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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.

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1 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 Buenos Aires, 15 – 18 de mayo de 2006

2 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Captura y almacenamiento de CO 2 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 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 ¿En el sector eléctrico argentino? IAEA CRP Cost Effectiveness of Nuclear Power compared to CO 2 Capture and Sequestration from Fossil Fuel Power Plants IAEA CRP Cost Effectiveness of Nuclear Power compared to CO 2 Capture and Sequestration from Fossil Fuel Power Plants ~ 25 Mt CO 2 /año ~ 25 Mt CO 2 /año ~ 44 % grandes fuentes ~ 44 % grandes fuentes 24 cuencas sedimentarias: 24 cuencas sedimentarias: altamente prospectivas, altamente prospectivas, prospectivas, prospectivas, no-prospectivas* no-prospectivas* Fuentes + sitios de almacenamiento: Neuquén y San Jorge Fuentes + sitios de almacenamiento: Neuquén y San Jorge Planta de referencia: ciclo combinado 600 MW de Agua del Cajón 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. 7 th International Conf. Greenhouse Gas Control Technol. Vol. 1, IEA Greenhouse Gas Programme, Cheltenham, UK Planta de referencia

4 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Transporte del CO 2 capturado Dos trazas alternativas: 72 y 97 km Dos trazas alternativas: 72 y 97 km Sitio de Almacenamiento Sitio de Suministro Alternativas de Ductos de transporte

5 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Compresión Deshidratación Compresión Deshidratación Diseño conceptual de las opciones de captura Transporte Almacenamiento: Reservorios Geológicos CO 2 Unidad de Reformado Quemador Unidad de Captura Ciclo Combinado Gas Natural Nm 3 /h Gas efluente con CO 2 Energía CO 2 H2H2 Vapor Aire Energía H 2 O N 2, O 2 (CO 2 ) Captura Pre-Combustión Gas Natural Nm 3 /h Absorción con Aminas Aire Ciclo Combinado Energía Vapor de Baja N 2, O 2 (CO 2 ) CO 2 Captura Post-Combustión

6 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Principales desafíos Grandes volúmenes a tratar Grandes volúmenes a tratar Post-combustión Post-combustión 6 soplantes: P = 0.2 atm, 30 MW e 6 soplantes: P = 0.2 atm, 30 MW e 6 torres de absorción: = 10 m, h = 22m 6 torres de absorción: = 10 m, h = 22m Pre-combustión Pre-combustión Ciclo combinado de referencia: Nm 3 H 2 /h Ciclo combinado de referencia: Nm 3 H 2 /h Mayor capacidad de producción en el mundo: Nm 3 H 2 /h Mayor capacidad de producción en el mundo: Nm 3 H 2 /h Captura post-combustión: baja fuerza impulsora para la transferencia de materia en la absorción de CO 2 Captura post-combustión: baja fuerza impulsora para la transferencia de materia en la absorción de CO 2 Captura pre-combustión: características fuertemente endotérmicas del sistema de reacciones para convertir CH 4 en gas de síntesis (CO + H 2 ) Captura pre-combustión: características fuertemente endotérmicas del sistema de reacciones para convertir CH 4 en gas de síntesis (CO + H 2 )

7 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Diseño de los sistemas de remoción de CO 2 Post-combustión Post-combustión Absorción/desorción de CO 2 : Monoetanol amina 30% Absorción/desorción de CO 2 : Monoetanol amina 30% Remoción de CO 2 : 85% Remoción de CO 2 : 85% Relación líquido/gas: 1.45 Relación líquido/gas: 1.45 Temperatura: 40°C – 90°C Temperatura: 40°C – 90°C Pre-combustión Pre-combustión Reactor de reformado por vapor Reactor de reformado por vapor Gas natural: a reactor (66%) y a combustión (34%) Gas natural: a reactor (66%) y a combustión (34%) Relación vapor/gas natural: 2.4 Relación vapor/gas natural: 2.4 Presión de entrada: 2.7 MPa Presión de entrada: 2.7 MPa Reactor de conversión de vapor (WGS) Reactor de conversión de vapor (WGS) Temperatura media (210 °C °C) en condiciones de equilibrio Temperatura media (210 °C °C) en condiciones de equilibrio Sistema de remoción de CO 2 Sistema de remoción de CO 2 Purisol (, Fluor, Rectisol, MDEA Purisol (N-metil pyrrolidina), Fluor, Rectisol, MDEA

8 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Compresión, deshidratación y transporte A D B C E

9 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Diseño del sistema de transporte Hx

10 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 ParámetroUnidad Planta ref. Captura Post-C Captura Pre-C Capacidad neta MW e – 31.5 – 25 – – 7 – 14 – 0.7 Eficiencia% CO 2 capturado Mton Remoción de CO 2 Calentamiento Calentamiento MW t Enfriamiento Enfriamiento MW t Potencia Potencia MW e Equipos Equipos- 6 absorbedores, 2 regeneradores, 6 soplantes Reformador: 500 tubos, 13 m, ~13 cm Acondicionamiento MW e Transporte e inyección MW e , ~ t , ~ t

11 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Estimación de costos Inversión total permanente para las unidades de captura, compresión y deshidratación Inversión total permanente para las unidades de captura, compresión y deshidratación Método de factores (Guthrie) adaptado a las condiciones locales Método de factores (Guthrie) adaptado a las condiciones locales Inversión total permanente para el sistema de transporte Inversión total permanente para el sistema de transporte Basado en el costo del acero, diámetro y peso lineal del ducto 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 Factores que toman en cuenta costos de construcción, costos de accesorios y gastos administrativos

12 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Inversión total permanente (Millones US$ ) Post-combustiónPre-combustión Captura Compresión, Deshidratación Transporte

13 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Costos anuales de operación y mantenimiento (Millones US$ ) Post-combustiónPre-combustión Captura Compresión, Deshidratación Transporte

14 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Costo adicional de la electricidad (US$ / MWh) Proyección del flujo de caja => valor actual neto (VAN) Proyección del flujo de caja => valor actual neto (VAN) Periodo de vida: 25 años + 2 años para la construcción Periodo de vida: 25 años + 2 años para la construcción Amortización lineal para 5, 10 y 10 años Amortización lineal para 5, 10 y 10 años Tasa de interés: 10 y 15% Tasa de interés: 10 y 15% Impuestos: 21% y 0% Impuestos: 21% y 0% Costo adicional de producción de electricidad por MWh Costo adicional de producción de electricidad por MWh Variable de la proyección del flujo de caja Variable de la proyección del flujo de caja Valor que hace nulo el VAN al final del período de vida Valor que hace nulo el VAN al final del período de vida

15 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Costo del CO 2 (US$ / tonelada de CO 2 ) Costo del CO 2 capturado Costo del CO 2 capturado Costo del CO 2 evitado Costo del CO 2 evitado

16 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Emisión anual de CO 2 (planta de 594 MW de referencia): 2.1 Mt Impuesto ganancias Post- combustión Pre- combustión CO 2 capturado anualmente (Mt) CO 2 emitido anualmente (Mt) 0.3( ) Potencia neta (MW) Costo adicional de la electricidad Costo adicional de la electricidad (US$ /MWh) (US$ /MWh) 0 % % Costo del CO 2 capturado (US$ /t CO 2 ) 0 % % Costo del CO 2 evitado (US$ /t CO 2 ) 0 % %

17 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Conclusiones Proceso de costos de inversión y energéticos elevados Proceso de costos de inversión y energéticos elevados Sistema de post-combustión Sistema de post-combustión Inversión: Captura (79%) >> Acondicionamiento (13%) ~ Transporte (8%) Inversión: Captura (79%) >> Acondicionamiento (13%) ~ Transporte (8%) Inversión planta de captura: intercambiadores de calor (35%) > torres de absorción (26%) ~ soplantes (25%) => 86% del total Inversión planta de captura: intercambiadores de calor (35%) > torres de absorción (26%) ~ soplantes (25%) => 86% del total Costo adicional de la electricidad: US$-2003/MWh Costo adicional de la electricidad: US$-2003/MWh Costo del CO 2 evitado: US$-2003/MWh Costo del CO 2 evitado: US$-2003/MWh Sistema de pre-combustión Sistema de pre-combustión Inversión: Captura (93%) >> Acondicionamiento (4%) ~ Transporte (3%) Inversión: Captura (93%) >> Acondicionamiento (4%) ~ Transporte (3%) Inversión planta de captura: reactores (49%) ~ intercambiadores de calor (48%) Inversión planta de captura: reactores (49%) ~ intercambiadores de calor (48%) Costo adicional de la electricidad: US$-2003/MWh Costo adicional de la electricidad: US$-2003/MWh Costo del CO 2 evitado: US$-2003/MWh Costo del CO 2 evitado: US$-2003/MWh Si bien la captura de CO 2 previa a CCGN es viable tecnológicamente, existen en nuestro país opciones más tempranas Si bien la captura de CO 2 previa a CCGN es viable tecnológicamente, existen en nuestro país opciones más tempranas

18 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006

19 Diseño de la unidad de recuperación – Diagrama final del proceso Natural Gas Nm 3 /h NGCC 594 MWe ABSORBEDOR 6 Torres 20 platos 15 % eff L/G 1.45 Reposición de MEA Agua de Lavado STRIPPER 2 Torres 16 platos Sweet gas Intercambio Amina -Amina Amina RicaAmina Pobre 40 ºC 65 ºC 107 ºC CO 2 a compresion Total recuperado: 85 % 93 ºC Gases de Escape m 3 /h 100 ºC 3.2 kPa CO 2 VENTILADOR Ventiladores p = ENFRIADOR I ENFRIADOR II

20 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Diseño de la unidad de recuperación – Resultados para una recuperación del 85% EquipoCaracterística Torres Absorbedoras (6) Diámetro 10 m Altura 22 m Torres Regeneradoras (2) Diámetro máximo 7.65 m Altura 18 m Área de condensadores (4) m 2 Área de reboilers (8) 1003 m 2 Intercambiadores de Calor (42) Área total m 2 Ventiladores (6) Potencia neta total 30 MW P atm Sistema de bombas Potencia requerida 1.5 MW

21 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de H (MW) T (°C) GT System TB TA Gases de escape Vapor Agua de enfriamiento e Sistema de TG H (MW) T (°C) TB TA Gases de escape Vapor Fuego suplementario = 195 MW Agua de enfriamiento Sistema de TG 1156 MW t 365 MW e 105 MW e 124 MW e TB Sistema de TG 1156 MW t 365 MW e TA Fuego suplementario = 195 MW 105 MW e H (MW) Gases de escape Vapor Agua de enfriamiento T (°C) H (MW) Gases de escape Vapor Agua de enfriamiento H (MW) Gases de escape Vapor Agua de enfriamiento T (°C) T (°C) Integración Energética – Diagrama de bloques alternativa II Stripper 78 MW e

22 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Sistema de pre-combustión WGS CC H 2 Reformador Flash Absorbedor Flash CC Extra G.N. Agua Aire Agua Efluente (CO 2 ) CO 2 recuperado Efluente (H 2 O) Reposición de solvente

23 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Acondicionamiento de las corrientes de CO 2 P ~ 1 bar T ~ ºC CO 2 ~ tn/h H 2 O ~ 0,3-7 tn/h CO 2 ~ tn/h H2O < 0,005 tn/h Deshidratación Activa TEG ~ 0,7-1,4 tn/h Recuperación de TEG P ~ 2 bar T ~ 150ºC H 2 O < 0,5 tn/h P ~ 30 bar T ~ 30 ºC Condensación parcial H 2 O < 1,5 tn/h Compresión de Baja H 2 O < 5 tn/h P ~ 30 bar T ~ 30 ºC Compresión de Alta P ~ 100 bar T ~ 30ºC Gases no condensables Suministro a ducto

24 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad, Buenos Aires, de mayo de 2006 Transporte e inyección - Perfiles de altimetría


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