formación de fondo marino de carbono. Es un proceso llamado "bomba biológica", y según algunas teorías, explica la acumulación de carbono orgánico en los fondos marinos y los yacimientos de combustibles fósiles.

De este modo se piensa en intentar aprovechar esta manera natural de forma controlada y acelerada para capturar y almacenar CO2. Se puede aumentar la producción de plancton con nanopartículas de hierro, llamadas hematites o sulfato de hierro. En el océano el hierro estimula la producción de plancton, pues es un nutriente. Esa biomasa retiraría grandes cantidades de CO2 de la atmósfera vía fotosíntesis. No obstante, es un método discutible por sus posibles consecuencias indeseadas.

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Otro método consistiría en bombear directamente CO2 al fondo marino, para formar lagos de CO2 líquido. Los experimentos llevados a cabo en aguas a 3.600 metros de profundidad muestran que el CO2 líquido se convierte en sólido, más denso que el agua, donde la flotabilidad negativa lo hunde en el fondo marino sin causar daños ecológicos, para luego reaccionar y formar hidratos de metano que poco a poco se disuelven en las aguas de alrededor. El hidrato de metano es hielo que contiene gran cantidad de metano en su estructura cristalina. Los fondos oceánicos contienen grandes depósitos de hidratos de metano. Se cree que estos hidratos se formaron por migración del gas natural a lo largo de fallas geológicas, y allí cristalizaron en contacto con el agua fría del océano. Este método de inyectar CO2 directamente al mar tiene consecuencias para el entorno. El CO2 reacciona con el agua y forma H2 CO2, sin embargo, la mayoría (99%) permanece disuelto en el agua en forma molecular CO2.

Los océanos no son los únicos sumideros de CO2, aunque presentan ventajas sobre otros ecosistemas. Así, por ejemplo, el almacenamiento de éste en los océanos puede perdurar durante milenios mientras que en la tierra su tiempo de permanencia es de décadas o siglos.

3.2 Los Árboles como sumideros.

En el año 2008 A. Koutavas publico en el número 26 de la revista Dendrochronologia (p 13-19) un artículo que mostraba lo que podrían ser las primeras evidencias del efecto del aumento de la concentración de CO2. Este aumento se vería reflejado en el aumento del crecimiento radial del Abies cephalonica Link. Actualmente hay cierta controversia al respecto, pero los datos presentados por Koutavas de entrada son claros al no encontrar ningún otro factor que incremente el crecimiento de esta especie. Estaríamos ante un ejemplo de como afecta el CO2 a la ecología de esta especie y se intuye de que el mismo efecto podría encontrarse en otras.

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Figura 3.1: Evolución de la concentración de CO2 y crecimiento radial del Abies cephalonica L.

Se han propuesto medidas de reforestación de amplias zonas para aumentar el dióxido de carbono almacenado en la biomasa y de este modo disminuir la concertación en la atmósfera. Se encuadran en medidas a largo plazo debido a la biología de los árboles. Es aceptado que los métodos in-situ en instalaciones industriales que emitan gran cantidad de CO2 son más eficientes a corto plazo.

3.3 Captura en Pre-combustión.

La captura de CO2 en el proceso de precombustión es básicamente la descarbonización del combustible, la separación del CO2 (la presión parcial de CO2 es más elevada que en el proceso de post-combustión, haciendo que sea más fácil la separación) y la combustión del hidrógeno. Todos estos métodos pasan por la obtención de un gas de síntesis (syngas, H2 + CO) mediante alguno de los siguientes procesos, cuyas reacciones principales se describen a continuación:

1. Reformado con vapor de agua (reformado de metano con vapor ,“Steam Methane Reforming” + conversión de CO a CO2 , “Water Gas Shift”; SMR+WGS).

2. Oxidación parcial (“Pacial OXidation”, POX).

3. Reformado autotérmico (“Auto-Thermal Reforming”, ATR).

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La elección de la tecnología de reformado influirá en la eficiencia térmica de la planta y en el costo (instalación) del reformador, también en la necesidad de una planta de producción de O2 (si fuera necesaria). Uno de los desafíos más grandes es la integración energética de los procesos de generación y conversión de sin gas.

En la actualidad, la fuente principal de producción de hidrógeno industrial son los combustibles fósiles (aproximadamente el 96%) y el método más barato es el reformado con vapor agua del gas natural. Parece claro que, a corto y medio plazo, la producción de hidrógeno más aceptable desde el punto de vista económico se realizará a partir de combustibles fósiles, pero, si queremos utilizar un hidrógeno limpio, habrá que añadir sistemas que permitan eliminar la emisión de contaminantes asociada (captura y confinamiento de CO2). Respecto a las otras dos tecnologías, actualmente no son competitivas respecto al reformado con vapor de agua.

En las plantas que usan como combustible carbón hay aplicar un proceso de gasificación el combustible, del que se obtiene CO e H2 como gases mayor fracción molar. Adicionalmente, mediante la reacción WGS:

CO + H2O → CO2 + H2 Hr=-41 Kj/Kmol

Se puede incrementar la producción de hidrógeno, y capturar el CO2 de forma directa (captura en Pre-combustión), utilizando procesos comerciales y habituales en la industria de síntesis química. La captura del CO2 del gas a presión, en este proceso, resultaría mucho más económica que su extracción de los gases de combustión de plantas convencionales de carbón pulverizado, o ciclos combinados de gas natural.

3.3.1 Tecnología de gasificación.

La gasificación del carbón es un proceso mediante el cual pueden eliminarse los contaminantes antes de la combustión del gas, utilizando la captura en Pre-combustión del CO2. Además este gas se puede quemar en un ciclo combinado con rendimiento muy elevado, lo que reduce las por unidad de energía eléctrica producida y emisiones de CO2 previsiblemente lo hará aún más en futuras instalaciones. La gasificación y el proceso de limpieza del gas encarecen sin embargo la energía producida.

La experiencia adquirida en los últimos años de operación de la Central de ELCOGAS en Puertollano (320MW), permite incluir datos reales y hacer consideraciones basadas en la práctica que muestran que esta tecnología puede ser competitiva en precio de la electricidad producida y en respeto ambiental frente a otras alternativas disponibles, además de sus ventajas en seguridad de abastecimiento.

En la actualidad existen más de 130 plantas de gasificación en el mundo, con una capacidad de producción superior a 400 millones de Nm3 de gas de síntesis al día, equivalentes a más de 43.000 MW térmicos.

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No todas las aplicaciones del gas producido son para generación eléctrica. A continuación se han resumido las distintas posibilidades existentes en una planta de gasificación.

Figura 3.2: Esquema planta de gasificación.

3.3.1.1 La Gasificación de combustibles sólidos.

La gasificación es un proceso termoquímico por el que se transforma el carbón en un gas combustible (gas de síntesis), mediante oxidación parcial con aire, oxígeno o vapor de agua. A diferencia de los procesos de combustión de carbón, la gasificación se realiza con defecto de oxígeno. De esta forma, el gas combustible obtenido está compuesto principalmente de monóxido de carbono (CO) e hidrógeno (H2), y conserva la mayor parte de la energía del combustible inicial.

A nivel industrial, la gasificación de carbón no es un proceso novedoso, sino largamente conocido y empleado. A comienzos del Siglo XIX ya era usado para la producción del gas ciudad, empleado para calefacción e iluminación. Posteriormente la gasificación ha sido ampliamente utilizada para la síntesis de productos químicos como amoniaco, urea, metanol y gasolinas.

Recientemente, ha cobrado un gran interés la aplicación de la gasificación a la generación de electricidad en ciclos combinados. Esto es debido a que esta tecnología posibilita el uso de carbón como combustible en las modernas centrales de ciclo combinado, de forma limpia y eficiente.

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3.3.1.2 Fundamentos de la gasificación.

Química de la gasificación

En el proceso de gasificación se producen simultáneamente un gran número de reacciones químicas en serie y en paralelo, pudiéndose distinguir tres etapas fundamentales:

• Pirólisis

Tras el secado y calentamiento, en el que se desprenden volátiles, se produce la pirólisis o descomposición térmica del carbón. En este proceso, se origina una fracción gaseosa rica en H2, y un residuo carbonoso (‘char’).

• Combustión

Los gases originados se queman, consumiéndose la mayor parte del oxígeno alimentado al gasificador. Las reacciones son exotérmicas, y desprenden el calor necesario para producir las reacciones de gasificación.

H2 + 1⁄2 O2 → H2O (-Hro) = 241 kJ/mol

CO + 1⁄2 O2 → CO2 (-Hro) = 283 kJ/mol

A su vez, el residuo carbonoso reacciona parcialmente con el oxígeno no consumido, hasta que éste se agota.

C + 1⁄2 O2 → CO (-Hro) = 110 kJ/mol

C + O2 → CO2 (-Hro) = 393 kJ/mol

• Gasificación

Una vez consumido todo el oxígeno, se producen las reacciones entre los gases de combustión (CO2 y H2O) y el “char”, generando CO y H2. Las reacciones de gasificación tienen lugar como consecuencia de que se alimenta únicamente entre 1/3 y 1/5 del oxígeno teórico requerido para la combustión total.

C + CO2 ↔ 2CO (-Hro) = -167 kJ/mol(Reacción de Boudouard, endotérmica)

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C + H2O ↔ CO + H2 (-Hro) = -125,4 kJ/mol (Gasificación con vapor, endotérmica)

La relación en que se van a encontrar CO y H2, principales componentes del gas final, está determinada por la reacción de equilibrio agua-gas:

CO + H2O ↔ CO2 + H2 (-Hro) = 42 kJ/mol

La composición final del gas de síntesis depende de las condiciones de presión y temperatura, que a su vez depende de los diferentes equilibrios que se establecen según el combustible y los agentes gasificantes (aire u oxígeno, vapor de agua) empleados.

A elevadas temperaturas, disminuyen las concentraciones de H2O y CO2, mientras que aumentan las de CO y H2 . En cambio, al aumentar la presión, disminuyen las concentraciones de CO y H2 , aumenta la de H2O, y apenas varía la de CO2.

Además, en los procesos a baja temperatura se producen cantidades apreciables de especies como metano (CH4), alquitranes, aceites y fenoles. Balance energético de la gasificación.

El valor del gas de síntesis radica en que contiene la mayor parte de la energía química presente en el carbón inicial. En los gasificadores modernos, con elevada conversión del combustible, se puede establecer de forma aproximada este reparto de la energía alimentada con el combustible:

• Poder calorífico del gas de síntesis: 75% del poder calorífico de carbón.

• Calor sensible en el gas de síntesis: 15%. Esta energía se recupera en el enfriamiento del gas, mediante la producción de vapor.

• Calor en el residuo sólido (escoria fundida y ceniza seca), y pérdidas de calor al ambiente: 10%.

3.3.1.3. Tecnologías de gasificación.

Existe un gran número de sistemas de gasificación diferentes. En función del régimen de flujo, se puede hablar de tres tipos de gasificadores:

• Lecho fijo. El carbón se alimenta seco por la parte superior del reactor, y desciende lentamente reaccionando con los gases que fluyen en contracorriente a través del lecho. En su camino descendente, el carbón experimenta de forma sucesiva los procesos de secado, calentamiento, pirólisis, gasificación y combustión. Las cenizas pueden extraerse secas o fundidas. El gas producto tiene baja temperatura (400-500oC), y contiene cantidades importantes de alquitranes y aceites.

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• Lecho fluidizado. Las partículas de combustible se introducen en un flujo ascendente de gas, en el que se encuentran suspendidas mientras se produce la reacción. La temperatura de operación es inferior a la de fusión de las cenizas del combustible (800-1.050oC), para que éstas se puedan descargar en forma seca o aglomerada.

• Lecho arrastrado. El carbón y los agentes gasificantes fluyen en la misma dirección, con velocidades muy superiores a las que se dan en el resto de tipos de gasificadores. La alimentación del carbón pulverizado, que puede ser seca (con nitrógeno) o húmeda (en mezcla con agua), se realiza a través de quemadores de oxidación parcial. La temperatura de operación es muy elevada (1.200-1.600oC), y las cenizas se extraen fundidas por la parte inferior.

Los tres tipos de gasificadores estaban ya desarrollados en los años 1950. Sin embargo, en los años 1970 y 1980 se adaptaron los diseños para trabajar en condiciones de alta presión, permitiendo aumentar la capacidad de producción y el rango de aplicaciones posibles. En la figura siguiente se puede observar un esquema de los tres tipos de gasificadores.

Figura 3.3: Tipos de gasificadores.

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3.3.2 Reformado con vapor de agua.

El diagrama de bloques del proceso completo (SMR + WGS) es el siguiente:

Figura 3.4: Proceso SMR +WGS

3.3.2.1 Reformado de CH4 (SMR).

Los reformadores industriales en plantas de producción de hidrógeno operan típicamente a temperaturas máximas hasta de 850ºC a la salida del proceso. A esta temperatura la presión a la salida del reformador está limitada por las consideraciones metalúrgicas de los tubos y por un valor de presión aproximadamente de 350 Psig (24.5 bar) (que corresponde a una presión de alimentación de alrededor de 400 Psig (29 bar), implicando una caída de presión de 50Psig (4.5 bar)). Las siguientes reacciones fuertemente endotérmicas tienen lugar en el reformador:

CH4 + H2O↔CO + 3H2 ΔH = 206 kj/mol

CH4 + 2H2O↔CO2 + 4H2 ΔH = 166 kj/mol

De acuerdo con esto, en muchas plantas de hidrogeno los reformadores se diseñan para operar a una presión de 350 Psig (24 bar) en efluente, ya que aunque esto disminuye el grado de conversión de lareacción de reformado, la economía global de la planta es favorecida por tales presiones.

Las altas temperaturas y las bajas presiones favorecen la producción de monóxido de carbono e hidrógeno. Si bien la presión suele venir determinada por los requerimientos del uso final del hidrógeno, siempre se precisan elevadas temperaturas para alcanzar una conversión aceptable.

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Para alcanzar tales temperaturas (800-900oC) en la zona gaseosa del proceso, los tubos rellenos de catalizador donde tiene lugar la reacción se encuentran inmersos dentro de la sección radiante de un horno (reformador primario), en el cual el calor se intercambia directamente entre la llama y la superficie del tubo (intercambio radiante).

Según se aprecia en la figura anterior, el gas libre de azufre se mezcla con el vapor de agua y la mezcla alimenta de forma uniforme a los tubos del reactor de reformado paralelos por medio de un sistema de entrada múltiple ("manifolds"). Los tubos de reformado se encuentran conectados al sistema de entrada por medio de conducciones flexibles denominadas "colas de cerdo" ("pigtails").

La caída de presión del gas en estas colas de cerdo garantiza una distribución uniforme de la mezcla gas-vapor a través de todos los tubos, fabricados al Cr-Ni para aguantar la presión y temperatura del proceso. El proceso en el tubo de reformado puede dividirse en tres fases: precalentamiento, reacción y sobrecalentamiento.

En primer lugar, la mezcla de vapor y gas se calienta hasta la temperatura de reacción. Dicha reacción es, como ya se ha señalado, altamente endotérmica y el calor necesario debe generarse por combustión. La tercera fase del proceso, que tiene lugar en la parte más baja del tubo de reformado, está constituida por el sobrecalentamiento de los productos y por el ajuste de las condiciones de equilibrio en el gas resultante. Este gas procedente de todos los tubos es recogido por medio de un sistema de salidas múltiples y alimenta posteriormente convertidores. Los tubos del reformador realizan una doble misión. Por un lado, se encargan de retener el catalizador y los gases de reacción bajo presión y, por otro, aseguran una transferencia de calor eficiente desde el gas de combustión al gas de proceso y al catalizador para promover la reacción.

Como los hornos del reformador operan a elevadas temperaturas, la vida de los tubos se encuentra limitada por la resistencia a la rotura de los materiales usados. Se utilizan aleaciones con una elevada resistencia a la rotura puesto que así se logran paredes más finas que permiten una mejor transferencia de calor. Además de la resistencia a la rotura, existen otras propiedades de los materiales que también son deseables como una alta ductilidad, una buena resistencia a la oxidación y a la "carburización" y facilidad para la soldadura. La alimentación entra en el tubo del reformador a través de las "colas de cerdo". Una parrilla de catalizador situada en la parte inferior del tubo se encarga de sujetar el catalizador. A través de las aberturas de la parrilla, el gas de proceso se descarga hacia el sistema de salida múltiple.

Cada tubo del reformador consta de tres o más secciones soldadas ya que la tecnología de fabricación no permite longitudes ilimitadas. Además el calibre de los tubos suele encontrarse rebajado ligeramente en la parte final para eliminar la porosidad inútil, de forma que se logra una pared más uniforme y más delgada. El diseño de un reformador no puede evitar la exposición de los tubos a temperaturas y presiones elevadas, de forma que aquellos operan bajo condiciones críticas. Por ello, a pesar de todas las mejoras en las aleaciones y en la fabricación, los tubos del reformador continúan representando una cuestión delicada y una causa potencial de fallo, bien cuando se va alcanzando el final de su vida o cuando se produce un sobrecalentamiento

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excesivo. En el mercado existen diferentes diseños que incluyen conexiones flexibles entre el final de los tubos del reformador y el sistema de salida múltiple. Estas conexiones también reciben el nombre de "colas de cerdo" y deben resistir la máxima temperatura del gas a presión, además de compensar las expansiones térmicas del colector de salida múltiple y de los tubos. El material de construcción disponible para los tubos limita actualmente la temperatura de su superficie a unos 1000ºC, lo que corresponde a una temperatura del gas de proceso (dentro del tubo) alrededor de 920ºC.

A esta temperatura de operación, con una razón de alimentación molar típica vapor de agua/carbono de entre 3 y 5 a una presión moderada, se convierte prácticamente el 98% del metano. Si se pretendiese obtener una mayor conversión de metano, será necesaria una etapa adicional de combustión (reformado secundario). Para ello, el efluente gaseoso del reformador primario se mezcla con cantidades controladas de aire u oxígeno en un vaso recubierto de material refractario y lleno de catalizador.

Otra mejora ampliamente adoptada en el sistema de procesamiento del gas natural es el uso de turbinas de gas que proporcionen oxígeno para la combustión en el horno del reformador primario. La principal razón para la integración de turbinas de gas con quemadores es un ahorro de energía como consecuencia de la recuperación de la entalpía del gas de escape de la turbina para el proceso de calentamiento. Disposiciones de este tipo se han aplicado con éxito en plantas de producción de amoniaco y en plantas petroquímicas de reciente diseño. Sin embargo, existen otros aspectos de esta integración que resultan tan importantes como la mejora que introduce en el aprovechamiento energético; así, la combustión del combustible con el gas de escape deriva en una reducción de la temperatura de llama adiabática de los quemadores disminuyendo la formación de óxidos de nitrógeno en el horno.

De esta forma, la combinación de la turbina de gas y del horno del reformador se convierte en un sistema de combustión muy eficiente con bajas emisiones a la atmósfera.

3.3.2.2 Water Gas Shift (WGS).

El hidrógeno del gas de síntesis contiene normalmente altos porcentajes de monóxido de carbono, el cual puede ser utilizado para la producción de monóxido de carbono con un "methane scrubber" o bien para reaccionar con agua produciendo hidrógeno y dióxido de carbono. Esta última reacción se designa comúnmente con la denominación inglesa "water-gas reaction" o "shift conversion":

CO + H2O → CO2 + H2 Hr=-41 KJ/Kmol

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El carácter exotérmico de esta reacción plantea varias implicaciones. Desde el punto de vista termodinámico, una mayor temperatura provoca la disminución de la conversión. Por el contrario, si se considera el aspecto cinético, todo incremento de la temperatura conduce a un aumento de la velocidad de la reacción.

En las condiciones de equilibrio, la conversión del monóxido de carbono es incompleta si se utilizan reactores adiabáticos y para obtener conversiones más elevadas resulta necesario contar con grandes cantidades de agua.

Figura 3.5: Reactor Adiabático.

Por tanto si se dispone de volúmenes elevados de monóxido de carbono, resulta habitual el uso de varios reactores adiabáticos en serie con cambiadores de calor entre ellos. También se podrían utilizar reactores isotérmicos, aunque el grado de conversión sería menor.

En general, y atendiendo a estas cuestiones, existen dos tipos de reactores, como se comentan a continuación.

3.3.3 Oxidación parcial (POX).

La oxidación parcial (POX, “Partial OXidation”) consiste en una oxidación incompleta de un hidrocarburo, por ejemplo gas natural, donde sólo se oxida el carbono (y sólo hasta CO), quedando libre el hidrógeno, según la reacción siguiente. La entalpía estándar de reacción es de -36 kJ/Kmol, siendo por tanto una reacción exotérmica, pudiendo así prescindir de quemadores externos para mantener la temperatura de la reacción.

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2CH4 + O2 → 2CO + 4H2

La reacción se desarrollar con oxígeno puro o con aire en presencia de catalizadores y transcurre a temperaturas superiores a 800oC. La elevada presencia de CO en el gas obtenido presenta el riesgo de deposición de carbono atómico (carbonilla), especialmente si la reacción ocurre a presión elevada, lo que es deseable para lograr reformadores más compactos. Esta carbonilla depositada sobre los catalizadores inhibe la actividad de los catalizadores y por tanto frena el proceso.

El CO formado se puede eliminar oxidándolo para formar CO2 o bien desplazándolo con agua según la reacción WGS para obtener más hidrógeno y nuevamente CO2. El hecho de que la reacción sea exotérmica y de que se active con facilidad abre una expectativa interesante a la POX como medio para producir hidrógeno en aplicaciones de transporte, al poder utilizar así la experiencia de vehículos alimentados con gas natural, aunque en este caso no sería factible la captura de CO2.

La eficiencia de este proceso de producción de hidrógeno es de alrededor del 70% en grandes producciones industriales.

3.3.4 Reformado autotérmico (ATR).

El reformado autotérmico (ATR, “Auto-Thermal Reforming”) es un proceso conocido que se aplica a instalaciones de gran capacidad. Sólo recientemente se ha trasladado esta tecnología a pequeños equipos. Se trata de un método que combina el reformado con vapor (SMR + WGS) y el POX, de modo que el calor liberado en el último se aproveche para el primero, dando lugar a un balance neto nulo de energía.

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3.3.5 Comparativa de las tecnologías.

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3.4 Captura con Oxi-combustión.

Esta tecnología de captura de CO2 se denomina en Oxi-combustión porque se actúa en el propio proceso de combustión y conceptualmente es la más sencilla, ya que simplemente consiste en usar oxígeno como comburente, en lugar del aire (se elimina el nitrógeno del aire). Con ello se consigue que los humos de escape sean prácticamente en su totalidad CO2 luego, no se necesita proceso de captación complejo. La separación del nitrógeno y el oxígeno se realiza mediante un separador de aire de los cuales existen diferentes tecnologías, algunos muy usados.

Como consecuencia de una combustión en estas condiciones, el gas detenido en la combustión estará constituido por CO2 y vapor de agua con una pequeña presencia de oxígeno y partículas. La posterior condensación del vapor de agua permite obtener un gas con más de un 90% de CO2 que permitiría su almacenamiento directo.

Aunque inicialmente este proceso se desarrolló utilizando fuel como combustible, también sería de aplicación para el carbón lo que exigiría un esfuerzo adicional en evitar la entrada de aire en los sistema de alimentación al mismo tiempo que exigiría la implantación de un sistema de eliminación de óxidos de azufre. En todo caso se trata de una tecnología no madura que necesita resolver problemas importantes en el diseño de quemadores y turbinas para oxígeno, inquemados, temperaturas, materiales, etc.

Otro proceso para combustibles gaseosos que también se está desarrollado es el conocido como el de los transportadores metálicos de oxígeno. Como su nombre indica, se trata de usar un metal que en forma de óxido transfiera el oxígeno desde el carburante hasta el combustible. En el reactor de aire se produce la oxidación del metal base (hierro, níquel, cobalto) mientras que en el reactor de combustible se produce la reducción del óxido metálico que aporta el oxígeno necesario para la oxidación del combustible obteniendo CO2 y agua. La posterior condensación del agua permite obtener el CO2 con muy alta pureza. Esta tecnología no la contemplaremos por no ser aún viable.

3.5 Captura en Post-combustión.

Se trata de la familia de tecnologías más maduras, recogida de la experiencia de separación desarrollada en procesos industriales muy, conocidos de obtención de: gases, acero, amoniaco, etc. También en la industria del petróleo es un proceso habitual para purificación del gas o petróleo.

Un sistema totalmente implantado a nivel industrial es el de la absorción química mediante aminas (monoetanoamina MEA o similares). Los radicales libres de la amina hacen que el CO2 se combine con ella dando un compuesto que necesita muy poca energía para descomponerse y regenerar la amina.

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Los principales inconvenientes del uso de este procedimiento en las centrales de generación de energía son tres:

• Uso de oxígeno por encima del estequiométrico lo que hace que este reaccione con la amina produciendo efectos corrosivos importantes.

• Reacción de las aminas con los óxidos de nitrógeno y azufre productos de la combustión, dando lugar a sales que aumentan la pérdida de absorbente.

• Salida de humos a altas temperaturas que producen la degradación de la amina y reduce su rendimiento.

Los dos últimos puntos se pueden aminorar situando la absorción por aminas después del proceso catalítico de reducción de óxidos de nitrógeno (necesita 350ºC) y la desulfuración de gases con lo que la temperatura baja en torno a los 50ºC. El problema de corrosión se solventa utilizando concentraciones bajas de la disolución de amina (20-30%) y mediante el uso de inhibidores. Como tecnologías menos desarrolladas pero que representan líneas emergentes que habrá que considerar en un futuro próximo se encuentran los sólidos regeneradles y las membranas.

La primera de ellas se basa en el proceso de fisisorción que se puede producir al pasar una corriente de mezcla de gases a través de una sólido poroso con una gran superficie especifica como puede ser el carbón activo con más de 1000 m2 de superficie por gramo. Una vez producida la adsorción del CO2, el sólido se puede regenerar mediante variaciones de presión y/o temperatura. Los principales problemas que presenta este sistema son la baja capacidad de adsorción de estos sólidos lo que exigiría grandes instalaciones y, sobretodo, la falta de capacidad selectiva del absorbente.

El uso de membranas semipermeables para la separación de CO2 de otros gases con mayor tamaño de molécula puede representar un sistema sencillo y de bajo coste aunque la experiencia actual es muy limitada para el CO2 aunque no es así para separación de otros gases como CO2 e hidrógeno.

Otro proceso en vías de desarrollo es la criogenización o destilación del CO2. Básicamente, el proceso consiste en el enfriamiento de gases hasta llegar a su licuación y posterior separación de estos. La experiencia está basada en la industria del nitrógeno. La principal ventaja de este sistema consiste en la obtención de CO2 en estado líquido lo que facilitaría su posterior transporte y almacenamiento. Por el contrario, el gran consumo energético sería su principal inconveniente.

En definitiva, hay muchas posibilidades para separar un componente de una mezcla gaseosa, como son la absorción física o química, la adsorción o procesos de difusión a través de membranas. Caudal, composición, temperatura y presión de la mezcla así como selectividad y rendimiento respecto el componente a separar son los criterios básicos para decidir que tecnología emplear en nuestro caso, captación de CO2,

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es muy importante su presión parcial y la proporción de otros compuestos de naturaleza similar.

3.5.1 Absorción.

El CO2 se puede captar por la absorción a contracorriente en un líquido que discurre por una columna de platos o relleno. La disolución se regenerará por deserción (“stripping”) en otra columna que opera a vacío o con una corriente ascendente de gas o vapor. Estos procesos pueden ser divididos en absorción física o química.

Absorción química.

Utilizan un reactivo alcalino que reacciona químicamente con los gases ácidos. El diagrama de flujos puede ser muy simple. Consiste en un absorbedor, un desorbedor, una bomba de recirculación, un calderín y un condensador como se muestra en el siguiente esquema (Proceso de desorción de gases ácidos).

Figura 3.6: Esquema del proceso.

La corriente gaseosa puede introducirse desde el exterior o generando una ebullición del líquido en el fondo de la columna.

La mayoría de los procesos químicos emplean el carbonato potásico o una alcanolamina. La monoetanolamina (MEA) y la dietanolamina (DEA) formarán soluciones alcalinas más fuertes que el carbonato de potasio, por lo que reducen en mayor grado el contenido de los gases ácidos. La capacidad de absorción es también mayor para las alcanolaminas.

En el caso del carbonato potásico para mejorar la transferencia de masa en la absorción e inhibir la corrosión, se añaden activadores e inhibidores. Estos sistemas son conocidos como "activated hot potasium carbonate" (AHPC). La licencia más extendida

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es la del proceso Benfield de UOP y "Catacarb Process" de Eickmeyer&Associates. Estos procesos están diseñados para la captación de CO2 en grandes cantidades, de corrientes a alta presión, produciéndose un CO2 de alta pureza.

Las curvas de equilibrio para la presión parcial de CO2 frente la carga de CO2

para varios activadores muestran que la capacidad de carga máxima para las soluciones utilizadas en estos procesos requieren una presión parcial de CO2de la corriente a tratar de unos 700 kPa. Los procesos de Benfield y Catacarb ofrecen una necesidad mínima de presión parcial de CO2 de 210 a 345 kPag (1449 a 2380 kPa) y el Benfield es propuesto para el tratamiento de gases de combustión aunque todos los datos muestran que la presión parcial óptima de trabajo será 700kPag (4830 kPa).

No obstante, la mejor capacidad de absorción de la amina está mezclada por que se necesita más energía térmica para regenerar la solución de MEA o DEA debido a su mayor afinidad por los ácidos. También ocurre que las alcanolaminas pueden dar lugar a reacciones químicas no deseadas, formándose productos que degradan la solución e incrementan la corrosión.

Un aspecto importante de la absorción química y que se comentará más adelante es el hecho de que se vea afectada favorablemente por una presión parcial baja de los gases ácidos a tratar en contra de lo que pasará con la absorción física que se trata a continuación.

Algunos de los procesos de absorción química más conocidos:

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3.5.2 Alcanolaminas para la captación de CO2.

En esta sección se va a hacer una evaluación de la utilización de las alcanolaminas como solución para la absorción del CO2. Las aminas que han despertado un mayor interés para la purificación de gases son:

• Monoetanolamina (MEA)

• Dietanolamina (DEA)

• Metildietanolamina (MDEA)

Es habitual la adición de aditivos a las soluciones de alcanolaminas formándose así fórmulas propias para cada distribuidor. Los principales vendedores son: Dow Chemical (GAS/SPEC), UOP, Union carbide, Huntsman Corporation, Texaco,TEXTREAT y BASF (activated MDEA).

Química básica.

En la siguiente figura se muestran las estructuras de las alcanolaminas más comúnmente utilizadas.

Figura 3.7: Alcanolaminas.

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Cada una de ellas al menos tiene un grupo hidroxilo y otro amina. En general se puede considerar que el grupo hidroxilo sirve para reducir la presión de vapor e incrementar la solubilidad en agua, mientras que el grupo amina da la alcalinidad necesaria a la solución para causar la absorción del gas ácido.

Las aminas que tienen dos átomos de hidrógeno enlazados directamente a un átomo de nitrógeno como la MEA y la 2-(2-aminoetoxy) etanol (DGA), se denominan aminas primarias y son generalmente las más alcalinas.

Dietanolamina (DEA) y Diisopropanolamina (DIPA) tienen un átomo de hidrógeno directamente enlazado al nitrógeno y son denominadas aminas secundarias.

La trietanol amina (TEA) y Metildietanolamina (MDEA) tienen la molécula de nitrógeno completamente substituida sin ningún átomo de hidrógeno enlazado a éste y son denominadas aminas terciarias.

Las principales reacciones que ocurren cuando la solución de una amina primaria se utiliza para la absorción de CO2 son:

Ionización del agua

H20 = H+ + OH- (Re.1)

Hidrólisis e ionización del CO2 disuelto

CO2 + H20 = HCO3- + H+ (Re.2)

Protonización de la alcanolamina

RNH2 + CO2 = RNHCOO- + H+ (Re.3)

Formación del carboanión

RNH2 + CO2 = RNHCOO- + H+ (Re.4)

Otras reacciones adicionales pueden ocurrir produciéndose otras especies que son importantes para el proceso básico de la absorción y desorción. Un ejemplo de éstas sería la disociación del bicarbonato para producir iones carbonato y la reacción del CO2 con algunas aminas para producir compuestos no regenerables.

Aunque las reacciones anteriores Re.3 y Re.4 son específicas para aminas primarias, como la MEA, pueden ser aplicables a aminas secundarias como DEA. Las aminas terciarias pueden realizar todas las reacciones aquí expresadas menos la Re.4 donde la alcanolamina reacciona directamente con el CO2 .

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Las concentraciones de equilibrio del CO2 molecular son proporcionales a la presión parcial en la fase gas (según la ley de Henry). Por ejemplo la reacción Re.2 es conducida a la derecha por el incremento de la presión parcial del gas ácido.

Las reacciones de equilibrio son sensibles a la temperatura aumentando la presión de vapor del gas ácido a medida que aumenta la temperatura. Todas estas substancias se caracterizan por liberar el gas ácido absorbido por la solución de amina al aplicar calor lo que permite la regeneración.

Si la reacción Re.4 es la predominante como en el caso de las aminas primarias, el ión carbonato enlaza con el ión alcanoamonio por la reacción Re.3 y la capacidad de la solución se limita a 0,5 moles de CO2 por mol de amina, teniendo el gas a tratar una alta presión parcial. La razón de esta limitación es la alta estabilidad del ión carbonato y su bajo ratio de hidrólisis a bicarbonato.

Las aminas con impedimento estérico se definen estructuralmente como una amina primaria donde el grupo amino se enlaza a un átomo de carbono terciario o una amina secundaria donde el grupo amino se enlaza a un átomo de carbono secundario o terciario. Este tipo de substancias se caracteriza por ser muy adecuado para la captación del CO2 por su alta selectividad, su gran capacidad para cargar gas ácido y su alta pureza enproductos, pero su utilización se ve limitada por el factor económico ya quesu tecnología es aun muy cara para su aplicación industrial.

3.5.2.1 Selección de la solución de proceso.

La selección de la solución de proceso está determinada por las condiciones de presión y temperatura en las que el gas está siendo tratado, composición del gas y nivel de recuperación al que se quiere llegar. Aunque no existe una solución ideal para unas condiciones de operación concretas existen amplios estudios para llegar a utilizar una solución de alcanolaminas que se adecue bastante bien a nuestras condiciones.

A continuación se muestra un resumen de propiedades físicas y coste aproximado (fuera del mercado actual) de las principales alcanolaminas utilizadas.

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Figura 3.8: Propiedades comparadas de alcanolaminas.

Monoetanolamina (MEA)

Las soluciones acuosas de monoetanolamina, las cuales han sido utilizadas durante mucho tiempo en la eliminación del CO2 y H2S del gas natural, han sido reemplazadas por otros sistemas más eficientes; particularmente para el tratamiento de gas natural a alta presión. No obstante, la monoetanolamina es aún el solvente preferido para el tratamiento de gases que contienen una baja concentración de CO2. Este es especialmente óptimo cuando el gas se trata en condiciones de baja presión y se requiere una alta captura de CO2. Otras ventajas de su aplicación son su alta alcalinidad y su facilidad de descarga que hace que pueda ser regenerado fácilmente.

Esta solución se caracteriza por la formación de productos irreversibles al reaccionar con COS y CS2 habiendo de esta manera pérdidas de MEA importantes que imponen un límite al contenido de estoscontaminantes.

También es apreciable un mayor índice de corrosión que en la mayoría de las otras aminas, especialmente si la solución excede del 20% en peso y está altamente cargada de gas ácido. Este hecho limita la carga de la MEA con el gas ácido en el caso en que exista una presión parcial alta de gas ácido. Este hecho se contrarresta con el uso de inhibidores de la corrosión. En general estos inhibidores son efectivos para la captura del CO2, permitiendo que se puedan utilizar soluciones de MEA de hasta un 30% en peso.

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Otra desventaja de la MEA es el alto calor de reacción con el CO2 (sobre un 30% más que las soluciones de DEA). Esto hace que se necesite mayor energía para la regeneración en los sistemas de MEA y seguido por otro lado su relativa alta presión de vapor causa perdidas por vaporización; aunque este problema puede ser fácilmente subsanado con un tratamiento de lavado sobre el gas tratado.

Dietanolamina (DEA).

Las soluciones acuosas de dietanolamina (DEA) han sido también utilizadas para el tratamiento de gases de refinerías que contengan una cantidad apreciable de COS y CS2.

La baja presión de vapor de la dietanolamina la hace adecuada para la operación a baja presión ya que sus pérdidas por vaporización son mínimas. Esta solución necesitará que se aplique vacío en la destilación para la regeneración cuando la solución está contaminada, lo que da lugar a numerosas reacciones irreversibles con el CO2

formando productos de degradación corrosivos.Por este motivo la DEA no sería adecuada para el tratamiento del CO2 como gas ácido sin el uso de inhibidores.

Mezclas de MEA-GLICOL.

Las mezclas de monoetanolamina con di- o trietilenglicol han sidoutilizadas intensamente para la eliminación de gases ácidos y deshidratación del gas natural. Este proceso conocido comúnmente como proceso de glicol-amina tiene su principal ventaja en el hecho de la purificación y deshidratación simultáneas además del bajo consumo de vapor comparándolo con algún método que utiliza soluciones simples por separado.

Un hecho a puntualizar es que para que esta disolución sea efectiva como deshidratante es que el contenido en agua de la disolución ha de mantenerse por debajo del 5%, requiriéndose altas temperatura en la regeneración. Estas altas temperaturas conllevan que se den problemas de corrosión en los intercambiadores, en el “reboiler” y dependiendo de lascondiciones en el propio “stripper”.

Otro hecho destacable de este método son las altas pérdidas por evaporación de la solución. Además de la baja presión del glicol, una solución de amina-glicol contaminada no puede ser regenerada por simple destilación como un sistema acuoso.

Diglicolamina.

El uso de soluciones acuosas de Diglicolamina, 2-(2-aminoetoxi) etanol, fue comercializado conjuntamente por Fluor Corporation (ahora Fluor Daniel), El Paso GAS NATURAL y Jefferson Chemical Company Inc..

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El proceso que utiliza este solvente es denominado `Fluor Econamine ́ . Este solvente es en muchos aspectos muy similar a la MEA excepto en que su baja presión de vapor permite su uso en concentraciones mayores, típicamente entre el 40% y el 60%; por lo tanto necesitan un menor ratio de circulación y un menor consumo de vapor al compararlo con la MEA. En la tabla se puede observar como se comparan datos de operación de 2 instalaciones comerciales que utilizan soluciones de glicolmonoetanolamina y diglicolamina que tratan gas natural que contien el 2% y el 5% de gas ácido a presión de 850 psig.

Disopropanolamina.

La Diisopropanolamina (DIPA) fue utilizada en los procesos de ADIP y SULFINOL, ambos bajo la licencia de SHELL. En el proceso de sulfinol, el solvente DIPA es utilizado junto con un solvente orgánico. Este solvente ha sido ampliamente aceptado en Europa para el tratamiento de gases y líquidos de refinerías limpiándolos de H2S yCO2. Secaracteriza por tener bajos requerimientos de vapor para la regeneración de la solución y no ser corrosivo.

Gradualmente se ha ido reemplazando el uso de DIPA por MDEA. Metildietanolamina. Este solvente se caracteriza por utilizarse para la absorción selectivade H2S en presencia de CO2, especialmente en el caso de que el ratio de CO2

sobre H2S sea muy alto. Las aminas terciarias pueden absorber el H2S con una gran selectividad bajo condiciones de operación adecuadas y suponiendo tiempos de contacto bajos. Ha adquirido un interés importante en la purificación de gases que no provienen de hidrocarburos, como son los resultantes de la gasificación del carbón. Principalmente, son procesos de Fluor Daniel. Aminas con impedimento estérico (Sterically Hindered Amines). Aunque las aminas con impedimento estérico no son necesariamente alcanolaminas sus características como purificadores de gas son bastante parecidas a las de las alcanolaminas para ser incluidas en este capítulo.

Una familia de solventes basados en aminas impedidas están bajo la licencia de Exxon bajo el nombre genérico de Flexsorb Solvents. Las “hindered” aminas se utilizan como promotores en los sistemas de carbonato potásico caliente, como componente en sistemas que combinan componentes orgánicos/aminas y es el principal agente para soluciones acuosas encargadas de la absorción selectiva de H2S en la presencia de CO2. Cada sistema utilizará una amina con una configuración molecular específica.

Concentraciones de aminas en solución.

La elección de la concentración de amina puede ser bastante arbitraria y normalmente se hace a partir de la experiencia en operación. Típicamente el rango de concentración de la MEA varía del 12% en peso a un máximo del 32% en peso. Se ha de anotar que para utilizar una solución con una concentración mayor del 32% se han de añadir inhibidoresde la corrosión a ésta y el gas a tratar ha de ser únicamente CO2.

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Las soluciones de DEA que se utilizan para el tratamiento de gases de refinería contienen el 20% y el 25% en peso. Estas concentraciones aumentan entre el 25 y el 30% en la purificación del gas natural.Las soluciones de DGA normalmente contienen de un 40 a 60% en peso y las de MDEA oscilan en un rango de 35 a 55 % en peso.Es importante destacar que aumentando la concentración de la amina generalmente se reduce el ratio de circulación de la solución de la planta y por lo tanto los costes de operación de ésta. Sin embargo el efecto no es tan grande como cabe esperar, la principal razón es que la presión de vapor del gas ácido es mayor sobre una solución más concentrada para ratiosmolares de gas ácido/amina equivalentes.

Por otra parte cuando se intenta absorber la misma cantidad de gas ácido con un volumen más pequeño de solución el calor de reacción hace aumentar la temperatura y en consecuencia aumenta la presión de vapordel gas ácido sobre la solución.

El efecto de aumentar la concentración de amina en una planta de operación específica que utiliza DGA al 15% para la captura de gas ácido se muestra en la figura 3.9.

Figura 3.9

Se puede observar que la concentración óptima para este caso estaría alrededor del 50% ya que el efecto del aumento de la concentración se ve compensado por la pérdida de solubilidad del ácido.

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3.5.2.2 Esquema básico.

El diagrama básico para todos los procesos de absorción con alcanolaminas se muestra en la figura 3.10. El gas a tratar pasa a través del absorbedor, donde se encuentra la solución a contracorriente. La solución rica que sale por colas del absorbedor es calentada a través del intercambio de energía cedida por la solución pobre que sale por colas del “stripper”, y es introducida como alimentación en algún punto de la parte superior del “stripper”.

Figura 3.10: Absorción con alcanolaminas.

La solución pobre después de un enfriamiento parcial en el intercambiador antes mencionado se hace pasar por otro que enfría mediante aire o agua y la solución pobre alimenta cabezas del absorbedor para así completar el ciclo.

El gas ácido que es eliminado de la solución en el stripper, se enfría condensando así la mayor parte del vapor de agua que arrastra. Esta agua condensada se devuelve al circuito para evitar que la solución de amina se vaya concentrando cada vez más. Generalmente toda esta agua o la mayor parte de ella se introduce al sistema por la parte superior del stripper, por encima de la alimentación de la solución rica, porque de esta manera se absorbe y se devuelve los vapores de amina que son arrastrados con la corriente de gas ácido.

Se han propuesto muchas modificaciones de este esquema básico para reducir el consumo de energía o el coste de los equipos. Una modificación mínima que aspira a reducir el coste de la columna de absorción es la utilización de múltiples puntos de alimentación de la solución pobre. La mayoría de la solución pobre se alimenta al absorbedor por el punto medio para eliminar así la mayor parte de gas ácido en la parte

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baja de la unidad. Sólo una pequeña parte de la corriente pobre se introduce por la parte superior para hacer un limpiado final del gas, pudiéndose reducir de esta manera el diámetro del absorbedor.

Otra modificación que ha sido utilizada satisfactoriamente para aumentar la carga de gas ácido en la solución rica (y por lo tanto disminuir el ratio del caudal de solución) es la instalación de un enfriador para reducir la temperatura del absorbedor. La localización para este enfriador sería en la parte inferior, donde se libera la mayor parte del calor de reacción.

Una modificación simple en el diagrama de flujo que representa la figura anterior es la inclusión de un lavado con agua por la parte superior del absorbedor para evitar las pérdidas de amina con el gas tratado. Este sistema de lavado se utiliza principalmente en los sistemas de MEA especialmente cuando operan a baja presión, porque relativamente a alta presión de vapor de la MEA puede causar considerables perdidas porevaporación.

Las otras aminas normalmente tienen la presión de vapor suficientemente baja para que no sea necesario en el proceso un lavado con agua. El agua utilizada para este propósito es la obtenida de la condensación de la corriente de gas ácido que sale por cabezas del “stripper”. Además, este agua es necesario que vuelva al circuito en algún punto aunque se debe tener en cuenta que el agua obtenida de la condensación está saturada de gas ácido con lo que este gas ácido se volverá a introducir al sistema.

Si el volumen de gas a tratar es muy grande comparado con el agua de lavado no habrá consecuencias. A pesar de esto si los estudios indicasen que la cantidad de gas ácido que se reintroduce es excesiva, se podría utilizar un “stripper” para purificar el agua utilizada en el proceso.

El número de platos utilizados para un lavado con agua varía de 2 a 5 en las instalaciones comerciales. La experiencia indica que con unos 4 platos se puede recuperar un 80% de la amina vaporizada que acompaña al gas tratado.

División de las corrientes circulantes (SPLIT-STREAM CICLES) : Una modificación que ha sido propuesta para las soluciones acuosas de aminas con el fin de disminuir la demanda de vapor se muestra en la figura a continuación.

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Figura 3.11: Modificación que ha sido propuesta para las soluciones acuosas de aminas.

La solución rica de la parte inferior del absorbedor se divide en dos corrientes. Una de ellas alimenta la parte superior del “stripper” y otra el punto medio de éste. El flujo introducido por la parte superior fluye a contracorriente con los vapores que suben hasta un punto que esta por encima de la segunda entrada donde, se retiran. El líquido retirado de la parte superior del “stripper” no está completamente regenerado y se recicla al absorbedor para absorber la mayor parte del gas ácido en la parte baja de la columna de absorción.

La parte de solución que es introducida cerca del punto medio del ”stripper” fluye a través del “reboiler” y la amina libera la mayor parte de los gases ácidos capturados. Esta solución se devuelve a la parte superior del absorbedor donde reacciona con el gas ácido hasta alcanzarse unosniveles bajos deseados de concentración.

En este sistema la cantidad de vapor que sube a través del “stripper” es menor que en una planta convencional. No obstante, el ratio de líquido a vapor es menor en las dos secciones porque ninguna de ellas carga la corriente total de líquido.

Los inconvenientes de esta modificación del proceso es el incremento del coste inicial. El “stripper” tiene una altura superior y está compuesto de un sistema más complejo .Por otra parte la separación de las dos corrientes requiere dos sistemas de tuberías, dos bombas y más intercambiadores y enfriadores.

Una forma más sencilla de hacer una división de corriente sería dividir la solución pobre antes de introducirla en el absorbedor en dos corrientes diferentes. La corriente mayor en masa alimenta el punto medio del absorbedor mientras que la pequeña alimenta la parte superior de la columna. En el caso en que se trata una alta concentración de gas ácido este esquema es más económico que el básico porque el diámetro de la sección superior del absorbedor puede ser considerablemente más

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pequeño que la parte inferior.

Además, la solución pobre alimentada en la parte media del absorbedor no ha de ser enfriada a temperatura tan baja como el flujo de la parte superior de la columna, reduciéndose de esta manera la superficie de intercambio de calor.

Absorción física.

En estos procesos no hay reacción química entre los gases y la disolución. La absorción depende únicamente de la solubilidad del gas, y por lo tanto de la presión parcial del mismo. A baja presión parcial, la capacidad de absorción de los absorbentes físicos es considerablemente inferior a la de los químicos, pero la cosa cambia cuando la presión parcial es suficientemente alta. Por lo tanto la absorción física se suele emplear en procesos a alta presión. También hay que tener en cuenta que la temperatura influye en la solubilidad de los gases en los líquidos, siendo mayor a menor temperatura.

Otra ventaja de la absorción física es su habilidad para eliminar trazas de otros compuestos no deseados, tales como hidrocarburos de alto peso molecular y compuestos orgánicos sulfurados, sin la formación de productos de reacción no deseados.

La desventaja es que el proceso de absorción física puede complicarse debido a la presencia de absorción selectiva en etapas, desorción en varias etapas, los recirculaciones, etc.

Desde el punto de vista económico las bajas temperaturas de operación y la resistencia a la corrosión hacen que el material de construcción de la planta pueda ser el acero al carbono. Dado que no existen reacciones químicas entre el solvente y el soluto, se necesita un menor consumo de energía para desorber los gases ácidos.

3.5.3 Adsorción.

No es un método adecuado para separar grandes cantidades por loque no se considerará como forma primaria de captación. Su campo de aplicación típico es la separación de componentes minoritarios con miras a la purificación de la corriente principal. Puede servir para purificar el CO2 una vez obtenido de modo que cumple con las especificaciones indicadas de cualquier uso posterior.

Figura 3.12: Adsorción.

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3.5.3 Crionización.

La información sobre este sistema es básica, y consiste a grandes rasgos en una serie de etapas de compresión, enfriamiento y expansión, en las cuales los componentes del gas se pueden separar en una columna de destilación. Esta tecnología se utiliza sobre todo para separar las impurezas de una corriente de CO2 de alta pureza. Un esquema básico se muestra en la figura 3.13. Sobre su aplicación se puede decir que no se ha utilizado a la escala y condiciones, en términos de disponibilidad de costeo, que se necesita para los sistemas de captura de CO2.

Figura 3.13

Dentro de los procesos donde se puede utilizar este sistema encontramos:

1. Separación de CO2 y CH4 en gas natural, donde se puede obtener entre 1 y 80% del CO2 a alta presión (hasta 200 bar).

2. Separación de CO2 y H2 en gas sintético. En este proceso se obtiene entre 20 y 40% con presiones entre 10 y 80 bar.

3. Purificación de los gases de la combustión en el proceso de oxi-combustión, donde se pueden obtener concentraciones de CO2 entre 75 y 90%.

En la figura 3.14 se muestra una gráfica que describe los requerimientos de presión y temperatura para una destilación criogénica con recuperación del 90% del CO2.

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Figura 3.14: Requerimientos de presión y temperatura para una destilación criogénica.

3.5.4 Membranas.

La utilización de membranas se ve afectada por el alto coste de compresión necesario para obtener una alta presión en la alimentación del proceso. Por ejemplo un sistema de separación por membranas que ofrece UOP opera a unos 30bares (3000kPa). También influye negativamente la presencia de contaminantes como SOx, NOx o HCl.

En la práctica, la mayoría de las aplicaciones de membranas se dan en pequeñas plantas sobre plataformas móviles donde el CO2 con cierta impureza es aceptable para aplicaciones que pueden obtener ventajas de su tamaño compacto y su bajo peso. También existen plantas que utilizan sistemas híbridos: Membrana-Aminas y Membrana-separación criogénica que también tendrían interés por su tamaño compacto y su bajo peso.

Figura 3.15

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3.5.5 Comparación de los métodos.

A continuación se muestra una tabla resumen donde se comparan los métodos según la cantidad de gas que se puede tratar y la presión parcial de CO2 requerida.

Observando los métodos comentados podemos observar que todos menos la absorción química necesitan para un buen desarrollo de la operación, unas presiones parciales altas de los gases ácidos a tratar.

Por otro lado teniendo en cuenta que los gases de escape que provienen de la mayoría de los procesos de combustión están a baja presión (normalmente cerca de la atmosférica), hace que nos centremos en la absorción química como solución más acorde a nuestro objetivo.

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3.5.6 Estudio Comparativo de Tecnologías.

Para analizar comparativamente los diferentes procesos existentes para el tratamiento del CO2 conviene estudiar las ventajas y desventajas presentes en cada tecnología, lo que si bien permite compararlas, no es un buen criterio de discriminación pues se encuentran en distintas fases de desarrollo y también la aplicabilidad no es al mismo tipo de centrales en algunos casos lo que las hace excluyentes.

Figura 3.16: Estudio característico de tecnologías de tratamiento de CO2.

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Tipo de tratamiento CO2

Ventajas Desventajas

Pre combustión• La separación vía solvente físico o

químico está probada. Los gases de salida salen a mayor presión y mayor concentración de CO2 que la postcombustión lo que reduce coste de captura.

• La tecnología consigue menor cantidad de impurezas: SOX y NOX y cenizas.

• Es posible utilizar un amplio rango de combustibles fósiles.

• El combustible primario debe ser convertido a gas sintético previamente.

• Las turbinas de gas, calentadores y calderas deben ser modificados para la utilización de hidrógeno como combustible.

• Requiere calor para regenerar el absorbente.

Absorción química (post combustión) • Muchas de las tecnologías son

comerciales (absorción química), separación de CO2 en yacimientos de gas natural, producción de urea, metanol, etc.

• Requiere menores modificaciones de centrales existentes.

• Mayor volumen de gases a tratar que en pre combustión.

• Presencia de impurezas: SOX y NOX y cenizas, que afectan la vida del absorbente.

• Necesidad de nuevas materias primas ( 0,3 kg/Tm CO2)

• Alto consumo energético en la regeneración del absorbente.

Oxi-combustión• La tecnología básica tiene ya un largo

recorrido (proyectos en marcha en la actualidad).

• Reducción del caudal de gases, que implican Reducción de los costos de separación, compresión y almacenamiento.

• Generación de corriente rica en CO2 hasta 90 – 95% y pobre en NOx reduciendo el 70 – 80%.

• Mejora de transferencia de calor por mayores contenidos en H2O, CO2 y Temperatura especialmente.

• Aumento de inquemados.• Necesita una unidad de separación

de aire lo que eleva los costos. • Degradación de zonas de radiación

por corrosión. • requiere investigación avanzada en

aspectos operativos y de mantenimiento.

De manera de establecer una diferenciación entre las tecnologías es que nos enfocamos en aspectos comunes como nivel de desarrollo, consumos de energía o requerimientos necesarios. En la figura 3.17 se presenta una nueva tabla comparativa enfocada en estos aspectos.

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Figura 3.16: Comparativa de tecnologías de tratamiento de CO2..

Como ya se ha comentado en el apartado que habla acerca de la absorción química, las soluciones de alcanolaminas son las más reactivas por su fuerte carácter alcalino y su capacidad de carga de gases ácidos será mayor que en las soluciones de carbonato potásico (alternativa más cercana también evaluada). Por este motivo, en posteriores capítulos se hará un estudio amplio de las soluciones de alcanolaminas como solvente para la captación de CO2..

3.5.7 Nuestra propuesta tecnológica: La Absorción Química; Breve Introducción.

La absorción es una operación unitaria de transferencia de materia que consiste en poner un gas en contacto con un líquido para que queden retenidos ciertos componentes de la corriente gaseosa. La absorción puede ser física o química, según que las interacciones del gas con el líquido absorbente sean de tipo débil (van der Waals, London, etc.) o fuertes ( iónicas o covalentes) dando lugar a que reaccionen con él para dar un nuevo compuesto químico. A la operación unitaria contraria al proceso de absorción, se la conoce con el nombre de desorción (“stripping” ) y suele facilitarse mediante arrastre por un gas inerte.

Figura 3.16: Absorción.

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Desde el punto de vista local (figura 3.17) el fenómeno de absorción se da cuando en un punto cualquiera de la columna se produce el contacto de un gas y un líquido en condiciones de no equilibrio, lo cual favorece que se realice una transferencia de materia oponiéndose al gradiente de presiones existente (ley de Fick). La fuerza impulsora actuante es, por lo tanto, la diferencia entre la presión parcial -en la corriente gaseosa- del componente adsorbido y su presión de vapor a la temperatura de trabajo.

Existen dos conceptos distintos de absorción, física y química, dependiendo de la relación entre el absorbente y el CO2 y de la concentración de éste en los gases. La absorción química se utiliza cuando la concentración molar es pequeña, del orden del 3% al 21% molar. Dicha concentración coincide con la correspondiente a la existente en los gases producidos en las tecnologías actuales de combustión de carbón o gas natural. La absorción química aprovecha la acidez del CO2 en la reacción con un compuesto básico en disolución acuosa formando una sal. Dicha reacción se produce en una columna de absorción. Posteriormente la sal se regenera mediante calor, separando el CO2. El propio proceso de reacción requiere que los compuestos ácidos del gas de combustión sean eliminados previamente. Este aspecto que obliga a instalar sistemas de desulfuración si el combustible utilizado contiene azufre, evitar la formación de óxidos de nitrógeno, y reducir el contenido de oxígeno en el gas.

Las características solicitadas a los absorbentes químicos son:

• Una alta capacidad de absorción.• Alta resistencia a la degradación.• Alta velocidad de reacción.

Los absorbentes más utilizados son las aminas, comprobándose que con la mono-etanol-amina (MEA) se obtienen buenos resultados, aunque insuficientes a gran escala.

La ventaja de utilizar absorción física es la eliminación del alto consumo energético en el proceso de regeneración de la absorción química, ya que una simple despresurización o aumento de temperatura basta para separar el absorbente del CO2. La única desventaja es la necesidad de modificaciones en el proceso de combustión existente para aumentar la concentración de CO2 si ésta no es elevada (alta presión parcial) Los absorbentes físicos mayormente utilizados son el Rectisol (metanol frío) y el Selexol (dimetil-éter de polietilenglicol).

3.5.7.1 Equipos principales: Torres Empacadas.

Las instalaciones o aparatos necesarios para poner en contacto una corriente gaseosa como es nuestro caso, con una líquida en forma continua son las columnas de absorción de lecho fijo o torre empaquetada

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Son torres llenas de empaque, que permiten el contacto líquido gas, en corriente continua, paralela o a contracorriente.

Empaques.

Los empaques deben cumplir con las siguientes características:

• Proporcionar un área de transferencia de masa grande en relación a su volumen.

• Tener un espacio vacío grande (Para evitar las caídas de presión muy altas)

• Ser inerte químicamente a las corrientes de operación.

• Ser mecánicamente resistente.

• Tener bajo precio.

• Facilidad que pasen los fluidos dentro de el.

Los arreglos de empaques, hay de dos tipos, principalmente:

1. Empaques al azar:Consiste en empaques, que no se disponen bajo ningún orden, sino simplemente se arrojan dentro de la torre. Antes se utilizaban piedras, grava y materiales similares, pero estos no tienen áreas grandes ni espacios vacíos, así que ahora se utilizan empaques fabricados, como anillos Rasching, sillas Berl, sillas Intalox, anillos de Lessing, anillos Pall (Flexirings), Hy-pal, Telleretes, entre otros. Todos estos tipos de empaques tienen sus propiedades determinadas y los materiales que manejen los fabricantes.

2. Empaques regulares:Los platos a contracorriente, son un ejemplo de estos empaques. Generalmente, su instalación es más costosa, pero ofrece la ventaja de una caída de presión mucho menor.

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Figura 3.17: Torre de empaque, al azar (izquierda) y torre de platos perforados a contracorriente (derecha).

A parte de las torres empacadas podemos usar como columnas de absorción las torres de platos, pero existen unas series de ventajas de las empacadas que hacen que nos decantemos por esta opción. Tales ventajas son:

• Los ácidos y muchos otros materiales corrosivos se pueden manejar mejor en torres empacadas, ya que la construcción puede ser de cerámica, carbón u otros materiales resistentes en cambio la de platos reuntaría ser muy costosa, como por ejemplo es ilógico construir una torre de Titanio.

• Las torres empacadas requerirán una menor caída de presión que la torre de platos.

• Las torres empacadas proporcionan una retención de líquido menor que en torres de platos, lo cual constituye una ventaja cuando el líquido es térmicamente sensible (se deteriora a altas temperaturas).

Al existir un contacto directo entre el gas y el líquido, se puede beneficiar en le enfriamiento del gas caliente. En las torres empacadas, los fluidos están en contacto continuo durante su trayectoria a través de la torre, por lo tanto en una torre así las

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composiciones del líquido y del gas están cambiando continuamente con la altura del relleno. Como se ha mencionada anteriormente las caídas de presión en este tipo de torres son muy bajas en comparación con otras por lo que son muy adecuadas para tratar caudales muy elevados de gas y en proceso de baja presión, como es el caso de los gases de combustión de una central de gas natural (los gases de salida están a 1 atm) proporcionando una baja retención del líquido, lo cual es importante cuando el líquido se deteriora a altas temperaturas.

Para la deserción también contamos con una torre de relleno, en la cual se aplicara calor para aumentar la temperatura de la dilución y disociar el compuesto del gas en la solución, consiguiendo invertir el proceso de transferencia de materia, de líquido a gas.

3.5.7.2 Selección del disolvente.

El propósito principal de la operación de absorción es producir la solución específica, el disolvente queda especificado por la naturaleza del producto. Si el propósito principal es eliminar algún tipo de gas, como en nuestro caso, casi siempre existe la posibilidad de elección. En el caso que sea posible la elección del disolvente se otorga preferencia aquello líquidos con altas solubilidades en soluto, ya que esto reduce la cantidad de disolvente a recircular.

Muy a menudo se usa agua, por su abundancia y bajo costo, se puede usar para gases bastante solubles en agua, también se usa aceite para los hidrocarburos ligeros y disolventes químicos especiales para los gases ácidos, tales como CO2, SO2 y H2S.Las siguientes propiedades también deben considerarse:

• Solubilidad del gas: la solubilidad e l gas debe ser elevada a fin de aumentar la rapidez de absorción y reducir al mínimo la cantidad de disolvente. En general, los disolventes de naturaleza química similar a la del soluto que se va a absorber proporcionan una buena solubilidad. Con frecuencia la reacción química del soluto con el disolvente produce una solubilidad elevada del gas. Sin embargo si se desea recuperar el disolvente la reacción debe ser reversible, como en nuestros caso.

• Volatilidad: el disolvente debe tener una baja presión de vapor, debido a que el gas saliente en una operación de absorción generalmente está saturado con el disolvente y en consecuencia puede perderse una gran cantidad

• Corrosividad.

• Costo: el disolvente debe ser barato, de tal forma que las pérdidas no sean costosas y debe obtenerse fácilmente.

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• Viscosidad: se refiere ala viscosidad baja, debido a que favorece la rapidez de absorción, mejora las características de inundación de las torres de absorción, baja las caídas de presión en el bombeo y mejora las características de transferencia de calor.,

• Estabilidad química: el disolvente debe ser químicamente estable y de preferencia no inflamable.

• Toxicidad.

• Bajo punto de congelamiento: Ya que toda solidificación del disolvente dentro de la columna la hace inoperable.

En particular el absorbedora mas empleado para el CO2, en esta técnica, es la solución de amina, monoetanolamina al 30% (MEA). En este caso tanto el reactivo, como el producto de la reacción son solubles en el líquido, como en nuestro caso, en la absorción del CO2 en una solución acuosa de MEA. Y esto produce 2 hechos favorables a la rapidez de absorción:

1. El aumento de la capacidad de absorción del líquido respecto al componente gaseoso

2. Aumento de la velocidad global del proceso.

El disolvente escogido el MEA tiene un grupo hidroxilo (OH-) y un grupo de amino (NH2-). El grupo hidroxilo sirve para reducir la presión de vapor y aumenta la solubilidad del agua. Mientras que el grupo amino proporciona la alcalinidad necesaria para causar la absorción de gases ácidos.

Las reacciones principales que ocurren cuando soluciones de una amina primaria, tal como MEA, se utiliza para adsorber CO2 se pueden representar de la siguiente manera:

Como se puede observar, se usan 2 moles de MEA para capturar 1 mol de CO2. La reacción mostrada en la ecuación (3) tiene como resultado la formación de la sal amina de un sustituido ácido carbónico (carbonato), es directa y relativamente rápida. Las reacciones simbolizadas por ecuaciones (1) y (2) son lentas porque, antes de

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reaccionar con la mina el CO2 debe reaccionar primero con le agua para formar le ácido carbónico, y seguidamente reaccionar con la amina para formar el carbonato de monoetanolamina.

En cuando la regeneración, la reacción, como no es reversible, pudiéndose alterar el equilibrio variando al temperatura, las alcanolaminas tienen presiones de vapor apreciables bajo condiciones normales para que la composición de la solución del equilibrio varíe Con la presión parcial de los gases ácidos sobre ellas. Cuando las presiones de vapor de estos recintos aumenta rápidamente con la temperatura es posible quitar los gases absorbidos en la solución, con la aplicación de calor. Se observe el CO2

a través de un medio de absorción en el intervalo de temperatura comprendido entre (20y 70 ºC) y se libera desde la MEA en el intervalo de temperatura comprendido entre 120 y 150 ºC, desplazándose la reacción hacia la derecha.

3.5.7.3 Aspectos del diseño.

En este apartado se quiere dar una visión general de los factores que se han de tener en cuenta para el diseño preliminar de una planta de captación de CO2 con aminas. El diseño de una planta de aminas se centra alrededor del absorbedor y el sistema de “stripping” el cual debe proveer, adecuadamente regenerado, el solvente al absorbedor. Después de seleccionarse el tipo de amina y las concentraciones, es necesario conocer el ratio de flujos necesario, el tipo de absorbedor y “stripper”; alturas y diámetros del absorbedor y “stripper”, así como las necesidades térmicas para todos los equipos.

El método que se va a utilizar es la comparación de las condiciones de trabajo obtenidas de plantas similares, a partir de las cuales se pueden obtener relaciones extrapolables para la evaluación de otras plantas.

Diametro de la colunma.

Después de determinar los ratios de líquido y gas, las condiciones de operación de la columna y las propiedades físicas de las dos corrientes se puede determinar los diámetros del absorbedor y el stripper por técnicas convencionales.

Es usual utilizar un factor de seguridad en conjunción con las correlaciones de agrupamiento publicadas para prever los efectos de la espumación y las deposiciones de sólidos. La curva representa un esquema simplificado para estimar el diámetro requerido en el absorbedor de platos de plantas de aminas. El diámetro del “stripper” podrá ser determinado de la misma forma que el absorbedor.

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Figura 3.18

Altura de la colunma.

La altura de los absorbedores y “strippers” en las plantas de aminas se establece normalmente a partir de la experiencia de plantas similares. La mayoría de las instalaciones que utilizan aminas primarias y secundarias para una captura completa de gas ácido son diseñadas con unos 20 platos (o si es de relleno la altura equivalente a 20 platos) en el absorbedor.

Para condiciones de trabajo estándar es suficiente con emplear columnas de absorción de 20 platos, aunque puede ser necesario un mayor número de platos si el CO2 en la solución pobre está muy cerca del equilibrio. Esto es debido a que se tiene un sistema de regeneración que no es eficaz.

En el absorbedor típico de 20 platos, la mayoría del gas ácido es absorbido en la parte inferior de la columna mientras que la parte superior sirve para captar sólo una fracción mínima de ácido. Con el número de platos y el caudal de amina necesario la purificación dependerá y estará limitada por el equilibrio con la solución pobre a la temperatura de salida del gas.

Cuando el lavado con agua es necesario para minimizar las pérdidas de amina (por ejemplo al utilizar MEA) se pondrán de 2 a 4 platos adicionales por encima de la sección de absorción.

Los “strippers” normalmente tendrán de 12 a 20 platos debajo del punto de alimentación y de 2 a 6 platos por encima para captar la amina vaporizada. En caso de plantas con corrientes divididas se necesitarán más platos de los antes mencionados.

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Las aminas menos volátiles como la DEA y MDEA requieren menos platos por encima del punto de alimentación para recuperar los vapores de amina. Típicamente los “strippers” que utilizan DEA y MDEA utilizan de 2 a 4 platos mientras que los sistemas de MEA utilizan 4 a 6 por encima del puntode alimentación.

Etapas teoricas y eficiencia de cada una.

Por etapas teóricas se entiende las divisiones en el proceso completo de absorción, que realmente se desarrolla de forma continua. La aproximación de etapas teóricas se utiliza aún en muchos procesos de diseño. Es particularmente útil en el diseño de plantas para la captación o eliminación de CO2 donde se desea una alta eficiencia y para el diseño de “strippers”, donde se busca una alta eficiencia de cada plato.

Se sugiere que el absorbedor y el “stripper” han de ser dimensionados de forma gráfica evaluando el número de etapas teóricas necesarias y la eficiencia necesaria de cada plato.

En la figura 3.19 que se muestra a continuación se dan datos empíricos de eficiencias de platos y alturas teóricas equivalentes.

Figura 3.19

La figura 3.20 muestra un diagrama de etapas para la absorción de CO2 con solución de MEA. Esta figura está basada en datos de una planta actual de 16 platos con campana de borboteo que trabaja a presión atmosférica en un proceso de recuperación de CO2 en gases de escape.

En el diagrama se indica para cada uno de los platos situados a 16 alturas de la columna de absorción cual es el contenido de CO2 en el gas ácido que se está tratando y en la disolución de aminas. La bandeja 1 está situada a mayor altura (la parte superior capta sólo una fracción mínima de ácido) y la bandeja 16 a menor altura (normalmente es en la parte inferior de la columna donde se absorbe más cantidad de ácido), y además,

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la disolución que sale de esta bandeja tiene una gran concentración de CO2 ya que está en contacto con más gas ácido.

A causa de los bajos valores de carga de la solución, la línea de equilibrio es casi coincidente con el eje x, y no se muestra. En cambio se ha trazado una pseudolínea de equilibrio para mostrar la composición de líquido y gas para cada etapa. La eficiencia de platos mide la fracción absorbida de CO2 de cada bandeja y en esta columna varía del 14% en la parte baja de la columna al 16% en la parte alta (en este proceso, es habitual que la eficiencia de platos no se mantenga constante a lo largo de toda la columna).

Figura 3.20

La figura 3.21 muestra un diagrama de etapas aproximado del “stripping” de CO2 de una solución de MEA al 17%. La curva de equilibrio está basada en la extrapolación de datos disponibles sobre presión devapor. La concentración en el líquido se expresa como fracción molar de CO2 respecto agua y MEA porque el contenido en agua de la solución varía entre el punto de alimentación y el “reboiler”.

Las condiciones asumidas para el “stripper” son:

• Presión de 24 psia y temperatura de 116oC en el “reboiler”.

• Presión de 20 psia y temperatura de 98oC en cabeza de columna.

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Se puede observar que las etapas teóricas son 8 para un vapor de cabeza que contiene 2.1 moles de H2O por mol de CO2. Para estas condiciones de operación, la solución pobre carga 0,14 moles de CO2 por mol de MEA.

Al ejemplo expresado en la figura le corresponde “strippers” que contienen de 12 a 16 platos por debajo de la alimentación, indicando entonces una eficiencia de etapa de un 50% a un 67%.

Figura 3.21

Efectos térmicos del absorbedor.

El absorbedor actúa como reactor y como intercambiador. Una considerable cantidad de calor es liberada en el proceso de la absorción y en las subsiguientes reacciones del gas ácido en la solución de amina. Además otra pequeña cantidad de calor puede ser liberado (o absorbido) por La condensación (o evaporación) de vapor de agua.

En la forma habitual de operación la solución pobre se alimenta por la parte superior del absorbedor, con una temperatura ligeramente más alta que la del gas que entra, por la parte inferior. Como resultado el calor será transmitido del líquido al gas en ausencia de absorción de gas ácido.

El calor de reacción es generado en la fase líquida, lo cual hace aumentar la temperatura del líquido y se fomenta la transferencia de calor al gas. Dado que la mayoría de la absorción (y por tanto la generación de calor) ocurre normalmente cerca de la parte inferior de la columna, el gas es calentado por el líquido cercano a los bajos

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de la columna y luego se va enfriando por la solución pobre que entra por la parte superior.

Cuando el gas a tratar contiene una gran fracción de gas ácido (sobre el 5%) la cantidad de solución que se requiere es normalmente tan grande que el gas tratado que sale por la cabeza de la columna lo hace de la columna a una temperatura muy cercana a la de la solución pobre. En estos casos la mayoría del calor de reacción es extraído por la solución rica.

El perfil de temperaturas en el absorbedor puede ser con un simple balance de energía alrededor del absorbedor a partir de las temperaturas desolución pobre, gas de alimentación y gas tratado, ya que el calor liberándose puede conocer a través de datos disponibles sobre las soluciones.

Un perfil típico de temperatura para un absorbedor de este tipo se muestra en la figura 3.22.

Figura 3.22

El perfil mostrado perfil es de un sistema, de glicol-amina, aunque perfiles muy similares han sido observados para plantas que utilizan MEA y DEA. El máximo de temperatura es el resultado del enfriamiento de la solución rica con el gas de entrada, y el enfriamiento de la solución pobre a medida que se asciende por la columna al ceder calor al gas tratado.

El tamaño, la forma y la localización de la curva depende de en qué zona del absorbedor es absorbida la mayor parte del gas ácido, el calor de reacción y de los caudales relativos de gas y líquido que fluyen a través de la columna.

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En general para la absorción de CO2, la curva es aguda y baja en la columna para las aminas primarias, ancha para las aminas secundarias, y muy ancha para las aminas terciarias, las cuales absorben el CO2 de forma bastante lenta y con un bajo calor de reacción.

Como el calor es transferido del líquido caliente al gas frío en la parte inferior de la columna y en la dirección opuesta en la parte superior, los perfiles de temperatura del gas y del líquido se cruzan cerca de la zona de mayor absorción. Este efecto se puede observar en la siguiente figura.

Figura 3.23

Cuando el gas de alimentación contiene poco gas ácido, la cantidad de solución requerida debe ser menor, pero en relación, porque si no el gas que deja la zona de contacto cargará con más calor de reacción que lo que se lleva el líquido. Un caso extremo se muestra en la figura 3.24. La solución rica es enfriada aproximadamente a la temperatura del gas de entrada antes de dejar la columna y la mayoría del calor de reacción es eliminado de la columna por el gas tratado, que aumenta de temperatura en la parte superior de la columna.

Figura 3.24

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Consideraciones de “STRIPPING”.

En las operaciones de “stripping” convencionales, el calor es suministrado por vapor o a través de un sistema de tubos que se encuentran en el interior del “reboiler” y ceden la energía necesaria (contacto directo o indirecto).El calor debe ser el suficiente para:

• Suministrar el suficiente calor sensible para aumentar la temperatura de la solución de alimentación hasta la temperatura de solución pobre que deja el “reboiler”.

• Suministrar la suficiente energía para hacer reversibles las reacciones de amina-gas ácido y disociar los componentes que forman la amina gas-ácido.

• Suministrar el calor latente y sensible necesario para convertir el agua de recirculación en vapor el cual servirá como vapor de “stripping”.

La cantidad de vapor de “stripping” requerida dependerá de qué nivel de purificación de la solución se demanda, la altura de la columna de “stripping”, la naturaleza de solución, el ratio de CO2 capturado en la solución rica, y la presión de operación del regenerador.

El vapor de agua que sale de la columna de “stripping” con el gas ácido es normalmente condensado y devuelto a la columna como agua de recirculación.

El ratio de molar de agua/gas ácido que sale de la columna se emplea en el diseño como una medida conveniente de la cantidad de vapor que seha de suministrar al proceso.

La proporción molar de recirculación típicas en las columnas comerciales van desde 3:1 a menos de 1:1. En general las soluciones acuosas de MEA requieren el mayor recirculación, es típico que este esté entre 2:1 y 3:1; si se opera con DGA y DEA puede ser operada con ratios apreciablemente menores mientras que la MDEA requiere el menoR recirculación. En este último caso, la experiencia con soluciones de DEA indican que una recirculación de 1.5 moles de agua por mol de gas ácido es satisfactoria para un “stripping” adecuado. Para MDEA las recirculaciones van desde 0,3 a 1 mol de agua por mol de gas ácido siendo estos valores bastante efectivos.

La operación de una columna típica de “stripping” se puede observar en la figura 3.25, que muestra los perfiles de composición y temperatura de una columna utilizada para el “stripping” de CO2 en una solución de MEA. La figura representa una columna con 37 ft (12 m) de altura con anillos Pall de“2" (5 cm) que opera a una presión de 12.8 psig. La alimentación consiste en una solución de MEA al 20% con una carga de CO2

de 0,5 mol/mol.

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La solución rica es alimentada a la columna a 4 ft (1.32 m) por debajo de la parte superior del relleno a una temperatura de 105ºc El agua de recirculación se añade a la columna por la parte superior a 55ºC

En un tramo corto de 10 ft (30 m) se produce un calentamiento muy brusco hasta 116ºC. A partir de este punto y hasta la llegada al“reboiler” es más suave hasta los 120ºC (248ºF) finales.

La carga de CO2 de la solución comienza a decrecer por debajo del punto de alimentación y finalmente deja el “reboiler” con una carga de CO2 de 0,12 mol/mol. Como es de esperar, las curvas de composición de líquido y vapor tienen la misma forma, se aprecia que por encima del punto de alimentación la fase vapor contiene un tercio de CO2 y dos tercios de agua, representado una recirculación de 2:1 mol H2O/mol CO2.

Figura 3.25

Este ejemplo es interesante porque muestra cómo evolucionan las composiciones y el proceso de descarga del CO2 a medida que nos movemos por la columna.

Para aumentar el grado de la temperatura de operación puede incrementarse la presión o reducir el contenido de agua de la solución mediante la adicción de compuestos volátiles como el glicol. En el caso de la figura se ha optado por incrementar la presión.

El motivo de que el “stripping” del CO2 de la solución de MEA aumente con el aumento de la presión del “reboiler” se debe al efecto de la temperatura en la presión de

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vapor. La presión de vapor del CO2 sobre una solución de amina generalmente aumenta con la temperatura más rápidamente que lo que aumenta la presión de vapor de la mezcla agua/amina sobre la misma solución.

La demanda de vapor para el proceso de “Stripping” se suele expresar en Kg de vapor por litro de solución circulante (libras de vapor por galones de solución circulante). Este valor esta próximo a la relación de recirculación, que también depende de la temperatura de la solución rica,de la fracción recirculada y de la temperatura de la solución pobre que cedede la columna. Los valores típicos de libras de vapor por galones de solución van desde menos de 1 a 1,5 (1.72 a 2.58 Kg/l). En la mayoría de los casos, un ratio de 1 lb/gal es suficiente para obtener una solución con un grado de pureza aceptable para el tratamiento cuando se utilizan soluciones de monoetanolamina.

3.5.7.4 Descripción del proceso propuesto.

Figura 2.27: Esquema de la instalación.

La corriente de gases que sale del secadero, es decir, el gas bruto, el cual, es usado para secar en el tromel, el alperujo, continua llevando el mismo CO2, que el que sale de la turbina, incluso un pequeño aporte más debido a su contacto con la materia orgánica. Dicho gas se encuentra a una temperatura de 100ºC aproximadamente.

Antes de introducirlo en el sistema de captación, debe pasar, el gas bruto, por un filtro de mangas, en el cual quedan retenidas el 90-95% de las partículas. Este filtro es indespensable, porque, sino podia obstruir el absorbedor, del sistema de captación. A continuación, la corriente de dicho gas la hacemos pasar por un extractor de dimensiones proporcional al caudal del gas , para que tenga la fuerza suficiente, para

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introducirlo en la torre empacada. Pero como la temperatura que necesitamos para dicha tecnica es de 32ºC, y el gas viene con una de 100ºC, precisamos de un intercambiador de calor, que nos baje a la temperatura requerida. Este calor sobrante es usado para la regeneración de la amina.

Figura 2.28: Esquema del proceso de absorción y recuperación del CO2.

En la figura 3.27 vemos de forma esquematizada las partes principales del proceso. Una vez que tenemos el gas a 32ºC, sin particulas, acondicionado y lavado, es cuando se le añade de carbonato de sodio con el fin de eliminar le dióxido de azufre, como se comento anteriormente. Una vez libre de azufre, los gases de combustión son conducidos a la torre de absorción o absorbedor (I) mediante una bomba soplante. En el CO2 contenido en los gases de combustión, es absorbido por la mezcla de MEA (30%) a contracorriente a la forma estable de carbamato (MEACOO-). Cuando los gases llegan a la parte superior del absorbedor, se encuentra con una fase de lavado donde el agua y la MEA residual se recogen para ser enviadas de nuevo al absorbedor.

Extración del CO2.

La mezcla de MEA saturada de CO2 (MEA rica) es bombeada a través de un intercambiador donde se precalienta desde los 47ºC hasta las 103ºC antes de ser conducida a la torre de extracción, (II). Aquí mediante un recalentamiento con vapor externo (G-2) se extrae el CO2. El vapor de MEA, el vapor de agua (Generado por la evaporización parcial de la solución acuosa en la torre) y el CO2 que salen de la caldera asciende por la columna de extracción, entrando en una sección de lavado en la parte superior de la misma, en la que la MEA residual es eliminada de los gases. El gas CO2

de salida de la columna de extracción (75% CO2 y 25% H2O2), se enfría en el

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intercambiador (R-2) en una primera etapa, y una segunda etapa donde pasa aun enfriador-condensador (III ) pasando desde los 97ºC hasta los 32ºC de antes.

En el condensador se condensa la mayor la mayor parte de vapor de agua, que es bombeado hacia la sección de lavado situada en la parte superior de la columna de extracción, donde se elimina la niebla de MEA, mientras que el CO2 sigue su curso hacia la etapa final de licuefacción.

Recirculación.

La mezcla MEA no saturada (MEA pobre) es bombeada desde el calderín de la columna de extracción a través del enfriador de mezcla, donde se enfría inicialmente calentando la mezcla de MEA saturada que se encuentra fría (MEA rica), desde los 121ºC hasta los 40ºC, proveniente del absorbedor y después mediante un refrigerador (R-1), antes de dirigirse de vuelta hacia el absorbedor.

Una parte de la MEA fría se recircula a través de un filtro de carbón, para eliminar los contaminantes disueltos. Otra parte de la MEA fría se extrae a intervalos y se dirige hacia un regenerador, en el cual los contaminantes, como la sales de nitrato térmicamente estables y otras cadenas de compuestos, son eliminados mediante un proceso de ebullición con vapor. Añadiendo anticorrosivos y antiespumantes a la solución de MEA reentrada.

Una cierta parte de agua de salida del enfriador (III) debe ser reintroducida en el regenerador (II) para diluir el vapor de MEA hasta la mitad de concentración para mejorar la operación. De este modo se reduce la temperatura requerida para la regeneración. Esto es muy importante ya que existe un ahorro energético y por lo tanto económico del proceso.

Antes del almacenamiento del co2.

El CO2 de salida del enfriador del gas (III) es enviado a un depurador de KMnO4 (de alto poder oxidante), con el fin de extraer:

1. Los óxidos de nitrógeno.2. Los eventuales trazas de MEA y productos de descomposición.3. Y los aldehídos procedentes de la combustión.

Posteriormente, el CO2 se comprime hasta 21 bares, gracias a los 2 compresores de pistones libres de aceite, que estarán equipados con un sistema de pre y post refrigeración. Unos filtros coalencentres y de carbón activo serán los encargados de eliminar las partículas de aceite de los vapores hasta alcanzar un nivel mínimo que garantice la calidad que el comprador requiera. Y seguidamente, un secador absorberá el agua hasta que el dióxido de carbono presente un punto de rocío de -60ºC (lo que equivale a un contenido en agua de 10ppm) Este deshidratador se regenera de forma automática mediante un calefactor externo de aire caliente. Dicha refrigeración de lleva a cabo mediante un pequeño flujo de la purga de gas del condensador de CO2, que es

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reenviado hacia la entrada del absorbedor. Por último el gas pasara a un filtro de carbón activo para extraer los aldehídos y a veces las sustancias aromáticas. La extracción posterior del oxigeno de la mezcla asegura una pureza final del CO2 próxima al 99.99%. Este CO2 la mayor parte se condensa a una temperatura de -25ºC a -30ºC antes de ser bombeado a los tanques de almacenamiento, como se explica en el siguiente capitulo.

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4 ALMACENAMIENTO DE CO2.

4.1 Breve reseña científica.

Existen diversas maneras de almacenar CO2, algunas implican el aumento de los sumideros naturales en los ecosistemas terrestres y en los océanos.

4.1.2 Almacenamiento geológico.

El CO2 comprimido puede inyectarse en las formaciones rocosas porosas del subsuelo mediante muchos de los métodos que actualmente se utilizan en las industrias del gas y del petróleo.

Los tres grandes tipos de almacenamiento geológico son las reservas agotadas de gas y petróleo, los acuíferos salinos y los lechos de carbón inexplotables. El CO2 puede retenerse físicamente, por ejemplo, bajo una capa rocosa hermética, o en los espacios porosos del interior de la roca. Asimismo, puede retenerse químicamente al disolverse con agua y reaccionar con las rocas que le rodean. En este tipo de reservas, el riesgo de fugas es más bien reducido.

El almacenamiento de CO2 en formaciones geológicas es la opción más barata y más aceptable desde el punto de vista medioambiental. En cada caso, el almacenamiento geológico de CO2 se consigue mediante su inyección en forma condensada en una formación rocosa subterránea. Las formaciones rocosas porosas que retienen o que (como en el caso de los yacimientos agotados de petróleo o de gas) han retenido fluidos anteriormente –como gas natural, petróleo o salmuera– son candidatos potenciales para el almacenamiento de CO2. Las formaciones aptas para el almacenamiento pueden aparecer en cuencas sedimentarias terrestres y marítimas (depresiones naturales a gran escala situadas en la corteza terrestre que se llenan de sedimentos).

Las capas de carbón también pueden utilizarsep ara almacenar CO2 cuando sea poco probable que el carbón sea explotado posteriormente y siempre que la permeabilidad sea suficiente. La opción de almacenar CO2 en capas de carbón y mejorar la producción de metano aún está en la fase de demostración.

La inyección de CO2 en formaciones geológicas profundas comprende muchas de las tecnologías que se han desarrollado en la industria de la prospección y la producción de petróleo y gas. La tecnología de perforación de pozos, la tecnología de inyección, la simulación por ordenador de la dinámica de los depósitos de almacenamiento y los métodos de vigilancia de aplicaciones existentes siguen desarrollándose para el diseño y el funcionamiento almacenamiento geológico. Otras prácticas de inyección subterránea también aportan una experiencia operativa útil. En

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particular, el almacenamiento de gas natural, la inyección en profundidad de desechos líquidos, y la eliminación de gas ácido (mezclas de CO2 y H2 S) se han llevado a cabo en Canadá y en los Estados Unidos desde 1990, también a escala de megatonelada.

Figura 4.1: Métodos para almacenar CO2 en formaciones geológicas subterráneas profundas. Pueden combinarse dos métodos con la recuperación de hidrocarburos.

4.1.3 Almacenamiento oceánico.

El CO2 se puede introducir directamente en los fondos oceánicos (a más de mil metros de profundidad), así, quedaría aislado de la atmósfera durante siglos. El CO2, se puede transportar 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.

El almacenamiento oceánico aún no se ha desplegado ni demostrado a escala experimental y sigue en la fase de investigación. No obstante, se han realizado experimentos sobre el terreno a pequeña escala, así como 25 años de estudios teóricos, de laboratorio y modelos de almacenamiento oceánico intencional de CO2.

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Figura 4.2: Algunas refinerías de gas y petróleo que extraen sustancias con altas concentraciones de CO2 consiguen capturar este gas y devolverlo a las profundidades antes de emitirlo a la atmósfera en el

proceso de obtención de componentes más útiles y menos contaminantes.

Los océanos cubren más del 70 por ciento de la superficie terrestre y su profundidad media es de 3800 metros. Debido a que el dióxido de carbono es soluble en el agua, se producen intercambios naturales de CO2 entre la atmósfera y las aguas en la superficie oceánica hasta que se alcanza un equilibrio. Si la concentración atmosférica de CO2 aumenta, el océano absorbe CO2 adicional gradualmente. De este modo, los océanos han absorbido alrededor de 500 Gt de CO2 (140 Gt de C) de un total de 1 300 Gt de CO2(350 Gt de C) de emisiones antropógenas liberadas en la atmósfera durante los últimos 200 años. Como resultado del aumento de las concentraciones atmosféricas de CO2 causadas por actividades humanas relativas a niveles preindustriales, actualmente los océanos absorben CO2 con una intensidad de unas 7 Gt de CO2 al año (2 Gt de C al año).

La mayor parte de este dióxido de carbono reside ahora en las capas superiores del océano y, hasta la fecha, ha dado lugar a una disminución aproximada del 0,1 del pH en la superficie oceánica debido a la naturaleza ácida del CO2 en el agua. No obstante, hasta ahora no se ha producido prácticamente ningún cambio en el pH de las profundidades oceánicas.

Los modelos prevén que durante los próximos siglos los océanos absorberán, finalmente, la mayor parte del CO2 liberado en la atmósfera a medida que el CO2 se disuelve en la superficie oceánica y, posteriormente, se mezcla con las aguas de las profundidades oceánicas. No hay un límite físico práctico de la cantidad de CO2

antropógeno que puede almacenarse en el océano. No obstante, en una escala cronológica milenaria, la cantidad almacenada dependerá del equilibrio oceánico con la atmósfera. La estabilización de las concentraciones atmosféricas de CO2 entre 350 y 1

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000 ppmv supondría que, con el tiempo, habría entre 2000 y 12000 Gt de CO2 en el océano si no se realizara una inyección de CO2 intencional.

Por tanto, este margen representa el límite superior de la capacidad del océano para almacenar CO2 mediante una inyección activa. La capacidad también se vería afectada por los factores ambientales, como el máximo cambio de pH admisible. Los análisis de las observaciones y los modelos de los océanos indican que el CO2 inyectado quedará aislado de la atmósfera durante, al menos, varios cientos de años, y que la fracción retenida tiende a ser mayor cuando la inyección se realiza a más profundidad. Las ideas para aumentar la fracción retenida comprenden la formación de hidratos de CO2 sólidos y/o lagos de CO2 líquidos en el fondo del mar, y la disolución de minerales alcalinos como la piedra caliza para neutralizar el CO2 ácido. La disolución de carbonatos, en caso de que sea práctica, podría prolongar la escala cronológica del almacenamiento hasta cerca de 10000 años, minimizando, a un tiempo, los cambios del pH oceánico y de la presión parcial del CO2. No obstante, este método requeriría cantidades importantes de piedra caliza y de energía para la manipulación de los materiales (aproximadamente, la misma magnitud que las cantidades por tonelada de CO2 inyectado requeridas para la carbonatación mineral).

4.1.4 Carbonatación mineral y usos industriales.

Podemos decir, que la carbonatación mineral, lleva asociada la conversión de CO2 en carbonatos inorgánicos sólidos mediante reacciones químicas. La carbonatación mineral hace referencia a la fijación de CO2 mediante el uso de óxidos alcalinos y alcalinotérreos, como el óxido de magnesio (MgO) y el óxido de calcio (CaO), que están presentes las rocas de silicatos de formación natural como la serpentina y el olivino. Las reacciones químicas entre estos materiales y el CO2 producen compuestos como el carbonato de magnesio (MgCO3) y el carbonato cálcico (CaCO3, comúnmente conocido como piedra caliza).

Los silicatos de Mg son considerados mejor opción que los de calcio por muchas razones: son minerales más reactivos que los de calcio, frecuentemente tienen un porcentaje en peso de óxido puro mayor (los silicatos de magnesio pueden tener un 35-40% en peso de MgO mientras que los silicatos de calcio, normalmente, solo tienen un 12-15% de CaO) y además los depósitos de silicatos de magnesio son más grandes y más numerosos.

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Figura 4.3: Reacciones de carbonatación Fuente: CO2 Mineral Sequestration Studies. NETL. 2001.

La serpentina (Mg3Si2O5(OH)4) y el olivino (Mg2SiO4), que primariamente aparece en forma de forsterita, son los dos principales minerales de magnesio utilizados para la reacción de carbonatación con el CO2, dando lugar a la magnesita (MgCO3) mediante una reacción exotérmica a baja temperatura. Estas reacciones de carbonatación son exotérmicas y ocurren espontáneamente en naturaleza, sin embargo, son demasiado lentas.

La cantidad de óxidos metálicos presentes en las rocas de silicatos que pueden encontrarse en la corteza terrestre excede de las cantidades necesarias para fijar todo el CO2 que produciría la combustión de todas las reservas de combustibles fósiles existentes.

Estos óxidos también aparecen en pequeñas proporciones en algunos desechos industriales, como la escoria y las cenizas del acero inoxidable. La carbonatación mineral produce sílice y carbonatos que se mantienen estables durante largos períodos de tiempo y que, por tanto, pueden eliminarse en zonas como las minas de silicato o pueden reutilizarse con fines de construcción, si bien es probable que esa reutilización sea mínima en relación con las cantidades producidas. Tras la carbonatación, el CO2 no sería liberado en la atmósfera. Como consecuencia, apenas sería necesario vigilar los lugares de eliminación y los riesgos conexos serían casi insignificantes. Es difícil estimar el potencial de almacenamiento en esta fase inicial de desarrollo. En todo caso, estaría limitado por la fracción de reservas de silicatos cuya explotación sea posible desde el punto de vista técnico, por cuestiones ambientales como el volumen de la eliminación de productos, y por obstáculos jurídicos y sociales relacionados con el lugar de almacenamiento.

El proceso de carbonatación mineral se produce de forma natural y se conoce como “meteorización”. En la naturaleza, el proceso es muy lento, por lo que debe ser acelerado de forma considerable a fin de convertirlo en un método de almacenamiento

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viable para el CO2 captado procedente de fuentes antropógenas. La investigación en el ámbito de la carbonatación mineral se centra, por tanto, en la identificación de vías para el proceso que puedan alcanzar velocidades de reacción que sean viables para fines industriales y lograr que la reacción tenga un mayor rendimiento energético. La tecnología de carbonatación mineral que utiliza silicatos naturales se halla en la fase de investigación, pero algunos procesos que usan desechos industriales están en la fase de demostración.

4.1.5 Producción de metano en capas de carbón; retención del carbono.

Se han identificado capas de carbón inexplotables como emplazamientos potenciales para el almacenamiento de CO2 antropogénico, con una capacidad de confinamiento de CO2 estimada en 6400 millones de toneladas métricas. Dado el potencial de almacenamiento intrínseco del carbón y el crecimiento experimentado de la actividad de explotación del metano en capas de carbón, el confinamiento de CO2en filones de carbón constituye una posibilidad atractiva.

En pruebas de núcleos secos, el CO2 absorbe al doble de velocidad que el CH4, lo que convierte la inyección de CO2 en una técnica eficaz de mejoramiento de la producción en yacimientos CBM, también conocida como recuperación de metano en capas de carbón. Esta es la técnica de la que menos información se dispone actualmente, ya que continúa investigándose, y podría ser una posible respuesta al futuro del almacenamiento de CO2.

4.2 Almacenamiento con fines comerciales.

El objetivo final de nuestro proyecto es la venta de CO2 para diversos fines que hemos citado anteriormente. Después de extraer el CO2 con nuestro método de captación, éste debe almacenarse hasta su posterior venta.

Una de las opciones para almacenamiento de líquidos o gases, pueden ser el uso de tanques, así podríamos hablar de tanques verticales encima de la tierra con diversas configuraciones de techo, tanques horizontales encima de la tierra, y tanques de almacenamiento subterráneos. No obstante, el utilizar tanques de almacenamiento previene, minimiza o elimina las emisiones de compuestos a la atmosfera, así como la seguridad de los operadores.

Los tanques de almacenamiento son una excelente opción para el manejo de una gran variedad de compuestos. Estos tanques suelen utilizarse en empresas que requieran el almacenamiento de materiales o residuos en estado líquido o gaseoso como a su vez, requieran procesar estos materiales para un fin común. Por este motivo, estos tanques deben estar preparados para mantener el CO2 en unas condiciones óptimas hasta su posterior venta. Estos tanques se pueden situar individualmente, o formando parte de un complejo o instalación más efectiva desde un punto de vista energético-económico.

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Para nuestro proyecto, tomaríamos como referencia, una planta de recuperación y almacenamiento de CO2 aplicable a la industria cervecera:

En este tipo de plantas, el CO2 se almacena en un estado físico ultra-congelado y líquido. Las temperaturas requeridas para la licuefacción de -26 °C a -35 °C se producen directamente en la correspondiente planta refrigeradora. Gracias a la óptima coordinación entre la planta de CO2 y la planta refrigeradora (o sea la presión y la temperatura de licuefacción), así como la pureza momentánea del gas bruto, se alcanza un alto efecto de acción de masa. Así se puede procesar igualmente de manera eficaz CO2 con baja pureza inicial.

Según el tipo de las impurezas presentes en el CO2, la purificación de carbón activo utiliza también carbón con efecto quimioabsorbente. Las combinaciones de materias imposibles de eliminar por el carbón activo pueden extraerse por lavados químicos o bien carbones activos especiales no regenerables.

Como complemento puede integrarse en el proceso un sistema de destilación a baja temperatura para quitar las partes de oxígeno y nitrógeno presentes en el CO2hasta alcanzar un contenido de oxígeno residual de 5 ppm/vol. En el caso de una alta carga de aerosoles en el gas, después de la purificación del gas se prevé como etapa especial de purificación un separador de aerosoles específico. Este protege los componentes posteriores de la planta contra los efectos negativos de los aerosoles tales como la sedimentación en los compresores de CO2, la corrosión en los depósitos y tuberías, etc.

Figura 4.4: Este sistema suele utilizarse en las industrias cerveceras más punteras. El mando PLC de la planta permite una operación completamente automática y un procesamiento del CO2 en función de la

producción.

Los costes totales de este tipo de plantas dependerán tanto de las elecciones tecnológicas como de otros factores, como la localización o los costes derivados del consumo de combustible o electricidad.

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Para elegir qué tipo de complejo de almacenamiento es adecuado para nuestra instalación, es necesario determinar una serie de datos indicados por el fabricante al que vamos a solicitar la información en cuestión, tales como el volumen de CO2 , el tamaño de la instalación, la presión del gas, la ubicación de la planta, etc. Estos datos varían en función del proveedor. Existen numerosas empresas que manufacturan y comercializan estos productos.

4.3 Alternativas a la captura, transporte y almacenamiento.

Siguiendo los principios básicos de la sostenibilidad que son Reducir, Reciclar y Reutilizar, cada vez son más numerosos los grupos de investigación que plantean la posibilidad de reutilizar el CO2, convirtiéndolo de nuevo en combustible como alternativa a su captura, transporte y almacenamiento. Así, se evitan los inconvenientes de este último procedimiento que, además de incrementar el coste de producción en un 30%, implica la disminución de la eficiencia de los ciclos, gasto de energía adicional con sus correspondientes emisiones de CO2, acondicionamiento de los lugares de almacenamiento, etc.

La molécula de dióxido de carbono es extraordinariamente estable, casi tanto como la del agua; la reducción del dióxido de carbono a monóxido y la descomposición térmica del agua para producir hidrógeno necesitan un aporte de energía entorno a los 300 kJ/mol y temperaturas elevadas. Ambos procesos tienen, además, un grave inconveniente que es la tendencia a recombinarse de los productos en el caso de no realizarse una separación inmediata, lo que reduce en gran medida su eficiencia:

T = 3000ºC: CO2 ==> CO2 + 1/2 O2 H = 282,5 kJ / molT = 3500ºC: H2O ==> H2 + 1/2 O2 H = 295,6 kJ / mol

Al ser reacciones que necesitan un gran aporte de calor, estos procesos únicamente tienen sentido desde el punto de vista energético si la fuente de energía que se utiliza es renovable, suponiendo el proceso una transformación de una energía difícilmente almacenable o transportable (viento, radiación solar) en un combustible líquido o gaseoso que pueda utilizarse en sistemas convencionales de producción de electricidad ó calor. Lógicamente, al igual que la captura y almacenamiento, esta tecnología va dirigida a grandes plantas de producción de energía eléctrica en los que la cantidad de dióxido de carbono generado es considerable y está concentrado, quedando excluido en principio el sector transporte que consta de multitud de pequeñas fuentes móviles.

Otra posibilidad partiendo de CO2 y metano es la obtención de gas de síntesis (CO+H2) o metanol mediante procesos térmicos de reformado seco y ciclos termoquímicos, aportando el calor necesario con tecnología solar o nuclear.

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El “reformado seco de metano” consiste en la reacción CH4+CO2=CO+H2 (247 kJ/mol, T=900ºC) El producto es un gas de síntesis con menor proporción H2/CO que el obtenido mediante reformado convencional (con vapor de agua), muy adecuado para procesos como Fisher-Tropsch que va dirigido a la obtención de hidrocarburos. El principal inconveniente de este proceso, y en el que debe incidir investigaciones futuras, es que la ausencia de agua provoca la formación de carbón que lleva a una rápida desactivación del catalizador. La sustitución de los catalizadores convencionales por otros más novedosos podría resolver el problema.

En cuanto a la producción de metanol mediante un ciclo termoquímico híbrido (los ciclos termoquímicos son reacciones de oxidación-reducción sucesivas que rebajan los requerimientos energéticos, la temperatura necesaria y aumenta la eficiencia con respecto a las reacciones directas), se parte de CO2, CH4 y H2O, y, en cuatro fases (una de ellas electrolítica), se logra obtener metanol a temperaturas entorno a los 700ºC, muy inferiores a las que requiere el proceso directo. Se logra así incorporar la energía solar (térmica y fotovoltaica) o nuclear en un combustible líquido.

Por último y como más novedoso, mediante procesos fotoquímicos se intenta reproducir en laboratorio el proceso de la fotosíntesis, que a partir de dióxido de carbono y agua con el aporte de luz solar (fotones) produce hidratos de carbono (como por ejemplo glucosa) y como subproducto oxígeno: 6 CO2 + 6 H2O ==> C6H12O6 + 6 O2

El problema de la fotosíntesis artificial es encontrar una molécula artificial que

se mantenga polarizada suficiente tiempo para reaccionar. El Proyecto ELCAT, financiado por la Comisión Europea y en el que colaboran institutos de investigación y universidades de Francia, Italia, Alemania y Grecia intenta reproducir este proceso.

En una primera etapa fase se rompe la molécula de agua en protones, oxígeno y electrones, utilizando energía solar y un catalizador de titanio. Los electrones liberados se emplean en una segunda etapa para reducir el CO2 y unir los átomos de carbono, obteniéndose moléculas largas de hidrocarburo. En en esta segunda fase se utilizan catalizadores de platino y paladio en el interior de nanotubos de carbono. En la actualidad se logran obtener cadenas de hasta 8 o 9 carbonos con una eficiencia del 1% a temperatura ambiente (eficiencia de la fotosíntesis 3-5%). Los investigadores consideran que, en un futuro, la utilización de sistemas solares de concentración mejorará la eficiencia del proyecto y que en una década podría ser viable el proceso a nivel industrial.

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5 ANÁLISIS DE COSTE.

A tenor de la tecnología por la que se ha optado, el estado del marcado actúal de compra-venta de bonos de emisión, la industria del CO2y el coste de las instalaciones, se ha realizado un breve estudio económico de la instalación captadora de CO2.

El objeto es ver en funcnión del coste y los ingresos que produce el CO2 ver cuando se podría amortizar la planta e incluso, ver los beneficios a medio plazo simulando que las condiciones actuales de mercado se mantengan.

En la siguiente tabla se pueden observar las características y composición de nuestro gas a tratar.

Se estima que nuestra turbina esté funcionando 24 horas, 5 días a la semana. Calculando sobre un año de 365 días, unos 261 días funcionando. Por otro lado teniendo en cuenta el caudal y la composición en volumen del mismo 2.027,42 m3/h de CO2. Suponiendo en función de la bibliografía una media en el rendimiento del 90% del proceso de captura de CO2, el caudal capturarado es 1.824,67 m3/h de CO2. Pasado a caudal másico, 2.919,48 Kg/h, en total en un año funcionando sería de 18.267.588,41 Kg.

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Las instalaciones descritas a lo largo del trabajo tendrías un coste aproximado de de unos 7 millones de euros, con un mantenimiento anual estimado en el 15% de la inversión inicial.

Si atendemos al precio de marcado para aplicaciones industriales del CO2 y al de la cotización en mercado de compra-venta de bonos de emisión de CO2, se han estimado los ingresos anuales de esta actividad.

Se optó por la venta como líquido porque la venta como hielo seco requiere una serie de instalaciones anexas para enfriar el gas. Contemplando solamente la inversión de las instalaciones dedicadas a la captación y su mantenimiento anual, y suponiendo unos ingresos anuales similares, se simuló en un periodo de diez años el resultado de esta actividad concreta dentro de la planta. Se calcula que a partir del tercer año los ingresos derivados de la captación amortizan la inversión de todos los equipos dedicados a esta labor dentro de las instalaciones generales.

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6 Política Integrada de Productos y Servicios (IPP).

Por último y como reflexión hemos querido añadir una pequeña reseña de, a lo que a nuestro juicio, es el futuro de las políticas ambientales mas allá de las mejores técnicas disponibles. Hablamos de las Políticas integradas de productos y servicios (IPP).

Cualquier producto o servicio tiene un impacto ambiental generado durante una o varias etapas de su ciclo de vida: extracción de materias primas, transporte de estas hasta el lugar de procesado, diseño, fabricación, montaje, marketing, distribución y venta, uso y gestión como residuo.

El aumento de los ingresos promedio por hogar y la globalización del modelo de consumo occidental en países en vías de desarrollo están causando un consumo insostenible de los recursos naturales y su consecuente agotamiento. Este consumo insostenible, además de acabar con los recursos naturales produce, a medida que va creciendo un mayor impacto ambiental sobre estos. El aumento de la población mundial, el aumento del consumo, ya sea por aumento del nivel de vida o por la incorporación de países en vías de desarrollo al modelo de consumo, y la diversidad de productos hacen que el aumento del impacto ambiental sea más o menos de un 15% cada año (Pere Fullana).

Esta catastrófica situación solo puede verse frenada modificando cualquiera de los factores de la ecuación. Intentar bajar el impacto ambiental asociado a productos y a servicios parece la solución más lógica y la única factible ahora mismo, aunque no por ello signifique que sea fácil debido al desconocimiento y a la tendencia política, social y económica de asociar la sostenibilidad a la perdida de dinero.

Llegados a este punto sería oportuno analizar el significado de sostenibilidad. Según el VII Programa Marco un producto o servicio sostenible debe estar basado en la realidad, hay que considerar los tres ámbitos de la sostenibilidad, esto es; social, económico y ambiental con la misma participación de cada uno de ellos. Un producto o servicio minoritario no es sostenible, no necesariamente todo lo que se vende como “ecológico” es sostenible, para serlo debe desplazar a una parte importante de su sector de mercado, de no ser así el resto de productos no sostenibles, se seguirían consumiendo en mayor proporción y por tanto ese menor impacto ambiental asociado del producto sostenible podría ser menospreciado globalmente.

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Figura 7.1: Desarrollo Sostenible.

El desarrollo sostenible es por ello una prioridad indiscutible. Para lograr este objetivo, la Comisión Europea está poniendo en marcha una nueva política, la Política Integrada de Productos (IPP en inglés). Su ambición es influenciar y desarrollar la demanda y la oferta de productos y servicios ambientalmente respetuosos a través de:

• Minimizar los impactos ambientales de los productos y servicios 'desde la cuna hasta la tumba” considerando todo su ciclo de vida y determinando las etapas donde las acciones de mejora van a ser más beneficiosas, tanto al nivel ambiental como al nivel económico.

• Integrar las estrategias ambientales para asegurarse que los beneficios se equilibran con el coste que supone conseguir el objetivo ambiental.

• Cooperar con todos los actores de la cadena de suministros (desde los proveedores hasta el usuario final) y alrededor de ella (administración, expertos, seguros, etc) para optimizar la efectividad de los esfuerzos de reducción de impactos ambientales.

• Desarrollar los mercados verdes introduciendo incentivos y instrumentos que motivan tanto a los productores a ofrecer productos y servicios ambientalmente respetuosos como animan a los consumidores a comprar dichos productos dándoles la información útil.

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La IPP representa un giro importante ya que se centra en los impactos ambientales de los productos y servicios, no sólo de algunos procesos. De hecho, las estrategias ambientales enfocando los procesos y las tecnologías limpias permitieron reducir los impactos de las actividades industriales y todavía, muchas reglamentaciones siguen esta dirección. Sin embargo, con la contribución creciente de los consumidores a la degradación ambiental, se deben incrementar los esfuerzos y enfocarlos hacia el origen del problema: los productos y servicios producidos y consumidos.

Hace ya más de tres décadas que se habla de productos, servicios y Medio Ambiente, este tópico toma más fuerza en los años noventa gracias al éxito de las políticas ambientales orientadas a procesos y también como consecuencia de las fuertes críticas sociales sobre políticas anteriores. La evolución de las políticas ambientales a groso modo es esta:

1. Ausencia de políticas ambientales, justo después de la revolución industrial la preocupación se cernía sobre producir y aún no éramos conscientes de la problemática ambiental asociada.

2. Políticas de Tubo “Pipe”. En la Londres de la revolución industrial, miles de personas morían por los humos que las fábricas desprendían y la solución fue poner grandes tubos “chimeneas” que soltaran estos humos lejos del lugar de trabajo.

3. Final de tubo, “End of pipe”. Empezando a ser consecuentes con el daño ambiental que las actividades industriales producían sobre el planeta comienzan a utilizarse tecnologías que intentan atajar un poco el problema.

4. Minimización en Origen. Conscientes con que mantener el orden es mejor que desordenar para luego ordenar de nuevo, se empieza a pensar que es más productivo minimizar los impactos en origen para que luego no vayan creciendo a medida que transcurre su ciclo de vida.

5. Mejores Técnicas disponibles. Fuerte apuesta por esta política que obliga a usar las mejores técnicas para cada proceso (sigue siendo una política orientada al proceso).

6. Gestión Ambiental Voluntaria. Ayuda a ir un paso más allá de las BATs pero es voluntario.

7. Política Integrada de producto o servicio. Es la tendencia actual y la analizaremos mas profundamente.

La IPP es una política orientada hacia los negocios. Combina herramientas económicas, ambientales y sociales cuyo uso se decide en función de las características de la cadena de suministro y la demanda de los clientes del sector considerado. Así, los instrumentos e incentivos son voluntarios u obligatorios, de uso local, nacional o europeo e incluyen declaraciones ambientales, guías de diseño, etc.

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La IPP es una estrategia complementaria a los instrumentos políticos existentes para completar los dispositivos que no consideran suficientemente los impactos generados por los productos y/o servicios.La Comisión europea publicó un libro verde en febrero del año 2001 y una comunicación en Junio 2003.

El caso de las PYMEs, las cuales tienen un papel económico preponderante en Europa ya que representan 99 % de los negocios. Al nivel ambiental tienen también una influencia que no se puede ignorar, ya algunos estudios asocian el 60% de la contaminación total europea a las actividades llevadas a cabo por las pequeñas y medianas empresas.

A través de la IPP, se van desarrollando algunos incentivos para que las PYMEs reduzcan los impactos de sus productos y servicios y los mejoren ambientalmente. Sin embargo, las PYMEs encuentran dificultades culturales, financieras y organizacionales para adaptarse e integrar nuevas técnicas tales como el análisis del ciclo de vida(del que hablaremos un poco más adelante):

• Pocos conocimientos sobre los impactos generados por la propia actividad, los procesos y tecnologías limpias, la gestión ambiental, etc .

• Difícil acceso a la información y comprensión de los requisitos legislativos .

• Percepción de la gestión ambiental como fuente de limitaciones y costes más que oportunidad de innovación y beneficios.

• Falta de tiempo y de recursos, tantos humanos como tecnológicos y financieros .

La protección del medio ambiente ha tendido a concentrarse en fuentes puntuales de contaminación, como pueden ser las emisiones industriales o la gestión de los residuos. Este enfoque a menudo ha sido existoso, pero solo se concentra en la reducción de las cargas ambientales de fabricación y venta.

Para abordar los impactos ambientales asociados a productos y servicios desde este enfoque, debe hacerse con una política que analice el ciclo de vida completo, ya que los impactos ambientales se originan en todas las etapas.

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Figura 7.2

6.1 Análisis del Ciclo de Vida.

Este enfoque debería garantizar que los impactos ambientales en todo el ciclo de vida se abordan de manera integrada para evitar la transferencia de los impactos de una etapa del ciclo de vida a otra (como la bioacumulación en una cadena trófica). La IPP pretende lograr al mismo tiempo una mejora económica y del medio ambiente apoyando así la competitividad industrial a largo plazo.

Definitivamente el comportamiento ambiental de los productos y servicios se ha convertido en tema clave y ya algunas empresas investigan sobre cómo minimizar sus impactos ambientales. La utilización de herramientas voluntarias como los SGA ha permitido mejoras, pero hay un paso más y este sería el ACV.

Figura 7.3

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Según la Sociedad de Toxicología y Química Ambientales (SETAC) ( Society of Environmental Toxicology and Chemistry), el ACV representa una manera de analizar las cargas ambientales asociadas al ciclo de vida de un producto o servicio, desde la cuna hasta la tumba.

Empezar un estudio de ACV

La gestión de un estudio de ACV incluye, básicamente, tres actividades.

1. La primera consiste en la correcta aplicación de la herramienta del ACV.

2. La segunda es asegurar que la calidad de los datos recogidos es aceptable de acuerdo con los criterios fijados durante la fase del Inventario de Ciclo de Vida (LCI) .

3. Finalmente, la última actividad consiste en analizar los resultados del ACV e identificar los puntos críticos del ciclo de vida del producto o proceso.

Para implementar las tres actividades anteriores, puede adoptarse un proceso gradual que asegure una aplicación correcta del ACV:

• Formación del equipo de ACV.En primer lugar, debe crearse el equipo de ACV puesto que se asignarán actividades a cada uno de sus miembros. El equipo deberá establecer los objetivos y alcance del proyecto, así como el período temporal en el que se desarrollará; también deberá hacer un seguimiento del proceso; finalmente, deberá revisar e implementar los resultados del ACV.

• Definición de las metas.Las metas del estudio de ACV deben ser definidos por el equipo de ACV (por ejemplo la definición de los objetivos y alcance, la recogida de datos, etc.). A medida que el estudio avance, deberá hacerse un seguimiento del cumplimiento de las metas en relación a la programación temporal establecida.

• Selección del personal que deberá recoger los datos.El principal requerimiento a tener en cuenta a la hora de seleccionar las personas que deberán desarrollar el ACV es su grado de conocimiento sobre el sistema del producto a analizar. La falta de un conocimiento suficiente sobre ACV puede ser solucionada durante las reuniones de definición de las prescripciones técnicas.

• Reuniones de definición de las prescripciones técnicas.Los participantes deben estar informados sobre los objetivos y el proceso del estudio de ACV que se va a desarrollar en la empresa. Esto puede hacerse durante algunas reuniones, mientras que el equipo de ACV debería informar a

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todo el personal que participará acerca del proyecto de ACV que va a ser desarrollado. A través de estas reuniones, podrá conocerse y dirigirse el interés y compromiso del personal.

• Seguimiento del proceso.El equipo que gestione el ACV debe hacer un seguimiento de su progreso y el grado de cumplimiento de los objetivos establecidos al inicio. Durante la aplicación del ACV pueden aparecer problemas, pero todos los puntos importantes deben ser tratados. Los consumos de energía y materiales y las emisiones deben ser contabilizados y analizados cuidadosamente. La necesidad de llegar al detalle no debería parar el flujo de información sobre el proceso, ni obstaculizar la finalización rápida del ACV. Sin embargo, la prisa por acabar no debería provocar que queden problemas sin resolver. En este sentido, la calidad de los resultados puede ser asegurada.

• Revisión de los resultados y conclusiones del ACV.El equipo de ACV debería evaluar, comprobar y verificar los resultados del ACV, puesto que serán la base de las conclusiones finales del estudio. Estas conclusiones deberán ser tenidas en cuenta en la política económica y general de la empresa. A menudo las conclusiones de un ACV coinciden en destacar un problema identificado al inicio del proyecto o bien se hacen evidentes después del inventario. Las conclusiones pueden ser entonces utilizadas para analizar el potencial de mejora del producto o proceso analizado

Figura 7.4

EL manual ILCD que se debe usar como guía autorizada para los responsables de la creación de políticas. El manual del Sistema internacional de datos de referencia sobre ciclos de vida (ILCD) de la Plataforma Europea de Análisis del Ciclo de Vida está

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destinado a servir de ayuda a los responsables de la creación de políticas para evaluar el impacto medioambiental de los productos.

Desarrollado por el Centro Común de Investigación de la Comisión Europea en cooperación con la DG de Medio Ambiente, este manual, presentado el 12 de marzo de 2010, proporciona orientación sobre cómo realizar un análisis del ciclo de vida para cuantificar las emisiones, el consumo de recursos y el impacto medioambiental de los productos.

El manual consta de una serie de documentos técnicos y se ha diseñado para servir como guía autorizada para ayudar a los responsables de la creación de políticas y a las empresas. Forma parte de la acción de la Comisión Europea de promoción de un consumo y unos patrones de producción sostenibles.

El Análisis del Ciclo de Vida (ACV), o Concepto de Ciclo de Vida (CCV), pretende identificar posibles áreas en las que un producto o servicio podría mejorarse si se redujera el impacto ambiental que produce y los recursos que consume a lo largo de su ciclo de vida.

El ACV tiene en cuenta todas las repercusiones medioambientales o sociales que puede causar un producto a lo largo de su ciclo de vida. Este análisis estudia la extracción de los recursos naturales, la fabricación, la distribución y el uso, y termina con la posible reutilización, reciclaje o eliminación del producto.

Por este motivo, el ACV es un componente clave de las políticas de la UE, como la Política de Productos Integrada, el Plan de Acción sobre Consumo y Producción Sostenibles (SCP) y la Política Industrial Sostenible (SIP), y la Directiva Marco de Residuos. Además, la información del ACV puede respaldar también la creación de políticas públicas estableciendo criterios de ecodiseño, como contribuir en los objetivos de rendimiento del Plan de Actuación en materia de Tecnologías Ambientales (ETAP).

El ACV es una herramienta importante para ayudar a las autoridades públicas a evaluar las opciones de políticas para la promoción de productos más ecológicos, como las etiquetas ecológicas, la contratación pública ecológica y la gestión mejorada de los residuos. También pueden usarlo las empresas que deseen mejorar el perfil medioambiental de sus productos y cadenas de suministro, con el fin de obtener ventajas competitivas.

Si se tienen en cuenta las implicaciones medioambientales de toda la cadena de suministro de los productos, su uso y la gestión de los residuos, puede hacerse realidad el objetivo de lograr una producción y un consumo sostenibles.

El desarrollo de esta herramienta se ajusta a la Comunicación sobre PPI (COM/2003/0302), en la que la Comisión se comprometía a producir un manual sobre buenas prácticas en ACV. La importancia de esta orientación se resume en el Plan de

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Actuación SCP/SIP, que confirma que «son necesarios datos y métodos coherentes y fiables para evaluar el rendimiento medioambiental global de los productos».

El ACV representa un paso importante en el camino hacia un crecimiento sostenible en Europa. Si se proporciona información clara y verificable a los responsables de la formulación de políticas, el ACV puede ayudar a forjar políticas de consumo y producción sostenibles.

El marco de la ISO 14040.

La ISO(international Organization for Standardization) es una organización provada internacional, que incluye algunos organismos nacionales tanto de los países industrializados como de los que están en desarrollo, cuyo objetivo es normalizar un amplio grupo de productos y actividades.

Las normas ISO de la serie 14000 incluyen la 14001 relativa a los Sistemas de Gestión Ambiental, así como un conjunto de normas relacionadas con el ACV(la serie 14040). Las actividades de ISO relacionadas con este tema empezaron en 1994 y tienen el objeto de producir la primera serie completa de normas sobre ACV.

Las normas ISO sobre ACV hacen referencia a los aspectos técnicos y de organización para el desarrollo de un estudio de ACV. Los aspectos organizativos se centran en el diseño de proceso de revisión crítica, dando una atención especial a las declaraciones públicas, También cubren temas como por ejemplo la implicación de los distintos actores.

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7 Discusión y conclusiones.

El CO2 es el gas de efecto invernadero más abundante en nuestro planeta. Hemos visto a lo largo del proyecto la problemática del aumento de la concentración de CO2 en la atmósfera, y su consecuencia más directa, el efecto invernadero. Son la deforestación y la combustión de origen orgánico (derivados del petróleo) los principales responsables del incremento del CO2 en la atmósfera.

Las soluciones a esta problemática, implican a corto plazo, una reducción de emisiones de CO2 ya sea mediante la utilización de menos energía, ya sea haciéndolo de una manera más eficiente o bien empleando combustibles cuyas emisiones sean bajas o nulas.

En España, las fuentes principales de emisión de CO2, son las plantas de combustión. Los sistemas de cogeneración, son una respuesta a la mejora de la eficiencia energética de estas plantas. En estos sistemas, se produce electricidad y calor, mediante la quema de combustibles fósiles como gas natural, biomasa, etc. El gas natural es el combustible más utilizado. En su combustión, se libera menos CO2 que en la combustión de petróleo o de carbón, por lo que si además se introduce nuestro sistema de captación, estaremos reduciendo considerablemente el total de CO2 emitido a la atmósfera con respecto a las plantas de combustión convencionales. En general, queremos plantear un nuevo modelo de centrales de combustión, más eficientes desde un punto de vista ambiental, energético y económico.

Por todo ello, nuestra instalación, estaría ubicada en una planta de cogeneración de energía eléctrica a partir de gas natural con aprovechamiento de calor para el secado de alperujo que posteriormente de venderá y refinará. Esta planta estaría situada en Andalucía, por ser una región donde el sector del aceite está muy arraigado, y donde se buscan permanentemente nuevos avances para la mejora de la eficiencia y la productividad en este tipo de actividades.

A lo largo del proyecto se ha descrito el funcionamiento de nuestra planta, sus componentes, la tecnología empleada para la captación, la cual se ha comparado previamente con todas las tecnologías disponibles actualmente, analizando sus ventajas e inconvenientes. La selección de la tecnología adecuada para el proceso está determinada en su mayoría por las condiciones de presión y temperatura del gas de salida, su composición y su nivel de recuperación al que se quiere llegar. Aunque no existe una solución ideal para unas condiciones de operación, para una planta como la nuestra en la que el combustible a quemar es el gas natural, hemos determinado que la tecnología de captación más adecuada sería la absorción química, ya que se ve afectada favorablemente por la presión parcial baja del CO2 de salida. Además, la absorción química utiliza un reactivo alcalino que reacciona químicamente con los gases ácidos. Este reactivo es una solución alcalina llamada monoetanolamina (MEA), cuya capacidad de absorción es más fuerte que el resto de los reactivos propuestos, entre ellos el carbonato potásico.

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Una vez obtenido el CO2, se nos plantea el problema de qué hacer con el. Básicamente se plantean dos soluciones: la venta o el almacenamiento. El objetivo final de nuestro proyecto es la venta de CO2 para diversos fines que hemos citado anteriormente, pero para poder venderlo, éste debe almacenarse previamente. Como sistema de almacenamiento hemos optado por una planta-almacén procedente de la industria cervecera.

En cuanto a la viabilidad económica de adherir una tecnología de captación y su mantenimiento anual, y suponiendo unos ingresos similares, se simuló para un periodo de diez años de funcionamiento. Se calcula que a partir del tercer año los ingresos derivados de la captación, amortizan la inversión de todos los equipos dedicados a esta labor dentro de las instalaciones generales.

Para concluir la viabilidad de nuestro proyecto, hemos querido compararlo con un sistema de absorción de CO2 natural como es un campo de cultivo (simulando lo que sería el ciclo natural del carbono). Sobre los cultivos podemos decir que en general el 50% de ellos (tanto hortícolas como arbóreos) fijan más de 500g de CO2 por m2/año, es decir, más de 1800 g de CO2 por m2/año. Estos datos varían en pequeñas cantidades en función de la densidad de plantación. Con nuestra tecnología, se fijan algo más de 18 toneladas de CO2/año. Para fijar esta cantidad de CO2 mediante un campo de cultivo se necesitaría alrededor de una hectárea de terreno. Esto en principio sería una desventaja, ya que es una cantidad de espacio relativamente pequeña, pero la principal ventaja de nuestra instalación serían los beneficios económicos procedentes de la venta del CO2, que ascenderían a más de 4 millones de euros cada año. No existe actualmente ningún cultivo que pueda proporcionar esa cantidad anual de dinero para una sola hectárea de terreno. Además supone un avance en pro de la innovación tecnológica tanto para las grandes empresas como para las pymes.

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master en ingenierÍa y gestiÓn...

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