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V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad

Generación termoeléctrica sin emisiones de CO 2 : una evaluación de los costos adicionales en Argentina Darío Gómez 1,2 , Juan Andrés Poggi 1,2 , Juan Pablo Daverio 1,2 , Rodrigo de la Fuente 2 , Héctor Bajano 1 , Beatriz Fernández 2. V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad

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  1. Generación termoeléctrica sin emisiones de CO2: una evaluación de los costos adicionales en ArgentinaDarío Gómez1,2, Juan Andrés Poggi1,2, Juan Pablo Daverio1,2, Rodrigo de la Fuente2, Héctor Bajano1, Beatriz Fernández2 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad Buenos Aires, 15 – 18 de mayo de 2006

  2. Captura y almacenamiento de CO2 Fuente: B. Metz, O. Davidson, H. de Coninck, M. Loos, L. Meyer (eds.). IPCC Special Report on Carbon DIoxide Capture and Storage, Cambridge University Press, New York, 2005, 431 pp. (http://www.ipcc.ch)

  3. Planta de referencia ¿En el sector eléctrico argentino? • IAEA CRP Cost Effectiveness of Nuclear Power compared to CO2 Capture and Sequestration from Fossil Fuel Power Plants • ~ 25 Mt CO2/año • ~ 44 % grandes fuentes • 24 cuencas sedimentarias: • altamente prospectivas, • prospectivas, • no-prospectivas* • Fuentes + sitios de almacenamiento: Neuquén y San Jorge • Planta de referencia: ciclo combinado 600 MW de Agua del Cajón * J. Bradshaw, J., T. Dance, 2004, en E.S.Rubin, D.W.Keith and C.F.Gilboy (Eds.), Proc. 7th International Conf. Greenhouse Gas Control Technol. Vol. 1, IEA Greenhouse Gas Programme, Cheltenham, UK

  4. Sitio de Almacenamiento Sitio de Suministro Alternativas de Ductos de transporte Transporte del CO2 capturado • Dos trazas alternativas: 72 y 97 km

  5. Captura Post-Combustión N2, O2 (CO2) Aire Almacenamiento: Reservorios Geológicos Gas Natural 136000 Nm3/h Absorción con Aminas Ciclo Combinado Energía CO2 Compresión Deshidratación Captura Pre-Combustión CO2 Vapor de Baja Vapor Gas Natural 136000 Nm3/h Unidad de Captura Unidad de Reformado CO2 Compresión Deshidratación H2 Ciclo Combinado Quemador Energía H2O N2 , O2 (CO2) CO2 Aire Aire Gas efluente con CO2 Energía Diseño conceptual de las opciones de captura Transporte Transporte

  6. Principales desafíos • Grandes volúmenes a tratar • Post-combustión • 6 soplantes: DP = 0.2 atm, 30 MWe • 6 torres de absorción: f = 10 m, h = 22m • Pre-combustión • Ciclo combinado de referencia: 313 000 Nm3 H2/h • Mayor capacidad de producción en el mundo: 600 000 Nm3 H2/h • Captura post-combustión: baja fuerza impulsora para la transferencia de materia en la absorción de CO2 • Captura pre-combustión: características fuertemente endotérmicas del sistema de reacciones para convertir CH4 en gas de síntesis (CO + H2)

  7. Diseño de los sistemas de remoción de CO2 • Post-combustión • Absorción/desorción de CO2: Monoetanol amina 30% • Remoción de CO2: 85% • Relación líquido/gas: 1.45 • Temperatura: 40°C – 90°C • Pre-combustión • Reactor de reformado por vapor • Gas natural: a reactor (66%) y a combustión (34%) • Relación vapor/gas natural: 2.4 • Presión de entrada: 2.7 MPa • Reactor de conversión de vapor (WGS) • Temperatura media (210 °C - 320 °C) en condiciones de equilibrio • Sistema de remoción de CO2 • Purisol (N-metil pyrrolidina), Fluor, Rectisol, MDEA

  8. B E C D A Compresión, deshidratación y transporte

  9. Hx Diseño del sistema de transporte

  10. Estimación de costos • Inversión total permanente para las unidades de captura, compresión y deshidratación • Método de factores (Guthrie) adaptado a las condiciones locales • Inversión total permanente para el sistema de transporte • Basado en el costo del acero, diámetro y peso lineal del ducto • Factores que toman en cuenta costos de construcción, costos de accesorios y gastos administrativos

  11. 453.7 500 Captura Compresión, Deshidratación 450 Transporte 400 350 300 193.6 250 200 150 100 20.5 32.4 19.6 13.7 50 0 Post-combustión Pre-combustión Inversión total permanente (Millones US$ - 2003) 246 488

  12. 11.1 Captura 12 Compresión, Deshidratación Transporte 10 8 5.4 6 4 1.1 0.7 2 0.6 0.5 0 Post-combustión Pre-combustión Costos anuales de operación y mantenimiento (Millones US$ - 2003) 7.1 12.3

  13. Costo adicional de la electricidad(US$ - 2003 / MWh) • Proyección del flujo de caja => valor actual neto (VAN) • Periodo de vida: 25 años + 2 años para la construcción • Amortización lineal para 5, 10 y 10 años • Tasa de interés: 10 y 15% • Impuestos: 21% y 0% • Costo adicional de producción de electricidad por MWh • Variable de la proyección del flujo de caja • Valor que hace nulo el VAN al final del período de vida

  14. Costo del CO2(US$ - 2003 / tonelada de CO2) • Costo del CO2 capturado • Costo del CO2 evitado

  15. Conclusiones • Proceso de costos de inversión y energéticos elevados • Sistema de post-combustión • Inversión: Captura (79%) >> Acondicionamiento (13%) ~ Transporte (8%) • Inversión planta de captura: intercambiadores de calor (35%) > torres de absorción (26%) ~ soplantes (25%) => 86% del total • Costo adicional de la electricidad: 10-16 US$-2003/MWh • Costo del CO2 evitado: 29-46 US$-2003/MWh • Sistema de pre-combustión • Inversión: Captura (93%) >> Acondicionamiento (4%) ~ Transporte (3%) • Inversión planta de captura: reactores (49%) ~ intercambiadores de calor (48%) • Costo adicional de la electricidad: 19-31 US$-2003/MWh • Costo del CO2 evitado: 77-126 US$-2003/MWh • Si bien la captura de CO2 previa a CCGN es viable tecnológicamente, existen en nuestro país opciones más tempranas

  16. Diseño de la unidad de recuperación– Diagrama final del proceso CO2 a compresion Total recuperado: 85 % 40 ºC Reposición de MEA Gases de Escape 4 106 m3/h 100 ºC 3.2 kPa CO2 Sweet gas 40 ºC ENFRIADOR II Agua de Lavado NGCC 594 MWe Intercambio Amina -Amina ENFRIADOR I 93 ºC ABSORBEDOR 6 Torres 20 platos 15 % eff L/G 1.45 STRIPPER 2 Torres 16 platos 107 ºC VENTILADOR 6 Ventiladores Dp = 0.204 Natural Gas 136000 Nm3/h 65 ºC Amina Rica Amina Pobre

  17. Diseño de la unidad de recuperación– Resultados para una recuperación del 85%

  18. 105 MWe 1156 MWt 1156 MWt TA 1000 1000 124 MWe 1000 1000 1000 365 MWe 365 MWe 800 800 Sistema de TG GT System Sistema de TG Sistema de TG 800 800 800 e 600 600 Fuego suplementario = Fuego suplementario = 600 600 600 T (°C) T (°C) T (°C) T (°C) T (°C) 195 MW 195 MW 105 MWe Gases de escape Gases de escape 400 400 TA TA Gases de escape Gases de escape Gases de escape TB 400 400 400 200 200 TB TB 200 200 200 Vapor Vapor Vapor Vapor Vapor Agua de enfriamiento Agua de enfriamiento Stripper Agua de enfriamiento Agua de enfriamiento Agua de enfriamiento 0 0 0 0 0 0 0 250 250 500 500 750 750 1000 1000 0 0 0 250 250 250 500 500 500 750 750 750 1000 1000 1000 H (MW) H (MW) H (MW) H (MW) H (MW) Integración Energética– Diagrama de bloques alternativa II 78MWe

  19. CCH2 Efluente (CO2) Efluente (H2O) Absorbedor Aire Agua CO2 recuperado Flash WGS Agua Flash CC Extra Reformador Flash Reposición de solvente G.N. Sistema de pre-combustión

  20. P ~ 30 bar T ~ 30 ºC TEG ~ 0,7-1,4 tn/h Compresión de Baja Condensación parcial Deshidratación Activa P ~ 2 bar T ~ 150ºC P ~ 30 bar T ~ 30 ºC P ~ 1 bar T ~ 37-40 ºC CO2 ~ 125-230 tn/h H2O ~ 0,3-7 tn/h H2O < 5 tn/h Recuperación de TEG H2O < 1,5 tn/h H2O < 0,5 tn/h CO2 ~ 125-230 tn/h H2O < 0,005 tn/h Gases no condensables Suministro a ducto Compresión de Alta P ~ 100 bar T ~ 30ºC Acondicionamiento de las corrientes de CO2

  21. Transporte e inyección - Perfiles de altimetría

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