Embed Size (px)
Citation preview
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE
INGENIERÍA
PROYECTO FIN DE CARRERA:
ESTUDIO DE LA COMPARATIVA DE
LAS TECNOLOGÍAS DE CAPTURA
DE CO2 EN OXICOMBUSTIÓN
Autor: Lourdes Cascón Díaz
Tutor: D. Mónica Lupión Cordero
Departamento de Ingeniería Química y Ambiental Sevilla, Septiembre 2012
Proyecto Fin de Carrera presentado por Lourdes Cascón Díaz, alumna de la
Escuela Técnica Superior de Ingeniería de la Universidad de Sevilla, para la obtención
del Título de Ingeniero Químico.
Fdo.: Lourdes Cascón Díaz
Tutor del Proyecto
Fdo.: D. Mónica Lupión Cordero
Departamento de Ingeniería Química y Ambiental
Escuela Técnica Superior de Ingenieros de la Universidad de Sevilla.
Agradecimientos
Este proyecto pone fin a la consecución del título de Ingeniero Químico y en este
momento tengo la oportunidad de agradecer a todos los que me han permitido lograrlo.
En primer lugar, agradezco a mis padres: Mª Antonia y Miguel A., máximos
responsables de mi éxito académico y personal, cuyo apoyo, orientación y confianza
han resultado vitales para alcanzar esta meta.
Agradezco a mi hermana: Rocío, la manera de animarme en los momentos difíciles que
he vivido durante estos años de carrera, pues ha conseguido que mis esfuerzos no fuesen
tan exagerados.
Mención especial para mis mejores amigas: Alicia y Esperanza, cuya constante alegría y
devoción me permitieron hacer más llevaderas las épocas de examen.
Agradezco a Eneko: compañero de mil batallas y que entiende mejor que nadie el
esfuerzo que hemos invertido en esta complicada tarea.
Mi agradecimiento, por supuesto, a todos mis amigos que me han acompañado durante
todos estos años y han hecho que todo fuera más fácil: Inma, Toli, Isa, Tamara, Laura
F., Laura G., Juanlu y Ainara.
Agradecimiento especial a mi amigo Fernando G. por su gran apoyo, paciencia e
incondicional ayuda que me ha dedicado para que este proyecto llegara a buen puerto.
Al resto de mi familia y amigos, gracias por vuestros continuos ánimos.
Y por supuesto, a mi tutora Mónica Lupión, por permitirme profundizar en un tema que
me apasiona.
A todos, gracias.
Índice
ÍNDICE
1.- Introducción………………………………………………………………………….2
2.- Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 ..................................................... 8
2.1.- Protocolo de Kyoto ............................................................................................... 9
2.2.- ¿Por qué capturar CO2? ...................................................................................... 12
2.3.- Captura de CO2 ................................................................................................... 18
2.4.- Transporte de CO2 .............................................................................................. 33
2.5.- Almacenamiento de CO2 .................................................................................... 35
2.6.- Barreras de la captura y almacenamiento de CO2 .............................................. 43
2.7.- Análisis de costes ............................................................................................... 46
3.- Tecnología de Oxicombustión .................................................................................. 62
3.1.- ¿Por qué Oxicombustión y no combustión convencional? ................................. 62
3.2.- Descripción del proceso ..................................................................................... 62
3.3.- Descripción de los equipos ................................................................................. 64
3.5.- Comparativa entre la combustión convencional y la Oxicombustión ................ 78
3.6.- Áreas de estudio ................................................................................................. 79
3.7.- El Bierzo ............................................................................................................. 87
4.-Comparativa de las tecnologías de carbón pulverizado y lecho fluido circulante. .... 96
4.1.- Clasificación de las calderas ............................................................................... 97
4.2.- Calderas de carbón ........................................................................................... 107
4.3.- Calderas de lecho fluido ................................................................................... 108
4.4.- Lecho fluido circulante ..................................................................................... 129
4.5.-Caldera de lecho fluido circulante. Oxicombustión .......................................... 140
4.6.- Calderas de carbón pulverizado ........................................................................ 143
Índice
5.-Conclusiones ............................................................................................................ 179
Referencias bibliográficas ............................................................................................ 185
Lista de acrónimos ........................................................................................................ 190
ANEXO I: Protocolo de Kyoto .................................................................................... 191
ÍNDICE DE FIGURAS Y TABLAS
Figura 1:Emisiones de gases de efecto invernadero ....................................................... 51
Figura 2:Concentración de CO2 en la atmósfera y proyecciones para el siglo XXI ...... 51
Figura 3: Un futuro inmediato sin carbón…………………...........................................52
Figura 4: Curvas de inversión para las distintas tecnologías de generación de energía . 52
Figura 5: Principales fuentes de emisión de CO2 expresado en billones de toneladas de
CO2 al año.. ..................................................................................................................... 53
Figura 6: Tecnologías de captura.................................................................................... 53
Figura 7: Captura de CO2 en pre-combustión ................................................................ 54
Figura 8: Esquema general de post-combustión ............................................................. 54
Figura 9: Oxicombustión ................................................................................................ 55
Figura 10:Sistema de transporte de CO2......................................................................... 56
Figura 11: Condiciones supercríticas del CO2 en cuencas sedimentarias ...................... 57
Figura 12: Densidad total de almacenamiento del CO2 (kg por m3 de roca). ................ 57
Figura 13: Almacenamiento geológico de CO2 .............................................................. 58
Figura 14: Funcionamiento de una instalación de EOR con inyección de CO2 ............. 58
Figura 15:Tasa de producción de CH4 con y sin inyección de CO2 ............................... 59
Figura 16:Almacenamiento oceánico ............................................................................. 59
Tabla 1: Capacidades alm. de CO2 en formaciones geológicas en EEUU…………..…60
Figura 17:Proceso global de oxicombustión .................................................................. 89
Figura 18:Columna Linde ............................................................................................... 89
Índice
Figura 19:Doble Columna Linde .................................................................................... 90
Figura 20:Membranas de separación de aire .................................................................. 90
Figura 21:Tª adiabática de llama y volumen de gases frente a la recirculación ............. 91
Figura 22:Configuración de la recirculación seca .......................................................... 91
Figura 23:Configuración de la recirculación húmeda .................................................... 92
Figura 24:Configuración de la recirculación con bajo contenido en partículas ............. 92
Figura 25:Configuración de la recirculación con alto contenido en partículas .............. 93
Figura 26:Planta experimental del Bierzo ...................................................................... 93
Figura 27: Caldera humotubular ................................................................................... 163
Figura 28: Caldera acuotubular .................................................................................... 163
Figura 29: Caldera con circulación natural del agua .................................................... 164
Figura 30: Caldera con circulación asistida del agua ................................................... 164
Figura 31: Caldera con circulación forzada del agua ................................................... 165
Figura 32: Esquema básico de combustión en una caldera .......................................... 165
Figura 33: Caída de presión del lecho en función de la velocidad del aire .................. 165
Figura 34: Procesos físico-químicos que tiene lugar en el lecho fluido ....................... 166
Figura 35: Filtros de saco por impulsos de aire para carbón ........................................ 166
Figura 36: Precipitador electrostático seco ................................................................... 167
Figura 37: Tipos de lecho fluido según velocidad de fluidificación ............................ 167
Figura 38: Caldera de lecho fluido circulante .............................................................. 168
Figura 39: Sistema de alimentación del combustible ................................................... 169
Figura 40: Ciclón de la caldera de lecho fluido circulante ........................................... 170
Figura 41: Esquema de una válvula en “J” ................................................................... 171
Figura 42: Esquema de la salida del lecho hacía el enfriador del lecho fluido ............ 171
Figura 43: Enfriador del lecho fluido para el material extraído del lecho .................... 172
Índice
Figura 44: Perspectiva de una caldera de lecho fluido circulante ................................ 172
Figura 45: Alzado de una caldera de lecho fluido circulante con recalentador ............ 173
Figura 46: Distribución de densidades del hogar en la caldera de lecho fluido circulante
a presión atmosférica .................................................................................................... 173
Figura 47: Coeficiente de transmisión de calor en función de la densidad en lecho fluido
circulante de diversos granos de arena y una temperatura de 850ºC ............................ 174
Figura 48: Caldera de lecho fluido circulante en Oxicombustión ................................ 174
Figura 49: Unidad de CP subcrítica sin captura de CO2............................................... 175
Figura 50: Unidad de CP ultra-supercrítica sin captura de CO2 ................................... 175
Figura 51: Circuitos de techos y paredes del paso de convección con refrigeración por
vapor, para una caldera radiante ................................................................................... 175
Figura 52: Caldera radiante para carbón pulverizado, tipo Torre de 400 MW ............ 176
Figura 53: Caldera universal para CP ........................................................................... 176
Figura 54: Caldera de presión universal con tubos en espiral ...................................... 177
Tabla 3: Combustibles para calderas de LFC………………………………………....178
Capítulo I:Introducción
1
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
Capítulo I:Introducción
2
1.1.- Introducción
El carbón está considerado como uno de los combustibles fósiles más
importantes. Su abundancia y disponibilidad a lo largo de prácticamente todo el planeta,
proporciona una cierta independencia respecto a los países productores de petróleo y
garantiza el suministro energético de una sociedad cada vez más demandante. Estas
características hacen del carbón una fuente de energía muy atractiva, incluso al
compararla con otros recursos como el gas natural o el petróleo.
En contrapartida, la combustión del carbón, como del resto de combustibles fósiles,
genera importantes emisiones de CO2, gas íntimamente relacionado con el efecto
invernadero y las consecuencias que éste acarrea. La comunidad científica indica que el
aumento de emisiones CO2 procedentes de la utilización del carbón como materia
prima para la producción de energía no hacen más que agravar esta situación, unida a
una legislación cada vez más exigente en este ámbito, hace necesaria la búsqueda de
tecnologías de captura, transporte y almacenamiento de CO2.
Desde esta óptica, existe una concienciación de la necesidad de la explotación
inteligente de los recursos, dentro del marco del desarrollo sostenible, lo que nos lleva a
investigar sobre el uso de energías renovables. Pero la realidad es que aún está lejos el
día en el que podamos abastecernos exclusiva o mayoritariamente de este tipo de
energías. Mientras tanto, el objetivo es reducir al máximo las emisiones de gases
contaminantes a la atmósfera. En este sentido, tecnologías de abatimientos de gases
como el SO2 o los NOx, se encuentran en un punto muy avanzado de desarrollo. Por el
contrario, en el caso del CO2 aún queda mucho camino por recorrer, al ser un concepto
relativamente nuevo.
En España, se ha realizado una inversión de más de 100 millones de euros en el Bierzo
(León) en una planta de captura y almacenamiento de CO2. Este proyecto, es una
prospectiva tecnológica de las llamadas tecnologías de captura y almacenamiento de
CO2.
Capítulo I:Introducción
3
Todo esto nos lleva a hablar y conocer qué es exactamente el cambio climático. Las
emisiones constantes y desproporcionadas de gases por parte de los países
industrializados, entre otros abusos de los recursos naturales, están provocando graves
modificaciones en el clima a nivel global. Sus consecuencias afectan sobre todo a los
países en vías de desarrollo traduciéndose en inundaciones, sequía, huracanes y muchos
desastres naturales que dejan a la población desvalida y sin medios para subsistir.
Las variaciones climáticas han existido desde los orígenes de la Tierra. Nuestro planeta
ha asistido durante su larga vida a periodos de glaciaciones, actividad sísmica
continuada o fuertes radiaciones solares.
Sin embargo, hoy en día asistimos a un cambio climático global sin precedentes, donde
las causas naturales parecen jugar un papel poco importante. La comunidad científica
coincide en que las fluctuaciones del clima son provocadas en gran medida por el
hombre cuyas actividades como la tala indiscriminada de árboles, el mal uso del agua
potable y la sobreexplotación de las tierras se conjugan; para alimentar un fenómeno
que no hace sino acrecentarse. De entre todos los factores, la emisión de gases de efecto
invernadero por parte de los países industrializados es probablemente uno de los que
más agravan la situación, provocando un calentamiento global mundial que ya acarrea
trágicos resultados.
Entre las principales consecuencias del cambio climático se encuentra:
- Fusión de los casquetes polares, con el consecuente aumento del nivel del mar
- Climatología extrema
- Desaparición de especies de animales y plantas
- Aumento masivo y desproporcionado de fenómenos naturales como ciclones,
huracanes, desbordamientos de ríos…
- Vulnerabilidad de los países empobrecidos.
Como consecuencia de esto, aparece el término efecto invernadero. El efecto
invernadero es un fenómeno por el cual los gases que se encuentran en la atmósfera
retienen el calor emitido por la Tierra. Este calor proviene de la radiación solar natural,
pero cuando rebota sobre la superficie terrestre queda atrapado por la barrera de gases.
Al quedarse estos gases entre el suelo y la atmósfera, sin poder quedar liberados al
Capítulo I:Introducción
4
espacio, el efecto producido a escala planetaria es muy similar al de un invernadero. El
efecto invernadero es la principal causa del calentamiento global.
Los gases responsables de este efecto son principalmente el dióxido de carbono y el
metano. Estos gases, junto a otros, han existido siempre; pero su presencia en la
atmósfera empezó a multiplicarse durante la Revolución Industrial, momento en el que
los avances tecnológicos obligaron al uso de combustibles fósiles. A partir de entonces,
esta situación no ha hecho más que incrementarse, alcanzando un 35% más de dióxido
de carbono que en los niveles pre-industriales.
La dependencia casi total de un modelo energético basado en el carbón, el gas y el
petróleo nos están conduciendo a unas alteraciones en el clima de efectos desastrosos
para la vida en el planeta. Las emisiones de gases aumentan en torno al 0,4% anual y
seguirán haciéndolo si no se modifica el abastecimiento energético. Por ejemplo, el
80% de la energía que se utiliza en España proviene de combustibles fósiles, y casi toda
ella es importada. Si se sigue con esta tendencia global, se estará alentando una
situación insostenible y cambios irreversibles sobre el clima.
Las consecuencias del efecto invernadero ya se dejan ver provocando consecuencias
terribles, sobre todo en las zonas más pobres del planeta. Algunas de estas
consecuencias son sequías, huracanes…
Los gases de efecto invernadero y el porcentaje en el se encuentran en la atmósfera son
(Figura 1):
- Vapor de Agua: su cantidad en la atmósfera no está influida directamente por la
acción del hombre. La cantidad de vapor de agua en la atmósfera depende
fundamentalmente de la temperatura de la superficie del océano. La mayor parte se
origina como resultado de la evaporación natural.
- CO2: supone más del 70% de los gases de Efecto Invernadero. La concentración
en la atmosfera se debe al uso de combustibles fósiles para procesos industriales y
medios de transporte. (Figura 2)
- Metano: contribuye en un 14% al Efecto Invernadero. Se genera a partir del
tratamiento de aguas residuales, fertilizantes agrícolas, incineradoras de residuos…
- Óxido nitroso: contribuye en más de un 7%, utilizado en aerosoles.
- Hidrocarburos: por el uso de los hidrocarburos perfluorados, PFC.
Capítulo I:Introducción
5
La actual concentración atmosférica de CO2 y CH4 excede de forma exponencial la
variación natural de los gases a lo largo de los últimos 650.000 años. Su aumento se
debe a la acción industrial del hombre y a la destrucción de áreas verdes como quema de
combustibles fósiles, producción de cemento y cambios en el uso de la tierra,
especialmente por quema de bosques y deforestación.
1.2.- Objetivo y alcance del proyecto
El sector energético se encuentra en la actualidad envuelto en un entorno en el
que son necesarias cada vez más iniciativas, tanto públicas como privadas, encaminadas
a mejorar la eficiencia energética y a disminuir en la medida de lo posible la
contaminación generada por una demanda creciente de los recursos naturales destinados
a tal fin. Es por tanto la principal motivación de mi Proyecto Final de Carrera, describir
detalladamente el estado del arte actual de las tecnologías de captura de CO2 en
centrales térmicas de carbón (captura, transporte y almacenamiento).
No obstante, las soluciones a desarrollar tienen que cumplir tres condiciones
fundamentales: han de ser tecnológicamente viables, económicamente competitivas y
medioambientalmente aceptables.
Por tanto, el objetivo de este Proyecto Final de Carrera es poner a disposición del lector
el know-how existente de las tecnologías de captura existentes.
1.3.- Estructura del proyecto
La estructura del proyecto se divide en 4 grandes bloques o capítulos.
Todas las tecnologías de captura, así como el transporte y almacenamiento se detallan
en el segundo capítulo del presente proyecto. En el tercer capítulo, se realiza un estudio
más profundo de la captura con oxicombustión. En el cuarto capítulo, se presentan, se
explican y se comparan las calderas de carbón pulverizado y lecho fluido circulante
partiendo de su diseño convencional cuando operan con aire, y qué parámetros se
modifican para su operación con oxígeno. El núcleo de este proyecto es el estudio
pormenorizado de una de las tecnologías limpias del carbón, la oxicombustión.
Finalmente, el capítulo de conclusiones cierra este proyecto.
Capítulo I:Introducción
6
El segundo capítulo es una presentación de las tecnologías de captura, así como
el transporte y almacenamiento de CO2, detallándose el motivo de la elección del carbón
como combustible en la generación de energía eléctrica y del interés de desarrollar
tecnologías destinadas a mitigar las emisiones de CO2 a la atmósfera.
A continuación se describen las principales tecnologías de captura de CO2. Existen tres
estrategias de captura predominantes:
La captura post-combustión, en la que el CO2 es separado de la corriente de
gases de combustión.
La captura pre-combustión, aplicable a los procesos de gasificación del carbón,
en la que el CO2 se separa en un punto intermedio del proceso.
La oxicombustión consisten en obtener una corriente de gases de combustión
formada principalmente por CO2, remplazando el aire por oxígeno puro como
comburente.
Se trata de tres tecnologías bien diferenciadas, sin embargo, cuentan con un objetivo
común: obtener el CO2 separado del resto de los gases de combustión para poder
transportarlo hasta el emplazamiento adecuado para almacenarlo, evitando de este
modo, que se emita a la atmósfera.
Para completar el ciclo de emisiones nulas, es necesaria la implementación de
tecnologías de transporte y almacenamiento de CO2 a largo plazo. Se describen las
opciones que cobran mayor peso con vistas a un futuro transporte y almacenamiento por
tiempo indefinido de CO2.
- El tercer capítulo está dedicado a la realización de un estudio más profundo
de la captura con oxicombustión y de los distintos equipos que lo conforman:
calderas, equipos para el tratamiento de gases, corriente de recirculación…
Se profundiza también en la transmisión de calor del proceso, temperatura de
llama, evolución de la materia mineral, etc.
- El cuarto capítulo se divide en dos bloques:
Capítulo I:Introducción
7
Un primer apartado en el que se revisa brevemente el estado del arte y se muestran las
tecnologías predominantes en las centrales térmicas existentes distinguiendo entre
aquellas que estarán disponibles a corto, medio y largo plazo. También se presenta la
ruta hacia la que se dirigen las vías de investigación y cuáles son las necesidades de
desarrollo.
Un segundo apartado descriptivo, en el que se hace referencia a cada uno de los equipos
principales que integran estas tecnologías, seguido de un estudio tecnológico en el que
se reflexiona sobre cuáles son las necesidades de desarrollo y cuáles deben ser las líneas
de investigación, en función a esas necesidades.
El proyecto se cierra con un capítulo en que se detallan las conclusiones que se destilan
de este estudio.
En éste, se dan a conocer los objetivos a medio y largo plazo, que serán la implantación
de las tecnologías de emisiones nulas, es decir, aquellas que integren sistemas de
captura, transporte y captura de CO2.Consistirán en plantas térmicas avanzadas, de
rendimientos mucho mayores a los que hoy se consiguen, que reducirán al máximo las
emisiones a la atmósfera, no sólo de CO2 sino del resto de contaminantes
convencionales (SOx, NOx, partículas, mercurio...).
En última instancia, las conclusiones darán a conocer algunos de los obstáculos que han
de ser superados en el camino de implantación de las tecnologías limpias del carbón,
centrándose principalmente en los aspectos económicos, sociales y legislativos.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
8
CAPÍTULO II
TECNOLOGÍAS DE
CAPTURA Y
ALMACENAMIENTO DE
CO2
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
9
2.- Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
2.1.- Protocolo de Kyoto
2.1.1.- Compromiso de reducción de emisiones de CO2
La Cumbre de la Tierra de Brasil en 1992, fue la semilla que daría lugar al Protocolo de
Kyoto, propuesto en Japón en diciembre de 1997. Este documento, aporta un calendario
de reducciones específicas de las emisiones de gases de Efecto Invernadero.
Para la entrada en vigor del Protocolo tenían que darse dos condiciones imprescindibles:
1. Que al menos 55 países ratificasen el tratado (Condición satisfecha el 23 de mayo de
2002 con la ratificación de Islandia)
2. Que los países que hubieran ratificado el Protocolo emitieran al menos el 55% del
total de emisiones con respecto a 1990 (Condición cumplida el 18 de noviembre de
2004, con la ratificación de Rusia)
El acuerdo entró en vigor de forma oficial el 16 de febrero de 2005, aunque las acciones
no empezaron a llevarse a cabo hasta el 30 de noviembre de 2005, tras la adopción
formal de las primeras modalidades de funcionamiento, en el transcurso de la
Conferencia de Naciones Unidas de Montreal del 28 de noviembre de 2005.
Actualmente 156 países (sobre un total de 192) han ratificado, accedido o aprobado el
Protocolo. El gran ausente es EEUU, causante de aproximadamente un quinto de las
emisiones totales del planeta.
Los objetivos de reducción de emisiones son particulares para cada país. Existe además
una distinción entre países desarrollados (Anexo I) a los que se les exige reducciones
efectivas y los países en vías de desarrollo, que participan principalmente inventariando
sus emisiones y acogiendo tecnologías limpias implantadas por los países desarrollados.
Para la consecución de los objetivos globales se han previsto los llamados Mecanismos
de Flexibilidad. Se dividen en tres tipos de medidas: un sistema de comercio de
emisiones, mecanismos de desarrollo limpio y mecanismos de aplicación conjunta.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
10
El objetivo global para los países desarrollados es el de reducir sus emisiones una media
de 5.2% en referencia a los niveles de 1990 entre los años 2008 y 2012. La Unión
Europea se ha marcado unos objetivos de reducción del 8%. En cuanto a España, el
aumento de emisiones de gases invernadero en el 2012 no debería exceder en más de un
15% los niveles de emisiones de 1990. Por el momento, las emisiones de CO2,
procedentes de la generación energética han aumentado en un 47% en referencia a los
valores de 1990, lo que nos sitúa, ya de por sí, muy lejos de los objetivos propuestos. Es
necesario tomar medidas que conlleven reducciones drásticas, como la implantación de
nuevas tecnologías que mejoren los rendimientos y reduzcan por tanto el consumo de
combustible, el desarrollo de las tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 o la
sustitución de parte de los combustibles fósiles por biomasa u otras formas de energías
renovables.[cambioclimatico.org; Junio 2008][Wikipedia]
2.1.2.- El mercado de CO2
LA UNFCCC contempló en 1997 la adopción de medidas con vistas a incentivar a los
sectores generadores de CO2 para utilizar tecnologías que minimicen la producción de
gases de efecto invernadero y que propicien la participación de los países menos
desarrollados en los objetivos marcados en el Protocolo de Kyoto. Esto se pretende
conseguir mediante los llamados mecanismos de flexibilidad, que son los siguientes:
- Comercio de Emisiones
Este instrumento ambiental contemplado en el Artículo 17 del Protocolo de Kioto
establece las cuotas totales de derechos de emisión asignados, que representan el límite
global de las emisiones autorizadas. Bajo este régimen, los países del Anexo I, pueden
intercambiar en el mercado, los distintos tipos de unidades contables reconocidos por el
Protocolo de Kyoto, es decir: Unidades de Reducción de Emisiones (UREs), fruto de
proyectos de aplicación conjunta, Reducciones Certificadas de Emisiones (RCEs),
generadas por proyectos del Mecanismo de Desarrollo Limpio, Unidades de Absorción
(UDAs), procedentes de actividades en sumideros y Unidades de Cantidad Atribuida
(UCAs), inicialmente asignadas a cada parte.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
11
- Mecanismo de desarrollo limpio
Este mecanismo, contemplado en el artículo 12 del protocolo, permite la inversión de un
País del Anexo I en un País no incluido en el Anexo I, en proyectos de reducción de
emisiones o de fijación de carbono.
Esta herramienta cumple con un triple objetivo: por un lado, el país inversor hará uso de
las RCEs para alcanzar los objetivos de reducción y limitación de emisiones y, por otro
lado, el país receptor de la inversión conseguirá un desarrollo sostenible a través de la
transferencia de tecnologías limpias y, a su vez, contribuye a alcanzar el objetivo último
de la Convención de Cambio Climático.
- Mecanismo de aplicación conjunta
Este mecanismo, contemplado en el Artículo 6, permite la inversión, de un país del
Anexo I en otro país del Anexo I, en proyectos de reducción de emisiones o de fijación
de carbono. El país receptor, se descuenta las unidades de reducción de emisiones
(UREs) del proyecto, que adquiere el país inversor. El país inversor se beneficia de la
adquisición de UREs a un precio menor del que le hubiese costado en el ámbito
nacional la misma reducción de emisiones. De esta forma, las unidades obtenidas con el
proyecto las utiliza para cumplir con su compromiso de Kyoto.
Como se puede observar, con estas medidas se pretende facilitar el cumplimiento a nivel
global de los compromisos de Kyoto y premiar la iniciativa privada de abogar por la
reducción de emisiones de gases invernadero, haciéndola más atractiva
económicamente.
Es necesario prestar atención a las multas previstas por sobrepasar los límites de
emisión adjudicados a cada una de las instalaciones afectadas, mediante los Planes
Nacionales de Asignación. Las multas en el periodo 2005-2007 fueron en torno a 40
euros por tonelada de CO2 y a partir del 2008 y hasta el 2012, las multas ascendieron a
100 euros por tonelada. [Rivero Fdez, C; 2008][Internacional Emissions Trading
Association][Inventario Español de Gases de Efecto Invernadero][Ministerio de Medio
Ambiente y Medio Rural y Marino][Dirección General de Medio Ambiente de la
Comisión Europea] [Panel Intergubernamental de Cambio climático]
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
12
2.2.- ¿Por qué capturar CO2?
2.2.1.-El carbón
El suministro de energía a partir de fuentes diversificadas y seguras, de forma
económicamente viable y medioambientalmente compatible, resulta esencial para el
desarrollo sostenible de la sociedad. Pero ello, requiere un cuidadoso equilibrio entre los
aspectos sociales, económicos y medioambientales. Se precisa que las demandas
energéticas de las economías maduras y de los países en desarrollo sean compatibles
con las exigencias de reducción de las emisiones de CO2.
En estos casos, el carbón juega un importante papel en conjunción con las demás
fuentes de energía. Durante casi 200 años, el carbón ha constituido el componente
básico del consumo de energía primaria a escala mundial para la producción de energía;
impulsando la revolución industrial del siglo XIX, pero perdiendo a mediados del XX
su papel preeminente en beneficio del petróleo. En la actualidad, el carbón constituye el
22% del consumo global de energía primaria y contribuye en un 40% del total a la
producción de energía eléctrica a nivel mundial.
Según estimaciones realizadas por el World Coal Institute, WCI, las reservas probadas
de carbón, identificadas actualmente, son suficientes para mantener el ritmo de consumo
actual durante los próximos 133 años y se estiman en 430 Gt de carbones duros y 417
Gt adicionales de carbones blandos. Los recursos (cuya extracción es potencialmente
viable en términos económicos) para carbones duros son 10 veces mayores. Estados
Unidos cuenta con casi el 29% de las reservas y la antigua Unión Soviética posee algo
más del 18%, China en torno al 13%, Australia el 9% y Sudáfrica algo menos del 6%.
(Figura 3). [BP Statistical Review of World Energy, 2008][Navarrete, B; 2010]
2.2.2.- El carbón como transición a las energías renovables
Aunque la cantidad de energía renovable en los países pertenecientes a la IEA se
ha doblado, de 141 a 281 Mte en el periodo de 1970 a 2001, en términos porcentuales
éstos presentan tan solo un incremento del 4.6% al 5.5%.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
13
Hoy en día, solamente un 6% de la energía consumida en la Unión Europea procede de
fuentes renovables. La Unión Europea, dentro de su estrategia para la implantación de
las energías renovables se marcó unos objetivos de aumento de hasta el 12% en el 2010,
aunque los informes de la WETO son menos optimistas y auguran un crecimiento del
8% en el 2030, con un impacto en la reducción de emisiones del 3%. El mercado de la
energía hidráulica descenderá en los 25 próximos años del 19% al 13%. Por el contrario
las energías solares y eólicas crecerán con una tasa del 11% por año. (Figura 4)
Habría que salvar varios obstáculos antes de poder hablar de las energías renovables
como principales recursos energéticos; ya que algunas de las desventajas que presentan
en comparación a otros tipos de recursos más tradicionales son:
- Ninguna forma de energía renovable está suficientemente desarrollada actualmente
como para hacer frente a una parte importante de la demanda. Muchas de ellas se
pueden considerar incluso como experimentales (geotérmica, mareomotriz, etc.) y
otras constituyen instalaciones de baja capacidad y no aprovechando por tanto, los
beneficios de la economía de escala.
- Discontinuidad de suministro: la energía eléctrica no puede almacenarse así que la
solución podría pasar por complementar el suministro con combustibles fósiles
pero esta opción resulta en ocasiones contraproducente desde los puntos de vistas
tanto económicos como medioambientales.
- Rentabilidad: Las formas de energía renovables no pueden competir hoy en día en
el mercado, si no es con la ayuda del estado. Es muy común que éste subvencione
ciertas instalaciones o intervenga para que la “electricidad verde” tenga precios
competitivos. En muchos casos, son necesarias inversiones muy intensivas en
capital para obtener beneficios a largo plazo que habitualmente dependen de las
políticas económicas y energéticas de los gobiernos del momento. Son, por tanto,
inversiones arriesgadas.
- Calidad de la energía: En muchos casos, las condiciones de temperatura y presión
obtenidas mediante las energías renovables no son suficientes para generar
electricidad y su utilidad se restringe a usos de calefacción u obtención de agua
caliente para zonas muy localizadas.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
14
- Accesibilidad y disponibilidad: Es posible que los recursos estén demasiados
dispersos como para que pueda ser rentable su explotación; ya que cuestiones de
tipo logístico son el principal obstáculo para su desarrollo. Este es típicamente el
caso de la biomasa. [World Trade Organization; 2009][World Energy, Technology
and Climate Policy Outlook; 2003]
2.2.3.- La alternativa nuclear
En los países desarrollados se mantiene vigente el debate sobre si es la energía
nuclear una alternativa viable o al menos complementaria a los combustibles fósiles. En
la Europa de los 15, es una cuestión relevante si se parte de que Francia es el segundo
productor mundial de energía nuclear. Ésta cubre aproximadamente un 75% de su
demanda de electricidad siendo el mayor exportador del mundo, incluso hacia países
que se declaran oficialmente contrarios a la energía nuclear. Francia y Finlandia (único
país en el que se proyecta la construcción de nuevas centrales) se han erigido como los
grandes defensores de la energía nuclear en el seno de la comunidad europea, haciendo
frente a una corriente general más bien contraria, al menos por el momento.
Las ventajas a destacar de la energía nuclear:
- Podrían no generar ningún tipo de contaminante atmosférico; contribuyendo, por
tanto, a la mitigación de los efectos del cambio climático.
- Fuente de energía competitiva y rentable.
- Relativa independencia que proporciona siendo relativa, porque la materia prima
necesaria, el uranio, es escasa.
Los aspectos de seguridad han mejorado con el tiempo; no obstante, aunque el riesgo
de accidente grave se mantenga realmente bajo, las consecuencias en caso de que ocurra
resultan devastadoras.
El principal obstáculo contra su implantación es la gran oposición social, especialmente
tras episodios tan trágicos como los de Chernobyl (1986) o incluso Hiroshima y
Nagasaki (1945). La nuclear, es una energía potente que puede ser empleada con fines
constructivos, pero también bélicos. Ningún organismo tiene la capacidad de garantizar
su buen uso. De ahí nace parte del miedo y la reticencia a su desarrollo.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
15
Por otra parte, todavía no está resuelto el problema de los residuos que genera. Por el
momento, sólo se cuenta con la capacidad de almacenarlos con altas garantías de
seguridad, pero ningún método es infalible y nadie puede aventurarse a certificar su
correcta gestión y control por los periodos de vida radioactiva de estos residuos, del
orden de varios cientos de años.
No existe una política comunitaria común con respecto a la energía nuclear. Como se ha
visto, las posiciones que toma cada país al respecto son muy variadas. Se considera que
el apoyo o rechazo hacia este tipo de energías es una opción que cada gobierno debe
elegir libremente. Lo que sí existe son leyes comunitarias que regulan y unifican los
aspectos de seguridad en la gestión de la energía nuclear.
En la Unión Europea, sólo ocho países cuentan con centrales nucleares operativas.
Cinco de ellos (Suecia, España, Holanda, Bélgica y Alemania) han firmado una
moratoria. Italia ya había renunciado a la energía nuclear tras un referéndum que tuvo
lugar en 1987. A pesar de la aparente recesión que sufre entre los países de la UE, la
energía nuclear genera un tercio de la electricidad consumida en un total de 155
reactores repartidos por toda Europa. Las actuales presiones por conseguir las
reducciones acordadas en Kyoto, las medidas cada vez más numerosas y restrictivas de
protección del medio ambiente y la incertidumbre sobre la disponibilidad de suministro
exterior de combustibles fósiles, hacen que se retome la discusión sobre la conveniencia
de la proliferación de centrales nucleares desde una óptica muy diferente. [World Trade
Organization; 2009][World Energy, Technology and Climate Policy Outlook; 2003]
2.2.4.- La necesidad de reducir las emisiones de CO2
Según el Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC, entre otras
numerosas fuentes, el incremento de concentraciones atmosféricas de CO2 como
consecuencia del empleo de combustibles fósiles, tiene una contribución neta en el
incremento del efecto invernadero natural existente en el planeta. Por ello, se hace
necesaria y urgente la reducción de las emisiones de este gas, presente de forma natural
en la atmósfera. (Figura 5)
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
16
Los objetivos iniciales de reducción de emisiones se establecieron en el Protocolo de
Kioto y afectan a un amplio conjunto de países, entre los que se encuentra España. A
pesar de la voluntad internacional, los objetivos de reducción no se han cumplido.
No obstante, es necesario subrayar que la UE mantiene el compromiso de lucha activa y
ha planteado unos objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero
del 20% para el año 2020, que podría llegar al 30% en virtud de compromisos
internacionales. [Intergovernmental Panel on Climate Change; 2007]
2.2.5.-La necesidad de un desarrollo tecnológico innovador
La imprescindible participación del carbón en la generación de electricidad
necesita avances, en cuanto a las tecnologías de transformación, de cara a reducir su
incidencia ambiental en todos los órdenes. A las exigencias progresivamente crecientes
de limitación de emisiones de contaminantes "convencionales" (óxidos de azufre, de
nitrógeno y partículas) se ha sumado la necesidad de reducir las emisiones de CO2,
derivada de los compromisos internacionales.
En relación con ello, existen esfuerzos en Europa, Estados Unidos y Australia para
conseguir una central térmica sin emisiones ("zero emissions power plant") que requiere
la eliminación total de los contaminantes generados en el proceso de combustión,
incluido el CO2. Muchas son las actuaciones que se están llevando a cabo para lograr
este objetivo, entre ellas el aumento de la eficiencia, la sustitución parcial de
combustibles fósiles por combustibles biomásicos, y el desarrollo de procesos
avanzados de tratamiento de gases.
En este contexto surgen las tecnologías emergentes de Captura y Almacenamiento
Geológico de CO2 (CAC) para llegar a alcanzar la sostenibilidad en el uso de los
recursos energéticos, partiendo de la evidencia de que, para los combustibles fósiles, el
flujo entre sus fuentes y sus sumideros va a estar limitado más por el sumidero
atmosférico del CO2 que por la fuente energética. Para el CO2 procedente de la quema
de los combustibles fósiles, la tasa de emisión sostenible no debería ser mayor que la
tasa con la que este compuesto pueda ser reciclado, absorbido o neutralizado por un
sumidero.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
17
Resulta muy importante resaltar que la incorporación de tecnologías CAC impone unas
fuertes restricciones a la composición de los gases de combustión, que obligan a un
tratamiento de los mismos que elimine los contaminantes convencionales, incluso a
niveles más exigentes que los requeridos por la normativa de emisiones a la atmósfera.
En otras palabras, tecnologías de uso limpio del carbón es, en la actualidad, sinónimo de
tecnologías de captura y almacenamiento.
Estas tecnologías no evitan, de ningún modo, la generación de gases de efecto
invernadero, pero sí evitarán la emisión de una importante cantidad de estos compuestos
a la atmósfera. Así se permitirá equilibrar su concentración con la ayuda de otras
actuaciones, tales como el ahorro energético, las mejoras de rendimiento en los procesos
de producción y transformación y una mayor contribución de las energías renovables.
Desde otra perspectiva, estas tecnologías proporcionarán un tiempo adicional para
alcanzar un escenario de transformación y uso de energía primaria, en el que los
combustibles fósiles puedan jugar un papel menos importante que en la actualidad.
[Intergovernmental Panel on Climate Change; 2007][World Resources Institute][El
futuro del carbón en la política energética española; 2008]
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
18
2.3.- Captura de CO2
2.3.1.- Características de las fuentes de emisión adecuadas para la captura de
CO2
Hay algunos factores que determinan si la captura de CO2 es una opción viable para una
determinada fuente de emisión: su talla, si es fija o móvil, su proximidad con lugares de
almacenamiento y el grado de concentración de las emisiones de CO2.
El CO2 podría capturarse de fuentes de emisión fijas, como las centrales eléctricas o
plantas industriales. Aún no se consideran las fuentes de emisiones pequeñas o móviles,
ya sean comercios o medios de transporte, ya que no son adecuadas para la captura del
gas. (Figura 6)
En el año 2000, en torno al 60% de las emisiones de CO2 derivadas del uso de
combustibles fósiles fueron producidas por fuentes de emisión fijas y de gran
envergadura, como centrales eléctricas o plantas de extracción de petróleo.
Las instalaciones de transformación de biomasa a gran escala, por ejemplo, la
producción de bio-etanol, también generan emisiones con un alto contenido en CO2 y
pese a que estas instalaciones son muchos más pequeñas, que las mencionadas
anteriormente, podrían adecuarse a la captura y almacenamiento de CO2. [Consenso
Científico sobre Captura y Almacenamiento de CO2; 2007]
2.3.2.- Tecnologías actuales disponibles
Existen tres tipos principales de plantas comerciales, relativas al carbón, en la
actualidad: las plantas de combustión de carbón pulverizado (CCP), las plantas de
combustión en lecho fluido (CLF) y las plantas de gasificación integrada con ciclos
combinados (GICC). Las dos primeras están ligadas a las tecnologías de
postcombustión de CO2. La última se complementaría con tecnologías de pre-captura.
Por el momento, no existen plantas a escala industrial que integren la captura y captura
de CO2, el interés por su desarrollo a nivel internacional está creciendo. Se considera
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
19
que estas tecnologías han alcanzado bastante grado de madurez, pero se está
desarrollando una nueva generación de calderas avanzadas que presenta un gran
potencial en la mejora de rendimientos. Estas tecnologías avanzadas de combustión
operan a altas temperaturas y presiones superiores a la atmosférica e incluso en
condiciones supercríticas.
En términos generales, una planta térmica alcanza actualmente, en condiciones ideales
eficiencias superiores al 40%. Tomando como referencia valores de hace 50 años, se
comprueba que se han conseguido mejoras de hasta el 30%, con la consecuente
disminución de emisiones por unidad de energía producida, no sólo de CO2, sino
también del resto de elementos contaminantes tales como el SO2 o los NOx
que han
experimentado reducciones mucho más drásticas. Este periodo de tiempo es bastante
significativo como base de comparación, porque equivale aproximadamente al ciclo de
vida de una central térmica.
No obstante, dos tercios de las plantas que operan en el mundo tienen una antigüedad de
más de 20 años y apenas consiguen rendimientos del 30%. Haciendo una estimación,
podrían alcanzarse reducciones de gases de efecto invernadero de hasta el 36%
simplemente sustituyendo estas centrales por otras de última generación. [Consenso
Científico sobre Captura y Almacenamiento de CO2; 2007] [Intergovernmental Panel on
Climate Change; 2007]
2.3.3.- Tecnologías de captura
Las tecnologías que pueden ser empleadas para la captura de CO2 precisan todas ellas el
empleo de técnicas de separación que permiten transformar las corrientes en las que
actualmente el CO2 aparece como un gas diluido en otras corrientes altamente
concentradas en CO2, con las condiciones adecuadas para su transporte e inyección en
un almacenamiento profundo. Las concentraciones de CO2 en los gases procedentes de
los diferentes procesos varían entre el 4% (ciclo combinado de gas natural) y algo más
del 30% (fabricación de cemento), siendo habitual una media de 12-15% en la
combustión del carbón. En todos los casos, será necesario someter esas corrientes a
diversos tratamientos de separación para conseguir unas concentraciones mucho más
elevadas, con la finalidad de reducir costes de compresión y transporte y para eliminar
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
20
las impurezas hasta los niveles que exija la normativa para su almacenamiento
geológico.
Existen tres métodos principales para captar el CO2 generado por un combustible fósil
primario (carbón, gas natural o petróleo), por la biomasa o por la mezcla de estos
combustibles: (Figura 6)
- Pre- combustión
Los procesos de captura de CO2 previos a la combustión se basan en la
transformación del combustible primario en una corriente de gases cuyos principales
componentes son CO2 y H2, que pueden ser separados de forma relativamente sencilla
por sus concentraciones y presiones disponibles. Las tecnologías de captura en pre-
combustión pueden ser aplicadas a todos los recursos fósiles, tales como gas natural,
fuel y carbón, haciéndose extensible también a la biomasa y residuos (Figura 7). Se
pueden distinguir tres pasos principales en el aprovechamiento de combustibles
primarios con captura en pre-combustión:
1.- Reacción de producción de gas de síntesis.
Este proceso es el que conduce a la generación de una corriente compuesta
principalmente por hidrógeno, H2, y monóxido de carbono, CO, a partir del combustible
primario. Los procesos comerciales actuales que se utilizan se basan en los siguientes
procesos químicos, o sus combinaciones:
a) Reformado con vapor de agua.
El agua actúa como agente oxidante y se trata de una reacción endotérmica que se
puede expresar del siguiente modo:
CXHY + xH2O → xCO + (x+ y/2) H2 EH
Para mantener la reacción requiere un aporte energético, y para mejorar la cinética
requiere un catalizador en la reacción. Es el proceso más extendido por la disponibilidad
de gas natural principalmente.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
21
b) Reacción con oxígeno.
El combustible primario se oxida con una cantidad limitada de oxígeno produciendo un
gas formado principalmente por CO e hidrógeno. Cuando se aplica a combustibles
gaseosos y algunos líquidos esta reacción se denomina oxidación parcial y cuando se
aplica a combustibles sólidos u otros líquidos se conoce como gasificación. Es una
reacción exotérmica que se puede expresar del siguiente modo:
CXHY + x/2 O2 → xCO + (y/2) H2 EH
La oxidación parcial produce menos cantidad de hidrógeno por unidad de combustible
primario aportado que la gasificación, pero los tiempos de reacción son menores, los
reactores son más reducidos, y no requiere catalizador ni aporte energético. El
rendimiento en cuanto a “eficiencia de gas frío” (energía en el gas obtenido respecto a
energía del combustible primario utilizado) es menor que en la gasificación, pero admite
un rango de combustibles primarios más amplio y la eficiencia térmica global puede ser
similar a la obtenida con la gasificación.
También permite añadir agua como segundo agente oxidante, lo que incrementa el H2
obtenido y la “eficiencia de gas frío”.
2.- Reacción gas-agua (shift-conversion) para convertir el CO del gas de síntesis
en CO2.
Su objetivo es convertir el CO del gas de síntesis, que se obtuvo en el primer paso, en
CO2 manteniendo la mayor parte de la energía del CO en la corriente gaseosa resultante.
Al utilizar agua como agente oxidante se obtiene hidrógeno:
CO + H2O → CO2 + H2 ΔH − 41kJ /mol
La reacción requiere catalizador que optimice la cinética y la temperatura de trabajo.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
22
3.- Separación del CO2.
Esta etapa tiene como objetivo separar el CO2 de la corriente de gas que está formada
principalmente por CO2/H2, existiendo varios procedimientos.
La concentración de CO2 en esta corriente puede estar comprendida entre el 15-60% en
base seca y la presión de la corriente entre 2- 7 MPa. El CO2 separado queda disponible
para su almacenamiento.
Dependiendo del grado de captura que se aplique del combustible primario utilizado, y
del proceso seguido, la composición del gas producido es mayoritariamente hidrógeno,
con alto contenido de nitrógeno solo si se utiliza aire como agente oxidante, y con otros
componentes minoritarios que son básicamente CO y CO2.
Esta corriente puede utilizarse:
- Como combustible descarbonatado directamente, en calderas o turbinas de gas.
- Como base para la obtención de hidrógeno puro como producto para otras
aplicaciones.
- Para producir nuevos combustibles o productos químicos líquidos con mayores ratios
H/C a partir del gas de síntesis, por medio de otros procesos, de los que el más
extendido es el proceso Fischer-Tropsch para producir diesel.
La ventaja principal de esta opción es que el CO2 se encuentra relativamente
concentrado antes de la separación y además se halla a elevada presión por lo que se
pueden emplear métodos de separación eficientes. Otras de las ventajas de este proceso
son:
- Los costes de compresión son menores que en post-combustión
- La tecnología consigue menor cantidad de impurezas: SOX y NOX.
- El producto principal es el gas de síntesis utilizado con fines comerciales
- Es posible utilizar un amplio rango de combustibles fósiles
De las desventajas pueden enumerarse:
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
23
- 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.
[Captura y Almacenamiento de CO2; 2010][CO2 capture technologies; 2012][Captura y
almacenamiento de CO2 procedente de instalaciones de combustión para la generación
de energía eléctrica; 2008][Cortes, V et al; 2010]
- Post-combustión
La idea principal de esta tecnología es trabajar con los gases de combustión de
grandes focos emisores de CO2, de tal forma que se aumente la concentración de CO2 en
la corriente principal de los gases, pasando de una concentración de un 12% - 15% a
una concentración próxima al 100% de CO2. (Figura 8)
El inconveniente principal de este tipo de tecnologías es el consumo de energía que
repercute en una pérdida de eficiencia muy relevante y en el alto coste de la inversión
requerida para separación de CO2 en comparación al resto de la planta.
Absorción química
Los procesos de absorción química de CO2 constituyen el método más utilizado
industrialmente para la separación de CO2 de un flujo de gases, siendo una tecnología
madura en el campo de la purificación de gas natural y la producción de CO2 para usos
comerciales (industria alimenticia, producción de NH3 y urea para la producción de
fertilizantes).
Distintos estudios han demostrado que los procesos de absorción basados en agentes
químicos es la opción preferida para los procesos de captura después de la combustión.
Los procesos de absorción han alcanzado la etapa de operación comercial como sistema
de captura de CO2. (Figura 8.1)
La base de todos estos procesos es la reacción de una base alcalina, normalmente
aminas (MEA), en medio acuoso con un gas ácido.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
24
En la figura 8.1 se puede observar un diagrama de proceso típico. Después de enfriar el
gas se pone en contacto con el absorbente en la columna de absorción. Es necesario
introducir un ventilador para vencer la caída de presión que se produce en el proceso. La
temperatura en el reactor se encuentra entre 40ºC y 60ºC. Los gases de combustión se
encuentran en la parte superior con un lavado con agua para eliminar cualquier partícula
de absorbente que haya sido arrastrada antes de salir del absorbedor.
La reacción química que rige dicho proceso es:
H2O + CO2 + MEA → MEACO2- + H3O
+
Es posible reducir la concentración de CO2 a la salida, a valores muy bajos, pero valores
de concentración muy bajos conllevan aumentos en la altura de la columna de
absorción.
El solvente enriquecido es bombeado a la parte superior del regenerador, que funciona
por intercambio térmico. La regeneración del solvente se lleva a cabo a elevadas
temperaturas en torno a los 100 ºC-140 ºC y presiones en torno a la atmosférica.
La regeneración implica una penalización de energía térmica como resultado del
calentamiento del solvente para conseguir la desorción del CO2 atrapado previamente y
para la producción del vapor de agua que actúa como gas de regeneración. El vapor se
recupera en un condensador y se devuelve a la columna de regeneración.
El solvente se devuelve a la columna de absorción atravesando un intercambiador de
calor regenerativo.
Las principales ecuaciones químicas que rigen el proceso de regeneración son las
siguientes:
H2O + MEACO2-MEA + HCO3
-
2 H2O + CO2 H3O+ + HCO3
-
Los parámetros que determinan la viabilidad técnica y económica de los sistemas de
absorción de CO2 son:
Caudal del gas de combustión: El caudal de gases de combustión
determina el tamaño del absorbedor. El absorbedor representa más los
costes totales de inversión más importantes.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
25
Concentración de CO2: Mientras que el gas de combustión está a presión
atmosférica, la presión parcial del CO2 se situará entre 3 kPa y 15 kPa.
En estas condiciones de presión parcial, el mejor solvente químico será
aminas en solución acuosa.
Eliminación de CO2: En la práctica, se pueden conseguir recuperaciones
típicas de entre 80% y 95%. La elección de la recuperación exacta es un
parámetro con una influencia económica muy grande, ya que a medida
que se aumenta la recuperación es necesario aumentar la altura de la
columna de absorción.
Caudal de solvente: El caudal de solvente determina el tamaño de la
mayor parte de los equipos del absorbedor.
Requerimientos de energía: El consumo de energía se debe a la suma de
la energía térmica necesaria para regenerar el solvente y la eléctrica para
operar las bombas y los ventiladores.
Requerimientos de enfriamiento: El enfriamiento es necesario para llevar
el gas de combustión y el solvente hasta los niveles de temperatura
requeridos, salvo si existe desulfuración previa de la que ya salen los
gases a una temperatura adecuada para proceder a la absorción. La
concentración y presión del CO2 recuperado de un proceso de absorción
química basado en aminas es del 99,9% en volumen y 50 kPa.
Existen tres procesos de absorción disponibles comercialmente para sistemas de captura
después de la combustión:
Kerr-McGee/ABBLummus Crest: Este proceso recupera el CO2 de
calderas de carbón y coque. Utiliza entre un 15% y un 20% en peso de
una solución de MEA (mono etil amina). La capacidad más grande
existente es de 800 t CO2 diarios.
Flúor Daniel @ ECONAMINETM
: Este proceso está basado en la
utilización de la MEA con una concentración del 30% en peso. Incorpora
un inhibidor para resistir la corrosión del acero. Está especialmente
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
26
pensado para corrientes con un alto contenido de oxígeno. La capacidad
más grande existente es de 320 t CO2 diarios.
Kansai Electric Power Co. y Mitsubishi Heavy Industries, Ltd: Este
proceso se basa en la utilización de aminas con impedimento estérico y
todavía se están desarrollando tres absorbentes (KS1, KS2 y KS3).
Pretratamiento de los gases de combustión
Los gases de combustión de una planta de generación de energía, están normalmente a
temperaturas superiores a 100 ºC, lo cual significa que tienen que ser enfriados hasta los
niveles de temperatura requeridos para el proceso de absorción. Este enfriamiento se
puede realizar poniendo el gas en contacto directo con agua de forma que también se
eliminan las partículas finas que lleva en suspensión.
Adicionalmente, los gases de combustión de carbón contienen SOx y NOx, mientras que
los gases de combustión de gas natural normalmente solo contienen NOx. Estos gases
ácidos reaccionaran con el solvente alcalino, al igual que el CO2. Estas reacciones dan
lugar a la formación de sales estables que reducen la capacidad de absorción, aumentan
el riesgo de la formación de sólidos en la mezcla y aumentan el consumo de reactivos
utilizados para recuperar el disolvente, por lo tanto la eliminación del NOx y SOx es
esencial previa a la eliminación del CO2.
Consumo de energía
El punto clave de los procesos de captura de CO2 basados en absorción es el alto
consumo energético que tienen. Este consumo de energía se debe fundamentalmente al
calor necesario para regenerar el absorbente, entre 2,7 y 3,3 GJ/tCO2, y al consumo de
energía eléctrica requerida para utilizar las bombas y el ventilador, entre 0,06 y 0,11
GJ/t CO2, para las plantas de carbón y 0,33 GJ/t CO2 para las plantas de gas natural.
La integración del proceso de absorción con la planta de potencia, requiere la utilización
de ciclos térmicos regenerativos en la zona de baja presión de vapor. Ahora bien, es
posible utilizar la energía térmica del vapor que va al condensador para generar vapor
en la columna de absorción.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
27
Efluentes
Como resultado de la descomposición de las aminas se creará amoniaco y sales estables.
Es necesario reducir la concentración de estas sales para no disminuir la capacidad de
absorción.
También es necesario instalar un filtro de partículas con objeto de eliminar
subproductos indeseables.
Otros procesos de absorción química
Se están estudiando nuevos absorbentes con objeto de reducir el consumo de energía
durante la regeneración.
Otra área de estudio es el incremento de la concentración de MEA a medida que se va
reduciendo el tamaño de los equipos.
También se están estudiando métodos de desoxidación para prevenir la degradación del
MEA por oxidación.
En la misma línea, se propone la eliminación catalítica del oxígeno en los gases de
combustión.
Absorción física
La absorción física se encuentra muy asentada en otros sectores de la industria química,
como por ejemplo la depuración del gas natural o la síntesis de amoniaco.
A diferencia de la absorción química, este proceso se desarrolla a alta presión. Esta
característica lo hace más adecuado para captura de CO2 en procesos que contemplen
gasificación del combustible.
Esta tecnología hace uso de la elevada capacidad que tiene el CO2 para disolverse en
determinados líquidos.
El proceso consiste en que los gases procedentes de la combustión se ponen en contacto
con el solvente mediante una torre de absorción que se encuentra a alta presión. En la
torre existe un relleno para optimizar el contacto entre el CO2 y el solvente.
El solvente cargado de CO2 es bombeado a una torre de desorción, donde se obtiene una
corriente de CO2 y otra de solvente regenerado.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
28
La cantidad de gas que se puede disolver en un líquido está condicionada por la
naturaleza de dicho gas y la del líquido, la presión y la temperatura, de acuerdo con la
Ley de Henry. Según esta ley, la cantidad de gas que se puede disolver aumenta
proporcionalmente con la presión parcial de dicho gas e inversamente con la
temperatura.
Por ello, este proceso es adecuado para tratar gases que se encuentran en condiciones de
alta presión y baja temperatura.
La regeneración en estos sistemas se puede llevar a cabo de dos formas distintas, o bien
reduciendo la presión, o bien incrementando la temperatura. Este paso resulta ser mucho
menos costoso, energéticamente hablando, que en absorción química. Además, los
disolventes usados en estos procesos se usan puros, es decir, sin disolución en agua,
reduciendo considerablemente los costes energéticos de la etapa de regeneración.
Existen dos restricciones principales en los gases de combustión entrantes en el sistema
de absorción física.
- Temperatura: temperaturas menores de 60ºC, viendo incrementado su rendimiento
a temperaturas más bajas. Varias tecnologías que funcionan con este proceso
trabajan a temperaturas bajo cero.
- Presión parcial de CO2: el valor mínimo aconsejado para este proceso es de 7
bares. Este valor hace que este sistema sea más adecuado para la captura de CO2
en centrales de gasificación, en las que los gases de combustión tienen una mayor
concentración de CO2, normalmente un 35%. Un efecto beneficioso de la alta
presión es que los equipos resultan ser más compactos.
Los solventes utilizados en este proceso son compuestos orgánicos con determinadas
características como por ejemplo punto de ebullición elevado, baja presión de vapor a
temperatura ambiente, baja viscosidad y selectividad de absorción del CO2 frente a otros
componentes de los gases de combustión como el N2.
Al igual que la absorción química se trata de una tecnología muy asentada que
proporciona altos rendimientos en separación y pureza del CO2, con la ventaja adicional
de requerir menores necesidades energéticas para la etapa de regeneración del
absorbente.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
29
En cambio, los gases a tratar deben comprimirse hasta al menos 20 bares para obtener
eficiencias adecuadas, siendo además las temperaturas de trabajo excesivamente bajas,
por lo que pueden necesitarse enfriamientos importantes.
Procesos de Adsorción
En estos procesos se utilizan tamices moleculares o carbón activo para adsorber el CO2.
La desorción del CO2 se realiza variando las condiciones de presión y temperatura,
normalmente se utiliza la variación de las condiciones de presión debido a la mayor
cantidad de tiempo necesario para realizar el ciclo completo de desorción durante la
regeneración.
Los procesos de adsorción se han utilizado en la eliminación del CO2 del gas de síntesis
para la producción de H2.
Es necesario desarrollar nuevos materiales que adsorban de forma más eficiente el CO2.
Membranas
Los procesos de membranas son usados comercialmente para la eliminación del CO2
procedente de la combustión del gas natural a alta presión y con altas concentraciones.
El proceso comercial utiliza una membrana de polímeros para separar el gas, lo cual
tiene como consecuencia un mayor consumo de energía que en un proceso estándar de
absorción química. También se obtienen unos niveles de recuperación inferiores. Es
necesario mejorar la selectividad de las membranas para que el proceso sea viable.
La configuración del proceso completo es muy similar al proceso de absorción química.
Los estudios e investigaciones se centran en mejorar la capacidad de transporte de la
membrana, esta capacidad de transporte depende no solo de la solubilidad del gas y de
la difusión sino principalmente de la reactividad específica del gas con el componente
de la membrana, conocido como conductor.
Para separaciones de CO2 se utilizan carbonatos, aminas y sales fundidas como
conductor.
La tecnología de separación del CO2 mediante membranas es por tanto una tecnología:
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
30
- Bajos requerimientos
- Compacta y modular
- Con posibilidad de añadir módulos conforme se incrementa el volumen de gases a
tratar
Pero también precisaría de mejoras en la eficiencia y selectividad de separación para
producir CO2 con el rendimiento y calidad que exigen las aplicaciones industriales.
Carbonatación-Calcinación
Estos procesos utilizan CaO como sorbentes sólidos a relativamente altas temperaturas.
La utilización de altas temperaturas en la etapa de separación del CO2 tiene la ventaja
potencial de la reducción del consumo energético con respecto a los sistemas de
absorción química estándar.
Los gases de combustión se ponen en contacto con el CaO en un reactor permitiendo la
reacción de carbonatación entre el gas y el sorbente sólido. El carbonato cálcico puede
ser fácilmente separado de la corriente de gases y enviado a la regeneración en un
reactor diferente.
Una de las claves de estos sistemas es el propio sorbente, que debe poseer una buena
capacidad de absorción de CO2 y una buena estabilidad química y mecánica durante
largos periodos de operación repetidos cíclicamente.
La reacción de carbonatación de CaO para separar el CO2 de los gases calientes
(T>600ºC) es muy rápida, y la regeneración del sorbente mediante calcinación del
CaCO3 en CaO puro y CO2 se favorece a temperaturas en torno a los 900ºC.
La mayor ventaja de utilización del ciclo de carbonatación-calcinación es el bajo
consumo energético que tiene el sistema. Este bajo consumo de energía se debe a la
posibilidad de recuperar gran parte de la energía (cerca del 40%) que entra en la unidad
de calcinación gracias a la recirculación de las partículas sólidas tal como se realiza en
las calderas de lecho fluido circulante.
La captura efectiva del CO2 utilizando CaO se ha demostrado en una pequeña planta de
lecho fluidizado. Una gran ventaja de este tipo de tecnología es la eliminación conjunta
del CO2 y del SO2. Sin embargo presenta como desventaja la necesidad de lavar los
gases de combustión para que no se reduzca la reactividad de los sorbentes; aunque el
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
31
sorbente desactivado puede ser utilizado en la industria cementera y su coste es muy
bajo.
[Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2; 2005][Captura y Almacenamiento
de CO2; 2010, Conama] [Tecnologías de captura y captura de CO2; 2008][Captura y
almacenamiento de CO2 procedente de instalaciones de combustión para la generación
de energía eléctrica; 2008][Cortes, V et al; 2010]
- Oxicombustión
La combustión se realiza con oxígeno y no con aire, lo que hace que los gases de
combustión estén constituidos casi exclusivamente por CO2 y agua, que se separa de una
forma sencilla. Este proceso requiere producción de oxígeno y disposiciones especiales
para poder realizar la combustión, pero constituye una tecnología altamente
prometedora.
El O2 se produce por la separación criogénica del aire, método hasta el momento,
utilizado a gran escala industrial y el CO2 resulta rico en gases de combustión reciclados
para evitar que la temperatura de la llama sea excesivamente alta. (Figura 9). Este tema
será abordado con mayor detalle en posteriores capítulos.
Esta tecnología está ligada a:
- A centrales de nueva generación ultrasupercríticas
- Turbinas de Gas con/sin calderas de recuperación
- Transformación de ciclos existentes convencionales
En las ventajas pueden enumerarse:
- La tecnología básica tiene ya un largo recorrido.
- Proyectos I+D en marcha actualmente.
- Reducción del caudal de gases
- Reducción de volúmenes de hogar y calderas.
- Reducción de los costes de separación, compresión y almacenamiento.
- Generación de corriente rica en CO2 hasta 90 – 95% y pobre en NOx reduciendo el
60 – 70%.
- Mejora de transferencia de calor especialmente por mayores contenidos en CO2 y
temperatura.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
32
En las desventajas:
- Aumento de inquemados.
- Necesita una unidad de separación de aire, con lo cual los costes son elevados.
- I+D en aspectos operativos y de mantenimiento.
- Degradación de zonas de radiación por corrosión.
[Cortes, V et al; 2010][Captura y Almacenamiento de CO2; 2010, Conama]
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
33
2.4.- Transporte de CO2
De forma general, se verá cómo se transporta y se almacena el CO2, porque el
objetivo del proyecto es la captura del mismo.
Por lo general, el CO2 capturado en las centrales térmicas, deberá ser trasladado desde el
punto de captura hasta el emplazamiento elegido para su almacenamiento. Para ello, se
requiere una infraestructura de cierta envergadura. Los sistemas empleados son
variados. Las redes de tuberías son la tecnología más extendida y experimentada de las
que operan actualmente. El CO2 gaseoso, se comprime a presiones típicamente
superiores a los 8 MPa con la finalidad de evitar corrientes bifásicas e incrementar la
densidad del CO2, de manera que su transporte resulte más sencillo y económico. La
primera tubería de larga distancia para el transporte de CO2 entró en funcionamiento en
los años 70; encontrándose en Estados Unidos. Tiene una longitud de más de 2500 Km
y transporta anualmente 40 Mt de CO2, procedente de fuentes tanto naturales como
antropogénicas, que se emplean en aplicaciones de recuperación de petróleo (EOR).
Este tipo de tuberías opera en lo que se conoce como modo de fase densa, que implica
una progresión continua del gas a fase líquida, a temperatura ambiente y altas presiones.
En la mayoría de ellas, las corrientes son impulsadas por compresores situados en
cabeza de línea y en el caso de las más largas, con estaciones de apoyo en puntos
intermedios del recorrido.
El CO2 también puede ser transportado en fase líquida por medio de barcos de gran
capacidad o a través del transporte rodado o ferroviario, en tanques aislados que
mantienen la temperatura muy por debajo de la ambiental. Se tienen experiencias
previas en estos medios en la industria de la alimentación y bebidas.
El transporte por barco resulta la opción más atractiva para determinadas localizaciones,
particularmente cuando el CO2 debe salvar largas distancias a través del mar. Las
propiedades del CO2 son similares a las de los GLPs y su tecnología de transporte
podría ser fácilmente adaptada si la demanda de estos sistemas llegara a materializarse.
(Figura 10)
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
34
El transporte por tren y carretera, es igualmente factible, aunque resulta menos
económico (excepto a muy pequeña escala). Una de las desventajas de estas alternativas
es que deben incluir instalaciones de almacenamiento intermedio para gestionar la carga
y descarga del CO2. Existen básicamente dos tecnologías para el almacenamiento
intermedio de los LPGs: en depósitos rocosos subterráneos o en grandes tanques de
acero en la superficie. En la actualidad sólo esta última ha sido empleada para el
almacenamiento de CO2, pero ninguna queda descartada. En cuanto a los aspectos
relacionados con la seguridad y la calidad, los mismos requisitos mínimos aplicables a
otro tipo de transporte de gases (ej. gas natural), lo serían también para el transporte de
CO2: selección cuidadosa de las rutas, protección frente a la corrosión, detección de
fugas.... Un ejemplo es la composición del CO2 ya que es evidente que el CO2 precise
un cierto acondicionamiento antes de proceder a su transporte y almacenamiento, pero
aún se discute cuál debe ser su concentración óptima y qué contenido en impurezas se
puede permitir desde los puntos de vista técnicos, ecológicos o legales. Se sabe que es
necesario reducir la presencia de agua hasta niveles del orden de pocos ppm para evitar
una excesiva corrosión y la precipitación de hidratos. Las impurezas pueden afectar a
las propiedades termofísicas de la corriente de CO2 tales como su presión y temperatura
críticas, sus propiedades de mezcla u otras propiedades que pudieran afectar a los
equipos de compresión.
En base a anteriores experiencias con gases similares y conociendo las propiedades del
CO2 destinado a almacenamiento, se puede asegurar que el transporte de CO2
no
presenta riesgos elevados de accidente ni graves daños en caso de fuga. El CO2 no es
una sustancia tóxica pero puede ser fatal en concentraciones superiores al 10%.
En principio es suficiente con alejar las rutas de transporte de los grandes núcleos de
población.
[National Energy Technology Laboratory; 2007] [Intergovernmental Panel on Climate
Change; 2007]
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
35
2.5.- Almacenamiento de CO2
2.5.1.- Propiedades del CO2 relevantes para el almacenamiento
El CO2 puede estar en las formaciones geológicas profundas en forma de gas, líquido o
en estado supercrítico, dependiendo de las condiciones de presión y temperatura a la
profundidad del almacén.
El comportamiento y la variación de las propiedades del CO2 con la temperatura y la
presión y, por tanto, con la profundidad, es uno de los factores más importantes para
evaluar la idoneidad de cuencas y formaciones sedimentarias frente a un potencial de
almacenamiento de CO2.
En condiciones atmosféricas, el CO2 es un gas termodinámicamente estable y más denso
que el aire. El punto crítico en el que el CO2 pasa a fase supercrítica está definido en
31.1 ºC y 7.38 MPa (Figura 11). Por debajo de este punto, el CO2 se encuentra en forma
de gas o líquido y, por encima, en estado supercrítico, estado en el que todavía se
comporta como un gas en cuanto que tiende a ocupar todo el espacio disponible, pero
con una densidad como la de un líquido, que varía en función de la temperatura y la
presión desde 200 a 900 kg/m3. Para unas condiciones medias de gradiente geotérmico
y presión hidrostática en cuencas sedimentarias, estos valores del punto crítico
equivalen a una profundidad aproximada de 800 m, aunque depende en gran medida de
la temperatura superficial.
Hasta los 500-600 m de profundidad, el CO2 se encuentra en forma de gas con una
densidad demasiado baja como para admitir volúmenes de almacenamiento
económicamente significativos (Figura 12)
Entre los 600 y 1000 m de profundidad se da un brusco incremento en la densidad
debido a que, a esas profundidades, la temperatura promedio y la presión hidrostática
están próximas al punto crítico del CO2. A profundidades superiores a los 1000 m, la
densidad no varía apreciablemente, por lo que no existen ventajas apreciables desde el
punto de vista de densidad de almacenamiento alcanzable (kg de CO2 por m
3
de roca de
la formación almacén) en ir a profundidades mayores de 1000 m.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
36
La densidad de almacenamiento de CO2
a profundidades entre 0 y 600 m es
sensiblemente mayor en capas de carbón, en donde el CO2 es retenido por adsorción.
La presencia de otros gases asociados con el CO2, como el SO2, H2S, CH4, además de
ocupar un volumen en el medio geológico, pueden disminuir el punto crítico del CO2. Si
el CO2 está contaminado con CH4, la densidad del CO2
supercrítico se reduce de forma
significativa. En el caso de almacenamiento de CO2 en carbones, la presencia de otras
especies puede reducir la capacidad de almacenamiento ya que éstas pueden ser
adsorbidas preferentemente con respecto al CO2 en las superficies del carbón.
Por otra parte, el CO2 es ligeramente soluble en agua. Su solubilidad aumenta con la
presión y disminuye al aumentar la temperatura y la salinidad. El CO2 supercrítico es un
30-40% menos denso que el agua salina típica de las formaciones permeables
profundas, lo que significa que el CO2, más ligero, ascenderá de manera natural por
flotabilidad hasta que sea atrapado por distintos mecanismos de atrapamiento, bien
físico, hidrodinámico o geoquímico, o directamente pase a solución a más largo plazo.
2.5.2.- Confinamiento geológico
Hay del orden de cinco a seis tecnologías para el confinamiento geológico o
confinamiento del CO2, de las cuales, en la actualidad solamente tres se consideran ya
desarrolladas y en una etapa avanzada de experimentación. Las otras dos tecnologías
son la absorción del CO2 en procesos de reforestación, fijando el carbono en las nuevas
plantas, y la inyección del CO2 a profundidades del orden de tres mil metros en el fondo
del mar. Esta última tecnología no ha logrado aceptación generalizada por la
incertidumbre sobre lo que pueda ocurrir en el fondo del mar con la presencia del CO2,
ya que en esas condiciones es más denso que el agua. Además, con las estimaciones de
potencial de almacenamiento de las otras tecnologías, el almacenamiento en el fondo
del mar podría resultar innecesario. (Figura 13)
Para dar una idea de la capacidad de confinamiento de CO2 en formaciones geológicas,
puede observarse la tabla 1 en la que se muestra la capacidad total de almacenamiento
en EEUU. No obstante, hay que tomar dichas cifras con precaución, ya que se trata de
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
37
capacidades teóricas máximas, a partir de las que habría que determinar las capacidades
técnicas viables.
2.5.3.- Confinamiento en yacimientos de hidrocarburos con o sin recuperación
mejorada
Los yacimientos de hidrocarburos contuvieron crudo y gas a altas presiones durante
millones de años por lo que se consideran ideales para confinar el CO2 con la certeza de
que no se tendrán fugas a la atmósfera. Es necesario verificar que durante la explotación
de los yacimientos no se hayan alterado las estructuras geológicas y que se mantenga
todavía su estanqueidad. (Figura 14)
2.5.4.- Confinamiento en acuíferos salinos
Otra opción geológica para almacenar CO2 son las formaciones permeables profundas
con aguas salinas. Son rocas porosas con aguas de formación no aptas para el consumo
humano, industrial o agrícola por su elevada salinidad. En muchos estudios, estas
formaciones se han considerado como una de las mejores opciones para almacenar
grandes volúmenes de CO2 por su gran extensión a escala mundial y por encontrarse a
profundidades adecuadas, representando la opción con mayor capacidad de
almacenamiento. Además, dada su ubicuidad, presentan mayor probabilidad de estar
cerca de las fuentes emisoras de CO2.
El CO2 supercrítico se puede almacenar de manera efectiva en este tipo de formaciones
por la alta densidad que alcanza a las presiones relativamente elevadas a las que se
suelen encontrar. El CO2 puede retenerse mediante distintos mecanismos de
atrapamiento a lo largo del tiempo, lo que incrementa la capacidad de almacenamiento
volumétrica de estos reservorios: atrapamiento estructural o estratigráfico,
hidrodinámico, residual, mediante solubilidad y por precipitación mineral.
Sin embargo, estas formaciones no se conocen al mismo nivel que los reservorios de
hidrocarburos o los acuíferos de agua dulce, y cualquier estimación de su capacidad
generalmente incluye importantes incertidumbres debido a la carencia de información.
La selección de posibles almacenes está muy condicionada por el conocimiento
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
38
disponible, por lo que principalmente se centra en áreas donde se han realizado
exploraciones de hidrocarburos y donde se han encontrado trampas secas, no
productivas. Además, en esta opción de almacenamiento, la capacidad de contención del
sello no está demostrada y también existen incertidumbres acerca de la posible
existencia de recursos naturales sin descubrir.
2.5.5.- Confinamiento en yacimientos profundos de carbón
Las capas de carbón también pueden ser posibles almacenes de CO2, si bien en este caso
el mecanismo de atrapamiento es por adsorción. Inyectando CO2 en capas de carbón, el
CO2 es adsorbido en la matriz de poros, liberando el CH4, existente en la misma. La
mayor afinidad del carbón por el CO2 que por el CH4, (se adsorben 2 moléculas de CO2
por cada molécula de CH4, que desplaza) ha conducido a que se valore la posibilidad de
almacenar CO2 en capas de carbón a la vez que se recupera CH4, como gas de valor
económico en sí mismo, lo que reduciría los costes globales de la inyección. Esta
técnica se denomina ECBM (Figura 15). Es necesario capturar el CH4 para garantizar
que no se emite a la atmósfera, ya que este gas tiene una capacidad de efecto
invernadero muy superior a la del CO2. Este tipo de almacenamiento es factible en
carbones que se encuentren a profundidades inferiores a los 600 m y con CO2 en forma
gaseosa, no supercrítica. En general, la densidad de almacenamiento de CO2 en capas de
carbón es sensiblemente mayor en cualquier otra litología a profundidades menores a
600 m. La producción de CH4 por la técnica ECBM (reemplazo de las moléculas de CH4
adsorbido en los microporos de las capas de carbón por moléculas de CO2) es muy
importante en EEUU, suponiendo entre el 10-20 % de la producción del gas natural del
país, lo que implica un conocimiento y una experiencia significativas en este campo. Sin
embargo, la técnica ECBM está en fase piloto. Sólo se ha realizado un pequeño número
de experiencias piloto en campo y una serie de experimentos de laboratorio. Los
problemas fundamentales derivan de la baja permeabilidad del carbón, especialmente a
medida que aumenta la profundidad y del elevado coste por el gran número de sondeos
necesarios.
Otro inconveniente importante de esta opción es que el CH4 de las capas de carbón es
una mínima parte del valor del carbón como recurso energético, y la utilización de
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
39
ECBM deja al yacimiento de carbón inservible para el futuro, si se pretende mantener el
CO2 en el almacén.
Por otra parte, la capacidad de adsorción del carbón y su permeabilidad se modifican
durante la inyección del CO2, la extracción del gas y a medida que el CO2 interactúa con
la matriz produciéndose un hinchamiento en la matriz del carbón como consecuencia de
la adsorción del CO2 pudiendo provocar la fracturación del encajante y pudiendo
constituir posibles vías de escape para el CO2. Este efecto también se puede producir si
se precisa fracturación hidráulica reiterada para mantener la conexión entre el sondeo y
las áreas permeables del carbón.
2.5.6.- Confinamiento oceánico
Otra opción para el captura consiste en inyectar el CO2 capturado directamente en el
fondo de los océanos, a profundidades superiores a los 1000 metros, donde
permanecería aislado de la atmósfera durante siglos. Esta forma de almacenamiento se
encuentra en fase de investigación. Ni siquiera se han llevado a cabo experimentos a
escala piloto. (Figura 16)
El CO2 puede ser transportado hasta el lugar del captura directamente por tuberías o por
barcos que lo inyectarían al fondo marino. Una vez allí, el CO2 disuelto y dispersado
entraría a formar parte del ciclo global del carbono.
Entre la atmósfera y la superficie del océano transcurren intercambios naturales de CO2
hasta que se alcanza un equilibrio. Si la concentración de la atmósfera aumenta, el
océano va absorbiendo CO2 gradualmente.
Se estima que los océanos han asimilado unas 500 Gt de CO2 del total de las 1300 Gt de
origen antropogénico emitidas a la atmósfera a lo largo de los 200 años precedentes, a
un ritmo de 7 Gt por año. La mayoría de este carbono permanece en la superficie
provocando un descenso del pH de 0.1 debido al carácter ácido del CO2 en el agua. Sin
embargo, hasta el momento, no se ha notificado ninguna variación de pH de las aguas
del fondo marino.
El océano contiene, de forma natural, una cantidad de carbono estimada en 40000Gt
frente a las 750 Gt de la atmósfera. La cantidad de carbono que doblaría la
concentración atmosférica de CO2 supondría un aumento de concentración en los
océanos de menos de un 2%. Diferentes escenarios predicen que los océanos absorberán
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
40
el exceso de CO2 atmosférico a lo largo de los próximos siglos, disolviéndolo en el total
de la masa oceánica terrestre, respecto a la cual, resultará despreciable
No existen prácticamente limitaciones físicas a la capacidad de almacenamiento del
océano, que depende de los equilibrios que se establezcan con la atmósfera.
Algunos análisis indican que el CO2 podría quedar aislado de la atmósfera durante
cientos de años, tanto más cuanto mayor sea la profundidad a la que se inyecte. A
profundidades inferiores a 500 metros, con una presión hidrostática inferior a las 500
atmósferas, el CO2 pasaría instantáneamente a estado gas (el transporte se realiza en
fase líquida). Las burbujas ascenderán hacia la superficie y quedarán liberadas a la
atmósfera. A profundidades entre 500 y 3000 metros, el CO2 se mantiene en fase
líquida, pero con una densidad menor que la del agua, con lo cual, tendrá tendencia a
subir a la superficie. Algunos estudios hidrodinámicos han demostrado que es posible
disolver el CO2 en el agua marina antes de que alcance la atmósfera si éste es liberado al
océano a través de difusores que rompan la corriente líquida en pequeñas gotas de
menos de un centímetro de diámetro. A profundidades superiores a los 3000 metros, el
CO2 sometido a la enorme presión que ejerce sobre él la columna de agua tendrá una
densidad superior a la del agua, por lo que se irá hundiendo, quedando confinado en
lagos de CO2 líquido en los fondos marinos.
Otras medidas adicionales pretenden reforzar la estabilidad de los depósitos: formación
de hidratos sólidos, introducción del CO2 en forma de iones carbonato, disolución de
minerales alcalinos como la caliza para neutralizar la acidez del CO2...
En cuanto al impacto que las concentraciones marinas de CO2 tendrían sobre la vida
acuática, no se han realizado análisis determinantes, los efectos son aún inciertos.
Algunos experimentos han mostrado que un aumento de CO2 puede dañar a los
organismos marinos. Los efectos de una elevada concentración han sido estudiados en
pequeñas escalas de tiempo y en organismos individuales que habitan cerca de la
superficie del océano. Se observaron anomalías en las tasas de reproducción,
calcificación, crecimiento, provisión de oxígeno y movilidad, así como un aumento de
la tasa de mortalidad. Es de esperar una mortalidad inmediata de los organismos
próximos a los puntos de inyección o lagos de CO2. Los efectos a largo plazo que la
inyección de CO2 puede causar en los ecosistemas marinos no se han estudiados aún ni
tampoco se han realizado experimentos a gran profundidad.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
41
2.5.7.- ¿Es seguro almacenar el CO2 bajo tierra?
Un grupo de investigadores, con años de experiencia en la industria, indican que el CO2,
puede ser almacenado de forma segura Para sitios de almacenamiento geológico
seleccionados, diseñados y gestionados correctamente, el IPCC estima que el CO2,
podría quedar atrapado durante millones de años y aunque en algunos se produzca
alguna fuga, en los sitios correctamente seleccionados pueden retener en torno al 99%
de las emisiones de CO2 más de 1000 años.
Dichos lugares de almacenamiento deben ser revisados para asegurarse de que las
emisiones de CO2 puedan ser almacenadas sin ningún tipo de fugas potencialmente
peligrosas. Las formaciones geológicas consideradas para el almacenamiento son
cuidadosamente seleccionadas y evaluadas por los geólogos desde hace varios años
antes de su uso comercial Las formaciones adecuadas para el almacenamiento tienen
capas de rocas porosas subterráneas profundas que están cubiertas por una capa o de
múltiples capas de roca no porosa, por encima de ellos Una vez inyectado, el CO2
líquido tiende a fluir hacia arriba hasta que encuentra una barrera de roca no porosa, que
puedan atrapar el CO2 y prevenir o controlar las fugas a la atmósfera.
Muchas formaciones geológicas han almacenado el CO2 y otros gases durante millones
de años. La industria de petróleo y gas, por ejemplo, tienen más de 50 años de
experiencia en la captura de CO2, proporcionando una base sólida para la elección de los
mejores sitios y de este modo, evitar fugas.
La fuga de CO2 de un sitio de almacenamiento bien elegido es muy poco probable. Sin
embargo, si el CO2 almacenado se mueve, el proceso sería lento La migración de CO2
no podrá alcanzar la superficie de la Tierra quedándose atrapada en las capas de rocas
porosasSi el CO2 se infiltrara lentamente y llegara a la superficie, el viento lo disiparía,
que es lo que ocurre normalmente con el CO2 ventilado por la naturaleza en zonas
volcánicamente activas.
El CO2 no es tóxico, inflamable ni explosivo; pudiendo causar daño solo si cumula en
las estructuras sub-base sin ventilación o depresiones topográficas.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
42
2.5.8.- Criterios de emplazamiento
Los criterios de selección de emplazamientos establecen las características que debe
poseer un determinado lugar para garantizar que el sistema de almacenamiento en su
conjunto se comporte de acuerdo con los requisitos de seguridad y permanencia del CO2
inyectado durante todo el periodo requerido. El emplazamiento para almacenar CO2,
además de ser geológicamente adecuado, debe ser económicamente viable,
técnicamente posible, seguro y aceptado por la población.
La selección de emplazamientos para almacenar CO2 requiere la previa selección de
formaciones favorables. Esta selección se realiza a dos niveles: selección del área de
emplazamiento y selección de emplazamientos de inyección. La selección del área de
emplazamiento contempla criterios a escala de cuenca o regionales y criterios
específicos del tipo de formación. Los requisitos geológicos a aplicar a escala de cuenca
son fundamentalmente de tipo tectónico, hidrodinámico y geotérmico.
2.5.9.-¿Hay algo más que se pueda hacer con el CO2 capturado?
Hay tres posibilidades: almacenar el CO2, utilizarlo como un valor añadido de los
productos básicos, o convertir el CO2 a metano, a biomasa, a los carbonatos minerales u
otras sustancias.
Un uso de la aplicación de almacenamiento del CO2 es la mejora de la producción de
metano de las capas más profundas. En las primeras etapas de la investigación, está el
convertir el CO2 a otras sustancias químicas como combustibles.
[CO2 Geonet; 2008][IEA; 2008][National Energy Technology Laboratory;
2009][National Energy Technology Laboratory; 2007][Intergovernmental Panel on
Climate Change; 2007] [Captura y Almacenamiento de CO2; 2010, Conama]
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
43
2.6.- Barreras de la captura y almacenamiento de CO2
2.6.1.- Alcance de la CAC
En Abril del 2010, había más de 320 proyectos de CAC en varias etapas de desarrollo.
La gran mayoría de estos proyectos se han elaborado en los últimos años, por lo que si
se tiene en cuenta que el promedio de un proyecto para llevarlo a cabo está en torno de 5
a 7 años, dichos proyectos no empezarán a funcionar hasta dentro de algún tiempo
todavía.
Hasta la fecha, hay nueve proyectos de captura, transporte y almacenamiento de CO2: 5
en EEUU, 2 en Europa, uno en Canadá y otro en el Norte de África.
2.6.2.- Barreras de la CAC
Aunque todos los elementos de la CAC se han probado y comprobado, el despliegue
rentable de esta tecnología sólo se producirá si hay un apoyo a la política nacional.
Mientras que no haya barreras insalvables tecnológicas, legales, institucionales,
normativas o de otro tipo que impidan que el CAC juegue un papel en la reducción de
las emisiones, los primeros proyectos se enfrentan a retos económicos relacionados con
la incertidumbre de la política climática, el primero de su clase los riesgos tecnológicos
y la corriente de alto costo de la CAC con respecto a otras tecnologías.
La mayoría de los análisis demuestran que será difícil que las tecnologías de CAC sean
utilizadas en las próximas dos décadas en ausencia de los incentivos financieros que
complementan los precios del carbono.
Los proyectos de CAC también tendrán que cumplir con los requisitos reglamentarios
Desde hace mucho tiempo, los programas regulatorios se están adaptando a diversas
jurisdicciones de todo el mundo para responder a las circunstancias de la CAC, pero la
limitada experiencia y la capacidad institucional pueden dificultar la aplicación de los
requisitos específicos de la CAC. Las cuestiones jurídicas, como a largo plazo la
responsabilidad y los derechos de propiedad, también requerirán solución.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
44
La política climática para reducir las emisiones es el paso más importante para el
despliegue comercial de tecnologías bajas en carbono como CAC, porque van a crear
una programación estable a largo plazo para las inversiones privadas. Un esfuerzo
coordinado y adecuado pondrá dirección a las barreras financieras, económicas,
tecnológicas, legales, institucionales y sociales, permitiendo que el CAC sea viable para
mitigar el cambio climático que con el tiempo juegan un papel importante en la
reducción del costo total del cumplimiento de los objetivos de reducción de emisiones.
Algunas de las principales barreras son las siguientes:
- La incertidumbre sobre la implementación y bases de un mercado de emisiones a
nivel europeo y global.
- Incertidumbre sobre la aceptación social de las opciones de almacenamiento de
CO2.
- Definición de incentivos y penalizaciones.
- Asignación de competencias, designación de organismos reguladores.
- Desconocimiento de las nuevas relaciones comerciales derivadas de los
mecanismos de reducción de emisiones. Aparición de nuevos roles como
productores, gestores y almaceneros de CO2.
- Alcance del equilibrio de oferta y demanda en este mercado emergente.
- Dificultades para definir el valor económico de la reducción de emisiones y los
costes reales de las consecuencias derivadas del aumento de concentración de
gases de efecto invernadero.
- Incertidumbre sobre los efectos derivados ejercidos sobre los sistemas energéticos
y la economía global.
- Incertidumbre sobre los regímenes regulativos. Cuestionamiento del alcance de los
mismos y de los periodos de implantación.
- Dudas sobre la continuidad de las políticas medioambientales a largo plazo.
- Interacción entre las legislaciones de distintos países. Disparidad de criterios a
nivel internacional.
- Definición de los emplazamientos sobre los que será aplicable el captura de CO2 y
condiciones a las que estará sujeto.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
45
- Incertidumbre sobre el retorno de las inversiones, caracterizadas por su alto riesgo.
- Sistemas de control, verificación y ratificación de la reducción de emisiones aún
no definidos.
- Problemas en la definición de los límites de responsabilidad al largo plazo
inherente a las características de un depósito de almacenamiento de CO2.
- Establecimiento de los términos de propiedad de los depósitos de almacenamiento
y de su derecho a explotación.
- Establecimiento de los términos de propiedad de las patentes y know-how de las
TLC, especialmente cuando intervienen organismos nacionales o existen conflictos
entre entes públicos y organizaciones privadas. Temor a la “fuga” de beneficios.
- Barreras para la colaboración efectiva entre los diferentes sectores. La
confidencialidad de las investigaciones conduce a la duplicación de esfuerzos,
despilfarro de recursos y retrasos en el avance de la tecnología.
- Coordinación para una efectiva repartición de esfuerzos en función de las
capacidades.
- Integración de los distintos campos de conocimiento y las organizaciones
implicadas: ingeniería energética, de procesos, de generación de electricidad,
productores de gas y petróleo, especialistas en la manufactura química y de
materiales, ingeniería química…
[Captura y Almacenamiento de CO2; 2010, Conama][Intergovernmental Panel on
Climate Change; 2007]
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
46
2.7.- Análisis de costes
2.7.1.- Introducción
El papel que la CAC podría desempeñar para alcanzar reducciones sustanciales en los
niveles de emisión de gases de efecto invernadero, ha sido evaluado en un estudio
desarrollado a nivel mundial por la Agencia Internacional de la Energía, al que se le ha
dado el nombre de: “CO2 capture and storage: A key abatement option. (IEA, 2008)”.
En este estudio, se menciona un escenario base (BASE) que supone que se mantienen
las políticas en vigor y planificadas actualmente; un escenario (ACT) que pretende
estabilizar las emisiones de 2050 en los valores de 2005 y un tercer escenario (BLUE)
que pretende reducirlas en 2050 a la mitad de los valores de 2005.
El núcleo de las conclusiones es que ninguna tecnología puede resolver el problema de
las emisiones por sí misma y que más bien hay que recurrir a todas las disponibles.
Entre ellas figuran como opciones importantes las de CAC en la generación eléctrica,
además de otras opciones de mitigación, tales como el CAC en los sectores industriales
y “upstream”, ahorro y eficiencia energética, mayor recurso a las energías renovables y
a la energía nuclear.
La generación eléctrica en el escenario BASE aumenta un 179% entre 2005 y 2050. El
carbón y el gas natural representarían tres cuartas partes de la generación eléctrica en
2050, en comparación con dos tercios en 2005. Las emisiones globales de CO2,
relacionadas con la energía aumentarían, desde 27 Gt en 2005 a 62 Gt en 2050.
La fracción atribuible a la generación de electricidad, aumentaría ligeramente desde 41
a 44% a pesar de la mayor presencia de combustibles fósiles. Ello se debe al aumento de
los rendimientos en la generación eléctrica.
En el escenario ACT, las emisiones globales de CO2 se reducen en 14 Gt en 2050 con
respecto al escenario BASE de 2005 y de ellas unas 3 Gt corresponden a CAC.
En el escenario BLUE, la contribución del CAC para mitigar las emisiones globales de
CO2 aumentan aún más en tanto en términos relativos, 26%, como absolutos, 4,7 Gt.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
47
2.7.2.- Pre-combustión
Según el informe IPCC, las actuales plantas de ciclo combinado de gas natural ofrecen
rendimientos del 56% (PCI), y se espera que los avances, sobretodo en la turbina de gas,
suba esa cifra hasta un 65%. La incorporación en el proceso de un sistema de captura en
precombustión en esas plantas, supondría a día de hoy bajar el rendimiento hasta el
48%, y en 2020 hasta el 56%. Es decir, se estima que se podría tener en 2020, ciclos
combinados con captura de CO2 con los mismos rendimientos sin captura de hoy en día.
Esto último, también aplicaría para plantas GICC de carbón, que podrían conseguir en
2020 rendimientos con captura del 43%, es decir, el mejor rendimiento a día de hoy sin
captura.
En el informe IPCC, se incluye un amplio estudio sobre costes y rendimientos en
nuevas centrales GICC, alimentadas con carbón, y realizando la captura por adsorción
física con Selexol. Los rendimientos de captura oscilan entre 85-92%, y los consumos
específicos de la planta suben entre un 16 a 25%. Los costes de inversión y de la
electricidad producida suben entre un 20 y un 40%.
La pérdida de eficiencia da lugar a un aumento del consumo de combustible, por lo que
el precio del combustible tendrá un peso importante en el coste del CO2 evitado.
El coste de instalación de un sistema de captura de CO2 y producción de H2 a partir del
gas de síntesis producido en el gasificador, ha sido de 14 M€, para tratar el 2% de la
corriente de gas de síntesis, equivalente a 14 MWth.
2.7.3.- Post-combustión
El informe “Carbon Capture & Storage: Assessing the Economics” publicado por
McKinsey, en el año 2008, es considerado una de las mejores referencias para la
estimación de costes de captura y almacenamiento de CO2. Los datos publicados
correspondientes a una planta con captura de CO2 en fase comercial inicial (año 2020)
utilizan como base de cálculo una planta ultra-supercrítica de 700ºC con captura en
post-combustión de 900MW de potencia neta y una eficiencia de dicha planta que se
considera del 40%. Con una tasa de captura de CO2 del 90%, se estima un coste por
tonelada de CO2 evitado de 21-32 €.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
48
El “Global CCS Institute”, en colaboración con Worley Parsons, Schlumberger, Baker
& McKenzie y EPRI, publicó en mayo del 2009, un análisis económico de la captura y
almacenamiento de CO2. Los datos publicados son datos, en dólares, actualizados a
2009 y que consideran un período de 30 años para una planta en fase comercial en
EE.UU. Para la obtención de estos parámetros, se parte de datos de plantas publicados
en informes anteriores de DOE-NETL, EPRI, MIT, SFA y por Rubin. Ajustando los
datos publicados en 2009, tomando un periodo de amortización de 40 años, un coste de
combustible de 2,7 €/GJ (LHV) y 7.500h de operación anual para una planta
ultrasupercritica, el coste por tonelada de CO2 evitado es alrededor de 33€.
2.7.4.- Oxicombustión
Es de esperar que los rendimientos de plantas con captura de la primera generación sean
próximos al 35%, con una ligera ventaja a favor de la opción de captura de
precombustión. El diferencial podría reducirse, con respecto a las plantas sin captura de
tecnología similar a menos de 8 puntos porcentuales. Las inversiones especificas
necesarias (1.700 a 1.800 €/kW) podrían reducirse entre un 10 y un 25% para la
segunda generación de centrales (2030).
Como resultado, se producirá un impacto en los costes de generación de la electricidad
que la “Plataforma Europea de Cero Emisiones” concreta en el intervalo 53- 58 €/MWh
para 2020 (carbones duros) frente a algo menos de 40 para centrales sin captura con un
coste evitado entre 22 y 25 €/t.
2.7.5.- Transporte
Los costes del transporte dependen de la distancia al sumidero final. El CO2 capturado
se tiene que transportar a su punto de almacenamiento. Para grandes caudales de CO2,
el método más eficiente es el transporte por tubo. Dichos conductos son similares a los
utilizados para el GN, excepto que el CO2 es deshidratado para disminuir su carácter
corrosivo.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
49
Por otra parte, factores como diámetros y presiones de bombeo deben optimizarse para
reducir costes.
El coste para transportar CO2 por unidad de peso es mucho menor que el del GN o
hidrógeno porque se lleva a cabo en estado líquido o supercrítico con una densidad de
10 a 100 veces mayor que la del GN. Dependiendo del diseño, los costes estimados
pueden variar entre 2 y 6 $US/t CO2 sobre 100 km-año, para un caudal de 2 Mt de CO2
que corresponde aproximadamente a la producción de una central de 400 MW que
queme carbón americano.
2.7.6.- Almacenamiento
Para almacenar el CO2, existen varias opciones tecnológicamente aceptables,
comentadas anteriormente. Los costes incluyen las inversiones en capital (CAPEX), que
corresponden a la evaluación del emplazamiento, perforaciones, instalaciones de
superficie, así como los de operación y monitorización, tales como análisis sísmicos.
Los costes de perforaciones para yacimientos de petróleo y gas se pueden utilizar para
conseguir aproximaciones a los costes de inyección del CO2. La desviación principal
tiene que ver con la necesidad de aislar las paredes del pozo para evitar interacciones
entre el CO2 y el cemento. En general, el coste de instalar y operar equipos de
monitorización del CO2 es pequeño comparado con los costes de almacenamiento. Es
importante resaltar también que los costes de inyección en yacimientos marinos son
significativamente mayores que los de inyectar en tierra firme. Los costes de los
primeros varían en función de la profundidad marina y la complejidad del pozo.
También hay que tener en cuenta que los costes de perforación de pozos petrolíferos han
aumentado del orden del 180% en los últimos cinco años como consecuencia del
aumento de precio de los materiales y la escasez de recursos humanos cualificados.
En Europa (yacimientos en tierra firme y marinos), una capacidad de almacenamiento
de 30 Gt en yacimientos acuíferos salinos se podrían utilizar con costes de 10 a 20
USD/t y 5 Gt y en campos agotados de petróleo y gas con costes de 10 a 25 USD/t, de
cuyos rangos la parte inferior corresponde a yacimientos en tierra firme. Estos datos son
coherentes con los de un estudio llevado a cabo por el Statoil Research Centre y el
PTRC de Canadá para los yacimientos de Sleipner y Weyburn.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
50
También se inyecta CO2 en yacimientos petrolíferos o de GN en sus estados finales para
activar la recuperación. En el primer caso, la miscibilidad generalmente aceptada es de
2,5 a 3 t CO2 por tonelada de crudo producido. Los costes del crudo producido en
dichas condiciones oscilan entre 7 - 15 $US/barril. Las condiciones actuales de mercado
(barril a 70-80 $US) hacen rentable, en principio, el proceso dependiendo del coste del
CO2. Otra alternativa son los yacimientos de GN agotados, que todavía pueden contener
un 10 - 40% del GN original aunque en este caso las condiciones económicas son
menos favorables. Se estima, que por cada tonelada de CO2 inyectado, puede
conseguirse de entre 0,03 a 0,05 toneladas de CH4.
Otras opciones sin cuantificar económicamente, son yacimientos de carbón demasiado
profundos o con vetas demasiado delgadas para su explotación comercial o a base de
algas que lo asimilen por fotosíntesis. El almacenamiento disuelto en el agua del mar es
técnicamente posible, pero actualmente está prohibido por acuerdos internacionales en
el área del Atlántico Nordeste. También hay una opción que se ha explorado de forma
preliminar en los invernaderos de Almería y que consiste, en usar el CO2 para estimular
el crecimiento de las plantas y hortalizas por el efecto de fotosíntesis.
[Intergovernmental Panel on Climate Change; 2007] [Cortes, V et al; 2010] [Zero
emissions platform; 2011]
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
51
IMÁGENES Y TABLAS DEL CAPÍTULO I
Figura 1: Emisiones de gases de efecto invernadero
Figura 2: Concentración de CO2 en la atmósfera y proyecciones para el siglo XXI
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
52
Figura 3: Un futuro inmediato sin carbón: Imposible.
Figura 4: Curvas de inversión para las distintas tecnologías de generación de
energía
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
53
Figura 5: Principales fuentes de emisión de CO2 expresado en billones de toneladas de
CO2 al año.
Figura 6: Tecnologías de captura
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
54
Figura 7: Captura de CO2 en pre-combustión
Figura 8: Esquema general de post-combustión
Post-combustión. Absorción química
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
55
Figura 9: Oxicombustión
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
56
Figura 10: Sistema de transporte de CO2
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
57
Figura 11: Condiciones supercríticas del CO2 en cuencas sedimentarias
Figura 12: Densidad total de almacenamiento del CO2 (kg por m3 de roca) en
función de la profundidad, para un gradiente de presión hidrostática constante de
10.5 MPa/km, una temperatura superficial media de 15ºC y un gradiente
geotérmico de 25ºC/km.
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
58
Figura 13: Almacenamiento geológico de CO2
Figura 14: Funcionamiento de una instalación de EOR con inyección de CO2
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
59
Figura 15: Tasa de producción de CH4 con y sin inyección de CO2
Figura 16: Almacenamiento oceánico
Capítulo II: Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2
60
Tabla 1: Capacidades de almacenamiento de CO2 en formaciones geológicas en
EEUU.
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
61
CAPÍTULO III
TECNOLOGÍA DE
OXICOMBUSTIÓN
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
62
3.- Tecnología de oxicombustión
3.1.- ¿Por qué oxicombustión y no combustión convencional?
En las plantas térmicas convencionales de carbón se emplea aire como comburente en la
combustión. El aire contiene, aproximadamente, un 21% v/v de oxígeno, que es
realmente el elemento que interviene en las reacciones de combustión siendo el resto N2
y una mínima parte, otros gases nobles.
El N2 introducido junto al aire de combustión puede implicar ciertas dificultades
asociadas. En primer lugar, diluye la concentración del CO2 en los gases de
combustión, dificultando y encareciendo su posterior recuperación con la finalidad de
evitar su emisión a la atmósfera.
En segundo lugar, origina pérdidas de eficiencia en el ciclo, puesto que durante la
combustión con aire, se calienta un gran volumen de gases cuya energía no puede ser
recuperada a partir de un cierto nivel térmico y que termina perdiéndose en forma de
calor específico.
Finalmente, en atmósferas ricas en nitrógeno se favorece la formación de NOX,
compuestos contaminantes sujetos a límites de emisión cada vez más restrictivos.
Estos motivos impulsaron la investigación de la combustión en atmósfera ricas en
oxígeno y las tecnologías a ella asociadas: la Oxicombustión.
[Panel Intergubernamental de Cambio climático; 2005][Global CCS Institute; 2012]
3.2.- Descripción del proceso de oxicombustión
El CO2 de los procesos de combustión convencional consiste en una corriente de gas de
escape diluid, siendo necesaria una absorción con aminas. En cambio, capturar CO2 de
una corriente más concentrada, es más fácil; pudiéndose conseguir mediante la
combustión de combustibles con oxígeno para obtener un captura eficiente del gas de
escape. Esta técnica es la oxicombustión. En ella, la corriente de oxígeno se diluye
mediante la recirculación del gas de escape (RFG).
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
63
Se han hecho investigaciones a escala piloto en Estados Unidos (Air Liquide), Canadá
(CANMET), Europa (International Flame Research Foundation)…, las cuales se han
empleado para estudiar dicha tecnología. Se han realizado varias evaluaciones donde se
comparan la tecnología oxicombustión con la captura post-combustión y las tecnologías
GICC para la reducción de los costes de CO2. Estos estudios, indican que la
oxicombustión es una opción favorable pero la comparación depende de la planta
considerada, y la tecnología de emisiones asociada empleada, la cual es determinada por
los regímenes de regulación de los diferentes países. La captura de CO2 de mezclas
diluidas usando stripping con aminas es relativamente cara. Durante la oxicombustión,
una combinación de oxígeno de más del 95% de pureza y la recirculación del gas de
escape es usado para la combustión del combustible. Mediante la recirculación del gas
de escape, se quema un gas consistente principalmente en CO2 y H2O, listo para el
captura sin stripping del CO2 del gas de escape. Para controlar la Tª de llama se usa el
gas de escape recirculado y para compensar el volumen de la pérdida de N2
asegurándose, de este modo, que haya suficiente gas para llevar el calor a través del
quemador.
Cuando se usa carbón, es necesario partir de un 20 % de exceso de aire. La
oxicombustión requiere un % de exceso de O2 (definido como el O2 suministrado en
exceso del requerido para una combustión estequiométrica del suministro de carbón)
para asegurar una fracción similar de O2 en el gas de escape, como en la quema de aire,
en el rango de 3-5 % (menor que en la combustión con aire).
Sin la eliminación en la corriente de recirculación, especies contaminantes (incluyendo
gases corrosivos del sulfuro) tienen mayores concentraciones que en la combustión con
aire.
El oxígeno es separado del aire y posteriormente se mezcla con una corriente
recirculada de gases de escape en la caldera. El combustible se quema en la corriente de
gas resultante y los gases de escape son parcialmente recirculados. El vapor de agua se
condensa de los gases de escape para producir una corriente supercrítica de alta pureza
de CO2. La oxicombustión y la captura de CO2 de los gases de escape están cerca de las
tecnologías zero-emisión que pueden ser adaptadas a nuevas y existentes instalaciones
de energía de combustión de carbón.
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
64
En la oxicombustión, la concentración de CO2 en el gas de escape se incrementa desde
un 17 al 70 % en masa aproximadamente. El CO2 puede entonces ser capturado
mediante el enfriamiento y compresión para el transporte y el almacenamiento. De esta
forma la oxicombustión, supone la modificación de la tecnología convencional, al
incluir el proceso de separación del oxígeno, recirculación del gas de escape,
compresión del CO2, transporte y almacenamiento. La adición de estas operaciones trae
reducciones en la disponibilidad. El coste extra asociado con la implementación del
captura aumentará los costes de capital y operación. Se observan varios métodos de
captura de CO2, los cuales llevan a diferentes requerimientos con respecto a la pureza
del gas a secuestrar. Aunque, todas las opciones de captura tienen diferentes
requerimientos con respecto a la pureza de CO2, el requerimiento de energía para la
compresión del CO2 es, en todos los casos reducido al tiempo que se incrementa la
pureza del CO2.
[Captura y Almacenamiento de CO2; 2010] [Panel Intergubernamental de Cambio
climático; 2005][Global CCS Institute; 2012]
3.3.- Descripción de los equipos
La figura 17 muestra el diagrama de un proceso de oxicombustión incluyendo los
equipos más significativos.
3.3.1.- Unidad de separación de aire
Hoy en día la única opción existente para conseguir corrientes de oxígeno a partir de
aire a escala industrial, con las capacidades necesarias para grandes centrales térmicas,
es la destilación criogénica. Este proceso conlleva importantes penalizaciones
energéticas y representa un gran porcentaje del consumo total de la planta. Por esta
razón, se están investigando otras alternativas menos intensivas en consumo energético.
Otro de los retos es desarrollar sistemas de separación de aire capaces de satisfacer el
consumo de oxígeno necesario para alimentar una planta de oxicombustión de escala
comercial.
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
65
Una de las cuestiones más importantes relativas a la separación de aire consiste en
determinar la pureza óptima para la corriente de oxígeno. Cuanto menor sea el
contenido en impurezas, más simples y efectivos serán los sistemas de tratamiento de
gases efluentes, pero mayor será el consumo de energía requerido en la separación de
oxígeno. Los expertos sitúan el óptimo de pureza en torno al 95%. Esta determinación
está relacionada con las especificaciones medioambientales y de seguridad de la
corriente de CO2 destinada a su almacenamiento o a otros usos industriales (EOR,
recuperación de metano...), del tipo y condiciones de transporte…. Además, la pureza
del oxígeno tendrá consecuencias directas sobre el consumo energético en el tren de
depuración de la corriente de CO2, su temperatura de licuefacción y su tasa de
recuperación.
Destilación criogénica
Es una tecnología madura puesto que se aplica ampliamente en otros sectores,
especialmente, en el de la metalurgia (soldadura, corte de metales...) y el vidrio y en
unidades de gasificación de carbón integrada con ciclo combinado (GICC). Esta será la
tecnología empleada en la primera generación de plantas de oxicombustión.
Para separar el oxígeno del nitrógeno, en primer lugar, hay que comprimir y purificar el
aire. Por razones de seguridad, ciertos compuestos, como el CO2, H2O, NOX y trazas de
hidrocarburos, deben ser retirados de la corriente de aire antes de introducirla en las
unidades de separación. Se suelen emplear métodos basados en la adsorción (lechos de
alúmina, filtros moleculares…)
Posteriormente, se procede al licuado. Esta operación no se puede realizar directamente
con refrigerantes puesto que no existen fluidos que se puedan enfriar lo suficiente como
para conseguir llevar el aire a estado líquido. El licuado se consigue comprimiendo el
aire isotérmicamente y dejando que se enfríe en su expansión.
En la práctica, el frío necesario no se consigue de una sola vez, sino repitiendo
sucesivamente la compresión y expansión, aprovechando el frío de los productos
resultantes, produciendo de este modo, un ciclo.
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
66
Los equipos más extendidos en la industria para la separación de aire son los basados en
la Columna Linde. El proceso consiste en una destilación criogénica, basada en la
diferencia entre los puntos de ebullición del nitrógeno, 90K, y del oxígeno, 70K.
El aire de alimentación se comprime a presiones superiores a los 5 bares, dependiendo
de las exigencias de pureza del oxígeno que se requieran. A continuación, el aire
intercambia calor con el líquido del fondo de la columna, cediendo energía térmica a
través de un serpentín que actúa como hervidor. A la salida del calderín (situado en el
fondo de la columna) el aire, que se ha enfriado hasta una temperatura en torno a los
-168ºC (105K) es expandido mediante una válvula e introducido en un punto intermedio
de la columna. (Figura 18)
Durante esta expansión isoentálpica (manteniendo la entalpía constante), el aire se
enfría gracias al efecto Joule- Thompson (enfriamiento mediante expansión adiabática
de un gas), y es alimentado a la columna como mezcla de líquido y vapor a 5 bares de
presión y a la temperatura de su punto de rocío, alrededor de -180ºC.
En la zona inferior (zona de agotamiento) se recoge un producto que será tan rico en el
componente menos volátil (oxígeno) como lo permita el número de platos situado en la
zona de agotamiento. En cambio, la zona superior de la columna no podrá trabajar,
porque no tiene reflujo.
Se presentan dos posibilidades: suprimirla, en el caso de que sólo interese obtener el
oxígeno y se acepte perder el gas de la parte superior, compuesto por N2 con
aproximadamente un 8 % de oxígeno (columna simple) o bien, crear un reflujo hacia la
parte superior, para poder rectificar el N2 (columna doble).
En la Columna Linde doble, la columna superior trabaja a presión atmosférica (Figura
19). La superficie que separa ambas columnas actúa como intercambiador de calor. El
líquido de fondo de la columna superior hierve con el calor que le ceden los gases de la
columna inferior, que a su vez se enfrían y son rectificados (condensan). La columna
superior consta de una alimentación intermedia procedente del líquido de fondo de la
columna de agotamiento y de una alimentación superior procedente de un depósito de
condensados de los gases de la columna de agotamiento (rectificado). Ambos reflujos
son expandidos mediante válvulas antes de ser alimentados a la columna superior.
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
67
La energía requerida para la separación criogénica representa un 20% de la generada
por la planta y se sitúa en torno a los 250-270 kWh por tonelada de O2. La mayor parte
de esta energía se destina a la compresión del aire de entrada.
Cuanto mayor sea la riqueza requerida, mayor será el consumo de energía y el coste de
operación. Manteniendo una pureza del 95% en oxígeno, se habrá conseguido eliminar
prácticamente todo el nitrógeno, y las impurezas de la corriente serán básicamente
argón y trazas de gases nobles, elementos que tienen todos ellos, un punto de ebullición
intermedio entre el del oxígeno y el del nitrógeno.
Se ha conseguido una integración muy optimizada de estos equipos, por lo que es difícil
conseguir ahorros de consumo de energía en este punto. Las posibles vías de mejora de
los equipos se centran en la minimización de las pérdidas de presión, una mejora de la
transferencia de calor en el hervidor-condensador, la minimización del consumo de
energía en la compresión del aire mediante etapas refrigerantes intermedias y la
utilización del N2 residual para enfriar otras corrientes en las que se requiera un
descenso de temperatura (condensador de agua, tren de acondicionamiento de la
corriente de CO2...)
La unidad de mayor capacidad construida produce 5000 toneladas de O2 al día, cantidad
teóricamente suficiente para alimentar una central térmica de oxicombustión de 300
MW.
Membranas de separación de aire
Este sistema consiste en la separación del oxígeno del aire a través de membranas
selectivas compuestas por óxidos metálicos no porosos, capaces de operar a altas
temperaturas. (Figura 20)
Los materiales que conforman las membranas son estructuras cristalinas complejas que
contienen huecos iónicos. El mecanismo de transporte del oxígeno a través de la
membrana es la suma de la adsorción del oxígeno sobre su superficie exterior, seguida
de su descomposición en iones que se trasladan a través de la membrana ocupando
huecos iónicos sucesivos. La corriente iónica es compensada por un flujo de electrones
en sentido contrario.
Puesto que este proceso se basa en la difusión iónica y no en la filtración molecular, la
selectividad de la membrana será absoluta mientras la superficie no sufra daños o
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
68
imperfecciones. La fuerza impulsora del transporte de oxígeno será la diferencia de
presiones parciales a ambos extremos de la membrana. Esta diferencia debe mantenerse
en torno a los 0.5 bar, para evitar inclusiones de aire. Las membranas electrolíticas
favorecen el paso de un flujo mucho más elevado que las membranas tradicionales; por
ello no es necesaria una gran diferencia de presiones parciales a ambos lados (el flujo es
función del logaritmo neperiano de la relación de presiones parciales).
La incorporación de este elemento condicionará muchos de los factores de diseño del
conjunto de la planta. En primer lugar, es necesario comprimir y calentar el aire de
entrada. Para que el mecanismo de difusión iónica se produzca, son necesarias
temperaturas superiores a los 700ºC. La membrana también influenciará los flujos de las
diversas corrientes y las acciones a tomar para asegurar su integridad y conservación
durante su operación, entre otros aspectos relevantes.
[Olivares, J; 2009][Pérez, Á; 2011][Rodríguez Romero; JF; 2011]
3.4.2.- Caldera
Las calderas susceptibles de operar en condiciones de oxicombustión son las mismas
que a las que son aplicables los métodos de postcombustión de CO2, es decir, las
calderas de carbón pulverizado y las de lecho fluido. Se entrará en mayor profundidad
en el siguiente capítulo.
Sobre estas calderas es necesario realizar una serie de modificaciones que las adapten a
las nuevas condiciones de operación. La más evidente, es la inclusión de una corriente
de recirculación a través de la cual se pueda controlar la temperatura en el interior de la
cámara de combustión y se aumente la concentración de CO2 de la corriente de salida.
A partir de aquí, otros tipos de modificaciones introducirán mejoras en el proceso pero
no serán imprescindibles para dicho funcionamiento. Gracias a esta cualidad, la
oxicombustión es potencialmente aplicable a centrales térmicas de carbón ya existentes,
mejorando sus características medioambientales.
No obstante, en lo relativo a la caldera, son numerosos los campos que necesitan
profundas investigaciones para contribuir a la optimización del proceso: tecnología de
los quemadores (estabilidad de llama, ignición...), transferencia de calor, evolución de la
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
69
materia mineral (ensuciamiento, evacuación de cenizas y escorias), formación de
contaminantes, comportamiento de materiales…
Se debe estudiar también la manera de garantizar que las entradas de aire dentro del
hogar sean mínimas, ya que una cantidad apreciable de aire en la corriente de salida del
sistema dificultaría enormemente la preparación del CO2 para su almacenamiento. Este
problema se manifiesta de manera especial en el caso de reacondicionamiento de
instalaciones existentes para operar en condiciones de combustión con oxígeno. Las
calderas convencionales no están preparadas para evitar este tipo de entradas y no
resultan ser, en la mayoría de los casos, lo suficientemente estancas. Por lo general, la
cantidad de aire que consigue introducirse en la cámara de combustión varía entre el 8 y
16%. Una medida sencilla consiste en operar en el interior de la cámara a presiones
ligeramente superiores a la atmosférica.
En el Centro Tecnológico de la Energía CANMET, situado en Ottawa, Canadá, se están
realizando estudios poniendo a prueba un nuevo tipo de caldera ideado para simular las
técnicas de combustión en atmósferas de O2 y CO2.
Esta configuración experimental, está diseñada para poder reproducir distintas
condiciones de operación que permitan un conocimiento más profundo de los
mecanismos implicados en la oxicombustión y de qué manera se relacionan cada uno de
los parámetros estudiados. A pesar de que el objetivo de este programa no es el de
concebir una configuración adecuada para ser escalada a tamaño comercial, es
interesante conocer en qué consisten estas instalaciones.
La unidad principal es una caldera vertical denominada VCRF que fue construida en
1994. Este reactor puede ser alimentado con gas natural o con carbón pulverizado.
Como paso previo al reactor, la planta cuenta con un sistema de preparación del
combustible, en el que el carbón es secado y pulverizado (en partículas de 30mm de
diámetro) de manera discontinua. En un silo, se almacena el combustible tratado
necesario para 12 horas de operación. No obstante, la alimentación a la caldera se
realiza de manera continua. El oxígeno es mezclado con el carbón pulverizado dando
lugar a la corriente primaria. La caldera es cilíndrica, vertical y está compuesta por
varios módulos, que pueden ser adicionados o retirados, lo que aporta una mayor
flexibilidad. Está recubierta en su interior por un material refractario. Tanto el
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
70
combustible como el comburente se introducen por la zona superior de la columna,
mientras que los gases de combustión, la abandonan por la zona inferior. Para contribuir
al control de la temperatura de los gases de salida, se colocan paneles refrigerados con
agua en las secciones más bajas. A la salida del reactor, las partículas son separadas de
la corriente gaseosa mediante un ciclón. La composición de los gases de salida se sigue
de forma continua mediante un analizador de O2, CO2, CO, NO y NO2 que se sitúa entre
la salida del reactor y el ciclón.
[B&W; 1992][Teir, S] [Global CCS Institute; 2012]
3.4.3.- Recirculación
El objetivo principal de la recirculación a la caldera de una gran parte de los gases de
combustión, es el control de la temperatura de combustión. Estos gases, ricos en CO2,
tendrán un efecto sobre la temperatura análogo al que provocaba el nitrógeno en la
combustión con aire, con la ventaja de no diluir la corriente concentrada de CO2.
Temperaturas en torno a los 2000ºC, en condiciones estequiométricas, podrían
alcanzarse en la cámara de combustión de no ser por la recirculación. A pesar de tratarse
de un proceso extremadamente simple, realmente plantea una serie de cuestiones que de
momento, quedan abiertas. Una de ellas es la determinación de la tasa de recirculación
óptima.
El criterio de partida podría ser elegir una tasa de recirculación tal que trate de
reproducir las condiciones de la combustión con aire dentro de la cámara de
combustión. Esta solución parece especialmente indicada para los casos de adaptación
de plantas ya existentes a la oxicombustión. Las modificaciones a realizar serían
mínimas y los equipos operarían en condiciones similares a aquellas para las que fueron
diseñados. Para las plantas de nueva construcción, ésta sería probablemente la solución
más sencilla conceptualmente y la que requeriría menores esfuerzos de diseño,
innovación, modelado, demostración a pequeña escala y posterior dimensionado.
El inconveniente de esta opción, es que para que se den estas condiciones se deben
recircular enormes caudales de gases de combustión (entre un 70 y 80%). Las
consecuencias inmediatas, son el aumento de costes de operación y de los costes de
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
71
inversión (especialmente en la caldera), puesto que todos los equipos deberán tener
dimensiones acordes con esos caudales, así como mayores pérdidas térmicas.
Los estudios realizados hasta el momento, revelan que en ausencia de nitrógeno,
contando con los quemadores adecuados, en unas condiciones de operación óptimas se
puede llegar a inhibir de manera drástica la formación de óxidos de nitrógeno, hasta el
punto de que no sean necesarios posteriores tratamientos de eliminación de NOx.
El objetivo ideal sería eliminar por completo la recirculación externa, propiciando la
recirculación interna (dentro del reactor).
Para poder realizar un diseño optimizado de la instalación es imprescindible conocer
cómo afecta la tasa de recirculación a las distintas variables del proceso. Diversos
estudios han tratado de profundizar en este tema. (Figura 21) Como se puede apreciar,
para tasas de recirculación superiores al 61%, la temperatura adiabática de llama en la
oxicombustión será inferior a la del caso de la combustión con aire. A partir del 76% de
recirculación, el volumen de gases en la oxicombustión pasa a ser mayor.
La otra gran cuestión a resolver es en qué punto de la línea de corriente de gases de
combustión debe ser extraída la corriente de recirculación. Existen dos interrogantes
principales que dan lugar, cada uno de ellos, a dos configuraciones básicas, contrarias
entre sí. La elección de uno u otro diseño, tendrá consecuencias directas sobre aspectos
como la corrosión y erosión de los equipos, pérdidas térmicas y costes económicos.
Por una parte, están la recirculación seca y la recirculación húmeda. En la recirculación
seca se incluye un condensador de agua a la salida de los gases de la caldera, gracias al
cual, el agua es eliminada de la corriente de salida de la cámara de combustión antes de
llegar al punto de extracción de la recirculación. De esta manera los gases que se
devuelven a la caldera, carecen de humedad. Como consecuencia directa de este tipo de
configuración, surge la necesidad de aumentar el caudal de recirculación con el objetivo
de mantener un control adecuado de la temperatura en la caldera. (Figura 22)
En el caso de la recirculación húmeda, (Figura 23) una parte de los gases de combustión
es directamente recirculada hacia la caldera, sin haber eliminado el vapor de agua que
contiene. (Tabla 2)
Por otra parte, están las recirculaciones de bajo o alto contenido en partículas. Se
denominará recirculación de bajo contenido en partículas a aquella en la que los
sistemas de eliminación de partículas se sitúen en la línea de recirculación a la caldera.
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
72
En este tipo de configuración, se consigue una concentración de partículas en el interior
de la caldera inferior a 26 g/m3. (Figura 24)
El sistema de eliminación de partículas, es generalmente, un precipitador electrostático.
Estos equipos, tienen capacidad para reducir el contenido de partículas de la corriente a
menos de 300 mg/m3, lo que permite el empleo de ventiladores axiales de alta eficiencia
para la recirculación del gas de combustión.
Los ventiladores axiales introducen restricciones de temperatura: no podrán operar a
temperaturas superiores a los 190ºC y 270ºC si los álabes cuentan con refrigeración
interna. Un descenso de la temperatura de operación puede ser considerado favorable
teniendo en cuenta que reducirá el volumen del gas. No obstante, en cualquier caso, esta
configuración implica tener que tratar el total de los gases de combustión, con lo que los
equipos de eliminación de partículas y los conductos de recirculación serán de grandes
dimensiones.
Otra alternativa derivada de este tipo de configuración, divide la corriente de reciclo a la
salida del precipitador electrostático en dos subcorrientes. La primera (reciclo primario),
representa algo más de un tercio del total y es enviada después de ser secada y enfriada
al molino, de manera que ayuda a arrastrar a la caldera las partículas de carbón
pulverizado. La segunda subcorriente (reciclo secundario), constituida por los dos
tercios restantes, tras ser recalentada en un recuperador de calor, se introduce
directamente en la caldera a través de los quemadores. Con estas modificaciones de
diseño se pretende aumentar el grado de integración de las distintas unidades con el fin
de mejorar el rendimiento global.
En la recirculación de alto contenido en partículas, el sistema de eliminación de
partículas, sólo tendrá que tratar un tercio del volumen de gases de combustión, lo que
permite contar con conductos de menor diámetro en el entorno de la caldera. La
contrapartida de este sistema es que la concentración de cenizas en el hogar aumentará
considerablemente (76 g/m3 aprox) y como consecuencia se tendrán mayores problemas
para encontrar ventiladores que no se vean excesivamente afectados por la corrosión y
la erosión, que siempre serán menos efectivos que los aplicables a la recirculación de
bajo contenido en cenizas. Los ventiladores radiales son los más adecuados en este caso.
(Figura 25)
[Global CCS Institute; 2012][Cortes, V; 2011]
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
73
3.4.4.- Tratamiento de gases
El diseño del tren de tratamiento de gases estará condicionado por diversos factores,
como los requerimientos de pureza considerados aceptables para el transporte y
almacenamiento de CO2, en términos técnicos, económicos y sobre todo, legislativos,
los usos a los que se destine el CO2, en caso de no ser almacenado EOR, materia prima
en la elaboración de otros productos…) y en los avances en la inhibición de la
formación de contaminantes durante la combustión, particularmente óxidos de
nitrógeno.
La línea que determina cuáles son los esfuerzos razonables para la eliminación de
impurezas está aún por determinar. Se debe encontrar el equilibrio: la energía empleada
crece de manera exponencial a medida que se buscan mayores grados de pureza y
ninguna técnica, por efectiva que sea, podrá proporcionarnos una corriente compuesta
exclusivamente por CO2.
Los sistemas de tratamiento deben considerar varias etapas principales antes de
proceder a la compresión de la corriente de CO2, lo cual no quiere decir que todos ellos
sean aplicables en todos los casos.
En primer lugar, se detallará cuáles son los gases a tratar y posteriormente cómo y qué
equipos los eliminan.
[Captura y almacenamiento de CO2 procedente de instalaciones de combustión para la
generación de energía eléctrica; 2008][Raymond Tan et al; 2005][Sangras R et al; 2004]
El tratamiento de deshidratación final debe estar integrado en un punto intermedio del
tren de compresión, ya que la solubilidad del agua en el CO2 depende de la presión. Su
diseño debe estar íntimamente ligado al del condensador para optimizar la eliminación
de agua.
[Raymond Tan et al; 2005][Sangras R et al; 2004] [Cortes, V; 2011]
Eliminación de gases no condensables
Entre los gases no condensables se encuentran el Ar, el nitrógeno molecular, el oxígeno
en exceso y los NOX. Tanto el Ar, N2 y O2 en exceso proceden del comburente
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
74
empleado en la combustión. Por una parte, para que la combustión se desarrolle
adecuadamente es necesario alimentar un cierto exceso de oxígeno. Por otra parte, hay
que recordar que el oxígeno alimentado tiene aproximadamente un 5% de impurezas, a
lo que hay que sumar las inclusiones de aire por falta de estanqueidad. Los NOX se
formarán a partir del nitrógeno contenido en el combustible y en las entradas de aire.
El CO2, se licua a temperaturas superiores a la de los componentes no condensables,
que se quedarán en la fase gaseosa, mientras que el CO2 estará en fase líquida. En la
realidad, la temperatura necesaria para licuar CO2 que contenga este tipo de gases
disueltos, es muy inferior a la temperatura de licuefacción del CO2 puro (-13.15ºC)
[Raymond Tan et al; 2005][Sangras R et al; 2004] [Cortes, V; 2011]
Eliminación de NOX
Es necesario eliminar los NOX, ya que pueden contribuir al smog, al ozono troposférico,
lluvia ácida y a las emisiones de efecto invernadero.
Se espera que la cantidad de NOX generado en los procesos de oxicombustión
disminuya significativamente ya que la combustión se realiza en ausencia del nitrógeno
procedente del aire. Esto no significa que no haya emisiones de NOX ya que los
combustibles cuentan con el nitrógeno como uno de sus elementos constituyentes,
aunque en pequeñas cantidades. Se estima que las reducciones en emisiones de NOX
conseguidas rondarían el 60%. La solución ideal, no pasa por implantar equipos de
eliminación de NOX en la línea de salida de gases de combustión, sino por propiciar las
condiciones adecuadas dentro de la caldera que reduzcan la formación de NOX. Algunas
opciones son: evitar la entrada de aire, transformar el nitrógeno procedente del
combustible en nitrógeno molecular y minimizar el exceso de oxígeno necesario para la
combustión.
[Raymond Tan et al; 2005][Sangras R et al; 2004] [Cortes, V; 2011]
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
75
Desulfuración
Los SOX hay que eliminarlos ya que son los principales causantes de la lluvia ácida y
produce también aerosoles ácidos.
Hay autores que piensan que la oxicombustión puede originar menores emisiones de
SO2 que la combustión con aire, aunque también hay otros que defienden que las
concentraciones de SOX en el efluente final dependen simplemente del contenido en
azufre en el carbón, sin que se vean significativamente afectadas por las condiciones
propias de la combustión con oxígeno. En cualquier caso, lo que es evidente, es que la
concentración de SOX será mayor que en el caso de la combustión convencional puesto
que no estará diluido por el nitrógeno del aire.
Lo primero en plantearse en cuanto al diseño de las unidades de desulfuración es si la
captura conjunta del SO2 con el CO2
es posible, si la composición de la corriente
resultante no originará problemas durante su transporte y almacenamiento y si cumple
las hipotéticas disposiciones legales aplicables. En caso afirmativo, se podría plantear la
omisión de los costes (desde el punto de vista económico y energético) procesos de
desulfuración. El principal obstáculo para la captura conjunta de CO2 y SO2 está
relacionado con los problemas de corrosión que afectan al transporte y almacenamiento
desde el punto de vista de legislación medioambiental y de seguridad.
Suponiendo que la desulfuración fuera necesaria, hay que recordar que los sistemas
convencionales de desulfuración de gases de combustión utilizados en centrales de
carbón, usan corrientes de aire para formar yeso mediante oxidación. Puesto que la
entrada de aire debe ser evitada a toda costa en una planta de oxicombustión, sería
necesario desarrollar métodos alternativos. Una de las opciones barajadas, consiste en
integrar el proceso de desulfuración con el de eliminación de otros gases condensables,
aplicable también al tratamiento de eliminación de NOX. El aspecto más crítico en
ambos procesos reside en la solubilidad de los óxidos de nitrógeno y azufre en el
dióxido de carbono líquido.
[Raymond Tan et al; 2005][Sangras R et al; 2004] [Cortes, V; 2011]
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
76
Unidad de compresión
El objetivo de este equipo es comprimir e impulsar la corriente rica en CO2 y en
ocasiones, contribuir a su tratamiento aportando la presión adecuada para los procesos
de eliminación de componentes indeseables tales como el agua. Esta es la etapa final de
todo el proceso; una vez que la corriente sale del tren de compresión, se considera que
ya está preparada para su transporte fuera de la planta.
La composición de la corriente a la salida dependerá del uso para el que esté destinada,
del sistema de transporte elegido y de las imposiciones legales o prácticas respecto a las
condiciones de almacenamiento (geológico, en acuíferos salinos...) Mientras que la
corriente de CO2 puede ser empleada en fase vapor, líquida, sólida o supercrítica en
aplicaciones específicas, cuando se trata de su transporte para captura, suele llevarse a
su fase supercrítica o líquida de fase densa, a presiones comprendidas en el rango de los
100 a 250 bares con el fin de que su transporte y almacenamiento resulten lo más
económico posible.
La operación de compresión requiere un consumo de energía en torno a 80/120 kWh por
tonelada de CO2 capturado. Este consumo, será función de factores como:
- La eficiencia de los compresores empleados
- La composición de la corriente de CO2, que a su vez depende de las
características de todos los procesos anteriores, desde la pureza del oxígeno para
combustión hasta la eficiencia del tren de tratamiento de gases
- El grado de integración de la unidad de compresión con el resto de unidades
de la planta
- Las especificaciones de presión a la salida de la unidad de compresión
La unidad de compresión es un equipo complejo, tanto más cuanto mayor sea el grado
de pureza deseado para la corriente de CO2. Requiere de un alto grado de integración
con el resto de la planta, especialmente con el tren de tratamiento de gases, dado que
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
77
ambos están altamente interrelacionados. A menudo, las unidades de acondicionamiento
de CO2 se intercalarán con etapas de compresión.
El tren de compresión suele constar de compresores multi-etapas con refrigeración
intermedia. Los compresores centrífugos parecen ser una buena opción y están
disponibles en el mercado a las capacidades presumiblemente requeridas por las plantas
comerciales de oxicombustión.
El proceso de compresión genera una cierta cantidad de vapor de baja calidad que puede
ser aprovechado para el calentamiento de agua de calefacción, precalentamiento del
combustible o del agua de alimentación al ciclo de vapor.
Es importante contar con un buen diseño de estos equipos y optimizar su
funcionamiento puesto que esta parte del proceso es una de las más intensivas en
energía y la responsable de gran parte de la disminución de la eficiencia global.
[Raymond Tan et al; 2005][Sangras R et al; 2004][Cortes, V; 2011]
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
78
3.6.- Comparativa entre la combustión convencional y la oxicombustión
Se puede hacer un estudio comparativo entre la combustión convencional con aire y la
oxicombustión para ver donde aparecen las primeras dificultades y diferencias. Las
principales consecuencias son las siguientes:
- Para alcanzar temperaturas adiabáticas similares, la concentración de oxígeno del
gas que pasa a través de los quemadores debe ser mayor, típicamente del 30% (un
10% superior a la del aire, que es del 21%). Para conseguirlo, es necesario
recircular al menos un 70% de los gases de combustión.
- La alta proporción de CO2 y H2O generados en el hogar, aumenta la emisividad del
conjunto de los gases de combustión que a su vez favorecen la transmisión de calor
por radiación. Como resultado, para alcanzar una transferencia de calor radiante
similar en una caldera convencional adaptada a oxicombustión se requiere que el
oxígeno en gases al quemador sea inferior al 30%.
- En la oxicombustión, se necesitarán calderas de menor tamaño y disminuirá el
caudal de emisiones (hasta en un 80%).
- La densidad de los gases de combustión será mayor puesto que el peso molecular
del CO2 es muy superior al del N2
(44 frente a 28).
- En la combustión con aire, se emplea un 20% de exceso de aire. En el caso de la
oxicombustión se debe minimizar el exceso de oxígeno, que suele variar entre el 3
y el 5 % sobre el estequiométrico.
- Las especies contaminantes, algunas de ellas corrosivas (SO2) aunque en menor
cantidad, tendrán una mayor concentración dentro de los gases de combustión.
- El proceso de oxicombustión, debe aportar la energía para alimentar las unidades
necesarias para la captura y almacenamiento de CO2 (Unidad de Separación de
Aire, tratamiento de gases…) que no son requeridas en las plantas convencionales
de combustión con aire. Una central de oxicombustión debe resultar, a pesar de lo
anterior, suficientemente eficiente en términos comparativos con otros procesos de
transformación de energía fósil con el mismo impacto ambiental, en particular en
lo que al CO2 se refiere.
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
79
3.7.- Áreas de estudio
3.7.1.- Transferencia de calor
La oxicombustión lleva implícitos una serie de cambios en las condiciones de operación
de la caldera. La composición tanto de la alimentación como de los gases de combustión
es completamente distinta. Las variaciones que afectan a la transmisión de calor en la
caldera, giran en torno a dos ejes principales:
a) Propiedades de los gases de la caldera que afectan a la transferencia de calor
por radiación.
b) Propiedades de los gases de la caldera que afectan a la transferencia de calor
por convección.
a) Propiedades que afectan a la transferencia de calor por radiación
Durante la combustión en la caldera, aumenta drásticamente la concentración de
moléculas triatómicas, básicamente CO2 y H2O. Este tipo de moléculas, por su
configuración, aumentan la emisividad del gas. Como consecuencia, aparece una mejora
de las características radiantes de los gases. La radiación, que es el mecanismo principal
de transmisión de calor en el caso de las calderas, especialmente en la zona donde se
produce propiamente la combustión (zona de quemadores), se ve así favorecida y
potenciada. La explicación de este fenómeno tiene su origen en los espectros de emisión
de las distintas sustancias.
La absorción y emisión de los gases, no se efectúa de manera continua sobre todo el
espectro sino que tiene lugar en bandas más o menos estrechas de longitud de onda
tendiendo a cero en las bandas contiguas. Para calcular la emisividad de la llama de
forma precisa, la absorción y emisión en estas bandas debe ser medida.
En la combustión con aire, predominan las especies no polares. Por el contrario, en la
oxicombustión, la influencia de las moléculas polares sobre los fenómenos radiativos
así como las interacciones que se producen entre las mismas, deben ser estudiadas y
tenidas en cuenta.
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
80
En los gases, la emisividad es función de la temperatura, de la presión parcial y de la
longitud que el gas debe recorrer que depende a su vez de la geometría del recinto.
b) Propiedades que afectan a la transferencia de calor por convección
El dióxido de carbono y el vapor de agua tienen capacidades caloríficas mucho más
elevadas que las del nitrógeno. Un ejemplo ilustrativo sería: el calor específico de una
mezcla de 40% de oxígeno y 60% de dióxido de carbono a 1000K y una atmósfera es de
46.5 J/Kmol, un 38% superior al calor específico del aire en las mismas condiciones.
Esta característica favorecería un aumento de la transmisión de calor en las zonas
convectivas del horno (tras la combustión). No obstante, el caudal volumétrico de gases
en la oxicombustión es bastante menor que en el caso de la combustión con aire, con lo
que el tiempo de combustión disminuye así como la temperatura de entrada en la zona
convectiva. La cantidad de calor transferida por convección, será por tanto, menor en el
caso de la oxicombustión, lo que puede contrarrestar el efecto positivo de una mayor
capacidad calorífica
El coeficiente de película h, sirve como herramienta de modelado de los mecanismos de
convección. La inversa de su valor representa la resistencia que opone el fluido a la
transferencia de calor por convección: cuanto mayor sea h, mayor será el flujo de calor
y más favorecida se verá la transferencia.
Este coeficiente, depende en general, de algunas propiedades inherentes al flujo del
fluido, como son su densidad, viscosidad y velocidad, y de sus propiedades térmicas,
tales como su conductividad térmica y capacidad calorífica. El coeficiente h será por
tanto diferente en el caso de la oxicombustión con respecto a la combustión con aire.
[Wall T; 2005][Wall TF; 2003] [Raymond Tan et al; 2005]Martínez Jubitero; J; 2008]
[Eriksson Timo; 2010][Cortes,V; 2011]
3.7.2.- Combustión, ignición y estabilidad de llama
Estas áreas son, todavía, bastante desconocidas en el caso de la oxicombustión ya que
no se cuenta con experiencias de combustión en este tipo de atmósferas que pudieran
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
81
servir de referente. Se requiere realizar estudios más profundos que impliquen un mayor
número de pruebas experimentales para poder determinar resultados concluyentes.
Son diversos los factores que influyen en las reacciones de combustión del carbón,
comenzando por las características del mismo, así como la configuración de los
quemadores, diseño del hogar, composición de la atmósfera en la que se lleva a cabo la
combustión... Todo esto dificulta llegar a conclusiones suficientemente representativas.
El primer aspecto que requiere cuestionamiento es la estabilidad de la llama. Varios
estudios ponen de manifiesto problemas surgidos relativos a la estabilidad de llama y
dificultades para la ignición al aplicar la oxicombustión. Se ha demostrado, que la
sustitución de N2 por CO2
afecta a los límites de inflamabilidad y a la velocidad de
propagación de la llama.
Una característica inherente de esta tecnología es la recirculación de gases para reducir
la temperatura de la llama, con el fin de proteger los quemadores, lo que condiciona la
concentración de oxígeno que atraviesa el quemador. Existe un límite superior de
recirculación para mantener la estabilidad de llama y un límite inferior que origina una
llama muy corta e intensa.
La concentración de oxígeno en los quemadores condiciona la temperatura adiabática de
la llama. A mayor concentración, mayor será la temperatura. Concentraciones
excesivamente bajas de oxígeno originan llamas inestables y oscuras que dan lugar a
una cantidad especialmente alta de inquemados en las cenizas. Para conseguir
condiciones de temperatura de llama similares a las que se producen en la combustión
con aire, el gas alimentado a los quemadores debe contener entre un 28 y un 35% de O2,
según las características del proceso.
[Wall T; 2005][Wall TF; 2003] [Raymond Tan et al; 2005]Martínez Jubitero; J; 2008]
[Eriksson Timo; 2010][Cortes,V; 2011]
3.7.3.- Evolución de la materia mineral
La formación de partículas de ceniza de tamaño submicrónico durante la combustión del
carbón contribuye a la emisión de metales tóxicos y a la formación de depósitos en la
caldera. La causa principal es la vaporización de algunos compuestos de la materia
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
82
mineral, sometida a condiciones reductoras localizadas en puntos del interior de la
partícula de carbonizado y a las elevadas temperaturas que se dan en la oxicombustión,
(consecuencia de una mayor presión parcial de oxígeno).
La formación de cenizas volantes submicrónicas está asociada a la reducción de óxidos
refractarios de la materia mineral (particularmente SiO2) a monóxidos.
MOn (s) + CO (g) MOn-1 (g) + CO2 (g)
Esta reacción se debe a que en el seno de las partículas de carbón existe una atmósfera
reductora, función de la relación de concentraciones de CO y CO2.
Los monóxidos resultantes se difunden a través de la partícula y su capa límite. Cuando
estos monóxidos entran en contacto con el oxígeno de la atmósfera del horno, se
reoxidan. La fracción resultante puede actuar como agente adherente de las partículas de
ceniza entre sí y con los tubos del hogar, generando fenómenos de escoriación.
[Wall T; 2005][Wall TF; 2003] [Raymond Tan et al; 2005]Martínez Jubitero; J; 2008]
[Eriksson Timo; 2010][Cortes,V; 2011]
3.7.4.- Formación y reducción de los contaminantes
El aspecto más prometedor de la tecnología de la oxicombustión y posiblemente su gran
baza frente a otro tipo de tecnologías de captura de CO2, es su gran potencial en la
reducción de emisiones, principalmente de NOX y SOX. Ambos compuestos son
considerados contaminantes primordiales derivados de la combustión del carbón.
Ambos contribuyen a la lluvia ácida. Las leyes de control de emisiones son
especialmente restrictivas en cuanto a estos componentes se refiere, se aplican desde
hace mucho tiempo y su tendencia general, es la de endurecer aún más sus límites de
emisiones.
Existen problemas nada despreciables a la hora de asegurar la estanqueidad de los
equipos para que no se produzcan entradas de aire, existe una cierta incertidumbre sobre
respuesta de los materiales frente a las condiciones de corrosión tan severas a las que se
ven sometidos durante largos periodos de tiempo, hay que desarrollar estudios
fluidodinámicos que predigan la distribución de concentraciones y temperaturas que
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
83
ayuden a evitar la aparición de puntos calientes dentro del hogar y que describan los
efectos de la temperatura en la formación de contaminantes, por no mencionar la falta
de definición de los requisitos exigibles tales como el grado de impurezas permisible
para la captura y almacenamiento de corrientes de CO2.
[Wall T; 2005][Wall TF; 2003] [Raymond Tan et al; 2005]Martínez Jubitero; J; 2008]
[Eriksson Timo; 2010][Cortes,V; 2011]
3.7.5.- Integración de unidades, materiales y seguridad
El objetivo de la integración de operaciones y unidades es llegar a implementar la
tecnología de la oxicombustión en las condiciones óptimas, consiguiendo que todas las
piezas encajen a la perfección.
En la concepción de las plantas, se tendrá que hacer frente a condicionantes de distinto
carácter (técnico, económico, práctico...) de forma que no se obstaculicen los unos a los
otras sino que se potencien en la medida de lo posible, buscando el equilibrio entre
aquellos que persigan fines contrapuestos.
Pero la mayor complejidad reside en que éste es un proceso que nunca se puede dar por
acabado; siempre será susceptible de mejora. Además, las condiciones sobre las que se
apoya la optimización de una técnica, no son estáticas, varían en el tiempo a medida que
la tecnología y la ciencia avanzan y han de adaptarse a los cambios de las circunstancias
que le afectan directa o indirectamente.
Son numerosos los puntos del proceso en los que las condiciones que favorecen una
determinada operación, afectan negativamente a las operaciones subsiguientes. Es
necesario encontrar el equilibrio adecuado entre todos y cada uno de los procesos de la
planta y para ello es imprescindible alcanzar un buen conocimiento de las interacciones
que se producen entre las distintas secciones de la instalación. Se citan algunos
ejemplos a continuación:
- Una mayor pureza del oxígeno, facilita el tratamiento de gases de combustión
puesto que propicia una mayor concentración de CO2 en estos gases. No obstante, para
conseguir una corriente de oxígeno de pureza superior al 95% se requiere un gran
consumo energético en la unidad de separación de gases.
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
84
- Una gran tasa de recirculación ayuda a controlar la temperatura en el interior
del horno y asemeja las condiciones a las que se generan en la combustión con aire, lo
que nos garantiza la fiabilidad de los equipos y materiales bajo esas condiciones y
simplifica el diseño de la planta. Sin embargo, cuanto mayor sea la tasa de
recirculación, mayores tendrán que ser los equipos y mayor será el consumo derivado
del tratamiento de esos gases.
- La temperatura requerida en los distintos procesos puede variar en un amplio
rango. Se debe intentar aprovechar el calor eliminado al enfriar ciertos flujos, en puntos
en los que se necesita aumentar la temperatura, aunque esto no siempre es posible. Los
cambios bruscos de temperatura siempre entrañan pérdidas de eficiencia.
- Algunos autores han defendido la supresión de los equipos de desulfuración y
de tratamiento de óxidos de nitrógeno. Hay que estudiar bajo qué circunstancias esto es
posible y cuáles son sus contrapartidas.
- Se deben emplear equipos que sean capaces de operar en las condiciones que
vienen predeterminadas por unidades anteriores. Los eliminadores de partículas capaces
de trabajar a altas temperaturas son un buen ejemplo.
- Un buen diseño de la configuración de la planta, aunque pueda implicar
retrasos y aumento de costes en los momentos iniciales, pueden proporcionar en el
futuro grandes ahorros y aumentos de eficiencia. Las previsiones adecuadas pueden
alargar la vida de la planta.
La investigación y elección de materiales estructurales requieren una mención especial
en este apartado.
Los materiales condicionan la fiabilidad de la planta para determinadas condiciones de
operación y juegan un papel importante a la hora de garantizar la seguridad de las
mismas.
Uno de los problemas principales que presenta la oxicombustión
se deriva de las altas
temperaturas que pueden llegar a alcanzarse en el hogar. La recirculación de gases de
combustión, resulta ser, por el momento, la medida más adecuada para disminuir dicha
temperatura y conseguir que materiales y equipos no se vean dañados, pero introduce
pérdidas de eficiencia, aumento de costes de operación y requiere equipos de mayor
tamaño.
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
85
Por otra parte, los cambios en la composición de las corrientes gaseosas en circulación,
potencian los fenómenos de corrosión, ensuciamiento y formación de cenizas, lo que
supone condiciones de operación más exigentes para los materiales de los componentes
críticos. El conocimiento del comportamiento de los materiales en estas nuevas
condiciones es una parte fundamental del desarrollo del proceso de oxicombustión, no
sólo para adelantarse a la respuesta que de ellos cabe esperar en las plantas
convencionales reformadas, sino para optimizar el diseño de las futuras plantas.
La seguridad de la planta, estará evidentemente, muy ligada al comportamiento de los
materiales. Las condiciones de operación, temperaturas elevadas, puntos calientes,
medios agresivos, pueden poner en marcha una serie de mecanismos que comprometan
las exigencias estructurales requeridas, entre ellos:
- Corrosión a alta temperatura. Puede acarrear consecuencias muy negativas,
como la pérdida de espesor del material, pérdida de resistencia estructural, cambio en
las propiedades de transferencia de calor, mal comportamiento ante los cambios de
temperatura...
- Oxidación de gases a alta temperatura. Disminuyen la vida del equipo y
degrada la calidad del material.
- Un cierto exceso de oxígeno sobre el estequiométrico mitiga la aparición de
inquemados pero favorece la formación de NOX y dificulta el tratamiento del efluente
de CO2.
- Corrosión inducida por cenizas o depósitos fundidos. La primera es
consecuencia de la formación de sulfatos de bajo punto de fusión. La segunda es
consecuencia de la vaporización y condensación de pequeñas cantidades de sodio,
potasio, azufre, cloro y vanadio, todos ellos presentes en el carbón. Los efectos de este
tipo de corrosión son similares a los anteriormente citados.
- Corrosión húmeda. Por el lado del agua, los tubos de la caldera sufren un
proceso de corrosión en vapor a alta temperatura, potenciado por la presencia de
impurezas.
- Corrosión por tensión. Se manifiesta como fisuras que se inician en zonas de
los tubos sometidas a tensiones o deformaciones. Son muy difíciles de detectar.
- Corrosión ácida. Consecuencia de la condensación de algunos gases. El efecto
de eliminar el nitrógeno en el proceso de oxicombustión es incrementar las presiones
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
86
parciales de SO2, SO3 y H2O, lo que elevará el punto de rocío, con un potencial efecto
negativo sobre el comportamiento de los materiales.
[Wall T; 2005][Wall TF; 2003] [Raymond Tan et al; 2005]Martínez Jubitero; J; 2008]
[Eriksson Timo; 2010][Cortes,V; 2011]
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
87
3.8.- El Bierzo
En este apartado, se pretende realizar una breve descripción del Centro de
desarrollo tecnológico del Bierzo que la lleva a cabo CIUDEN tratándose de una planta
de oxicombustión que utiliza como combustible carbón y tendrá los 2 tipos de caldera,
de las que se hablará con mayor detalle en el siguiente capítulo. Con esto, se cierra el
capítulo de oxicombustión para empezar a introducir el de la comparativa y descripción
de las dos calderas más significativas: CP y LFC.
Como ya se ha comentado en el anterior capítulo, hay tres tecnologías de captura de
CO2: pre-combustión, post-combustión y oxicombustión. La oxicombustión es la que se
va a ensayar en una planta experimental de gran tamaño e inminente construcción en el
Bierzo (Figura con un diseño innovador único en el mundo, proyecto que situará a
España en el liderazgo mundial de la investigación punta sobre el empleo de carbón con
zero emisiones. Por iniciativa del gobierno de España, la fundación Ciudad de la
Energía, constituida por los Ministerios de Educación y Ciencia, Industria, Turismo y
Comercio y Medio Ambiente ha elegido la comarca del Bierzo, en León, como punto de
localización de la futura planta experimental de captura de CO2, planta para cuya
construcción se han destinado 72 millones de euros, cifra que denota la magnitud e
irrelevancia del proyecto que situará a España en el liderazgo mundial del sector,
proyecto solo equiparable a los que se están acometiendo en Alemania, Francia,
Australia y EEUU.
Se trata de un proyecto que permitirá dotar a las empresas españolas de ingeniería o
bienes de equipo de nuevas capacidades tecnológicas para abordar la construcción de
centrales de zero emisiones en los próximos años, proyecto que se enmarca dentro de la
estrategia española sobre el cambio climático y energía limpia que forma a su vez, parte
de la estrategia española de desarrollo sostenible en horizonte 2007- 2012-2020 de
acuerdo con los compromisos firmados por España para la reducción de gases de efecto
invernadero.
Una larga tradición con el carbón y la existencia de una industria minera asentada en la
zona, hacen de la comarca del Bierzo y concretamente, de la localidad de Cubillos del
Sil, el lugar perfecto para la construcción de la planta experimental, que supondrá la
creación de 120 puestos de trabajos directos e indirectos. Se trata de una planta de
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
88
grandes dimensiones para la investigación y el desarrollo tecnológico que utilizará la
antracita y la hulla como combustible en un proceso perfectamente monitorizado que
permitirá la depuración completa de los gases de combustión de calderas de CP Y LFC
y que permitirá alcanzar de forma eficaz los objetivos fijados. Una inversión que no se
agota en la construcción en la planta de Cubillos del Sil sino que incluye una importante
dotación de infraestructuras de investigación y desarrollo para la zona que contribuirá a
reactivar la actividad económica.
El proceso empieza con la recepción de los combustibles, carbones diversos y
coque de petróleo, en la playa de descarga del carbón bruto. Desde allí, una cinta
transporta a un ritmo de 25 t/h el carbón triturado al silo de almacenamiento de carbón
triturado con capacidad para 420 t y una autonomía de 5 días. Desde este punto, el
carbón sigue dos caminos diferentes dependiendo de si está operando la caldera de
carbón pulverizado o la de lecho fluido circulante.
Cuando funciona la caldera de CP, éste pasa por el molino clasificador, capaz de
moler el carbón hasta unas granulometrías inferiores a 75 µm. Si funciona la de LFC, el
carbón se introduce directamente desde el silo de almacenamiento mezclándose con
caliza en la boca de la caldera. El corazón de la instalación es la denominada isla de
combustión donde se ubican ambas calderas. La caldera de CP es mixta con dos
quemadores en arcos para antracitas y dos de fuegos frontales para otros carbones.
La de LFC tiene una gran flexibilidad de funcionamiento, lo que permitirá
ensayar en su momento la co-combustión de carbones y biomasa. Los gases de
combustión salen de la zona de recuperación de calor hacía el sistema de reducción
catalítica de NOX. Tras éste, el filtro de mangas se encarga de reducir la concentración
de cenizas volantes en la corriente de los gases y donde la unidad de desulfuración lleva
a cabo la eliminación del SO2 mediante un lavador húmedo de alta eficacia. EL proceso
termina con la captura del CO2. Para ello, la plataforma experimental del Bierzo cuenta
con una instalación de captura por compresión y enfriamiento capaz de producir una
corriente de CO2 muy concentrada preparada para su transporte y almacenamiento.
[Ciuden; 2012][Cortes, V; 2011]
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
89
IMÁGENES Y TABLAS DEL CAPÍTULO III
Figura 17: Proceso global de oxicombustión
Figura 18: Columna Linde
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
90
Figura 19: Doble Columna Linde
Figura 20: Membranas de separación de aire
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
91
Figura 21: Tª adiabática de llama y volumen de gases frente a relación de
recirculación
Figura 22: Configuración de la recirculación seca
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
92
Figura 23: Configuración de la recirculación húmeda
Figura 24: Configuración de la recirculación con bajo contenido en partículas
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
93
Figura 25: Configuración de la recirculación con alto contenido en partículas
Figura 26: Planta experimental del Bierzo
Capítulo III: Tecnología de Oxicombustión
94
Tabla 2: Factores críticos de la combustión en el caso de recirculación húmeda y
seca
Tipo de recirculación Húmeda Seca
Exceso de oxígeno (%) 3.5 4.6
Temperatura adiabática de llama
(K)
2359 2041
Temperatura de los gases (K) 1364 1348
Relación de recirculación 1.36 2.55
Fracción de oxígeno en
entrada quemadores
0.38 0.25
Fracción de oxígeno en gases de
combustión
0.033 0.25
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
95
CAPÍTULO IV
COMPARATIVA DE LAS
TECNOLOGÍAS DE CP Y
LFC
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
96
4.-Comparativa de las tecnologías de carbón pulverizado y lecho fluido circulante.
4.1.- Clasificación de las calderas
A continuación, se detallará una clasificación de las calderas atendiendo a la circulación
de los fluidos, a la presión de trabajo, a la producción de vapor, al combustible
utilizado, a la circulación del agua y al intercambiador de calor.
Según la circulación de los fluidos dentro de los tubos de la caldera
-Calderas humotubulares: En estas calderas son los humos los que circulan por dentro
de los tubos, mientras que el agua se calienta y evapora en el exterior de ellos. Todo este
sistema está contenido dentro de un gran cilindro que envuelve el cuerpo de presión.
[Figura 27]
-Calderas acuotubulares: Por dentro de los tubos circula el agua y la mezcla de agua y
vapor. En cambio, por fuera, generalmente en flujo cruzado, intercambian calor los
humos de los productos de la combustión.
En este tipo de calderas además el hogar (recinto donde se produce la combustión) está
conformado por paredes de tubos de agua.
En ellas el intercambio es básicamente por radiación desde la llama.[Figura 28]
Según la presión de trabajo de la caldera
-Calderas de baja presión: Calderas que producen vapor a baja presión, hasta unos 4 o5
kg/cm2.
Este rango de presiones es más común en las calderas de agua caliente que en las
calderas que generan vapor.
-Calderas de media presión: Producen vapor hasta aproximadamente 20 kg/cm2;
generalmente vapor saturado, utilizadas en la industria en general.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
97
-Calderas de alta presión: Asociadas a ciclos de potencia los cuales trabajan con
presiones desde 20kg/cm2 hasta presiones cercanas a la crítica.
-Calderas supercríticas: Son calderas que trabajan con presiones superiores a la crítica,
225,56 ata, 374,15ºC. Se utilizan en grandes plantas de generación de energía eléctrica,
en EEUU y en algunos países de Europa, también hay algunas en Japón.
Según la producción de vapor
-Calderas pequeñas: Producen hasta 1 o 2 toneladas de vapor saturado/hora.
-Calderas medianas: Produce aproximadamente 20 toneladas de vapor/hora. Las
calderas pequeñas y medianas casi en su totalidad son calderas humotubulares de baja y
media presión.
-Calderas grandes: Calderas que producen desde 20 toneladas de vapor/hora, siendo
normal encontrar producciones de 500 y 600 toneladas/hora. Generalmente vapor
sobrecalentado, tratándose de caldera acuotubulares.
Clasificación de acuerdo al combustible utilizado
-Calderas de combustibles líquidos: Se fabrican generadores de vapor de todo tipo y
tamaño que utilizan combustibles líquidos.
Requieren de instalaciones de almacenaje y tanques de servicio, de elementos de
precalentamiento del fuel y de sistemas de bombeo y transporte.
La viscosidad de estos combustibles varía desde 30-40 cSt (100ºC) en los fuels de baja
viscosidad hasta 700 cSt (100ºC) y más, para combustibles de alta viscosidad, como los
utilizados en sistemas de generación eléctrica.
En las plantas industriales en general se utilizan fuels de viscosidad del orden de 380-
450 cSt (100ºC).
Es normal tener que precalentarlos a 30-40ºC para reducir su viscosidad y poder
bombearlos hasta los quemadores.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
98
Para una buena atomización del combustible en quemadores que no utilicen vapor para
atomizar, se requiere una viscosidad de 25 a 30 cSt (100ºC), y utilizando atomización
con vapor se pueden manejar viscosidades entre 55 y 70 cSt (100ºC), por lo tanto es
necesario precalentar el combustible a temperaturas desde 80 a 130 ºC en el quemador.
En unidades de mayor tamaño, es común arrancar con un combustible de baja
viscosidad y luego pasar a utilizar uno más viscoso.
Los quemadores que utilizan combustibles líquidos se instalan generalmente
horizontales. Hay algún tipo de quemadores de ángulo regulable para poder variar el
intercambio por radiación en el hogar.
La turbulencia del aire que entra al quemador es importante para obtener una correcta
combustión y un largo de llama apropiado, de tal manera que no dañe las paredes de
refractario o las paredes de tubos de agua y al mismo tiempo asegure una combustión
completa de todas las gotas de fuel. Para esto es fundamental el dimensionamiento
correcto del tamaño del hogar.
-Calderas de combustible gaseosos: Utilizan tanto gas natural como GLP, aire
propanado o gas obtenido en gasificadores.
Generalmente, los quemadores de gas trabajan con muy baja presión, por lo que es
común que tengan sistemas de reducción de presión importantes.
En el caso de tener asociado un gasificador que suministre un gas muy particulado se
utilizan cámaras torsionales a fin de aumentar el tiempo de permanencia del
combustible en el hogar.
Es importante lograr una buena mezcla de aire-gas.
Con los combustibles gaseosos el riesgo de explosiones por acumulación de
combustible no quemado es significativo, por lo que es sumamente importante prever
las medidas de seguridad adecuadas.
La posición de los quemadores de gas es similar a la de los que utilizan combustibles
líquidos.
Es común utilizar quemadores duales, que permitan el uso de uno u otro combustible,
dependiendo de su disponibilidad y costo. La emisividad de las llamas de estos
combustibles es diferente, por lo que el intercambio por radiación resultará distinto
según el combustible utiizado, ocurriendo lo mismo con la temperatura de los humos a
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
99
la salida del hogar y con las condiciones de intercambio en las zonas convectivas de la
caldera. Son factores que hay que tener en cuenta, ya que modifican los resultados
obtenidos en el equipo. De cualquier manera el fuel oil y el gas natural son de los
combustibles más fácilmente intercambiables.
-Calderas de combustibles sólidos: Los combustibles sólidos utilizados son muy
variados: leña en todos los tamaños (rolos, astillas…), deshechos de producción (pellets
de madera, aserrín…), carbón (en distintos grados de pulverización)…
Cada uno requerirá una tecnología apropiada para poder quemarlos de la mejor manera,
desde molinos para pulverizarlos finamente hasta grillas muy sofisticadas.
El diseño del hogar para estos combustibles es sumamente complejo, teniendo que
considerar el ingreso de aire suficiente y su correcta mezcla con el combustible, la
permanencia de las partículas en el hogar para quemarse completamente y la disposición
de las cenizas entre otros factores.
En general, resultan hogares de mayor volumen que los utilizados en calderas de
combustibles líquidos y gaseosos.
Los combustibles polvorientos, finamente molidos se inyectan en el hogar mediante
toberas apropiadas.
Hay algún tipo de combustible que se quema en un lecho fluidizado, regulado mediante
el ingreso de aire a distintas alturas del hogar.
En el caso de combustibles no polvorientos, el diseño de las grillas que los sostienen
durante la combustión es de suma importancia.
Según la circulación del agua dentro de la caldera
Es una clasificación que tiene sentido en las calderas acuotubulares porque en las
humotubulares, la circulación del agua en el interior es siempre por convección natural.
-Circulación natural: La circulación del agua y de la mezcla agua-vapor ocurre
naturalmente debido a la diferencia de densidades entre el agua más fría y la mezcla de
agua- vapor (efecto sifón).
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
100
Implica entonces tener un circuito cerrado por donde circula el agua y una diferencia de
altura apreciable entre las partes altas y bajas del equipo.
Los generadores pequeños, los de potencia mediana y una buena parte de los grandes
generadores de vapor son de circulación natural. [Figura 29]
-Circulación asistida: En este caso, la circulación natural en los tubos de la caldera es
complementada por bombas instaladas en el circuito. [Figura 30]
La caldera consiste en un circuito cerrado, pero permite construcciones más compactas
incluso con tubos inclinados.
Se utiliza en aquellos casos en que la diferencia entre las densidades del fluido frío y del
caliente no es demasiado grande, típicamente para presiones superiores a los 140-160
bares.
Brindan una respuesta más rápida ante variaciones en la demanda de vapor que los de
circulación natural, pero las bombas trabajan con agua caliente y a altas presiones,
siendo más costosas y requiriendo de importantes mantenimientos.
En general, se debe instalar un sistema de respaldo para evitar la parada de toda la
caldera por salida de servicio de la bomba.
-Circulación forzada: Este tipo de calderas tiene una concepción distinta, tratándose de
un circuito abierto y no cerrado.
La bomba impulsa el agua a través de una primera superficie de intercambio donde se
precalienta, pasando a un segundo intercambiador donde se vaporiza y luego, en
algunos casos, pasa a un tercer intercambiador donde se sobrecalienta.
A diferencia de las anteriores, no hay una masa de agua circulando sin vaporizarse, la
bomba entrega toda el agua que se vaporiza.
No es necesario resaltar la importancia de la bomba en este diseño ya que un paro de la
bomba implica un paro de la caldera. [Figura 31]
Según el intercambio de calor
Es necesario aclarar, previamente, que no es una clasificación estricta, ya que se refiere
al tipo de intercambio predominante que se da en las superficies de vaporización (se
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
101
excluyen los intercambios en las superficies de recuperación: precalentadores y
sobrecalentadores).
En el hogar, el intercambio es predominantemente por radiación desde la llama, pero
hay zonas del mismo donde se puede producir intercambio por convección desde el
flujo de humos.
Así mismo, en las restantes superficies de intercambio (bancos de convección y tubos
de humos), además del intercambio convectivo se puede tener radiación desde los gases
a alta temperatura.
-Radiante o de radiación total: Son aquellas calderas que solo tienen hogar, y ahí
prácticamente todo el calor es intercambiado por radiación.
En general, se trata de calderas acuotubulares grandes, donde los tubos en donde se
genera el vapor conforman las paredes del hogar. Las altas temperaturas que se tienen
en la combustión, provoca un gran intercambio de calor por radiación. Además estas
calderas trabajan a presiones elevadas, con lo que el calor de vaporización necesario es
relativamente bajo, y al utilizar agua de alimentación previamente calentada hasta
temperaturas muy cercanas a la de saturación, se consigue que las paredes de tubos del
hogar sean suficientes para transferir todo el calor de vaporización necesario.
-Convectivo: Típicamente son las calderas HRSG (Heath Recovery Steam Generator),
sin cámara de combustión. Utilizan un fluido caliente como fuente de calor, producto de
algún proceso previo (hornos de fundición, hornos de vidrio, turbinas de gas, motores
diesel…)
-De calentamiento indirecto: Son calderas de fluidos térmicos en las que se calienta un
fluido intermedio, típicamente un aceite, y este es el que al circular por un
intercambiador, genera el vapor de agua. El fluido es nuevamente recirculado hacia la
caldera. [UDELAR; 2011]
4.1.1.- Teoría básica de combustión
La alimentación de la caldera puede ser:
- Carbón
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
102
- Fuel oil
- Gas natural
- Propano
- Residuos vegetales
El objeto de interés de este capítulo es que la alimentación sea el carbón, con lo cual, se
va a hacer un pequeño resumen de los análisis por los cuales tiene que pasar el mismo:
Análisis próximo: El análisis próximo de carbón según norma ASTM D3172
se define como la determinación de:
- Humedad residual
- Humedad superficial
- Humedad total
- Análisis de azufre total y de arcillas
- Cenizas
- Materias volátiles
- Carbono fijo
- Poder calorífico
Y también se le somete al análisis último, teniendo en cuenta los siguientes parámetros:
- Gravedad API.
- Poder calorífico.
- Viscosidad
- Punto de escurrimiento
- Punto de inflamación
- Agua
- Sedimentos
- Relación H/C
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
103
En la figura 32, puede observarse el esquema básico de la combustión en la caldera. Los
fundamentos de la combustión son:
- La combustión puede ser definida como la combinación química rápida del
oxigeno con elementos combustibles.
- Los tres elementos químicos más importantes en la combustión son : C-H-S
- El azufre aunque como fuente de calor no tiene mucha importancia, su
incidencia se debe a los problemas generados por emisión de óxidos de
azufre y por lo tanto corrosión en los equipos de combustión.
- El aire es la principal fuente de oxigeno para la combustión tanto para
calderas como hornos de diferentes tipos.
- El objetivo de una buena combustión es liberar todo el calor, tratando de
minimizar pérdidas debido a las imperfecciones de combustión y aire falso
en el sistema.
- Lo anterior se consigue mediante la regla de las tres tés suficiente
temperatura de inicio, turbulencia que permita mezcla entre el oxigeno
combustible y tiempo suficiente para completar la combustión.
4.1.2.- Tipos de combustión
En el proceso de combustión el oxígeno del aire se combina con los elementos
combustibles, originándose las siguientes reacciones típicas:
I) C + O2 ≈ CO2 + Δ H1
II) 2 C + O2 ≈ 2 CO + Δ H2
III) 2 CO + O2 ≈ 2 CO2 + Δ H3
IV) 2 H2 + O2 ≈ 2 H2O + Δ H4
V) S + O2 ≈ SO2 + Δ H5
VI) N2 + 2 O2 ≈ 2 NO2 (NOx) + Δ H6
El nitrógeno del aire y los restantes componentes suelen permanecer inalterados
(excepto cuando las temperaturas son muy altas) saliendo acompañando a los gases
originados en la combustión (humos).
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
104
Dependiendo del desplazamiento que experimenten los estados de equilibrio de los
procesos de combustión, de los elementos pertenecientes al combustible, se diferencian
varios tipos de combustión: [Míguez Tabarés, JL; 2009]
Combustión completa
Se produce cuando los estados de equilibrio de los procesos anteriormente indicados
están totalmente desplazados hacia la derecha, independientemente de la cantidad de
aire (oxígeno) empleado. Esta combustión se consigue cuando se ha suministrado aire
suficiente para oxidar a todos los elementos del combustible utilizado.
Combustión estequiométrica
Se produce cuando se aporta el oxígeno (o aire) estrictamente necesario para quemar el
combustible y se obtiene que el porcentaje de CO2 es máximo.
Es prácticamente imposible su realización por la imperfecta mezcla de aire -
combustible. En los hornos actuales no es posible conseguir el 100% de eficacia, por lo
que si solo se suministrase el aire estequiométrico no se podría lograr la combustión
completa del combustible.
Combustión incompleta con defecto del aire
Se produce cuando se aporta aire en cantidad insuficiente y por lo tanto no se quema
todo el hidrógeno y/o todo el carbono hasta su grado máximo de oxidación de CO2.
Combustión con exceso de aire
Se produce cuando se aporta mayor cantidad de aire que en la combustión neutra. El
porcentaje de CO2 disminuye al ser diluido en un mayor caudal de gases. El
rendimiento es inferior al de la combustión neutra, por el calentamiento del exceso de
aire hasta la temperatura de los gases.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
105
4.1.3.- Aire mínimo teórico
Se define como aire mínimo de combustión al que se precisa, según la estequiometría
del proceso, para oxidar totalmente los componentes combustibles contenidos en una
unidad de masa del combustible.
El aire mínimo necesario, también denominado teórico o estequiométrico, se
determinaría a partir del análisis elemental en base seca del combustible utilizado y
teniendo en cuenta los procesos de oxidación total de los elementos combustibles.
El proceso de cálculo se haría, tomando como base del mismo 100 kg de combustible,
de la siguiente forma:
Por cada 12 kg de C se necesitarán 22,4 Nm3 de O2 para su total oxidación, luego para
el porcentaje que contiene el combustible serían necesarios:
22,4 Nm3 O2 / 12 %C = 1,87 %C Nm
3 O2
Por consiguiente, para la combustión de 100 kg de combustible, el oxígeno mínimo
necesario será la suma del que se precisa para todos los elementos combustibles:
(O2) m (Nm3) = 1,87 %C + 5,6 %H2 + 0,7 %S + 1,6 %N2
Como la composición volumétrica del aire seco es del 21% en O2, el aire seco mínimo
necesario sería:
Am (Nm3) = 100 / 21 (O2) m = 4, 76 (O2) m
Am (Nm3) = 8, 9 %C + 26, 67 %H2 + 3, 33 %S + 7, 62 %N2
Este volumen de aire seco necesario estará referido a condiciones normales y para la
combustión de 100 kg de combustible.
La presencia de oxígeno en la composición elemental del combustible hará que se
reduzca la necesidad de este elemento para la combustión en relación directa a dicha
cantidad:
(O2)'m (Nm3) = (O2) m - (22,4/32) %O2 = (O2) m - 0,7 %O2
A'm (Nm3) = Am - 3,33 %O2
El aire que se emplea en los procesos de combustión es el atmosférico, por lo que
además de N2 y O2, contiene vapor de agua en forma variable. Para tener en cuenta la
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
106
humedad del aire existente en cada momento en la atmósfera, se deberá considerar un
factor de corrección que dependerá de la humedad relativa y de la presión de vapor.
[Míguez Tabarés, JL; 2009]
4.1.3.1.-Exceso de aire de combustión:
Una combustión económica solo se consigue cuando se oxidan totalmente todos los
elementos combustibles, pero esto es imposible lograr con una combustión
estequiométrica, sobre todo teniendo en cuenta el corto espacio de tiempo en el que la
mezcla de combustible y comburente debe realizarse. Por todo ello, es necesario
emplear siempre una cantidad real de aire superior al mínimo de combustión.
El exceso de aire, que ha de ser tanto mayor cuanto más imperfectas sean las
condiciones de mezcla, se define mediante el "Índice de exceso de aire", también
denominado factor o coeficiente de exceso de aire.
La cantidad de exceso de aire para la combustión completa dependerá del combustible,
y esencialmente de la forma de operación. Los combustibles gaseosos no suelen superar
el 20% de exceso de aire, los combustibles líquidos debido a su peor mezcla pueden
precisar más del 30%, mientras que los combustibles sólidos suelen requerir más del
40%, no pudiendo asegurarse aún su completa combustión.
4.1.2.- La combustión y los problemas ambientales
Un buen control del exceso de aire en la combustión, de tal forma que se reduzca el %
de oxígeno en los gases, ayuda a resolver los dos problemas de contaminación química
más importantes de la combustión:
- Formación de SO2 y en consecuencia de ácido sulfúrico.
- Formación de óxidos de nitrógeno: NOx
- CO2
Con los humos de combustión se emiten SO2, y óxidos de nitrógeno, fundamentalmente
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
107
NO2, los cuales se consideran gases contaminantes del medio ambiente, originando el
primero la denominada lluvia ácida, que tantos problemas está creando actualmente en
el mundo occidental por atacar los bosques y favorecer la desertización del planeta.
En presencia de oxígeno y a altas temperaturas el SO2, reacciona con él, favorecido por
la acción catalítica de algunos compuestos metálicos presentes en el proceso, dando
lugar a SO3. El SO3 reacciona con parte del vapor de agua existente en los humos y
cuando estos gases se enfrían por debajo del punto de rocío condensa ácido sulfúrico
diluido sobre las superficies más frías de la caldera o del medio ambiente, dando lugar a
un proceso de corrosión acelerado de éstas.
En cuanto a los óxidos NOx no crean problemas en los equipos, pero sí crean problemas
ambientales. El método para reducir la concentración de NOx en los gases consiste en
reducir el exceso de aire y utilizar quemadores de alta eficiencia.
El CO2 es uno de los gases responsables del efecto invernadero, por ello, surgieron las
CAC para minimizar las emisiones de dicho gas o incluso conseguir plantas de zero
emissions. Éste gas es el objeto de estudio del presente proyecto.
[Míguez Tabarés, JL; 2009]
4.2.- Calderas de carbón
La combustión del carbón puede realizarse en los distintos tipos de caldera:
- Lecho fijo
- Carbón pulverizado
- Lecho fluido
- Lecho fluido presurizado
Las calderas de lecho fluido pueden operar con lecho fluido burbujeante o lecho fluido
circulante, además, ambas pueden operar supercríticamente, subcríticamente y ultra
supercríticamente. [Lupión, M; 2010]
No obstante, en el alcance de este proyecto, se estudiará únicamente las calderas de
lecho fluido circulante y de carbón pulverizado, por tanto, éstas serán descritas con
detalle en posteriores apartados.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
108
4.3- Calderas de lecho fluido
4.3.1.- Introducción
La combustión en lecho fluido (CLF) se desarrolla en dos familias de lechos diferentes,
según la combustión tenga lugar a presión atmosférica (lecho fluido burbujeante y lecho
fluido circulante) o a presión superior a la atmosférica (lecho fluido presurizado).
En las calderas de lecho fluido, la combustión se produce de forma controlada en todo el
hogar. El tiempo de residencia de las partículas en ignición es muy superior al de las
calderas convencionales de carbón pulverizado, con temperaturas que no suelen superar
los 850ºC, muchos más bajas que las que se dan en el interior del hogar de las calderas
convencionales. Al no alcanzarse las temperaturas de ablandamiento y fusión de
cenizas, no se producen fenómenos de formación de escorias en el hogar.
Esto permite la utilización de combustibles pobres de bajo poder calorífico y asegura
una gran flexibilidad desde el punto de vista de utilización de otros combustibles
distintos del de diseño.
Además, la temperatura de combustión se encuentra por debajo de la de formación de
óxidos de nitrógeno de origen térmico, lo que limita la producción de este agente
contaminante, conocido como NOx.
En el proceso de combustión, el azufre que contiene el combustible se oxida para
producir SO2, que en las calderas convencionales se escapa con los gases de
combustión.
En este tipo de calderas, el SO2 se combina en la propia caldera con un sorbente,
generalmente caliza, para producir yeso, que se elimina con las cenizas, no siendo
necesario, por tanto, añadir una instalación de desulfuración de gases para cumplir para
cumplir con la normativa. En consecuencia, los valores de emisión de agentes
contaminantes atmosféricos garantizados son inferiores a los exigidos. [Prieto I; 2005]
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
109
4.3.2.- Fundamentos de fluidificación
La combustión en lecho fluido circulante es una tecnología de uso limpio del carbón
que ha superado con éxito las etapas de I+D+i, y ya se encuentra plenamente disponible
y operativa a nivel comercial, hasta tamaños superiores a 250 MWe y mayores.
La combustión del carbón en lecho fluido circulante permite alcanzar fundamentalmente
2 objetivos:
- Alto grado de retención de azufre en las cenizas, reduciendo las emisiones de
óxidos de azufre en un 90% o incluso más, en comparación con las unidades
convencionales de carbón pulverizado o de parrilla.
- Baja emisión de óxidos de nitrógeno, aproximadamente la mitad o menos
que en el caso de unidades convencionales.
Además, las unidades de lecho fluido circulante presentan entre otras las siguientes
ventajas:
- Admiten combustibles de bajo rango, con alto contenido en cenizas. (Tabla
3)
- Tienen gran flexibilidad a la hora de consumir combustibles distintos del de
diseño.
- Tienen un buen índice de utilización del sorbente, habitualmente caliza
triturada.
- Son simples en cuanto a diseño y operación.
- Alcanzan buenas disponibilidades, superiores al 90%.
- El coste de la primera inversión es moderado y tienen buena eficiencia
energética.
- Las necesidades de mantenimiento son bajas.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
110
Mantener estas ventajas en todo el rango de potencias disponibles quemando una amplia
gama de combustibles sólidos, desde rechazos de antracita y semihullas de más de 60%
de cenizas hasta coque de petróleo, exige un diseño depurado que contemple todos y
cada uno de los parámetros críticos del proceso y de la caldera en sí. [Prieto, I; 2005]
4.3.3.- Proceso de fluidificación
El término de fluidificación se emplea para describir un proceso o fenómeno consistente
en el contacto entre sólidos (granos) y fluidos, de modo que las partículas solidas
aparecen suspendidas en el fluido, que se mueve a través del lecho formado por dichas
partículas, en dirección vertical y sentido ascendente.
Se puede suponer un cilindro vertical que contiene un lecho poroso formado por un
material granular, como arena, que se encuentra apoyada sobre una placa perforada y
por él puede circular un fluido en sentido ascendente. Cuando la velocidad del fluido es
baja, éste simplemente circula a través de los canales tortuosos formados por la
porosidad del lecho, que permanece fijo. Sea L, la altura del lecho fijo, U la velocidad
del flujo del fluido (medida en base a la sección transversal total de la columna) de
forma que con ella el lecho permanece fijo.
En este caso, la pérdida de carga que experimenta el fluido al atravesar el lecho, por
efecto de la fricción con las partículas sólidas, es proporcional a la velocidad del mismo.
Aumentando poco a poco la velocidad del fluido, se llega a un estado en que las
partículas del lecho comienzan a separarse, aumentando por lo tanto la porosidad del
mismo y algunas de ellas comienzan a vibrar y a moverse dentro de regiones
restringidas. Este estado se denomina lecho expandido.
Un nuevo aumento de la velocidad del fluido hace que todas las partículas queden
suspendidas en la corriente ascendente de fluido. Esto significa que la fuerza de arrastre
ascendente que el fluido ejerce sobre las partículas del lecho equilibra el peso aparente
de las mismas, ya que pueden moverse más o menos libremente. Se considera, entonces,
que comienza el fenómeno de fluidificación.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
111
La velocidad del flujo en ese momento se conoce como velocidad mínima de
fluidificación (Umf), y la altura del lecho, altura de mínima fluidificación (Lmf).
Considerando un sistema gas-sólido, con un incremento de velocidad de flujo por
encima de la velocidad de mínima fluidificación, se observan inestabilidades como la
formación de grandes burbujas y canalizaciones del gas. Un mayor aumento del flujo de
gas hace que la agitación del lecho sea más violenta y el movimiento sea más vigoroso.
De cualquier manera, en estos casos el lecho no se expande mucho más allá de su
volumen. Un lecho fluido con estas características se conoce como lecho fluido
burbujeante.
Si continuamos aumentando la velocidad del flujo llega un momento en que cada vez es
mayor el número de partículas que son arrastradas, pero manteniendo aun propiedades
similares a las del lecho fluido burbujeante, lo que será el lecho fluido circulante. Si se
sigue aumentando la velocidad, se pasa por una zona de inestabilidad y después todas
las partículas son arrastradas del lecho, alcanzándose el transporte neumático.
Los lechos fluidos presentan una serie de características ventajosas con vistas a su
utilización en procesos industriales:
- Debido a la intensa agitación existente en un lecho gas-sólido, la distribución
de temperaturas es mucho más uniforme que en un lecho fijo o móvil,
llegando a condiciones casi isotérmicas.
- El tamaño de partículas es de un orden de magnitud menor que en un lecho
fijo o móvil, aumentando la superficie de contacto gas-sólido y
disminuyendo la resistencia a la difusión de productos sólidos.
- El carácter de comportamiento similar a un líquido que presenta un lecho
fluido hace que sea muy fácil la incorporación o extracción de sólidos.
- La velocidad de transferencia de calor entre el gas y las partículas es mayor
que en los lechos fijos.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
112
- Debido a las altas velocidades de transferencia de calor entre las partículas y
el gas, los lechos fluidos permiten una más fácil recuperación del calor
contenido en los sólidos residuales.
- Debido a la fuerte agitación que caracteriza a los lechos fluidos, los
coeficientes de transferencia de calor entre el lecho y superficies de
calefacción son mayores que los correspondientes a lechos fijos o móviles.
- La posibilidad de circulación de sólidos entre dos lechos fluidos hace posible
transportar grandes cantidades de calor, que permiten compensar el calor
consumido producido en grandes reactores. [Prieto I; 2005]
4.3.4.-Curvas de fluidificación
Puede suponerse un lecho de sólidos granulares y puede realizarse la experiencia de ir
aumentando la velocidad del aire que se hace pasar a través de él.
La relación entre la velocidad superficial del fluido (U) y la caída de presión por
fricción (∆Pf), que se produce cuando aquél atraviesa un lecho poroso en sentido
ascendente, puede expresarse con la siguiente ecuación:
∆Pf= f (U)
que al ser representada en coordenadas logarítmicas se obtiene el gráfico que obtiene el
nombre de curva de fluidificación. (Figura 33)
En la zona AA´el lecho permanece fijo, y log∆P aumenta linealmente con la velocidad.
En el punto B se alcanza la máxima porosidad posible, estando las partículas aún en
contacto. En esta zona el estado del lecho se conoce como lecho expandido. Si al llegar
a B se aumenta ligeramente la velocidad del gas, las partículas se separan y comienza la
fluidización. Al ocurrir esto, la caída de presión a través del lecho es frecuente que
disminuya ligeramente al pasar el sistema desde B al punto C (las partículas ocupan una
posición de menos caída de presión). A partir de C, si se sigue aumentando la velocidad,
las partículas comienzan a moverse cada vez más intensamente, es decir aumenta el
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
113
grado de agitación del lecho, permaneciendo la pérdida de carga sensiblemente
constante. En el punto D comienza el transporte por arrastre de partículas del lecho. Si
se continúa aumentando la velocidad del gas, se observará que a partir de allí la ∆P cae
bruscamente, debido a la disminución de la resistencia por la pérdida paulatina del peso
del lecho. En D´ el arrastre del lecho ya es estable, y desde allí al aumentar la velocidad
del gas, la ∆P vuelve a aumentar nuevamente (aumento de la caída de presión debido al
aumento de la velocidad)
Si se realiza el experimento al revés, disminuyendo paulatinamente la velocidad del
fluido, los valores obtenidos describirán la trayectoria de ED´DCFF´, ocurriendo que
AA´ estará por encima de FF´, debido a que cuando el lecho retorna a su condición de
fijo, las partículas se acomodan de distinta forma.
El punto F, se denomina de mínima fluidización o de fluidización incipiente. La
velocidad correspondiente a este punto se representa por Umf y es la denominada
velocidad de mínima fluidización.
Las curvas de fluidización son de utilidad para definir y clasificar los tipos lecho fluido.
[Prieto, I; 2005)
4.3.5.- El proceso de combustión en lecho fluido
La combustión en lecho fluido comprende, entre otros, los siguientes procesos:
combustión propiamente dicha, transferencia de calor, reducción del tamaño de
partículas…
En una caldera de lecho fluido, el combustible se alimenta continuamente al lecho y la
ceniza producida en la combustión se extrae también continuamente, de modo que el
volumen se mantiene constante. Debido a la rápida mezcla y homogeneización del lecho
y la alta eficacia de la combustión, la cantidad de inquemados en el lecho es
normalmente baja. El aire es inyectado a través de una parrilla distribuidora, por el
fondo del lecho, regulándose la velocidad de fluidización. Los gases de la combustión
salen por la parte superior.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
114
Para el control de la temperatura, entre 800 y 900ºC, se pueden introducir tubos
vaporizadores en el lecho, que extraen una gran parte del calor producido en la
combustión, lo que permite un menor tamaño de las calderas. Este tipo de calderas
admite un amplio rango de tamaños de carbón de distintas características así como de
posibles residuos combustibles disponibles.
La combustión en lecho fluido (CLF) puede tener lugar a presión atmosférica o a
sobrepresión (LF presurizado).
Cuando se alimenta combustible al lecho, las partículas adquieren alta temperatura
rápidamente, debido a su rápido proceso de mezclado y a la buena transmisión de calor
que se da en el mismo. El tiempo de residencia de las partículas de carbón en el lecho
varía de fracciones de minuto a pocos minutos, dependiendo del tipo de combustible y
del tamaño de las partículas. En el proceso de calentamiento se desprenderá primero la
humedad y luego las materias volátiles (H, CH4, CO…) quedando finalmente el
carbono.
Tanto las materias volátiles como el carbono se queman con el aire suministrado al
lecho fluido dando los productos de combustión usuales, de acuerdo con las siguientes
reacciones típicas de combustión: (mencionadas en el apartado anterior)
molkJNOON
molkJNOON
molkJOHCOOCH
molkJSOOS
molkJOHOH
molkJCOOC
molkJCOOC
/66.33
/42.902/1
/89.7422
/87.296
/95.2412/1
/69.393
/6.1102/1
22
2
2224
22
222
22
2
El oxigeno que toma parte en las reacciones procede fundamentalmente del aire de
fluidización, pero también del oxigeno que aporta el combustible. En condiciones
normales de operación, las materias volátiles producidas se queman completamente por
encima del lecho. La reacción en el lecho fluido, entre el oxigeno y las partículas de
carbono existentes después de desprenderse las materias volátiles, tiene lugar siguiendo
los 3 mecanismos siguientes:
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
115
- Transferencia del oxígeno de las burbujas de aire a la partícula.
- Difusión del oxigeno a través de la superficie de la partícula y difusión del
CO2 procedente de la superficie de las partículas.
- Reacción química en la superficie de la partícula.
En general, no toda la combustión de las partículas solidas tiene lugar en el lecho, si no
que las burbujas del aire de fluidización arrastran y proyectan partículas inquemadas
hacia la corriente de gases por encima del lecho, las cuales, al igual que ocurre con las
materias volátiles, se queman en la región situada por encima del lecho. Un parte de este
calor vuelve al lecho en forma de calor sensible de las partículas que caen
continuamente al mismo. Esta postcombustión hace que, en muchos casos, la
temperatura de los gases en la zona superior sea sensiblemente más alta que la del lecho,
lo que puede ser aprovechado para el calentamiento del vapor producido, en esta zona.
(Figura 34)
4.3.6.- Emisiones
Las emisiones contaminantes procedentes de las calderas y de los procesos de
combustión de elevada potencia, varían en cada país, aunque los componentes y
productos que son objeto de control y regulación, suelen ser los mismos.
Los principales productos de referencia son:
- SO2
- NOx
- CO
- Los hidrocarburos y partículas en suspensión
Las calderas de lecho fluido se diseñan para quemar combustibles sólidos, al tiempo que
controlan muchas de las emisiones contaminantes.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
116
4.3.6.1.- Dióxido de azufre
Cuando se queman combustibles que contienen S, la mayor parte de éste se oxida y pasa
a SO2 formando parte de los gases de combustión. Cuando se añade caliza al lecho,
tiene lugar un proceso endotérmico (calcinación) para formar la cal CaO:
CaCO3 (sól) + 766 (Btu/lb) de CaCO3CaO (sol) + CO2 (gas)
Una vez formada, reacciona con el SO2 de los gases y con el O2, según un proceso
exotérmico, formando sulfato cálcico, CaSO4, según la reacción:
SO2 + 1/2O2 + CaO (sol) CaSO4 (sól) + 6733 Btu/lb (de S)
Para las temperaturas de operación de un lecho fluido el sulfato cálcico CaSO4 es
químicamente estable, se elimina en forma sólida, y se puede vender.
Las primeras instalaciones de combustión en lecho fluido se realizaron en calderas de
proceso directo (de un paso), en las que el carbón y la caliza:
- Alimentaban la cámara de combustión
- Reaccionaban en la misma
- A continuación salían del sistema
La eficiencia de la combustión y de la captura de S queda por debajo de los valores
esperados en el diseño. Para mejorar la instalación, una parte de los sólidos que salen
del hogar (ceniza, CaSO4, C y cal) se separa de los gases mediante un colector de polvo
situado entre el economizador y el calentador de aire, y se recircula inyectándolos en el
hogar para facilitar otras reacciones.
En el lecho fluido circulante, aguas abajo del hogar, se coloca un colector-separador
primario, diseñado especialmente para la recirculación de todos los sólidos capturados,
por lo que la captura de S y la eficiencia de la combustión se mejoran, con relación a los
lechos fluidos burbujeantes.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
117
Algunos diseños incluyen un segundo colector-separador situado aguas debajo de la
zona de convección, debido al incremento de la concentración de partículas finas en el
hogar.
Todas estas mejoras son consecuencia de los mayores tiempos de contacto sólido-gases
y de la mayor superficie de las partículas finas, que están en contacto con los gases.
En el lecho fluido circulante, es normal una reducción del 90% de SO2 para una relación
molar 2<Ca/S<2,5 según sea el contenido en S del combustible y la reactividad de la
caliza.
En el lecho fluido burbujeante se precisan relaciones Ca/S ligeramente superiores a 2,5.
Para eliminar un determinado nivel de SO2 hay que utilizar una relación Ca/S tanto
mayor cuanto menor sea el contenido de S en el combustible.
Para conseguir reducciones de S superiores al 90%, se requieren cantidades de caliza
que aumentan muy rápidamente, por lo que el factor económico puede hacer derivar
hacia otros métodos alternativos de eliminación de S, como los lavadores de gases para
calderas convencionales que queman carbón pulverizado.
4.3.6.2.- Óxidos de nitrógeno
El nitrógeno proviene de dos fuentes distintas:
- El N2 que contiene el combustible
- El N2 que contiene el aire comburente
Normalmente, a los óxidos de nitrógeno en los humos se les considera como NOx.
El óxido que procede del combustible se denomina NOx del combustible, mientras que
el formado por la oxidación del nitrógeno del aire comburente se llama NOx térmico,
puesto que es el resultado de un proceso a alta temperatura, superior a 1482ºC. Como el
lecho fluido opera a baja temperatura, el NOx térmico es mínimo, en el global de los
NOx formados.
Una caldera de lecho fluido puede suprimir o minimizar el NOx del combustible,
disminuyendo la dosificación de aire comburente a través de la placa distribuidora, por
lo que parte de los compuestos de N2 del combustible se descomponen en nitrógeno
molecular, en lugar de contribuir a la formación de los NOx. Este proceso de
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
118
combustión estratificada se usa también en otros métodos de combustión, para lograr el
mismo fin.
La combustión estratificada se usa en:
- Lechos fluidos burbujeantes que no tengan superficies termo intercambiadoras
sumergidas en el lecho
- Todos los lechos fluidos circulantes
Este tipo de combustión no se emplea con haces tubulares sumergidos en el lecho,
porque con combustión subestequiométrica, los gases tienen muchos componentes
reductores, que suelen provocar rápidas pérdidas de metal en los tubos del hogar. En la
combustión estratificada, las paredes del hogar se protegen en toda la altura de la zona
reductora del hogar, con una delgada capa de refractario.
En las calderas de lecho fluido la combinación de las bajas temperaturas de operación la
combustión estratificada, permiten operar con emisiones de NOx particularmente bajas.
Un valor normal de emisión de NOx para lechos fluidos de unidades que queman
carbones, está entre 100-200 ppm de volumen seco.
4.3.6.3.- CO e hidrocarburos
Cuando se diseña una caldera, es necesario conseguir la máxima eficiencia en la
combustión, minimizando el Cinquemado y las cantidades de CO e hidrocarburos presentes
en los gases de combustión, lo que se consigue mediante:
- La correcta elección del número de puntos de alimentación del combustible
- El diseño apropiado del sistema de aire
- El tiempo de residencia en el hogar que garantice la mezcla de combustible y
aire y una combustión completa.
En calderas de lecho fluido que queman carbones, las concentraciones normales son:
- Para el CO en los gases, inferiores a 200 ppm de volumen seco
- Para los hidrocarburos, inferiores a 20 ppm de volumen seco
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
119
4.3.6.4.- Partículas
La ceniza del combustible sólido se libera durante el proceso de combustión:
- Parte de ella queda en el lecho fluido y, posteriormente, se descarga mediante
el sistema de eliminación de material del lecho o por un sistema de purga; su
tamaño es mayor que el correspondiente al tamiz de 105 micras siendo de fácil
manipulación y transporte en el sistema de evacuación.
- El resto de la ceniza sale de la caldera, con los gases, en forma de partículas
sólidas en suspensión; su tamaño es inferior al del tamiz de 44 micras, y su
separación de los humos y posterior recuperación exige colectores-separadores
de alta eficiencia.
Con carácter general, en las calderas de lecho fluido a presión atmosférica se usan
filtros de sacos (Figura 35) que son menos sensibles a las propiedades de las cenizas
(tamaño, concentración, resistividad…) que los precipitadores electrostáticos
convencionales. (Figura 36)
[Fdez Díez, Pedro; 2008] [Prieto, I; 2005]
4.3.7.- Temperatura del lecho
La temperatura del lecho suele mantenerse en torno a 750ºC y 950 ºC. La mayor de las
temperaturas viene limitada por la necesidad de que las cenizas no fundan y no se
aglomeren, perjudicándose las condiciones de fluidización y por la conveniencia de que
las emisiones de NOx no sean demasiado altas, ya que éstas aumentan con la
temperatura.
Otra razón por la que la temperatura no debería ser más alta es porque a unos 1000ºC se
de la siguiente reacción:
224 2/1/79.389 OSOCaOmolkJCaSO
Esta reacción se favorece en presencia de determinadas concentraciones de ion férrico.
El límite inferior viene determinado por la necesidad de efectuar la combustión en
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
120
condiciones eficientes, evitando los inquemados y favoreciendo la postcombustión por
encima del lecho. Por otra parte, a baja temperatura la retención de azufre se inhibe,
debido a la baja calcinación de la caliza. Como resultado de ambos extremos, se
encuentra como temperatura optima la de 850ºC, con máxima retención de SO2, buena
combustión y emisiones de NOx relativamente bajas.
La regulación de la temperatura se consigue mediante tubos inmersos en el lecho,
alimentación de combustible, dosificación del aire de fluidización, recirculación de
cenizas… [Prieto I; 2005]
4.3.8.- Composición y profundidad del lecho
La materia de la que está compuesto el lecho resulta como consecuencia del efecto de la
combustión y la retención del azufre por los siguientes componentes:
- Combustible, principalmente en forma de partículas casi sin volátiles, del 1-
5%, dependiendo del tipo del mismo y de las condiciones de operación.
- Sorbente, dependiendo de la caliza o dolomía, presente fundamentalmente en
forma calcinada y sulfatada.
- Cenizas procedentes de la materia mineral del combustible, una vez
eliminada el agua de composición y descompuestos los carbonatos.
- Aditivo inerte, que es necesario en algunos casos, como pueden ser la arena
y la alúmina.
La profundidad del lecho puede variar desde 20 cm hasta 1m o más, dependiendo del
grado de desulfuración requerido. Un combustible con poco azufre, no requiere caliza
para alcanzar las exigencias medioambientales y puede utilizarse material inerte solo
para conseguir las condiciones de fluidización, con lo que el lecho será poco profundo o
superficial, En cambio, cuando el combustible, tenga alto contenido de azufre será
necesario una cierta cantidad de caliza para capturar el dióxido de azufre a la vez que
conviene aumentar el tiempo de residencia de los gases en el lecho, por lo que éste ha de
ser más profundo.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
121
Si el carbón es de alto contenido en cenizas, ellas mismas incrementaran dicha
profundidad. [Prieto, I; 2005][Hotta Arto; 2008]
4.3.9.- Eficiencia de la combustión
La eficiencia de la combustión depende básicamente de:
- Temperatura del lecho
- Exceso de aire
- Reactividad del combustible
- Tamaño de las partículas del material
- Velocidad de fluidización
- Tiempo de residencia
- Grado de reciclado del material
El coeficiente de transmisión convectiva de calor es tanto mayor cuanto menor es el
tamaño medio de las partículas del lecho. El rendimiento aumenta con la temperatura en
el lecho y con la reactividad del combustible, con el tiempo de residencia, el índice de
recirculación y la densidad de puntos de alimentación del combustible. [Prieto, I; 2005]
[Hotta Arto; 2008]
4.3.10.- Clasificación según la velocidad de fluidización y la presión
Para el caso de un lecho fluido a presión atmosférica, puede hacerse la clasificación que
se muestra en la Figura 37. Se representa en las ordenadas la velocidad de fluidización y
en abscisas la expansión del lecho. El tipo de lecho fluido depende de la diferencia de
velocidades del gas y los sólidos. En el segundo grafico en dicha figura se indica en
ordenadas el logaritmo de la diferencia de presión entre el aire de alimentación y los
gases por encima del lecho y en abscisas el logaritmo de la velocidad de fluidización,
llegándose a una clasificación similar, cuando la velocidad de trabajo se sitúa por debajo
de la mínima de fluidización, el lecho es fijo, cuando la velocidad del flujo supera a la
mínima de fluidización, de 1 a 3m/s, se tiene la fluidización heterogénea clásica.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
122
Siempre hay un arrastre de partículas y puede haber recirculación de cenizas, no muy
elevada.
Cuando se trabaja en la zona media-alta de las curvas de fluidización, con velocidades
de 2 a 6 m/s, se tiene la fluidización turbulenta. En este caso el arrastre de partículas se
incrementa y se precisa de una fuerte recirculación de cenizas al lecho, que puede llegar
a 10 o 15 veces la carga de alimentación.
Si se sigue aumentando la velocidad de trabajo hasta llegar a valores de 5 a 10 m/s, se
tiene un gran arrastre del material. En este caso, se necesita un ciclón especial y un
sistema de control de alimentación de recirculación al lecho. Se trata de un fluido
circulante.
Si se continúa incrementando la velocidad, se llega al grado de transporte neumático,
desapareciendo la fluidización.
En cambio, si nos referimos a presión, la combustión en el lecho fluido puede tener
lugar a presión atmosférica o a una determinada sobrepresión, en este caso se denomina
combustión en lecho fluido a presión o presurizado. Las presiones suelen situarse en el
rango de 5 a 20 bares, siendo lo normal en torno a 10 bares.
Las instalaciones de combustión en lecho fluido a presión son más compactas,
ocupando mucho menos volumen para igual capacidad. La combustión en lecho fluido a
presión puede ser, a su vez, burbujeante o circulante. [Prieto, I; 2005]
4.3.11.- Ventajas del lecho fluido
El motivo principal para el desarrollo de las cámaras de combustión de lecho fluido fue
la exigencia de tener que reducir las emisiones de SO2 y NOx. La utilización de la
tecnología de combustión en lecho fluido permite quemar carbones (combustibles de
baja calidad) con altos contenidos en S y obtener bajos niveles de emisión de SO2, sin
necesidad de añadir equipamiento para la posterior eliminación del S contenido en los
humos. Entre otras, podría destacarse:
- Permite la eliminación de desechos de combustibles, evitando los gastos y
riesgos de vertidos o almacenamiento de los mismos.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
123
- No necesita de un combustible muy selectivo, aceptando todo tipo de
tamaños.
- Baja temperatura de combustión.
- Debido a la baja temperatura de combustión, no se funden las cenizas,
facilitándose su evacuación y manejo.
- Reducción de los problemas de escoriación fouling y slagging.
- Las cenizas pueden extraerse por la base del lecho (cenizas de fondo), en los
ciclones y en los filtros de limpieza de gases (cenizas volantes)
- Mejora de la transferencia de calor.
- Buena homogenización de temperatura del lecho por la rapidez de la mezcla
- Alta eficiencia de combustión y alto rendimiento de la caldera.
- Reducción de la incidencia sobre el medio ambiente: SO2, NOx.
- Elimina y reduce los problemas de corrosión del sistema.
- Operación sencilla, flexible y estable, fácilmente controlable.
- Rápida respuesta a la demanda de carga.
- Reducción del mantenimiento, por haber menos parte en movimientos y
menos temperatura en el hogar.
- Fácil preparación del combustible, ya que acepta tamaños heterogéneos y
combustibles heterogéneos.
- Bajo coste de operación.
- Alta disponibilidad de utilización.
- Posibilidad de reconversión a lecho fluido de las calderas existentes de
carbón pulverizado, optimizando su funcionamiento.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
124
- Combustibles de bajo poder calorífico: El proceso de combustión en lecho
fluido sirve para quemar combustibles que tengan poderes caloríficos bajos,
debido al rápido calentamiento de las partículas del combustible por la gran
masa de material caliente que configura el lecho fluido, gran tiempo de
residencia del combustible en el lecho. Todas estas circunstancias son las que
compensan los efectos derivados de la menor temperatura de combustión, en
comparación con los procesos convencionales. Cuando se queman
combustibles con un alto grado de humedad, es necesario tener en cuenta el
peso que adquieren los humos por el vapor de agua que llevan, situación que
hay que prever en el diseño de los pasos de convección y otros componentes
de la unidad.
[Fdez Díez Pedro; 2008] [Prieto, I; 2005]
4.3.12.- Comparación con otros métodos de combustión
Las cámaras de combustión de lecho fluido se utilizan para quemar cualquier tipo de
combustible sólido.
En un hogar convencional que quema carbón pulverizado, el proceso de combustión
consiste en la oxidación de las partículas de combustible; el 70% pasan por el tamiz de
200 mesh, suspendidas en los flujos de aire y humos que existen en el hogar. El
volumen de humos que rodea los quemadores es la zona más caliente del hogar, con
temperaturas del orden de 1650 a 1927ºC, siendo el tiempo de residencia de las
partículas en el hogar el mismo que el de los humos.
En los hogares mecánicos, se queman partículas de combustible mucho mayores que las
utilizadas en las calderas de carbón pulverizado, siendo el tamaño normal de carbones
bituminosos del orden de1”÷ 1,25”. La mayor parte del combustible se quema sobre
algún tipo de parrilla móvil, con aire y gases pasando a través del lecho de combustible;
la temperatura supera los 1650ºC y el tiempo de residencia queda determinado por la
velocidad correspondiente a la parrilla móvil del hogar.
Para la combustión en lechos fluidos, el tamaño del combustible se sitúa entre el del
carbón pulverizado y el del hogar mecánico. Así pues, para un lecho fluido, el carbón se
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
125
trocea a un tamaño menor de 0,25”, pudiéndose utilizar según las propiedades del
carbón tamaños superiores a 1,25" e inferiores a 0,125". El carbón se alimenta por la
parte baja del hogar.
La densidad del lecho burbujeante es de 45 lb/ft3 (721 kg/m
3) mientras que la del lecho
circulante es de 35 lb/ft3 (561 kg/m3)
Los sólidos, en el flujo ascensional de aire y gases, se mantienen a una temperatura en
torno a 816 y 871ºC.
Cuando el combustible se introduce en el lecho se calienta rápidamente y, superada su
temperatura de ignición, se enciende y pasa a formar parte de la masa incandescente del
hogar.
Los flujos de aire y combustible, en régimen permanente, se controlan hacia el lecho
denso de forma que en la combustión se libere la cantidad de calor deseada hacia el
hogar, quemándose el combustible con un exceso del orden del 20% de aire.
Como consecuencia del gran tiempo de residencia del combustible de la alta
temperatura del proceso de transferencia de masa, el combustible se puede quemar
eficientemente en el hogar de lecho fluido, a una temperatura considerablemente
inferior a la de los procesos convencionales. Las partículas de combustible se quedan en
el lecho denso, hasta que son arrastradas por los gases o se eliminan con los sólidos
purgados.
El tamaño de las partículas, según van ardiendo, se reduce hasta alcanzar uno
determinado, en el que se igualan su velocidad y la de los humos, produciéndose a partir
de este instante el arrastre de partículas, por lo que el tiempo de residencia dependerá
del tamaño inicial de la partícula de combustible y del régimen de reducción de su
tamaño por combustión y fricción.
En los lechos fluidos burbujeantes, la combustión tiene lugar en el lecho, debido a la
menor velocidad de los humos y al mayor tamaño del combustible alimentado. El
tiempo de residencia de las partículas finas del combustible arrastradas por los humos
fuera del lecho, aumenta por medio de la captación y reciclado de las partículas hacia el
hogar.
En los lechos fluidos circulantes las partículas que abandonan el lecho, en comparación
con los burbujeantes, es mucho mayor, (ya que para los lechos circulantes se trata de un
lecho flotante), lo que justifica el que las partículas se recuperen mediante un colector
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
126
de polvo y se recirculen hacia el hogar. El tiempo de residencia de las partículas
depende de la recuperación del colector y del reciclado de sólidos, y excede mucho del
tiempo de residencia de los humos.
La concentración de combustible en el lecho denso es baja; por ejemplo:
- Cuando se quema carbón bituminoso el contenido de C en el lecho es inferior
al 1%
- Cuando se utiliza un absorbente para la captura del S, la porción del lecho
restante está constituida por ceniza, cal y sulfato cálcico
- Cuando no se emplean absorbentes, está formada por arena u otro material
La eficiencia de conversión del C dependerá del tipo de combustible:
- Combustibles de alta reactividad ≈ 100%
- Para carbones bituminosos > 98%
- Para carbones menos reactivos ligeramente inferior.
[Fernández Díez, Pedro; 2008][Prieto, I; 2005] [Hotta Arto; 2008]
4.2.13.- Diseño del hogar de una caldera de lecho fluido circulante
Los factores que afectan al diseño del hogar de una caldera de lecho fluido, los
especifican el propietario y el diseñador, y se deducen de datos empíricos. La
información inicial para el diseño de una caldera con hogar de lecho fluido, podría
agruparse en:
Especificaciones del propietario:
- Potencia de la unidad y flujo de vapor
- Tipo de combustible, contenido en ceniza y humedad, tamaño, reactividad,
análisis, características abrasivas, ensuciamiento…
- Tipo de caliza, reactividad, tamaño y características de abrasión
- Requisitos para la captura de S
- Tipo de absorbente, tamaño, reactividad y análisis
- Límites de emisión de NOx
- Mínima carga de la unidad
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
127
Especificaciones del diseñador:
- Tipo de sistema de alimentación en el lecho, por encima o por debajo del
mismo
- Número y ubicación de los puntos de alimentación de combustible
- Eficiencia de la combustión.
- Número y ubicación de los puntos de inyección del absorbente
- Aire primario, aire secundario y ubicación de las toberas sobre el lecho
- Temperatura y velocidad de operación del lecho
- Tamaño de las partículas en el lecho
- Cantidad de sólidos que salen por el drenaje del lecho con los humos hacia el
colector final de partículas
- Cantidad, temperatura y ubicación de los sólidos recirculados hacia el hogar,
desde el colector de partículas y desde los clasificadores de drenaje del lecho.
- Influencia del material del lecho
Los requisitos de combustión para que un lecho fluido funcione adecuadamente con un
carbón bituminoso, consiste en alimentarlo de forma continua con una cantidad
suficiente de partículas, al tiempo que éstas tengan una determinada distribución de
tamaños para mantener un proceso estable.
Si las partículas son demasiado gruesas, el lecho pierde fluidificación y pasa a
comportarse como un lecho fijo. Por el contrario, si las partículas son demasiado finas
se pueden proyectar fuera del hogar, por lo que no se puede mantener un adecuado
número de ellas en el lecho fluido.
En lechos circulantes, este material se captura y recircula hacia el hogar, como parte de
la masa circulante; no obstante, los finos no aportan una contribución significativa para
configurar el lecho denso.
Como consecuencia de las grandes diferencias que se pueden presentar en la ceniza del
combustible, no se puede confiar sólo a la ceniza la formación de un lecho estable, y de
ahí la necesidad de añadir al sistema un segundo material inerte (arena), con una
adecuada y precisa distribución de tamaños.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
128
Cuando se pretende capturar el S, para que tenga lugar la retención del SO2 en el lecho
fluido, la arena se sustituye por la caliza. El tamaño ideal del absorbente con el que se
alimenta la caldera debe ser el necesario y suficiente para formar un lecho estable.
Durante los procesos de calentamiento, calcinación y sulfatación, el tamaño del
absorbente (que entra a formar parte del material del lecho) varía, así como sus
propiedades físicas y químicas, por lo que en muchos casos no se puede predecir con
fiabilidad su tamaño.
Las calizas muy blandas se degradan con más rapidez que otras, por lo que durante la
operación inicial de un lecho fluido hay que comprobar sus características y realizar los
tanteos necesarios para establecer su tamaño adecuado y régimen de aporte.
Para un combustible con poca ceniza, la arena se utiliza para adecuar el contenido del
lecho; dado que la arena no se degrada tan rápidamente como la caliza, su aporte es
menor y el tamaño del material del lecho se puede predecir mejor.
Cuando se usan carbones residuales con cantidades importantes de ceniza exenta de
materia orgánica, se requieren consideraciones especiales; esta ceniza mineral se
compone de rocas que se han arrancado en el proceso de extracción; no se fractura en
partículas finas, formando un porcentaje importante del material del lecho, por lo que el
tamaño del combustible alimentado se debe elegir cuidadosamente, de modo que la
ceniza complemente el material del lecho, en lugar de crear problemas a la
fluidificación.
Existen calderas de lecho fluido, en las que el tamaño y la consistencia de la ceniza son
suficientes para la formación de un lecho estable, sin tener que aportar otro material al
mismo.
[Fdez Díez, Pedro; 2008][Arto Hotta; 2011]
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
129
4.4.- Lecho fluido circulante
4.4.1.- Calderas de lecho fluido circulante
El concepto original de lecho fluido presuponía la existencia de un lecho físicamente
estable, es decir, con un límite superior definido. Para un material determinado, esto
implica, un límite superior en la velocidad de fluidificación. Más allá de este límite, la
corriente ascendente de aire comienza a arrastrar gran parte del material del lecho,
provocando el fenómeno conocido como arrastre.
Al principio, este fenómeno trataba de evitarse por no deseado: si los gases arrastraban
demasiados sólidos, su limpieza resultaría más complicada.
Además, los sólidos arrastrados contenían combustible inquemado que se perdía, de no
preverse un dispositivo para recuperarlo y devolverlo al hogar, con el consiguiente
perjuicio para el rendimiento de la combustión. Incluso en las primeras instalaciones de
lecho fluido burbujeante se hacía necesario incorporar una sección especial
(normalmente un ciclón) para recuperar el combustible arrastrado del lecho principal.
Esto suponía costes adicionales y complejidad.
A mediados de los años 70, varios equipos de ingenieros en Finlandia, Alemania y
EEUU intentaron el camino opuesto: en vez de evitar el arrastre de sólidos, lo
incorporaron a su diseño, como una característica especial del mismo. El nuevo diseño
no contemplaba ya una velocidad del aire a 1-2 m/s, la incrementaron hasta valores en
torno a 8 m/s. Con estos valores, el lecho se convierte en un “lecho rápido”. La corriente
de gases arrastra gran cantidad de sólidos fuera de la cámara. Solo faltaba recuperar los
mismos y reinyectarlos de nuevo en parte inferior del hogar, recirculándolos o
recuperándolos. Este concepto se denominó lecho fluido circulante.
Pronto se demostró que un lecho fluido circulante podía usarse casi exactamente igual
que uno burbujeante para sostener la combustión: los sólidos se llevan a incandescencia,
el combustible se alimenta a la cámara de combustión u hogar, donde se quema con el
aire de fluidificación. El calor liberado en este proceso mantiene los sólidos
incandescentes, el contacto turbulento entre el combustible y los sólidos del lecho
estabiliza la temperatura media. La velocidad del aire de fluidificación- combustión,
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
130
intermedia entre la de los lechos fluidos burbujeantes y la propia de los sistemas de
combustible pulverizado (donde se alcanzan 25 m/s o más) crean un modo intermedio
de combustión: la combustión el lecho fluido circulante. [Prieto, I; 2005] [Fdez Díez
Pedro; 2008] [Arto Hotta et al; 2011]
4.4.2.- Combustión en lecho fluido circulante
Desde el punto de vista de rendimiento de combustión, así como del control de
emisiones, la combustión en lecho fluido circulante presenta ventajas singulares.
Así, el combustible, el material del lecho y el sorbente viajan juntos en la corriente de
gases, y se reciclan juntos.
Esto no solo asegura la mejor utilización del combustible, gracias al gran tiempo de
residencia, sino que permite a las reacciones Ca-S-O tener lugar de forma más
completa, reteniendo una mayor proporción del S contenido en el combustible.
Además, al tener lugar el proceso de combustión en todo el hogar, el aire necesario
puede suministrarse no sólo en la parte inferior de dicha cámara, sino también a niveles
superiores, lo que permite reducir el exceso de oxigeno disponible en la parte baja del
hogar y disminuir la formación de NOx.
Cabe plantearse si la alta velocidad de fluidización y el gran contenido de sólidos en
suspensión no causaran erosiones inaceptables en el hogar o en el sistema de
recirculación.
La preocupación por esta posibilidad es el motivo por el que los fabricantes evitan situar
serpentinas o superficies adicionales de intercambio de calor en el seno del lecho, es
decir, en la corriente de sólidos circulantes. Superficies, que por otra parte, no son
necesarias, ya que el intercambio de calor es suficiente sin ellas, al aprovecharse mejor
toda superficie expuesta del hogar y el sistema de recirculación.
El estudio dinámico de un lecho fluido rápido es complejo y su desarrollo supuso
considerable trabajo de investigación en planta piloto. En este caso, el aire forma
corrientes sensiblemente paralelas, llevando los sólidos lamiendo las paredes del hogar,
desde la rejilla hasta el techo.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
131
La densidad media resultante es inferior, si se la compara con la de los lechos
burbujeantes, y decrece más o menos uniformemente de abajo a arriba.
El combustible suele alimentarse en la parte inferior del hogar, para aprovechar mejor la
parte más densa del lecho para su ignición y la máxima altura de la cámara para
completar la combustión. (Figura 38)
A pesar de las altas velocidades de fluidización, una parte importante de las cenizas
producidas suele acumularse en el fondo del hogar, que debe incorporar un sistema de
extracción adecuado, como el mencionado en las calderas de lecho fluido burbujeante.
El interés en el proceso del lecho fluido circulante surgió inicialmente por su previsible
capacidad para obtener altas eficiencias de combustión con combustibles “difíciles”,
dado el gran tiempo de residencia, que, por otra parte, permitiría obtener buenos
rendimientos de desulfuración con caliza o dolomía. Estas atractivas características se
han visto confirmadas en los diversos diseños desarrollados por los fabricantes, lo que
ha llevado a esta tecnología a su madurez actual.
En pocos años se ha pasado de las plantas piloto a grandes grupos para generación de
energía eléctrica, pasando por diversas aplicaciones intermedias, como pequeñas plantas
para calefacción, plantas para autogeneración y para centrales térmicas. [Arto Hotta et
al; 2011] [Prieto, I; 2005] [Fdez Díez Pedro; 2008]
4.4.3.- Ventajas
Estos sistemas de lecho fluido circulante presentan entre otras, las siguientes ventajas
frente a los lechos fluidos burbujeantes:
- Mayor rendimiento de la combustión.
- Menor consumo de caliza.
- Menos superficie requerida para el lecho
- Menores emisiones de SO2 y NOx
4.4.4.- Descripción
Pueden distinguirse como partes fundamentales de una caldera de lecho fluido
circulantes, los siguientes elementos:
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
132
4.4.4.1.- Hogar
La cámara de combustión u hogar está constituida por paneles de tubos soldados entre
sí, formando paredes vaporizadores que constituyen una envolvente estanca.
En él, se integran los sistemas de alimentación de combustible y sorbente, la parrilla de
fluidización o aire primario bajo el lecho y los distintos niveles de aire sobre el lecho o
aire secundario.
Para el diseño del hogar, podrían citarse las siguientes características:
- Protección mediante refractario: En las partes de una caldera, sometidas a
altas concentraciones de sólidos y atmosfera subestequiométrica, se utiliza
una protección mediante refractario de alta conductividad y bajo espesor,
resistente al desgaste, desarrollado a partir de la usada en las calderas de
lecho fluido burbujeante en las zonas más expuestas. En este caso, se recubre
la parte inferior de las paredes, el techo, la entrada del ciclón y todo el ciclón.
Este recubrimiento consta de una delgada capa de refractario alto en alúmina
fosfatada, reforzado con fibras de acero inoxidable, montada sobre una
disposición de pitones de alta densidad soldados a los tubos.
Así se consigue máxima resistencia a la erosión con alta conductividad
térmica que no dificulta de forma importante la transferencia de calor.
- Distribuidor de aire: Se trata de otra característica desarrollada a partir de la
experiencia adquiridas en las calderas de lecho burbujeante. La rejilla está
constituida por tubos de agua, con boquillas unidireccionales incrustadas en
las aletas entre los tubos. La mitad de los tubos de la pared frontal se curvan
90º para conformar la rejilla, y la otra mitad se dispone formando el fondo el
plenum o cajón de aire primario.
- Alimentación de combustible: Cada fabricante ha desarrollado un sistema
específico para la alimentación al hogar. En la Figura 39 se representa un
sistema de inyección por dispersión mediante boquillas de sección
rectangular.
[Prieto, I; 2005] [Fdez Díez Pedro; 2008] [Arto Hotta et al; 2011][ Eriksson
Timo; 2010]
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
133
4.4.4.2.- Ciclón
Está formado por tubos de membrana refrigerados por vapor (Figura 40). Supuso un
avance definitivo frente a los ciclones de chapa utilizados anteriormente, en cuanto a
fiabilidad y características de funcionamiento de este tipo de calderas. Todo el
envolvente del ciclón, tanto la entrada como el cono están refrigerados por vapor,
formando parte integral de las partes a presión de la caldera, y constituyendo la primera
etapa del sobrecalentador, permitiendo además un acoplamiento directo entre el hogar y
la zona de recuperación de calor. La resistencia a la erosión se consigue mediante una
delgada capa de refractario similar a la usado en el hogar. Ofrece las siguientes ventajas:
- Como un componente más de las partes a presión de la caldera, el ciclón
constituye una extensión del hogar, soportado desde arriba, lo que minimiza
las expansiones térmicas diferenciales entre hogar y ciclón.
- Permite recuperar el calor generado en su interior debido a la combustión
que se produce cuando se trata de combustibles difíciles de quemar, como
antracitas.
- Se utiliza refractario de bajo espesor y alta conductividad. No hay riesgo de
desprendimiento del mismo
- La baja inercia térmica de este ciclón posibilita una puesta en servicio
relativamente rápida, de 4 a 6 horas para un arranque en frio. Con ciclones de
chapa, los tiempos de arranque son en torno a 12 horas.
- La fabricación en cuadrantes, con el refractario instalado en fábrica,
simplifica el montaje y mejora la calidad, con lo que ello significa en cuanto
a mantenimiento y fiabilidad. [Prieto, I; 2005] [Fdez Díez Pedro; 2008]
4.4.4.3.- Válvula “J”
Se trata de un cierre tipo sifón (sin partes móviles) entre el hogar (presión
positiva) y el ciclón (presión negativa). Está dotada de boquillas fluidizadoras, y
recubierta de refractario vibrado resistente a la abrasión. (Figura 41)
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
134
En la parte plana inferior están colocadas boquillas fluidizadoras como las del fondo del
hogar.
La fluidización de esta zona posibilita la reinyección del material en el lecho, facilitada
por la diferencia entre la altura de la columna que hay entre el punto de fluidificación y
el fondo del ciclón, por una parte y el mismo fondo y el rebose hacia el hogar, por otra
parte.
[Prieto, I; 2005] [Fdez Díez Pedro; 2008]
4.4.4.4.- Separadores- enfriadores de lecho fluido
En el fondo del hogar se utilizan boquillas unidireccionales para dirigir el material
agotado hacia las aberturas de drenaje situadas una en cada una de las paredes laterales,
en su parte inferior. Desde allí, la corriente de sólidos se dirige directamente a los
separadores enfriadores (Figura 42 y 43).
Estos elementos son, sencillamente, unas cajas recubiertas de refractario en su interior
con tres o más compartimentos, el primero es la cámara separadora, y las restantes son
enfriadoras. Todas ellas son lechos fluidos burbujeantes, en la sección separadora se
fluidiza con aire primario caliente, y las secciones enfriadoras, con aire frío, que no pasa
por el calentador de aire primario.
La sección separadora y las enfriadoras disponen de conducto independientes de retorno
de aire al hogar, por encima del lecho, desde la parte superior del separador-enfriador.
El movimiento de la corriente de sólidos dentro del separador-enfriados se consigue con
boquillas de inyección de aire direccionadas, idénticas a las usadas en el fondo del
hogar, que dirigen los sólidos hacia las salidas situadas en las esquinas inferiores de las
paredes de división, de ladrillos refractarios.
En el caso de combustibles residuales de bajo poder calorífico y alto contenido en
cenizas, suelen situarse bancos de serpentines del economizador en las celdas
enfriadoras, con lo que se consigue limitar la cantidad de aire de refrigeración necesaria.
Anteriormente, se utilizaban tornillos transportadores refrigerados por agua para extraer
y enfriar el material agotado del lecho. Sin embargo, estos elementos eran una fuente de
problemas de operación y mantenimiento, con lo cual se llegó al diseño de las cámaras
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
135
separadoras-enfriadoras de lecho fluido. Estos separadores-enfriadores de lecho fluido
realizan las siguientes funciones:
- Reciben las cenizas gruesas del fondo del hogar de manera selectiva, para
controlar el inventario de sólidos en el lecho
- Extraen el material en exceso del lecho
- Separan los finos contenidos en el material extraído reinyectándolos al
hogar.
[Prieto, I; 2005] [Fdez Díez Pedro; 2008]
4.4.4.5.- Características a destacar
El proceso se caracteriza por poder utilizar un lecho relativamente denso en el fondo del
hogar, y más ligero por encima de él, o bien una fluidización rápida o lecho expandido,
con un lecho de baja densidad a todo lo largo del hogar.(Figura 44 y 45)
Con lechos relativamente densos en el fondo del hogar, las partículas de combustible y
sorbente pueden ser relativamente grandes, con velocidades de fluidización en la zona
primaria relativamente bajas. Esto supone:
- Mayor tiempo de residencia de los sólidos, debido a la presencia de un lecho
denso en el hogar.
- Menor carga de sólidos arrastrados a la zona de recuperación de calor y
equipos aguas abajo (calentador de aire, filtro de mangas o precipitador
electrostático), por el uso de sólidos más gruesos.
- Menor erosión potencial en hogar y ciclones, como consecuencia de la
menos carga de sólidos sobre el lecho.
- Alto rendimiento térmico
- Alta utilización de la caliza con bajas emisiones de SO2 y bajo
mantenimiento
- Se suele utilizar circulación natural, sin bombas de circulación de caldera
- Se reduce al mínimo el número de componentes móviles
- El refractario se reduce al máximo en extensión y en espesor.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
136
- Uso de caliza en vez de material inerte en el lecho, reduce la erosión
[Prieto, I; 2005] [Fdez Díez Pedro; 2008]
4.4.4.6.- Zona de recuperación de calor
Es de diseño convencional, de paso simple en el caso de unidades sin recalentamiento, y
de paso paralelo característico de las calderas en los últimos 30 años, en el caso de
unidades con recalentamiento. Su envolvente está constituida por paredes de tubos
membranados, y alberga los serpentines del sobrecalentador, recalentador, en su caso, y
economizador. La temperatura del vapor se controla regulando el caudal de gases por
uno y otro paso mediante compuertas situadas aguas abajo del paso paralelo,
directamente sobre el economizador.
[Prieto, I; 2005] [Fdez Díez Pedro; 2008]
4.4.5.- Caída de presión en el lecho circulante
El perfil de la distribución de densidades del hogar de una caldera de lecho circulante es
más complejo que el de un lecho burbujeante. Es normal establecer un lecho denso,
burbujeante o turbulento, en la parte baja del hogar, lo que se consigue graduando la
admisión de aire hacia el hogar, suministrándole entre el 50-70% del flujo de aire total a
través de la placa distribuidora, reduciendo la velocidad del gas en la zona primaria y
facilitando el mantenimiento de un lecho que tenga tasas relativamente bajas de
recirculación de sólidos.
El flujo ascensional de sólidos se reduce al aumentar la altura del hogar, lo que conduce
a una disminución de la densidad local en el hogar.
La caída de presión Δp en un hogar de lecho fluido circulante, se obtiene por la
expresión:
Δplecho circulante= C ρb L
Donde:
C es una constante de conversión de unidades
ρb es la densidad aparente media
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
137
L es la altura del hogar
Para la utilización de Δp se ha desarrollado un perfil de distribución de densidades
(Figura 46) en el que la curva representativa (deducida a partir de datos empíricos) es
función de muchas variables, siendo las más importantes:
- Dpart es el tamaño medio de partículas, encima del lecho denso
- DB es el tamaño medio de partículas, en el lecho denso
- V es la velocidad del gas
- T es la temperatura del hogar
- Ws es el flujo exterior de sólidos, lb/ft2h (kg/m
2s)
- ρs es la densidad de las partículas
- Φ es un factor de forma de las partículas
- Dequiv es el diámetro equivalente del hogar
En el hogar, la densidad aparente de la mezcla varía mucho con la altura, por lo que el
hogar se suele dividir en zonas, calculándose para cada una de ellas una densidad
basada en datos experimentales.
Estas zonas son de lecho denso, de desprendimiento, de transición y de régimen libre.
La caída de presión se aplica a cada una de las zonas y la suma de los cálculos parciales,
proporciona la caída total de presión en el hogar.
[Eriksson Timo et al; 2010; 2011]
4.4.6.- Transferencia de calor
En los hogares convencionales, los humos arrastran consigo una parte de la ceniza del
combustible, por el interior y por el exterior del hogar, del orden de menos de 1 kg de
sólidos inertes por cada 100 kg de humos.
La transferencia de calor desde los humos hacia las paredes del hogar se realiza por
radiación.
En un hogar de lecho fluido circulante, la cantidad de sólidos en los humos puede
superar los 5 kg por cada 100 kg de gas, por lo que debido a este alto contenido, en el
diseño se deben considerar otros mecanismos adicionales de transferencia de calor.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
138
La transferencia de calor desde el lecho a los tubos de un haz inmerso en un lecho
burbujeante a las paredes de un lecho circulante, comprende la convección desde los
sólidos y el gas, y la radiación desde el gas.
La influencia de una alta concentración de sólidos en el gas es muy significativa; para
temperaturas iguales, los coeficientes de transferencia de calor en las calderas de lecho
fluido, son considerablemente superiores a los de las calderas convencionales.
No obstante, como las temperaturas del lecho están comprendidas entre 816 a 871ºC, el
flujo de calor total resulta similar en ambos sistemas.
Las calderas de lecho fluido circulante no incorporan superficies de bancos tubulares
sumergidos, por lo que la absorción de calor se realiza por las paredes del cerramiento y
los tabiques divisores internos del hogar, pudiéndose citar las paredes divisoras y las
paredes aletas. La transferencia de calor en estos hogares se determina fraccionándole
en dos regiones:
- La que comprende el hogar denso
- El resto del hogar
En el lecho denso, la transferencia de calor es similar a la de las paredes de caldera de
lecho burbujeante, aunque hay diferencias, ya que aquí el régimen es turbulento, en
lugar del característico borboteo propio del burbujeante.
La zona que está encima del lecho denso, (por debajo del nivel de inyección del aire
secundario para producir el lecho circulante), se denomina zona de desprendimiento.
La parte superior del hogar incluye las zonas de transición de régimen libre, en las que
la transferencia de calor del lecho a las paredes se estima considerando tres procesos en
paralelo:
- En la conducción de partículas, el calor se transfiere de éstas a las paredes por
conducción. La pérdida de energía correspondiente se repone mediante intercambios de
materia y energía con el núcleo central del flujo ascendente de sólidos y gases de
combustión.
- La convección de los gases es la forma de transferencia de calor predominante
en las zonas de superficies termointercambiadoras que no están en contacto con las
partículas, y tiene poca influencia cuando el contenido de sólidos es muy elevado.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
139
En las partes superiores del hogar, donde la concentración de sólidos es relativamente
baja, la convección de los gases es pequeña si se compara con la radiación.
-La radiación tiene lugar de forma similar a la que se presenta en los hogares
convencionales. En la parte del hogar que está por encima del lecho denso, la
emisividad global es función de las propiedades radiativas de los gases, de los sólidos y
del tipo de superficie de absorción de calor; un valor aproximado es ε = 0,5.
Un hogar de lecho fluido circulante, cuando existe una elevada recirculación de sólidos,
opera en condiciones isotermas a plena carga desde la parte inferior a la superior; la
transferencia global de calor se determina mediante la curva de distribución de
densidades y de un tamaño medio de partículas.
Cuando la recirculación de sólidos se reduce y se opera a bajas cargas, el hogar es cada
vez menos isotermo, por lo que se necesitan procedimientos complicados para el cálculo
de la absorción de calor por el hogar.
Los coeficientes de transmisión de calor en función de la densidad en lecho fluidificante
circulante representados en la figura 47 se han obtenido a partir de datos experimentales
y de laboratorio para un amplio rango de densidades y dos tamaños de partículas.
[Wall TF et al; 2003] [Prieto, I; 2005] [Fdez Díez Pedro; 2008][Eriksson Timo et al;
2010; 2011]
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
140
4.5.-Caldera de lecho fluido circulante. oxicombustión
4.5.1.- Introducción
El mayor interés de la oxicombustión se centra en la aplicación en calderas de carbón
pulverizado, sin embargo, se piensa que las calderas de lecho fluido circulante son muy
apropiadas para este sistema de combustión. (Figura 48)
El proceso de retención de SO2 en lecho fluido circulante se ha estudiado en detalle,
tanto a presión atmosférica como a elevadas presiones, usando aire para quemar. Ahora
bien, la retención de SO2 por sorbentes cálcicos es un proceso que depende fuertemente
de la temperatura de la caldera y la presión parcial de CO2. En el proceso de
oxicombustión, la concentración de CO2 es muy elevada, y por tanto muy diferente a la
de los procesos que utilizan aire, lo que hace que los procesos que ocurren en los
sorbentes durante la retención del SO2 (calcinación y sulfatación) no estén claros. Así,
la retención de SO2 por los sorbentes cálcicos se podría llevar a cabo por sulfatación
directa, calcinación-sulfatación simultánea o sulfatación de los sorbentes calcinados.
Al tratarse de una tecnología de captura de CO2 relativamente reciente existen pocos
estudios en la bibliografía sobre el proceso de sulfatación en lechos fluidos circulantes
en condiciones de oxicombustión.
En cuanto a la formación de NOx, aunque el uso de oxígeno puro limitaría la formación
de emisiones de NOx térmico, podría por otro lado, aumentar de forma global la emisión
de NOx debido a que favorecería la oxidación del nitrógeno del combustible. Asimismo,
es aún desconocido el efecto que la propia recirculación de gases, y especialmente del
NOx generado, tendría sobre los niveles de emisión. Por esta razón, las emisiones de
NOx pueden variar considerablemente con respecto a los de los procesos de combustión
tradicionales.
En el último apartado de este capítulo, se abordará con mayor detalle, realizando una
comparación entre las calderas de interés en la oxicombustión, los parámetros de diseño.
[CIUDEN; 2011][F. García-Labiano et al; 2009]
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
141
4.5.2.- CLF en oxicombustión en CIUDEN
España se ha colocado a la vanguardia internacional en el aspecto de CAC, logrando
por primera vez la oxicombustión en una caldera de lecho fluido circulante a un tamaño
de 30MW térmicos con carbón local, completando con éxito la primera etapa para la
captura de CO2.
La Fundación Ciudad de la Energía (CIUDEN) ha completado con éxito la fase de
pruebas iniciales de oxicombustión, es decir quemando carbón con oxígeno, en lugar de
aire como se hace en la forma convencional, en una caldera de lecho fluido circulante
(LFC). Las pruebas se han realizado en el Centro de Desarrollo de Tecnologías de
Captura de CO2 de CIUDEN con antracita local.
El proceso se inició en octubre del 2011 con la puesta en marcha de la caldera LFC,
primero con gas y después con carbón, y hace sólo unos meses se comenzó a trabajar en
oxicombustión lo que permitió lograr una concentración de CO2 del 60% en los gases
de salida frente al 14% de una combustión normal. Con este hito se ha superado una
etapa crucial para lograr el proceso completo de la captura de CO2.
En la primera mitad de 2012, se espera completar el proceso de captura con la puesta en
marcha del sistema de purificación y compresión del CO2. Por tanto, CIUDEN logrará
la integración de todos los procesos que intervienen en la captura de este gas para
prepararlo para su transporte y almacenamiento geológico.
El director del programa de CAC de CIUDEN remarcó que es la primera vez en el
mundo que opera una planta de captura de CO2 en oxicombustión en lecho fluido
circulante a esta escala, cuyo objetivo principal es obtener los parámetros de diseño de
una instalación comercial de producción eléctrica a un tamaño mucho mayor. Entre las
actividades de I+D+i que se podrán realizar se encuentra la evaluación y optimización
del diseño, la operación en condiciones avanzadas de mayor eficiencia y la selección de
los materiales más adecuados. [Cortes, V; 2011]
Por otra parte, el director técnico de CIUDEN, subrayó que estas pruebas permiten
identificar problemas que no se conocían hasta ahora y que una vez estudiados y
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
142
solucionados serán de gran utilidad para el desarrollo tecnológico. [Otero, P;
2011][CIUDEN; 2011][F. García-Labiano et al; 2009]
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
143
4.6.- Calderas de carbón pulverizado
4.6.1.- Introducción
La industria se ha esforzado continuamente para incrementar las eficiencias de las
plantas convencionales; por ejemplo, la eficiencia térmica promedio de las centrales de
generación en los Estados Unidos se ha incrementado de un 5% en 1900 hasta casi un
35% actualmente. Las nuevas plantas de generación con sistemas de pulverización
convencionales alcanzan eficiencias superiores al 40%. Las plantas modernas avanzadas
utilizan aleaciones de acero, especialmente desarrolladas para alta resistencia que hacen
posible el uso de vapor a condiciones supercríticas y ultra-supercríticas (presiones
mayores a 248 bar y temperaturas mayores a 566° C) y pueden alcanzar, dependiendo
de la localización, cerca del 45% de eficiencia. Esto conduce a una reducción en las
emisiones de CO2, por cuanto se usa menos combustible por unidad de electricidad
producida.
El tamaño de las grandes unidades, con calderas quemando carbón alcanza 1300 MW o
más. El equipo se diseña para que pueda usar carbón bituminoso, subbituminoso o
lignito disponible comercialmente. La antracita podría quemarse con éxito en forma
pulverizada, pero el gasto que conlleva en las unidades modernas conduce a su
exclusión.
4.6.2.- Descripción de la caldera
El equipo que define en mayor medida a una central térmica de carbón es la caldera, que
es de diferente diseño según el tipo de carbón utilizado y también según sea la
tecnología elegida por el suministrador. La caldera tiene una estructura paralepípeda en
forma de torre, de grandes dimensiones, en torno a una altura de 100 metros.
El cuerpo principal de la misma es el hogar donde se realiza la combustión del carbón,
que llega finamente molido, pulverizado, arrastrado por corriente de aire, la temperatura
es elevada, entre 1300 y 1800 ºC. En esta zona, la transmisión del calor se realiza en
buena medida por radiación; un segundo cuerpo es una zona para enfriamiento de los
gases de combustión, donde la transmisión del calor se hace por convección.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
144
Todo el cuerpo de la caldera se cuelga de una estructura metálica, de forma que cuando
se enciende pueda dilatar hacia abajo.
Las paredes del hogar son tubos dispuestos verticalmente soldados unos con otros
formando lo que se denominan paredes de agua, por ellos circula el agua en la fase de
evaporación. En la zona convectiva se disponen haces de tubos colgados por los que
circulan los gases de combustión, aquí se desarrolla el sobrecalentado y recalentado del
vapor.
El circuito de agua vapor en una caldera tiene en general un punto de separación de
ambos fluidos, es el calderín que se sitúa en la parte alta de la estructura exterior del
hogar. El agua baja por las paredes del hogar y el vapor se envía a las zonas de
sobrecalentamiento y después de la primera expansión, a la de recalentamiento. La
circulación del agua puede ser la denominada natural, sin intervención de bomba
adicional a la de alimentación a caldera o asistida, si se dispone de una bomba auxiliar.
Es factible el diseño de calderas sin calderín, lo que se denomina de un solo paso, pero
es una opción más empleada en las calderas para ciclos supercríticos.
Una central de carbón dispone de un parque de almacenamiento, que se suele diseñar de
forma que en él se realice una homogeneización de las distintas partidas recibidas. La
capacidad de este almacenamiento se sitúa entre dos y tres meses de consumo de la
central a plena carga.
El carbón se ha de moler a tamaños muy finos para su combustión. Esto se hace en
molinos de distinto tipo según sea el carbón:
- Rueda batidora para reducir el tamaño de las partículas de los lignitos a unos
pocos milímetros.
- Molinos de pista de rodadura, de eje vertical, para llevar las hullas y
carbones subituminosos a unos cientos de micras.
- Molinos de bolas de eje horizontal para reducir el tamaño de las antracitas a
menos de 100 micras.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
145
A los molinos llega una corriente de aire, generalmente precalentado con el calor de los
humos de salida de la caldera, que es la que arrastrará el carbón hacia los quemadores.
Es necesario recordar que el polvo de carbón es explosivo si se dan las condiciones para
ello por eso es necesario analizar la sensibilidad del carbón a la explosividad y definir
los parámetros de temperatura y contenido en oxígeno del medio de transporte para
evitar accidentes.
Las antracitas son carbones de baja tendencia a la explosividad, por ello se puede
utilizar aire para el transporte y llevarlo a una temperatura elevada, por encima de los
250 ºC. Con hullas y carbones subituminosos hay que reducir el contenido de oxígeno
en el aire recirculando gases de combustión que aportan nitrógeno y dióxido de carbono,
a la vez que se controla la temperatura de ese aire empobrecido en oxígeno. Los
lignitos, con elevado contenido en humedad, permiten moderar la reducción de
contenido en oxígeno.
El carbón llega a los quemadores arrastrado por el aire de transporte, que a la vez es el
aíre primario de combustión. En ellos, hay una primera entrada adicional de aire que
actúa como aire secundario que configura la forma de la llama, y de otro flujo de aire
terciario que finaliza la combustión. Esta estructura de combustión y de la llama incide
en la formación de óxidos de nitrógeno.
Los quemadores de carbón pulverizado se disponen de diferentes formas según sea el
diseño de la caldera y el tipo de carbón: en la pared frontal del hogar, en ésta y la
opuesta, en las esquinas de la torre, o bien con disposición vertical en las paredes
laterales para alargar el recorrido de la llama, correspondiendo esta última disposición a
las calderas de antracita.
La combustión se realiza con exceso de aire sobre el estequiométrico necesario para la
oxidación del carbono y otros elementos constitutivos del carbón, esto es así para
conseguir un quemado completo o casi completo del carbón. En el caso de hullas y
lignitos ese exceso de aires se sitúa en torno al 15% sobre el teórico, para las antracitas
sube hasta valores del 25%.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
146
La temperatura de la zona de combustión, en el hogar de la caldera, se sitúa en torno a
los 1300 ºC cuando se queman lignitos, que tienen elevado contenido en humedad y en
cenizas; con hullas y carbones subituminosos esa temperatura se eleva a unos 1500 ºC.
En el caso de las calderas de antracita, a esas temperaturas se producen
descomposiciones de los minerales presentes en el carbón y reacciones entre ellos. Los
productos resultantes de esas transformaciones constituyen y engloban las escorias de
dicha combustión, que será de diferente tipología según sea la composición de la
materia mineral y la temperatura del hogar.
La escoria se pega en las paredes del hogar de donde se desprende por acción de los
sopladores de vapor allí dispuestos. A veces los problemas derivados de esa deposición,
pérdida de capacidad de transferencia térmica en el hogar o indisponibilidades
operativas son muy importantes, hace preciso conocer el fenómeno y poner medidas
para que sus consecuencias sean mínimas en el funcionamiento y rendimiento de la
caldera.
Parte de la materia mineral del carbón es arrastrada por los gases hacia la zona
convectiva, allí se pueden producir pegaduras en los haces de tubos que están colgados
en ella. Ese ensuciamiento es causa también de problemas operativos y de pérdidas de
rendimiento en la caldera.
Los gases de combustión a la salida de la caldera pasan por un sistema de intercambio
de calor para precalentar el aire de transporte y aquel que va a los quemadores. Son
equipos de grandes dimensiones, de láminas metálicas dispuestas sobre ejes rotativos,
donde hay que evitar condensaciones del agua arrastrada en los gases, la cual mezclada
con cenizas puede dar origen a pegaduras y colmataciones que son causa de
indisponibilidades.
Los gases a la salida de la caldera se pasan por un sistema de limpieza que recoge las
partículas de cenizas arrastradas por ellos. Son de dos tipos: electrofiltros que se basan
en la fijación de las partículas en un campo eléctrico, filtros de mangas que retienen las
partículas en un tejido por el que pasan los humos. En Estados Unidos se utilizan más
los filtros de mangas, y en Europa son más frecuentes los filtros electroestáticos.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
147
En ambos tipos de dispositivos de limpieza las partículas de más de 2 micras quedan
casi totalmente fijadas en el filtro, dando unas emisiones de menos de 50 mgr/Nm3 de
gases. Las de menor tamaño son arrastrados por los humos, constituyendo un tema de
preocupación, pues los metales contenido en la materia mineral en buena medida salen
en partículas submicrónicas.
La combustión en caldera presenta las pérdidas energéticas más importantes en calor
latente de los gases de combustión dependiendo de la temperatura de salida de los
humos, del exceso de aire en la combustión, y del agua contenida en el combustible que
se evapora en el proceso. Adicionalmente, hay otras pérdidas por calor de las paredes de
la caldera o por el que llevan las escorias, aunque son valores sensiblemente menores
que el correspondiente al calor latente en los gases. Se llega así a rendimientos
energéticos que varían entre el 80 y el 90%.
[Cortés, V; 2011] [Tecnologías de generación eléctrica; 2009]
4.6.2.1.- Operación subcrítica
En una unidad de carbón pulverizado, el carbón se pulveriza, inyectándose a través de
quemadores en el horno con aire de combustión. Las finas partículas de carbón se
calientan rápidamente, provocándose la pirolisis e ignición. Prácticamente, todo el aire
de combustión es a continuación, mezclado con la llama para quemar completamente el
carbón. El gas generado en la caldera pasa a través de una unidad de depuración de
gases para eliminar las partículas, SOx y NOx.
Una vez depurado, el gas procedente de la caldera cumple con los criterios exigidos
para su emisión, con un contenido medio del 10-15 % de CO2, estando a presión
atmosférica.
Se genera vapor saturado seco en los tubos del hogar de la caldera, siendo éste calentado
posteriormente en la sección convectiva del horno. Este vapor sobrecalentado a alta
presión es conducido a una turbina de vapor conectada a un generador eléctrico. El
vapor a baja presión que llega a la turbina se condensa, y las bombas lo devuelven a la
caldera para convertirlo en vapor de nuevo. Las condiciones de operación súper críticas
tienen las siguientes características: presión del vapor 22MPa y temperatura 550ºC.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
148
Estas condiciones de operación generan una eficiencia comprendida entre el 33- 37%,
dependiendo de la calidad del carbón, los parámetros de operación y diseño y
localización de la planta.
Por ejemplo, para la producción de 500 MW, la planta quemará 208 t/h de carbón
requiriendo alrededor de 2.5 millones de kg/h de aire de combustión.
En estas condiciones de operación, las emisiones de partículas se reducirán un 99.9 %,
las de SOx un 99% mientras que la reducción de emisiones de NOx estará por encima
del 90%.
El carbón utilizado producirá alrededor de 23 t/h de cenizas y cenizas volantes. Éstas
podrán ser usadas para la fabricación de cemento. La desulfuración del gas producirá
alrededor de 41 t/h de sólidos que podrían ser utilizados en la fabricación de yeso o ser
eliminadas de acuerdo a la legislación existente. (Figura 49)
[The future of coal; 2007]
4.6.2.2.- Operación supercrítica y ultrasupercrítica
La eficiencia aumenta para este tipo de operación debido a la utilización de vapor a
mayor temperatura y presión. Las condiciones de operación supercríticas no fueron
comercializadas hasta finales de los años 60, una vez que los materiales necesarios se
habían desarrollado. Las primeras plantas de operación supercríticas fueron construidas
en los EEUU a finales de los años 70 y principios de los 80, aunque éstas seguían
teniendo limitaciones en las condiciones de operación como consecuencia de que los
materiales utilizados no cumplían con los requisitos necesarios. Por tanto, surgían
numerosos problemas mientras operaban. Sin embargo, hoy en día, estos problemas han
desaparecido como consecuencia del avance tecnológico que ha permitido desarrollar
materiales que cumplen plenamente con las necesidades demandadas para este tipo de
instalaciones.
Utilizando esta tecnología, el fluido supercrítico es expandido a través de diferentes
etapas a alta presión a una turbina de vapor, generándose electricidad para devolver al
vapor las propiedades necesarias y aumentar la cantidad de energía generada, después
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
149
del paso de éste a la turbina, el vapor es devuelto a la caldera para ser recalentado. Esto
provoca un aumento de la eficiencia del proceso, incrementándose aun más si el paso
por la caldera se realiza en dos fases.
La eficiencia en la generación de electricidad de este modo de operación está en torno al
37- 40 %, dependiendo del diseño, condiciones de operación y el tipo de carbón. El
estado del arte actual permite una presión de 24.3 MPa y 565 ºC.
Mientras que las capacidades que los nuevos materiales han proporcionado para trabajar
en estas condiciones de operación han aumentado, para tomar ventaja de estos
desarrollos, la industria energética, particularmente en Europa y Japón, se está
utilizando.
En condiciones de operación por encima de 565 ºC se considera ultrasupercrítica. Estas
unidades operan a una presión de 32 MPa y una temperatura comprendida entre 600-
610 ºC. De nuevo, estas tecnologías son mayormente utilizadas en Europa y Japón.
No obstante, actualmente la investigación y desarrollo de nuevos materiales permitirían
operar a una presión de entre 36.5- 38.5 MPa y a unas temperaturas de entre 700-720ºC.
Estas condiciones deberían incrementar la eficiencia en la generación de electricidad
entre un 44-46%, suponiendo la utilización de un carbón bituminoso. La desventaja
seria un aumento de los costes de fabricación, construcción, operación y mantenimiento.
Por tanto, existe claramente una tendencia al aumento de la eficiencia como
consecuencia del constante esfuerzo destinado a desarrollar materiales cada vez con
mejores características, por lo que es muy probable un aumento de la eficiencia media
de este tipo de instalaciones a corto plazo.
Respecto a lo que el proceso se refiere, tanto la combustión de carbón en la caldera
como el tratamiento de los gases generados en las mismas son similares al modo de
operación subcrítico. Sin embargo, las ventajas proporcionadas en la operación súper
critica son: una disminución de la cantidad de electricidad necesaria del 21% respecto al
modo de operación subcritico, lo que significa, además, q las emisiones de CO2 son
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
150
reducidas, así mismo, otro 21 %. La eficiencia media de estas instalaciones es, por
tanto, casi un 10 % superior. (Figura 50)
[The future of coal; 2007]
4.6.3.- Clasificación de calderas de CP
Las características de la combustión de CP son:
- El método es idóneo para casi todos los carbones del mundo y económico
para un amplio campo de capacidades de la caldera.
- Facilita flexibilidad en el funcionamiento y un alto rendimiento térmico.
- Necesita de equipos adecuados de preparación, manipulación y secado.
- Debe controlar las emisiones atmosféricas procedentes de los elementos
constitutivos del carbón y del proceso de combustión..
Caldera radiante (RB)
En ella, la absorción de calor por una superficie termointercambiadora con fluido
saturado, tiene lugar principalmente por radiación. Sus componentes se diseñan y
proyectan con la flexibilidad suficiente, para adaptarse a diversos combustibles y a una
amplia gama de condiciones del vapor.
En las unidades modernas, el hogar está completamente refrigerado por agua, el tiro es
equilibrado y la salida de ceniza es en forma de escoria seca.
Las superficies del sobrecalentador y recalentador pueden ser de diseño vertical u
horizontal.
El control de la temperatura del vapor sobrecalentado se realiza mediante un
atemperador, y el del vapor recalentado se hace por medio de cortatiros de distribución
de humos o por aire exceso.
El campo de presiones de admisión en la turbina, normalmente subcríticas, va desde
124-165 bares, con posibilidad de sobrepresión del 5%.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
151
Las temperaturas de salida del sobrecalentador y recalentador se ajustan a lo
especificado por la admisión en la turbina, normalmente 538 ºC.
Caldera radiante para CP
Se trata de una caldera radiante de combustión con tiro equilibrado que comprende un
hogar de fondo seco (escoria sólida) con paredes refrigeras por agua, y los componentes
correspondientes al sobrecalentador, recalentador, economizador y calentador de aire.La
unidad está diseñada para quemar carbón, con una finura tal que el 70% pase a través
del tamiz de 200 mallas (75 micras).El paso posterior de convección y las superficies
termointercambiadoras colgadas presentan las siguientes ventajas:
- Soportes de alta temperatura fuera del flujo de humos
- Mínimo movimiento entre las penetraciones del techo
- Mayor control en el diseño del espaciado de secciones colgadas
La menor altura del hogar, comparada con la de otros diseños para carbón pulverizado,
reduce el acero estructural y los costes de montaje. (Figura 52)
Caldera radiante para CP tipo torre
Un parámetro constructivo de este diseño es que todas sus superficies son purgables,
característica que en su momento se diseñó para operar en latitudes muy frías, para
facilitar protección contra la congelación. Si se quiere lograr un control más amplio de
la temperatura del vapor sobrecalentado y recalentándose puede equipar con equipos de
recirculación y atemperación de humos. Otras ventajas incluyen:
- Una entrada del flujo de humos más uniforme en todas las secciones de convección-
erosión mínima en las curvas tubulares al no existir cambios de dirección en el paso de
convección
- La retirada de la mayor parte de la ceniza volante en polvo y de la escoria a través de
la tolva principal del hogar. (Figura 53)
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
152
Caldera de presión universal para CP
Se trata de una caldera de presión universal de tiro equilibrado para quemar carbón, que
comprende un hogar de fondo seco (escoria sólida) con paredes refrigeras por agua, y
los componentes correspondientes al sobrecalentador, recalentador, economizador y
calentador de aire. La unidad está diseñada para quemar carbón pulverizado hasta una
finura tal que el 70% pase a través del tamiz de 200 mallas (75 micras). (Figura 54)
Caldera universal para CP con paredes de tubos en espiral en el hogar
Se utiliza cuando las cargas exigen rapidez en la puesta en servicio, y en la capacidad en
el seguimiento de la demanda de cargas. Es similar, en todos los aspectos, a la caldera
universal anteriormente descrita, salvo en lo que se refiere a la configuración del
circuito de circulación del hogar. Su geometría, que utiliza la tecnología del proceso
directo o de un paso, comprende los tubos que se arrollan en forma de espiral alrededor
del recinto del hogar. (Figura 55)
El agua introducida por la tubería procedente del economizador, se calienta en las
mismas condiciones de presión y temperatura, minimizándose las perturbaciones
térmicas que restringen los rápidos cambios de carga. Este diseño es capaz de operar
con el sistema de presión variable, lo que constituye una mejora, cuando se utilizan los
sistemas de puesta en servicio y de by-pass, diseñados específicamente para cambios de
carga rápidos. El diseño es interesante para calderas pequeñas de un paso, en las que la
refrigeración del hogar a bajas cargas, puede constituir el punto más crítico del diseño.
Cuando se le combina con los sistemas de puesta en servicio y recirculación apropiados,
es capaz de operar a presión variable en un campo de cargas de entre el 15%-100%. El
diseño del hogar con tubos en espiral reduce el número de tubos en el mismo, lo que
incrementa el flujo másico y la velocidad en cada uno de ellos garantizando una
adecuada refrigeración en todas las condiciones de carga. El elevado flujo por cada tubo
individual incrementa la caída de presión y la potencia de bombeo, en comparación con
los diseños de tubos verticales en el hogar. Los tubos en espiral no pueden soportar por
sí solos las paredes del hogar, como ocurre en los diseños de tubos verticales, por lo que
requieren de un sistema de soporte. Las características de diseño de esta caldera son:
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
153
- Carga variable de funcionamiento supercrítico, con una capacidad de 400
MW o más. Consta de un horno de fondo seco, recalentador, economizador,
calentador de aire, SCR…
- Genera vapor a partir de 252 kg/s hasta más de 1260 kg/s.
- La presión de funcionamiento en la válvula reguladora es de 24,1 MPa, con
una sobrepresión del 5% sobre la más alta disponible
- La temperatura del vapor del recalentador es del orden de 595ºC.
- El combustible es carbón pulverizado.
[Fdez Díez; Pedro; 2008]
4.6.4. Emisiones de las calderas de CP
La combustión de carbón pulverizado es el método más ampliamente usado para
quemar carbón para generación eléctrica. En este método, el carbón es molido,
pulverizado e inyectado con aire a la caldera. El carbón pulverizado tiene una gran área
superficial, lo cual facilita su combustión en los quemadores. El calor generado es usado
para producir vapor a altas presiones y temperaturas para activar las turbinas y generar
electricidad. En la actualidad casi toda la electricidad generada en el mundo en plantas
térmicas a carbón es producida usando sistemas de carbón pulverizado.
Las emisiones de la combustión de carbón pulverizado pueden ser reducidas mediante
tecnologías de limpieza de los gases de combustión. Los precipitadores electrostáticos
y/o filtros de manga pueden remover más del 99% de la ceniza volante de los gases de
combustión. Los métodos de desulfurización de gases de combustión (FGD) pueden
remover de 90 a 97% de los óxidos de azufre (SOx) de los gases y pueden convertirlos
en yeso para uso en construcción.
Entre las tecnologías limpias de carbón para la combustión de carbón pulverizado que
reducen emisiones de nitrógeno (NOx), se encuentran los quemadores de bajo NOx y las
técnicas de requemado. Estas modifican el proceso de combustión para reducir
emisiones de NOx hasta el 50% y están siendo ampliamente adoptadas, por cuanto ellas
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
154
pueden ser instaladas en plantas existentes. El método de reducción catalítica selectiva
de NOx, en una tecnología de post combustión, puede lograr reducciones de 80 a 90%.
4.6.4.1.- Sistemas de depuración de gases
Los gases de combustión arrastran la casi totalidad del azufre contenido en el carbón en
forma de SO2.
Para reducir sensiblemente el contenido en SO2 es preciso someter a los gases de
combustión a un proceso de lavado, ya que con los carbones de comercio internacional,
con un contenido en azufre de 0,7%, las emisiones son de unos 800 mgr/Nm3; si nos
vamos a carbones de contenidos más habituales, por ejemplo de algo más de 2% de
azufre las emisiones se sitúan en torno a 3000 mgr/Nm3.
Las tecnologías para lavado de gases se aplican desde hace décadas, pero no de manera
generalizada, sólo en la medida que las normativas o las condiciones de entorno así lo
han exigido. En España se han instalado algunas en los últimos años del siglo pasado en
los grupos con mayores emisiones, y en la actualidad se construyen otras para adaptar
los restantes grupos de mayor potencia a la normativa europea de grandes instalaciones
de combustión.
La solución más extendida es el lavado húmedo con una suspensión acuosa de caliza
molida. Muy similar a esta tecnología es la de emplear una solución de hidróxido
cálcico que simplifica la instalación pero encarece el coste del reactivo.
El centro del proceso es un reactor en el cual la suspensión se pulveriza en dispersores
situados en su parte superior para enfrentarse en contracorriente con el flujo de gases,
desde el fondo del reactor se recircula esa lechada de caliza para cargarla con el
producto de la reacción de fijación, que en un primer paso es sulfito cálcico y por efecto
de la oxidación con aire que se hace burbujear en la parte baja del reactor pasa a sulfato
cálcico hidratado, es decir a yeso.
Las reacciones son las siguientes:
2 SO2 + CO3Ca + 2 H2O (SO3H) 2Ca + CO2 + 2 OHSO
3HCa + O2 + OH- + 2 H2OSO4Ca (2H2O) + H2O
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
155
La instalación se completa con los equipos de molienda de caliza, que suele ser un
molino de bolas para obtener un grano muy fino y por lo tanto más reactivo, la
instalación de decantación de las aguas de lavado y un filtro de vacío para separar el
yeso comercial.
A veces las plantas de lavado no recuperan yeso, y se quedan en un lodo que contiene
sulfato cálcico. Éste se envía a una balsa de estériles que es una solución que implica el
vertido de un producto potencialmente contaminante pues en los lodos se encuentran
también metales arrastrados por los gases de combustión, así como sulfuros cálcicos si
las reacciones de oxidación no se han completados. En este supuesto es preciso ser
cuidadoso con la construcción de esas balsas y su vigilancia.
Las plantas de lavado de gases conllevan el enfriamiento de estos en el reactor y antes
de la entrada en él, con temperaturas en torno a los 50 ºC, están cargados de humedad,
tanto en forma de vapor de agua como pequeñas gotas de agua en suspensión. En estas
condiciones no se pueden llevar a la chimenea y es preciso recalentarlos para que estén
en condiciones de dispersión como en cualquier chimenea y no den lugar a un penacho
húmedo que caería en el entorno. Todo esto supone la necesidad de emplear vapor para
subir la temperatura por encima de los 100 ºC.
El proceso de lavado en todas sus fases supone un consumo energético importante, tanto
en el vapor, como en energía eléctrica de accionamiento de los diferentes equipos. Se
estima que todo ello supone reducir el rendimiento de la central térmica. Se consigue no
obstante eliminar más de un 99,5% del azufre contenido en los gases de combustión.
La inversión en una planta de este tipo se sitúa en torno a los 250 €/kW instalado,
variando como es lógico con la calidad del carbón utilizado, con su contenido en azufre.
4.6.4.2.- Formación de óxidos de nitrógeno. Reducción de emisiones de NOx
En cualquier proceso de combustión se produce una cierta combinación del nitrógeno y
el oxígeno contenidos en el aire que se emplea como carburante. Esta reacción es tanto
más intensa cuanto mayor es la temperatura del proceso, dándose un cambio de fuerte
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
156
incremento a partir de los 900 ºC. También influye en esa combinación el exceso de aire
en el proceso de combustión.
En la combustión, se forma NO, que en parte pasa en ella misma o en el exterior a NO2.
Por la chimenea sale una mezcla de ambos óxidos: NOx. Este contaminante, por acción
de la luz solar se transforma en ozono, que es finalmente el compuesto que incide
negativamente en la situación de la calidad del aire y en la salud de las personas o
deterioro de la vegetación.
En una central térmica es preciso analizar el diseño y operación de la caldera a fin de
controlar en primer lugar la formación de óxidos de nitrógeno. En la combustión de
antracitas, que requieren mayor temperatura y exceso de aire, la formación de NOx es
sensiblemente más elevada, del orden de 2000 mg/Nm3, que en otra que quema hullas,
donde ese valor se sitúa en torno a 600 mg/Nm3.
En cualquier caso la realización de mapas térmicos de la caldera para conocer el
funcionamiento de la combustión, controlar los flujos de carbón y de aire y así evitar
puntos calientes donde la formación de óxidos es más intensa, y otras actuaciones
asociadas, constituyen lo que se denominan medidas primarias para reducir la formación
excesiva de estos óxidos.
Otra opción es la de diseñar e instalar los denominados quemadores de bajo NOx, en
ellos la primera fase de la combustión se realiza con defecto significativo de aire, en una
atmósfera reductora, en la cual esa formación de NOx es baja a pesar de la elevada
temperatura. La combustión se completa con el aire secundario y terciario en una llama
larga y de baja temperatura, “blanda”. Estos quemadores son aplicables a las hullas y
carbones subituminosos, no así a las antracitas en las cuales darían lugar a una elevada
porción de carbón no quemado en el proceso.
Finalmente, es factible tratar los gases de combustión en un reactor donde realizar una
reducción catalítica de los óxidos de nitrógeno con amoniaco. Es un proceso que se
desarrolla a una temperatura en torno a los 400ºC. El reactor está cargado de un material
cerámico con impregnación de compuestos de titanio que actúa como catalizador.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
157
Es preciso operar con defecto de amoniaco para evitar que éste sea arrastrado por los
humos y se convierta en un contaminante adicional. Existen instalaciones con emisiones
de NOx de menos de 50 mgr/Nm3.
No es una instalación de frecuente aplicación, su inversión, de unos 150 €/kW.
Sólo en Japón, donde los problemas de contaminación por óxidos de nitrógeno,
derivados de tráfico de vehículos en una latitud con elevada radiación solar, son
importantes y hay una sensibilización elevada respecto a ellos, con lo cual se han
instalado plantas de este tipo.
4.6.5.- Combustión de carbón pulverizado con tecnología de CO2
Esta tecnología permite la recuperación del CO2 contenido en los gases de combustión
generados en la caldera. Una de las posibles tecnologías para la recuperación, seria la
absorción química con aminas, por ejemplo, MEA, es el proceso más utilizado a escala
comercial. La absorción química ofrece una alta eficiencia de captura y selectividad
pudiendo ser usada en la operación sub, súper y ultra supercrítica.
El CO2 es primero capturado de la corriente gaseosa mediante la absorción en una
solución de aminas en una torre de absorción. El CO2 absorbido debe ser posteriormente
separado de la solución de aminas mediante un incremento de temperatura,
regenerándose la solución de aminas para su reenvío a la torre de absorción. EL CO2
recuperado es enfriado, eliminándose el agua para posteriormente comprimirse como un
fluido súper critico. Entonces, está listo para almacenarse.
Para separar el CO2 de la corriente gaseosa se requiere energía, por ejemplo, por la
utilización de vapor a baja presión para regenerar la solución de aminas utilizadas en la
torre de absorción, esto conlleva una reducción del vapor conducido a la turbina, por lo
que la generación de energía disminuye proporcionalmente a la cantidad de vapor
requerida. Por tanto, para mantener constante la generación de energía, la cantidad de
carbón introducida en la caldera debe aumentar, también como el tamaño de la caldera,
la turbina de vapor y el tren de depuración de gases. En el caso de corrientes gaseosas
con una baja concentración de CO2, los requerimientos de energía son mayores.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
158
Una caldera de carbón pulverizado subcrítica con tecnología de captura de CO2 que
produzca 500 MW requiere un incremento del tamaño y del carbón alimentado del 37%
frente a una sin tecnología de captura de CO2. Además la eficiencia es reducida desde el
34.3% al 25.1%. El principal motivo es la energía necesaria para recuperar el CO2 de la
solución de aminas. La energía requerida para comprimir el CO2 desde el 0.1 MPa a
alrededor de 15Mà (fluido supercrítico) es el segundo factor en importancia.
Una caldera de carbón pulverizado ultrasupercrítica que produzca la misma energía que
una sin tecnología de captura de CO2 implica un aumento del 27% tanto en el tamaño
como en la alimentación de carbón. La eficiencia se reduce un 9.2%, pero la ultra
supercrítica con tecnología de captura de CO2 tiene una eficiencia similar a una
subcrítica sin captura de CO2. [The future of coal; 2007]
4.6.5.1.- Caldera de CP con oxicombustión
La manera de operar para capturar CO2 en caldera de CP implica quemar el carbón con
alrededor del 95% de O2 puro en lugar utilizar aire como oxidante. Esto tiene como
consecuencia que la corriente gaseosa estará formada principalmente por CO2 y vapor
de agua. Debido a la baja concentración de nitrógeno en el gas oxidante (95% de O2), un
alto porcentaje de las cantidades de la corriente gaseosa son recirculadas a la caldera
para mantener la temperatura de diseño y el calor requerido en el hogar de la caldera. La
oxicombustión permite la captura del CO2 mediante la compresión de la corriente
gaseosa aunque requiere una unidad de separación de aire que suministre el O2. La
unidad de separación de aire tiene un alto consumo energético siendo éste el principal
factor en la eficiencia de la recuperación de CO2 en las calderas de CP con
Oxicombustión. No existen razones para la aplicación de la Oxicombustión a no ser que
el objetivo en la caldera sea la captura de CO2.
En este tipo de instalaciones, la alimentación de carbón es mayor que para las calderas
de CP supercríticas sin captura de CO2 como consecuencia del consumo de energía de la
unidad de separación de aire, aunque menores que para una caldera de carbón
pulverizado supercrítica que utilice MEA para la captura de CO2. En este tipo de diseño,
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
159
FGD (desulfuración de la corriente gaseosa), es usada para eliminar los SOx y evitar
problemas de corrosión en la caldera y altas concentraciones de SOx aguas abajo del
proceso en los equipos de compresión o separación. Los no condensados son
conducidos desde la corriente gaseosa comprimida en 2 etapas. Los requisitos de
composición (pureza) de la corriente de CO2 para el transporte y la inyección geológica
tienen que ser aun establecidos. La eficiencia generada es del 30.6%, un punto por
encima que una caldera de CP supercrítica que utilice la MEA para la absorción de CO2.
Los actuales diseños sugieren que estos procesos puedan ser simplificados en el futuro
con unidades de SOx y NOx que los eliminen aguas debajo de las etapas de compresión
y separación, reduciendo sus costes. Sin embargo, esta tecnología está desarrollándose
hoy en día.
[The future of coal; 2007]
4.6.6.- Efectos de las distintas calidades y tipos de carbón
El tipo y la calidad del carbón son claves a la hora de elegir tanto la tecnología como el
diseño a implementar en la caldera, repercutiendo en la eficiencia, costes de
construcción, desarrollo y operación, y por tanto, en el coste de generación de la
electricidad. Actualmente, el diseño de las calderas suele permitir un amplio uso de
distintos tipos de carbón para proporcionar flexibilidad de cara al futuro. El diseño de
las calderas está mayoritariamente diseñado para operar con carbones procedentes de
minas, por ejemplo, lignito o carbón bituminoso. La energía, carbón, humedad, cenizas
y contenido en azufre, también como las características de las cenizas, juegan un
importante papel en la elección del carbón, sus costes de transporte y en la tecnología
elegida para la generación de electricidad. Aunque la mayoría de los estudios
disponibles estén basados en carbones bituminosos, una parte importante de la
electricidad generada en los EEUU es procedente de carbones subbituminosos debido a
su bajo contenido en azufre.
Cada una de las propiedades del carbón nombradas anteriormente repercute
significativamente en la manera en la que la energía es generada, por ejemplo, altos
contenidos en azufre reducen la eficiencia de la generación de electricidad debido al
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
160
consumo generado en la eliminación de los SOx de la corriente gaseosa. Altos
contenidos de cenizas requieren un cambio en el diseño como consecuencia de la
erosión provocada, éste es un típico problema de carbones procedentes de la India. Las
calderas de lecho fluido, sin embargo, pueden operar perfectamente con carbones que
produzcan grandes cantidades de cenizas y lignito. Varias calderas de alta eficiencia,
ultra supercríticas y críticas de carbón pulverizado han sido recientemente construidas
en Alemania utilizando lignito, y varias calderas de lecho fluido han sido construidas en
el este de Europa, EEUU, Turquía y la india. Además, en Irlanda queman turba.
Carbones con bajos poderes caloríficos y muy húmedos afectan significativamente a la
eficiencia de la generación de electricidad. Alrededor del 50% del carbón utilizado en
EEUU es subbituminoso o lignito, por ejemplo, cómo utilizar carbón bituminoso,
Pittsburgh o lignito procedente de Texas tienen un 14% y 24% respectivamente de
mayores costes de construcción. Sin embargo, el menor coste de estos tipos de carbón
aun teniendo en cuenta su menor poder calorífico puede compensar el incremento de los
costes de construcción y el descenso de la eficiencia, resultando un muy pequeño
impacto en los costes de generación de electricidad.
[The future of coal; 2007]
4.6.7.- Diferencias y semejanzas de las calderas de CP y LFC en modo de
Oxicombustión
Una vez explicadas, por separadas, ambas calderas en operación con aire y
posteriormente con oxígeno (Oxicombustión); ahora de lo que se trata es de ver una
comparación de ambas en cuanto a parámetros de diseño.
La caldera de LFC cuenta con una alta flexibilidad en la elección del combustible, ya
que puede utilizar un número ilimitado de combustibles sólidos, por separado o
mezclados con carbón: carbón de baja calidad, lignitos…mientras que la caldera de
carbón pulverizado, evidentemente, acepta carbones finamente molidos.
Las calderas de CP no tienen revestimiento refractario en los tubos del horno u otras
áreas de transferencia de calor mientras que el horno y los ciclones de las calderas de
LFC están sujetos a una gran cantidad de erosión debida a la circulación de partículas
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
161
como ceniza y arena. En este caso, para evitar esta erosión, una fina capa de refractario
cubre la mitad inferior del horno, las zonas superiores de transición y el ciclón.
La caldera de CP requiere una unidad de desulfuración de gases de combustión para la
reducción de las emisiones del SO2. Dicha planta de tratamiento requiere una alta
inversión y costes de operación. En cambio, en la caldera de LFC se le adiciona caliza al
lecho de la caldera para reducir el SO2. Esto solo requiere un almacenamiento de caliza
y unidad de manipulación. Una caldera de este tipo resulta más barata que una de CP
con un tratamiento para la eliminación de SOx.
En las calderas de CP, en torno al 15% de cenizas, se acumula en el fondo del horno
mientras que la acumulación de las mismas en la de LFC en la parte inferior es casi un
50% menos de la carga en los precipitadores electrostáticos.
La temperatura de combustión en el horno de una caldera de LFC es considerablemente
menor que las calderas de CP, resultantes en bajas emisiones de NOx.
La eliminación del pulverizador y tuberías de CP reduce el mantenimiento, aunque una
parte de este ahorro se compensa por el aumento de mantenimiento debido a la erosión
en las partes a presión y la zona de horno y el mantenimiento del refractario.
La máxima capacidad para las calderas de LFC se limita a la gama de 200MW, aunque
se están desarrollando capacidades más altas. Esta tecnología aún tiene que alcanzar el
mismo grado de desarrollo que las de CP.
La velocidad superficial en la de LFC es en torno a 4-6 m/s mientras que en las de CP
de 3-5 m/s.
La mayor altura del hogar que alcanzan las calderas de CP ronda los 27-45m mientras
que en las de LFC los 10-30m.
En las calderas de LFC, el exceso de aire está en torno al 15-30% mientras que en las de
CP en torno al 10-20%.
El mayor tamaño de partícula de carbón en las calderas de CP es de 0.1 mm mientras
que en las de LFC es de 6 mm.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
162
La eficiencia de combustión en las de LFC se encuentra sobre el 99-99.5% y las de CP
sobre el 95-99.5%.
No existe captura de SO2 en la caldera de CP mientras que en la de LFC se sitúa en
torno al 80-90%. Estas últimas tienen un buen índice de utilización de sorbente,
normalmente caliza triturada.
Con respecto a la emisión de NOx, la de CP emite en torno a 400-600 ppm y la de LFC
50-200 ppm, existiendo, por tanto, una diferencia importante entre ellas.
Para carbones con elevado contenido en ceniza, la caldera de LFC tiene muchas
ventajas en comparación con los sistemas convencionales de combustión de CP. Las
cenizas pueden extraerse por la base del lecho en los ciclones y en los filtros de limpieza
de gases.
El carbón pulverizado tiene una gran área superficial, lo cual facilita su combustión en
los quemadores.
La caldera de LFC alcanza buenas disponibilidades, permite la eliminación de desechos
de combustibles, evitando los gastos y riesgos de vertidos o almacenamiento de los
mismos. Éstas tienen una buena homogenización de la temperatura del lecho por la
rapidez de la mezcla.
El circuito de vapor, la circulación natural del agua y las superficies de transferencia de
calor son iguales en ambos sistemas.
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
163
IMÁGENES Y TABLAS DEL CAPÍTULO IV
Figura 27: Caldera humotubular
Figura 28: Caldera acuotubular
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
164
Figura 29: Caldera con circulación natural del agua
Figura 30: Caldera con circulación asistida del agua
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
165
Figura 31: Caldera con circulación forzada del agua
Figura 32: Esquema básico de combustión en una caldera
Figura 33: Caída de presión del lecho en función de la velocidad del aire
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
166
Figura 34: Procesos físico-químicos que tiene lugar en el lecho fluido
Figura 35: Filtros de saco por impulsos de aire para carbón
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
167
Figura 36: Precipitador electrostático seco
Figura 37: Tipos de lecho fluido según velocidad de fluidificación
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
168
Figura 38: Caldera de lecho fluido circulante
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
169
Figura 39: Sistema de alimentación del combustible
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
170
Figura 40: Ciclón de la caldera de lecho fluido circulante
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
171
Figura 41: Esquema de una válvula en “J”
Figura 42: Esquema de la salida del lecho hacía el enfriador del lecho fluido
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
172
Figura 43: Enfriador del lecho fluido para el material extraído del lecho
Figura 44: Perspectiva de una caldera de lecho fluido circulante
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
173
Figura 45: Alzado de una caldera de lecho fluido circulante con recalentador
Figura 46: Distribución de densidades del hogar en la caldera de lecho fluido
circulante a presión atmosférica
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
174
Figura 47: Coeficiente de transmisión de calor en función de la densidad en lecho
fluido circulante de diversos granos de arena y una temperatura de 850ºC
Figura 48: Caldera de lecho fluido circulante en oxicombustión
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
175
Figura 49: Unidad de CP subcrítica sin captura de CO2
Figura 50: Unidad de CP ultra-supercrítica sin captura de CO2
Figura 51: Circuitos de techos y paredes del paso de convección con refrigeración
por vapor, para una caldera radiante
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
176
Figura 52: Caldera radiante para carbón pulverizado, tipo Torre de 400 MW
Figura 53: Caldera universal para CP
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
177
Figura 54: Caldera de presión universal con tubos en espiral
Capítulo IV: Comparativa de las tecnologías de CP y LFC
178
Tabla 3: Combustibles que pueden quemar las Calderas de Lecho Fluido
Circulante
Capítulo V: Conclusiones
179
CAPÍTULO V:
CONCLUSIONES
Capítulo V: Conclusiones
180
5.-Conclusiones
5.1.- Resumen
Todas las previsiones coinciden en que los combustibles fósiles continuarán
constituyendo la base de los sistemas energéticos en todo el mundo durante al menos los
próximos 50 años. En este periodo, deberán hacer frente a un aumento continuo de la
demanda. Por este motivo, se hace imprescindible el desarrollo de tecnologías aplicadas
a la producción de energía con combustibles fósiles que reduzcan las emisiones y
estabilicen la concentración de CO2 en la atmósfera.
Al mismo tiempo, se han de desarrollar formas de energía alternativas: energía nuclear,
energías renovables… que amplíen las fuentes de suministro y que contribuyan a
mitigar del impacto ambiental provocado por la actividad humana.
El carbón presenta una serie de ventajas frente al resto de combustibles fósiles,
especialmente su gran disponibilidad y su estabilidad de precio. Su abundancia y
dispersión geográfica contribuyen a la seguridad de suministro energético y a la
independencia con respecto a los países productores de petróleo. En contrapartida,
comparándolo con el gas o el petróleo, su extracción no resulta por el momento tan
rentable económicamente y presenta mayores problemas de contaminación.
Es necesario que los gobiernos de todo el mundo se comprometan a adoptar políticas
que favorezcan el desarrollo sostenible y que propicien el marco tecnológico,
económico y legislativo adecuado para que puedan implantarse y extenderse las
Tecnologías Limpias del Carbón.
Los sectores privados, las instituciones científicas y la sociedad en general, también
tienen su parte de responsabilidad y han de coordinarse e implicarse en el objetivo
común de protección al medio ambiente.
El empleo del carbón pasa por la implantación de tecnologías de emisiones nulas, que
incluyen, evidentemente, la captura y almacenamiento de CO2. El objetivo es hacer del
carbón un recurso energético atractivo en el futuro, especialmente en lo referente a su
explotación para la obtención de electricidad. Las soluciones a desarrollar tienen que
Capítulo V: Conclusiones
181
cumplir tres condiciones fundamentales: han de ser tecnológicamente viables,
económicamente competitivas y medioambientalmente aceptables.
A partir de estas premisas, han surgido tres tecnologías principales para la captura de
CO2, que tienen aplicaciones y características muy diferentes.
La postcombustión de CO2 puede considerarse como la tecnología más madura puesto
que se cimenta sobre técnicas que, gracias a su extendida implantación en otros campos,
han alcanzado un alto grado de madurez y han sido suficientemente demostradas. Por
esta razón, la postcombustión de CO2 es presumiblemente una de las primeras
tecnologías en implementarse. Se trata de técnicas fáciles de aplicar, lo que las hace
especialmente atractivas en los casos de adaptación de centrales convencionales. No
obstante, es la tecnología que causa mayores penalizaciones en los rendimientos de las
centrales y la que consigue peores eficiencias de captura. La postcombustión de CO2 es
por tanto una opción que puede resultar interesante a corto plazo, mientras se consigue
un desarrollo más avanzado del resto de las tecnologías.
A pesar de que la precombustión se presenta como una tecnología muy prometedora a
largo plazo, para que se imponga sobre las demás tienen que darse ciertos factores
(tecnológicos, económicos y legislativos) sobre los que todavía existe demasiada
incertidumbre. La precombustión sería la opción ideal en caso de sistemas energéticos
basados en el hidrógeno. Para que esto suceda, se tienen que seguir desarrollando y
extendiendo las tecnologías de gasificación integrada con ciclo combinado. El progreso
en este campo ha sido muy rápido, pero las GICC todavía resultan demasiado complejas
y costosas. No obstante, otras consideraciones juegan a su favor. La precombustión
acarrea menores penalizaciones energéticas que el resto de tecnologías de captura.
Dentro de las posibles tecnologías de captura, es la que proporcionará,
presumiblemente, los mayores rendimientos globales. El hidrógeno puede ser empleado
en distintas aplicaciones, lo que le confiere a este tipo de tecnologías una gran
flexibilidad.
La oxicombustión es una solución que podría considerarse intermedia entre las dos
anteriores.
Capítulo V: Conclusiones
182
Es una tecnología más compleja que la postcombustión, pero igualmente fácil de
implementar tanto en plantas nuevas como en plantas ya existentes.
Se basa en tecnologías que ya han sido suficientemente desarrolladas en otras
aplicaciones y de las que se tiene un buen conocimiento que es preciso complementar.
Su implantación presenta un riesgo comercial y técnico menor.
La oxicombustión tiene un gran potencial en el campo de reducción de emisiones, no
sólo de CO2, para el que se alcanzan eficiencias de captura muy superiores a las de la
postcombustión, sino también para el resto de contaminantes gaseosos, especialmente,
los NOx.
En las áreas de estudio desarrolladas en los capítulos que conciernen a este proyecto, es
necesario un mayor esfuerzo en investigación, desarrollo y demostración en los
siguientes campos:
Transferencia de calor
Es necesario profundizar en el estudio de los mecanismos de transmisión del calor que
se ven afectados por la diferente composición de los gases de combustión.
Combustión, ignición y estabilidad de llama
Se requieren estudios más detallados que expliquen cómo se ven afectadas ciertas
características de la combustión tales como:
- Estabilidad de llama
- Temperatura y velocidad de propagación de llama
- Temperatura y velocidad de ignición
- Modelado de las reacciones de combustión
- Cinética de las reacciones de combustión: velocidad y orden de reacción
- Grado de combustión
Evolución de la materia mineral
Se han de estudiar las condiciones de la oxicombustión que afectan a la vaporización de
metales, formación de cenizas y propiedades coalescentes de las mismas.
Capítulo V: Conclusiones
183
Contaminantes
Se deben determinar los mecanismos de reducción de NOx en el proceso de la
oxicombustión y su relación con parámetros de operación tales como la concentración
de oxígeno en quemadores, la tasa de recirculación…
Se deben estudiar los mecanismos gracias a los cuales se consigue una reducción
práctica de las emisiones de SOx.
Hay que cuestionar la posibilidad de prescindir de los equipos de desulfuración de gases
y cuáles serían las contrapartidas. En caso de contar con ellos, será necesario evaluar
cuál se adaptaría mejor al proceso de oxicombustión.
Es necesario ampliar los escasos conocimientos existentes sobre la aparición de ciertos
contaminantes minoritarios en los gases, tales como el mercurio, cadmio o arsénico y
sobre la distribución granulométrica de las cenizas volantes.
Integración de unidades, materiales y seguridad.
Hay un amplio margen de perfeccionamiento de las tecnologías de oxicombustión a
través del diseño e integración de equipos. Se deben identificar los puntos del proceso
susceptibles de admitir mejoras y definir las acciones necesarias para implementarlas
(disposición de quemadores, optimización de flujos y procesos, estrategias de
operación, configuración del esquema de la planta…).
Se debe profundizar en el estudio del comportamiento de los materiales frente a
condiciones severas de operación (presión, temperatura, corrosión…). El siguiente paso
consiste en desarrollar nuevos materiales que se adapten mejor a este medio.
5.2.- Conclusiones
Destacar los dos tipos de calderas en estudio. La caldera de CP es una tecnología usada
desde principios del siglo pasado, en cambio, la caldera de lecho fluido circulante es una
tecnología prácticamente nueva.
Partiendo de calderas convencionales en las que únicamente es utilizado aire como
comburente, en las tecnologías objeto de estudio en el presente proyecto han sido
Capítulo V: Conclusiones
184
modificados diversos parámetros: velocidad superficial, altura del hogar, tamaño de la
partícula de carbón, gases recirculados…y en especial la alimentación de oxígeno puro
a la caldera con el objetivo de mejorar la eficiencia energética de ésta.
No obstante, el estado del arte actual de la oxicombustión operando con este tipo de
calderas, indica que existe un alto potencial de mejora en la competitividad y
rendimiento de éstas. Prueba de ello es la apuesta por este tipo de configuración, tanto
de entes públicos y privados, conscientes de la imposibilidad de un abastecimiento total
a partir de las energías renovables a corto o medio plazo y de una legislación cada vez
más exigente en lo que a emisiones atmosféricas se refiere. Además, el carbón es una
materia prima estratégica para combatir la dependencia de la mayoría de los países
desarrollados hacia los productores de hidrocarburos.
.
Referencias bibliográficas
185
Referencias bibliográficas
1.- Guía sobre el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.
Cristina Rivero Fernández, 2008
2. - http://www.ieta.org; IETA (Internacional Emissions Trading Association)
3.- http://www.mma.es; Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino
4.- http://ec.europa.eu; Dirección General de Medio Ambiente de la Comisión Europea
5.- www.ippc.int; Panel Intergubernamental de Cambio climático; 2005
6. - BP Statistical Review of World Energy, 2008]
7.- Navarrete, B; 2010, CONAMA; Captura y almacenamiento de CO2
8. - Trade and Climate Change, World Trade Organization, 2009
9.-World Resources Institute
10.- El futuro del carbón en la política energética española; Fundación para Estudios
sobre la Energía; 2008
11.- Consenso Científico sobre Captura y Almacenamiento de CO2; 2007;
http://www.greenfacts.org
12.- Captura y Almacenamiento de CO2; 2010, Conama
13.- Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2; 2005, CAPITULO 6
14.- Hernán Morales y Cristian Torres; Tecnologías de captura y captura de CO2; 2008;
Universidad católica de Chile
15. - CO2 capture technologies; 2012; Global CCS institute
16.- Grupo de investigación de ingeniería térmica, Ismael Prieto Fdez.; Captura y
almacenamiento de CO2 procedente de instalaciones de combustión para la generación
de energía eléctrica; 2008
17.- Cortes, Vicente; Navarrete, B; Otero, J; 2010; Centrales térmicas del futuro:
Captura de CO2
18. - National Energy Technology Laboratory; Carbon Sequestration
Technology Roadmap and Program Plan 2007
Referencias bibliográficas
186
19. - CO2 Geonet; What does CO2 GEOLOGICAL STORAGE REALLY MEAN?;
2008
20. - IEA; Geological storage of Carbon Dioxide; 2008
21. -National Energy Technology Laboratory; Monitoring, Verifacation and Accounting
of CO2 stored in deep Geological formation; 2009
22. - Zero emissions platform, The Costs of CO2 Capture, Transport and Storage; 2011
23. - Wall T. Fundamentals of Oxy-Fuel Combustion. IEAGHG International Oxy-Fuel
Combustion Research Network. Cottbus, Germany, 2005.
24. - Santos S. Review of the Oxy-Fuel combustion R&D activities-Current State of
Technology. IEAGHG International Oxy-Fuel Combustion Research Network. Cottbus,
Germany, 2005
25. - Wall TF, Gupta PR, Sheng CD. Calculations of the heat transfer challenges for
O2/CO
2 Oxy-Fuel combustion retrofits of air fired PF plant with associated recycle
ratios and O2 concentrations fed to the boiler. University of Newcastle, Chemical
Engineering, NSW 2308 2003.
26. - Yewen T, Croiset E, Douglas MA, Thambimuthu KV. Combustion characteristics
of coal in a mixture of oxygen and recycled flue gas. CANMET Energy Technology
Center. Fuel 85 (2006) 507-512.
27. - Andersson K. Fundamental Oxy-Fuel combustion research carried out within the
ENCAP project. IEAGHG International Oxy-Fuel Combustion Research Network.
Cottbus, Germany 2005.
28.- HU YQ, Naito S, Kobayashi N, Hasatani M. CO2, NO
x and SO
2 emissions from the
combustion of coal with oxygen concentration gases. Fuel 2000; 79:1925-32.
29. - Zhou CQ, Neal FGN. 26th
Symposium (International) on Combustion. The
Combustion Institute, Pittsburgh, Pennsylvania, 1996. p. 2091-97
30. - Liu H, Katagiri S, Kaneko U, Okazaki K. Sulfation behaviour of limestone under
high CO2 concentration in O2/CO2 coal combustion. Fuel 2000; 79:945-53
31. - Liu H, KagajoT, Kaneko U, Okazaki K. Drastic SOx removal and influences of
various factors in O2/CO2 pluverized coal combustion system. Fuel 2001; 15:403-12
32.- Joaquín Olivares, 2008; Apuntes de clase, Universidad de Sevilla
Referencias bibliográficas
187
33.- Juan Francisco Rodriguez Romero, 2011, apuntes de la asignatura Quimica
Industrial, UCLM
34.- Ángel Pérez, 2011, Apuntes de la asignatura Ampliación de operaciones básicas
(Bloque: Membranas)
35.- B&W.- STEAM: ITS GENERATION AND USE.- 40th Edition, Chapter 18.- The
Babcock & Wilcox Company.- Barberton,
Ohio, USA.-1992
36. - B&W. - STEAM: ITS GENERATION AND USE.- 40th Edition, chapter 23.- The
Babcock&Wilcox Company.- Barberton, Ohio, USA. – 1992
37. - Sebastian Teir. - MODERN BOILER TYPES AND APPLICATIONS. - Helsinki
University of Technology. - Department of Mechanical Engineering
38. - Raymond Tan1, Giovanni Corragio and Stanley Santos¸ 2005, Oxy-Coal
Combustion with Flue Gas Recycle For the Power Generation Industry
39. - Sangras R, Farzan H, Lu Y, Peabody E. Oxycombustion process in pulverized
coal-fired boilers: a promising technology for CO2 capture. The 29th International
Conference on Coal Utilization and Fuel Systems. 2004.
40.- Martínez Jubitero; J; Captura de CO2 Oxicombustión; 2008
41.- Eriksson Timo, Sippu Ossi, Hotta Arto, Foster Wheeler Energía Oy, Finland Zhen
Fan, Foster Wheeler America USA; Oxicombustión CFB boiler as a route to near Zero
CO2 emission coal firing; 2011
42.- Hotta Arto, Nuortimo Kalle, Eriksson Timo, Palonen Juha, Kokki Sami; CFB
Technology provides solutions to combat Climate Change; 2008
43.- Jäntti Timo, Eriksson Timo, Hotta Arto, Hyppänen Timo, Nuortimo Kalle, Foster
Wheeler Energía Oy P.O. Box 201, FIN-78201 Varkaus, Finland; 2011
44.- Eriksson Timo, Hotta Arto, Nuortimo Kalle; Near Zero CO2 emissions in Coal
Firing with Oxyfuel CFB boiler; 2010
45.- Hotta Arto, Kettunen Ari, Eriksson Timo, Foster Wheeler Energy Oy, Finland;
Ultra- Supercritical CFB technology to meet the challenge of Climate Change; 2008
Referencias bibliográficas
188
46.- Arto Hotta, Eriksson Timo, Lupión Mónica, Cortes Vicente, Symonds Robert;
Development and demonstration of Oxy-fuel CFB technology; 2011
47.- Tillman David, Conn Richard, Duong Dao; Coal characteristics and biomass
cofiring in pulverized coal boilers; 201
48.- Seltzer Andrew, Fan Zhen, Hack Horst; Design of a flexi-burn pulverized coal
power plant for carbon dioxide sequestration; 2009
49.- Eriksson Timo, Hotta Arto, Lupión Mónica, He Ian, Symonds Robert;
Development and demonstration of Oxy-fuel CFB technology; 2010
50.- Eriksson Timo, Hotta Arto, Lupión Mónica, He Ian, Symonds Robert;
Development and demonstration of Oxy-fuel CFB technology;2011
51.- Robertson Archie, Agarwal Hans, Gagliano Adrew; Oxy-combustion boiler
material develpmetn; 2010
52.- Lupión Mónica, Cortés Vicente, Álvarez Iñaki, Hack Horst, Hotta Arto, Álvarez
Javier; CIUDEN Oxy-CFB boiler Demostration Project; 2011
53.- Hack Horst, Lupión Mónica, Otero Pedro, López César, Muñoz Francisco, Hotta
Arto, Álvarez Javier; Update on the Operation of the Ciuden Oxy-CFB boiler
Demostration Project; 2011
54. - Fan Zhen, Hack Horst; Oxyfuel Power Generation with closed-loop to reach Zero
emission; 2011
55. - Pascual Peña José; Bubbling Fluidized Bed (BFB), When to use this technology?;
2011
56. - Seltzer Andrew, Fan Zhen, Hack Horst; Zero Emission Oxyfuel Power Generation
for CO2 capture; 2010.
57.- Facultad de ingenieria de la república de Uruguay (UDELAR); Clasificación de
calderas (generadores de vapor); 2009
58.- Míguez Tabarés, José Luis; Procesos termoquímicos para la obtención de energía,
capítulo 9; 2009
59.- Prieto Ismael; Universidad de Vigo; Sistemas de combustión en Lecho Fluido;
2005
60. - DOE/NETL-2007/1921 Pulverized Coal Oxycombustion Power Plants, volume 1;
2008
Referencias bibliográficas
189
61.- Cortés, Vicente; apuntes del máster impartido en la US; Captura de CO2 por
Oxicombustión; 2011
62.- Instrucción técnica complementaria; 1981
63.- Wikipedia; 2012
64.- Pedro Fernández Díez; Centrales térmicas; Manipulacion de combustibles (cap 10),
Introducción a la combustión (cap 11), Pulverizadores y quemadores de carbon (cap
13), Calderas de lecho fluidificado atmosférico (cap 16), Calderas, sobrecalentadores y
recalentadores (cap 18), Elementos auxiliares de calderas (cap 23), Calderas para
plantas eléctricas (cap 24), Diseño de calderas industriales (cap 25), Eliminación de
partículas (cap 32) ¸ Control y eliminación de los NOx (cap 33), Control y eliminación
de los SOx (cap 34), Control medioambiental (cap 35); 2008
65.- Lupión Mónica, Fluidised Bed Oxyfuel Boilers and CCS; 2010
66.- Tecnologías de generación eléctrica; fundación de la energía; 2009
67. - Sulphation of calcium-based sorbents in circulating fluidised beds under oxy-fuel
combustion conditions; F. García-Labiano, L. F. de Diego, A. Abad, P.Gayán, M. de las
Obras-Loscertales, A. Rufas, J. Adánez.; 4th
Conference Clean Coal Technologies,
CCT9, Dresden, Germany, 2009.
Lista de acrónimos
190
Lista de acrónimos
1. - UNFCCC: United Nations Framework Conventions on Climate Change
2. - WCI: World Coal Institute
3. - IEA: International Energy Agency
4. - WETO: World Energy, Technology and Climate Policy Outlook
5. - IPCC: Intergovernmental Panel on Climate Change
6.- CAC: Captura y Almacenamiento de CO2
7.- GLP: Gases Licuados del Petróleo (LPG)
8.- ECBM: Enhaced Coalbed Methane Production
9.- TLC: Tecnologías Limpias de Carbón
10.- PTRC: Petroleum Technology Research Centre
11. - AZEP: Advanced Zero Emissions Power Plant
12. - VCRF: Vertical Combustor Research Facility
13. - EOR: Enhanced oil recovery
14. - CIUDEN: Ciudad de la Energía
15. - CP: Carbón Pulverizado
16. - LFC: Lecho fluido circulante
17. - PFC: Hidrocarburos perfluorados
18. - MEA: Mono etil amina
19.- GICC: Gasificación Integrada en Ciclo Combinado
Anexo I: Protocolo de Kyoto
191
ANEXO I: Protocolo de Kyoto
Alemania, Australia, Austria, Belarús(*)
, Bélgica, Bulgaria(*)
, Canadá, Comunidad
Económica Europea, Croacia(*)
, Dinamarca, Eslovenia(*)
, España, Estados Unidos de
América, Estonia(*)
, Federación Rusa(*)
, Finlandia, Francia, Grecia, Hungría(*)
, Irlanda,
Islandia, Italia, Japón, Letonia(*)
, Liechtenstein, Lituania(*)
, Luxemburgo, Mónaco,
Noruega, Nueva Zelandia, Países Bajos, Polonia(*)
, Portugal, Reino Unido de Gran
Bretaña e Irlanda del Norte, República Checa(*)
, Eslovaquia(*)
, Rumania(*)
, Suecia,
Suiza, Turquía, Ucrania(*)
. (* Países en proceso de transición para una economía de
mercado)
Artículo 6 del protocolo de Kyoto
1. A los efectos de cumplir los compromisos contraídos en virtud del artículo 3, toda
Parte incluida en el anexo I podrá transferir a cualquiera otra de esas Partes, o adquirir
de ella, las unidades de reducción de emisiones resultantes de proyectos encaminados a
reducir las emisiones antropógenas por las fuentes o incrementar la absorción
antropógena por los sumideros de los gases de efecto invernadero en cualquier sector de
la economía, con sujeción a lo siguiente:
a) Todo proyecto de ese tipo deberá ser aprobado por las Partes participantes;
b) Todo proyecto de ese tipo permitirá una reducción de las emisiones por las fuentes, o
un incremento de la absorción por los sumideros, que sea adicional a cualquier otra
reducción u otro incremento que se produciría de no realizarse el proyecto;
c) La Parte interesada no podrá adquirir ninguna unidad de reducción de emisiones si no
ha dado cumplimiento a sus obligaciones dimanantes de los artículos 5 y 7; y
d) La adquisición de unidades de reducción de emisiones será suplementaria a las
medidas nacionales adoptadas a los efectos de cumplir los compromisos contraídos en
virtud del artículo 3.
2. La Conferencia de las Partes en calidad de reunión de las Partes en el presente
Protocolo podrá, en su primer período de sesiones o tan pronto como sea posible
Anexo I: Protocolo de Kyoto
192
después de éste, establecer otras directrices para la aplicación del presente artículo, en
particular a los efectos de la verificación y presentación de informes.
3. Una Parte incluida en el anexo I podrá autorizar a personas jurídicas a que participen,
bajo la responsabilidad de esa Parte, en acciones conducentes a la generación,
transferencia o adquisición en virtud de este artículo de unidades de reducción de
emisiones.
4. Si, de conformidad con las disposiciones pertinentes del artículo 8, se plantea alguna
cuestión sobre el cumplimiento por una Parte incluida en el anexo I de las exigencias a
que se refiere el presente artículo, la transferencia y adquisición de unidades de
reducción de emisiones podrán continuar después de planteada esa cuestión, pero
ninguna Parte podrá utilizar esas unidades a los efectos de cumplir sus compromisos
contraídos en virtud del artículo 3 mientras no se resuelva la cuestión del cumplimiento.
Artículo 12 del Protocolo de Kyoto
1. Por el presente se define un mecanismo para un desarrollo limpio.
2. El propósito del mecanismo para un desarrollo limpio es ayudar a las Partes no
incluidas en el anexo I a lograr un desarrollo sostenible y contribuir al objetivo último
de la Convención, así como ayudar a las Partes incluidas en el anexo I a dar
cumplimiento a sus compromisos cuantificados de limitación y reducción de las
emisiones contraídos en virtud del artículo 3.
3. En el marco del mecanismo para un desarrollo limpio:
a) Las Partes no incluidas en el anexo I se beneficiarán de las actividades de proyectos
que tengan por resultado reducciones certificadas de las emisiones; y
b) Las Partes incluidas en el anexo I podrán utilizar las reducciones certificadas de
emisiones resultantes de esas actividades de proyectos para contribuir al cumplimiento
de una parte de sus compromisos cuantificados de limitación y reducción de las
emisiones contraídos en virtud del artículo 3, conforme lo determine la Conferencia de
las Partes en calidad de reunión de las Partes en el presente Protocolo.
Anexo I: Protocolo de Kyoto
193
4. El mecanismo para un desarrollo limpio estará sujeto a la autoridad y la dirección de
la Conferencia de las Partes en calidad de reunión de las Partes en el presente Protocolo
y a la supervisión de una junta ejecutiva del mecanismo para un desarrollo limpio.
5. La reducción de emisiones resultante de cada actividad de proyecto deberá ser
certificada por las entidades operacionales que designe la Conferencia de las Partes en
calidad de reunión de las Partes en el presente Protocolo sobre la base de:
a) La participación voluntaria acordada por cada Parte participante;
b) Unos beneficios reales, mensurables y a largo plazo en relación con la mitigación del
cambio climático; y
c) Reducciones de las emisiones que sean adicionales a las que se producirían en
ausencia de la actividad de proyecto certificada.
6. El mecanismo para un desarrollo limpio ayudará según sea necesario a organizar la
financiación de actividades de proyectos certificadas.
7. La Conferencia de las Partes en calidad de reunión de las Partes en el presente
Protocolo en su primer período de sesiones deberá establecer las modalidades y
procedimientos que permitan asegurar la transparencia, la eficiencia y la rendición de
cuentas por medio de una auditoría y la verificación independiente de las actividades de
proyectos.
8. La Conferencia de las Partes en calidad de reunión de las Partes en el presente
Protocolo se asegurará de que una parte de los fondos procedentes de las actividades de
proyectos certificadas se utilice para cubrir los gastos administrativos y ayudar a las
Partes que son países en desarrollo particularmente vulnerables a los efectos adversos
del cambio climático a hacer frente a los costos de la adaptación.
9. Podrán participar en el mecanismo para un desarrollo limpio, en particular en las
actividades mencionadas en el inciso a) del párrafo 3 supra y en la adquisición de
unidades certificadas de reducción de emisiones, entidades privadas o públicas, y esa
participación quedará sujeta a las directrices que imparta la junta ejecutiva del
mecanismo para un desarrollo limpio.
Anexo I: Protocolo de Kyoto
194
10. Las reducciones certificadas de emisiones que se obtengan en el período
comprendido entre el año 2000 y el comienzo del primer período de compromiso
podrán utilizarse para contribuir al cumplimiento en el primer período de compromiso.
Artículo 17 del Protocolo de Kyoto
La Conferencia de las Partes determinará los principios, modalidades, normas y
directrices pertinentes, en particular para la verificación, la presentación de informes y
la rendición de cuentas en relación con el comercio de los derechos de emisión. Las
Partes incluidas en el anexo B podrán participar en operaciones de comercio de los
derechos de emisión a los efectos de cumplir sus compromisos dimanantes del artículo
3. Toda operación de este tipo será suplementaria a las medidas nacionales que se
adopten para cumplir los compromisos cuantificados de limitación y reducción de las
emisiones dimanantes de ese artículo.
