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Generación termoeléctrica sin emisiones de CO2: una evaluación de los costos adicionales en Argentina Darío Gómez1,2, Juan Andrés Poggi1,2, Juan Pablo.

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1 Generación termoeléctrica sin emisiones de CO2: una evaluación de los costos adicionales en Argentina Darío 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 ¿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 Planta de referencia * 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 Transporte del CO2 capturado
Dos trazas alternativas: 72 y 97 km Sitio de Almacenamiento Sitio de Suministro Alternativas de Ductos de transporte

5 Diseño conceptual de las opciones de captura
Gas Natural Nm3/h Absorción con Aminas Aire Ciclo Combinado Energía Vapor de Baja N2, O2 (CO2) CO2 Captura Post-Combustión Compresión Deshidratación Reservorios Geológicos Almacenamiento: CO2 Unidad de Reformado Quemador Unidad de Captura Ciclo Combinado Gas Natural Nm3/h Gas efluente con CO2 Energía CO2 H2 Vapor Aire H2O N2 , O2 (CO2) Captura Pre-Combustión 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: Nm3 H2/h Mayor capacidad de producción en el mundo: 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 °C) en condiciones de equilibrio Sistema de remoción de CO2 Purisol (N-metil pyrrolidina), Fluor, Rectisol, MDEA

8 Compresión, deshidratación y transporte
B

9 Diseño del sistema de transporte
Hx

10 Parámetro Unidad Planta ref. Captura Post-C Captura Pre-C Capacidad neta MWe 594 517 – 31.5 – 25 – 1.2 500 – 7 – 14 – 0.7 Eficiencia % 44 38 37 CO2 capturado Mton - 1.8 1.0 Remoción de CO2 Calentamiento MWt 285 -107 Enfriamiento 375 90 Potencia 31.5 7 Equipos 6 absorbedores, 2 regeneradores, 6 soplantes Reformador: 500 tubos, 13 m, ~13 cm Acondicionamiento 25 14 Transporte e inyección 1.2 12”, ~ t 0.7 10”, ~ t

11 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

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

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

14 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

15 Costo del CO2 (US$ - 2003 / tonelada de CO2)
Costo del CO2 capturado Costo del CO2 evitado

16 Emisión anual de CO2 (planta
de 594 MW de referencia): 2.1 Mt Impuesto ganancias Post-combustión Pre-combustión CO2 capturado anualmente (Mt) 1.8 1.0 CO2 emitido anualmente (Mt) 0.3 ( ) Potencia neta (MW) 517 500 Costo adicional de la electricidad (US$ /MWh) 0 % 10.2 19.0 14.1 26.3 21% 11.1 20.7 16.4 30.8 Costo del CO2 capturado (US$ /t CO2) 21.0 72.3 28.9 100.4 22.9 79.0 33.7 117.3 Costo del CO2 evitado 28.8 77.4 39.8 107.6 31.4 84.6 46.3 125.6

17 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: US$-2003/MWh Costo del CO2 evitado: US$-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: US$-2003/MWh Costo del CO2 evitado: US$-2003/MWh Si bien la captura de CO2 previa a CCGN es viable tecnológicamente, existen en nuestro país opciones más tempranas

18

19 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 ABSORBEDOR 6 Torres 20 platos 15 % eff L/G 1.45 93 ºC STRIPPER 2 Torres 16 platos 107 ºC Natural Gas Nm3/h VENTILADOR 6 Ventiladores Dp = 0.204 65 ºC Amina Rica Amina Pobre

20 Diseño de la unidad de recuperación – Resultados para una recuperación del 85%
Equipo Característica Torres Absorbedoras (6) Diámetro 10 m Altura 22 m Torres Regeneradoras (2) Diámetro máximo 7.65 m 18 m Área de condensadores (4) m2 Área de reboilers (8) 1003 m2 Intercambiadores de Calor (42) Área total 43560 m2 Ventiladores (6) Potencia neta total 30 MW DP 0.204 atm Sistema de bombas Potencia requerida 1.5 MW

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

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

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

24 Transporte e inyección - Perfiles de altimetría


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