ES2206185T3 - Un metodo para eliminar y recuperar co2 del gas de escape. - Google Patents
Un metodo para eliminar y recuperar co2 del gas de escape.Info
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Abstract
Un método para eliminar y recuperar CO2 de los gases de escape de una central generadora de energía eléctrica y de calor (una central principal) por absorción química y desorción, respectivamente, en el que el gas es alimentado a un absorbedor que contiene un absorbente químico en el que el CO2 es absorbido en dicho absorbente y se forma una corriente de gases de escape empobrecidos en CO2 , y el absorbente rico en CO2 es alimentado adicionalmente a un desorbedor en el que se elimina el CO2 del absorbente, y el absorbente esencialmente libre de CO2 es hecho recircular al absorbedor y se descarga el gas con el CO2 eliminado por desorción, caracterizado porque los gases de escape son enfriados y vueltos a comprimir a presión elevada en un compresor de una central secundaria integrada con la central principal, dicho absorbedor y dicho desorbedor, antes de entrar en el absorbedor, y porque los gases de escape empobrecidos en CO2 que salen del absorbedor son recalentados y expandidos después enun expansor de dicha central secundaria.
Description
Un método para eliminar y recuperar CO_{2} del
gas de escape.
El presente invento se refiere a un método para
eliminar y recuperar CO_{2} de los gases de escape de una central
generadora de energía eléctrica y/o de calor por absorción química y
desorción para depósito en forma conveniente en el lugar.
Debido a los aspectos ambientales del CO_{2}
como gas con efecto invernadero y a las tasas impuestas por algunos
gobiernos a nivel nacional, se ha discutido ampliamente la
posibilidad de reducir las emisiones de CO_{2} a la atmósfera,
debidas a procesos de generación de energía eléctrica y/o de calor,
en particular debidas a los gases de escape de turbinas de gas
instaladas en el mar, de una forma que implique un consumo de
energía y una inversión económica reducidos.
Los procedimientos usuales para generar energía
eléctrica y/o calor, que utilizan combustibles que contienen carbono
y en los que la fuente de oxígeno es el aire, presentan
concentraciones del 3 al 15% de dióxido de carbono en los productos
de la combustión, denominados en lo que sigue gases de escape,
dependiendo del combustible de los procesos de combustión y de
recuperación de calor aplicados. Por ejemplo, en turbinas de gas en
las que se quema gas natural, la concentración de CO_{2} en los
gases de escape es de, sólo el 3-4%. Así, una
reducción de la emisión de dióxido de carbono a la atmósfera exige
separar el dióxido de carbono de los gases de escape, porque será
demasiado costoso comprimir y depositar los gases de escape
completos. La compresión del CO_{2} recuperado para deposición en,
por ejemplo, una formación geológica, es una parte implícita de
cualquier método de recuperación.
La concentración de dióxido de carbono en los
gases de escape puede hacerse crecer hasta valores superiores si se
hace recircular los gases de escape, como lo sugieren, por ejemplo,
Chiesa y otros (artículo presentado en el International Gas Turbine
& Aeroengine Congress & Exhibition, Estocolmo, Suecia, del
2-5 de Junio de 1998) en una central que ejecute el
ciclo combinado y de gasificación integrado (IGCC) o como los
describen Rønning y otros en la patente noruega 180520.
El CO_{2} puede eliminarse de los gases de
escape mediante diversos procedimientos de separación, por ejemplo,
procedimientos de absorción químicamente activos, procedimientos de
absorción físicos, adsorción mediante tamices moleculares,
separación por membrana y técnicas criogénicas. La absorción química
por medio de alcanolaminas se considera, en la actualidad, el
método más práctico y económico para separar CO_{2} de los gases
de escape a, casi, la presión atmosférica. De hecho, la MEA
(monoetanolamina) es el medio de absorción dominante debido a su
elevada afinidad por el CO_{2} incluso a una presión parcial baja
de CO_{2}.
La aplicación de MEA para absorber CO_{2} de
los gases de escape ha sido descrita en la bibliografía por Pauley y
otros (Proceedings of the Gas Conditioning Conference, Norman, Ok.,
EE.UU., 5-7 de Marzo de 1984, artículo H; versión
abreviada en Oil & Gas J., 14 de Mayo de 1984, págs.
87-92). Describen un sistema de eliminación de
CO_{2} basado en la MEA con aditivos. Sin embargo, se describen
problemas de corrosión, degradación de la MEA y un alto consumo de
productos químicos. En el método descrito, la presión de los gases
de escape era, esencialmente, la atmosférica con, típicamente, un
8,5% de CO_{2} en la corriente de alimentación al absorbedor. Esto
representa una presión parcial del CO_{2} mayor que se
experimentará en los gases de escape de la turbina de gas.
Se sabe, además (véase por ejemplo,
Fang-Yuan Jou y otros, en Can. J. Chem. Eng., 1993,
vol. 71, Abril, 264-268)que el uso de otras
aminas distintas de la MEA, particularmente aminas terciarias como
la MDEA (metildietanolamina) es menos propenso a la degradación y su
presión de vapor es menor que la de la MEA, lo que da lugar a menos
pérdidas de vapor de amina con las corrientes de gas salientes. Los
problemas de corrosión son, también, menores que si se utiliza la
MEA. No obstante, el uso de aminas terciarias para tratar gases de
escape de turbinas de gas no es, en la actualidad, económico debido
a la menor afinidad de estas aminas por el CO_{2}, en comparación
con la MEA. Por tanto, la eliminación de CO_{2} de los gases de
escape se realiza por absorción en una amina más reactiva como la
MEA. La aplicación de MDEA hace necesario que los gases de escape
sean comprimidos a presión elevada para aumentar la presión parcial
del CO_{2}, ya que esto incrementa la posible carga (mol de
CO_{2}/mol de amina) de CO_{2} en la solución de MDEA.
Estos procesos de absorción de CO_{2} basados
en MEA a baja presión requieren un equipo pesado y voluminoso.
Además, la corrosión del equipo de tratamiento, la degradación de la
amina debido a los niveles de temperatura que normalmente se
utilizan y el consumo, generalmente elevado, de productos químicos
(por ejemplo, amina), constituyen problemas importantes en estos
procesos.
Además, estos procesos consumirán una cantidad
sustancial de calor y/o de energía. La aplicación del procedimiento
Selexol, comercializado por la Union Carbide, es sugerido por Chiesa
y otros (artículo presentado en el International Gas Turbine &
Aeroengine Congress & Exhibition, Estocolmo, Suecia, del
2-5 de Junio de 1998) para recuperar CO_{2} de una
central que ejecute el ciclo combinado y de gasificación integrado a
base de carbón. Este proceso, sin embargo, exige una presión muy
elevada del gas de alimentación. Chiesa y otros estimaron que se
necesita una presión de trabajo de 41 bar como mínimo para recuperar
el 90% del CO_{2} de los gases de escape cuando el contenido de
CO_{2} en los gases de escape era del 20% aproximadamente.
Consideraron que se necesitaban al menos 50 bar para obtener una
fuerza de activación razonable para la transferencia másica. Para
conseguir esta presión, se utiliza un compresor con un intercambio
parcial de calor para refrigeración. Los gases de escape comprimidos
son enfriados casi a temperatura ambiente mediante un intercambiador
de calor recuperativo y son conducidos a la columna de absorción,
donde el CO_{2} es capturado por el Selexol. Los gases de escape
empobrecidos en CO_{2} y ricos en nitrógeno, que salen del proceso
con Selexol, se calientan a unos 600ºC en el proceso de gasificación
de aguas abajo y se expanden, además, con recalentamiento entre
etapas. El inconveniente del esquema de proceso sugerido por Chiesa
y otros, es la presión de absorción requerida, de 50 bar, que reduce
la eficacia del proceso e impide un uso eficaz del calor de
tratamiento disponible.
La patente australiana AU
9.728.540-A se refiere a un procedimiento para
tratar un gas en bruto a alta presión, seleccionado de entre gas
natural a alta presión y diversos gases de síntesis, con un fluido
que absorbe el dióxido de carbono, mediante el cual el dióxido de
carbono altamente concentrado es eliminado casi por completo del gas
en bruto para obtener un gas refinado con una concentración de
dióxido de carbono de 10 a 10000 ppm y, además, para recuperar
dióxido de carbono parcialmente a alta presión del fluido de
absorción, así como a un sistema para su puesta en práctica.
La patente australiana enseña la desorción
parcial de CO_{2} a presión elevada, que se define en esa patente
como de al menos 2 kp/cm^{2} abs. (aproximadamente 2 bar). La
patente en cuestión limita además la presión de desorción en su
primer separador a la presión del absorbedor que, en la mayoría de
los casos, hace imposible condensar el CO_{2} recuperado mediante
agua de refrigeración, lo cual supone una ventaja si el CO_{2}
será comprimido a la presión requerida para deposición en una
formación geológica. Típicamente, esto exigiría 50 bar o más. La
patente australiana define como alta presión cualquier presión por
encima de 2 bar. El acarreo de la parte activa (típicamente una
alcanolamina) de la solución acuosa, puede tener lugar desde el
primer separador gas-líquido en el proceso descrito
y esto puede ser, también, un problema en los sistemas usuales de
absorción/desorción. La patente australiana especifica que de 90ºC a
150ºC es el nivel de temperatura al cual el CO_{2} es parcialmente
desorbido a alta presión en su primera etapa de desorción. La
energía para precalentar el absorbente debe estar disponible a una
temperatura unos pocos grados más alta, típicamente 10 grados o más.
El nivel de temperatura necesario en su rehervidor (12 en su figura
1) viene dictada por el punto de ebullición del absorbente libre de
CO_{2} más un incremento para proporcionar fuerza de
activación.
El principal objeto del presente invento era
conseguir un método mejorado para eliminar y recuperar CO_{2} de
los gases de escape de un procedimiento de generación de energía
eléctrica y/o calor por absorción química y desorción en una forma
que implique el uso, en el proceso de absorción y desorción, de un
equipo de peso y volumen reducidos.
Otro objeto del presente invento era alcanzar un
método mejorado para eliminar y recuperar CO_{2} de los gases de
escape de un procedimiento de generación de energía eléctrica y/o
calor por absorción química y desorción en una forma que implique un
uso más eficiente de aminas distintas de la MEA, en comparación con
los métodos previamente conocidos de absorción y desorción de
CO_{2}.
Otro objeto del invento era llegar a un método
nuevo y mejorado para eliminar y recuperar CO_{2} de los gases de
escape de un procedimiento de generación de energía eléctrica y/o
calor por absorción química y desorción, que tenga un bajo consumo
de productos químicos y cuyos problemas relacionados con la
corrosión y la degradación sean insignificantes en comparación con
los métodos previamente conocidos.
Además, todavía otro objeto del presente invento
era llegar a un método mejorado para eliminar y recuperar CO_{2}
de los gases de escape de un procedimiento de generación de energía
eléctrica y/o calor por absorción química y desorción, que reduzca
la energía necesaria para comprimir la corriente de CO_{2}
recuperada hasta la presión de deposición.
A la vista de los problemas antes mencionados
asociados con la eliminación y la recuperación de CO_{2} de los
gases de escape de un procedimiento de generación de energía
eléctrica y/o calor por absorción química y desorción, se han
realizado investigaciones.
Los inventores encontraron que los problemas
mencionados en lo que antecede pueden resolverse si la corriente de
gases de escape procedente de un procedimiento de generación de
energía eléctrica y/o calor se vuelve a comprimir hasta entre 5 y
30 bar y, más preferiblemente, a entre 7 y 20 bar, antes de entrar
en la unidad de absorción de CO_{2}, y que esta nueva compresión
implica que se consigue un procedimiento mejorado de absorción y
desorción que elimina los problemas antes mencionados, en relación
con las técnicas previamente conocidas.
Los inventores encontraron un método para
eliminar y recuperar CO_{2} de los gases de escape de una central
generadora de energía eléctrica y/o calor (una central principal)
por absorción química y desorción, respectivamente, en el que los
gases de escape son alimentados a un absorbedor que contiene un
absorbente químico en el que el CO_{2} es absorbido en dicho
absorbente y se forma una corriente de gases de escape empobrecidos
en CO_{2}, y el absorbente rico en CO_{2} es alimentado, además,
a un desorbedor en donde se elimina el CO_{2} del absorbente, y el
absorbente esencialmente libre de CO_{2} es hecho recircular al
absorbedor y el gas CO_{2} desorbido es descargado, donde los
gases de escape son enfriados y comprimidos de nuevo a una presión
elevada en un compresor de una central secundaria integrada en la
central principal, dicho absorbedor y dicho desorbedor, antes de
entrar en el absorbedor, y porque los gases de escape empobrecidos
en CO_{2} que salen de absorbedor son recalentados y expandidos
adicionalmente en un expansor de dicha central secundaria.
\newpage
La nueva compresión de los gases de escape
consumirá una cantidad sustancial de energía. El consumo de energía,
no obstante, se reducirá sustancialmente si una turbina de gas o un
sistema de compresor y expansor con intercambio de calor para
refrigeración, por ejemplo, un ciclo Brayton, denominado en lo que
sigue sistema de energía secundario, se integra con la central
generadora de energía eléctrica y/o calor, denominada en lo que
sigue el sistema de energía principal, y la unidad de absorción de
CO_{2} que puede estar, entonces, en un proceso de absorción y
desorción mejorado. El ciclo Brayton, que es un proceso de
compresión y expansión, es la base de todos os ciclos de las
turbinas de gas.
De acuerdo con el presente invento, los gases de
escape del sistema de energía principal son enfriados y comprimidos
(opcionalmente con intercambio de calor para refrigeración entre las
etapas) en el sistema de energía secundario. Los gases de escape
comprimidos que contienen CO_{2} son enfriados y alimentados a una
unidad absorbedora del sistema de absorción y desorción de CO_{2}
de acuerdo con el presente invento. Los gases de escape empobrecidos
en CO_{2} que salen de la unidad absorbedora son recalentados y
expandidos, en el sistema de energía secundario, hasta casi la
presión atmosférica, generándose así energía para comprimir los
gases de escape que contienen CO_{2} que entran en la unidad
absorbedora. El número de etapas de compresor con intercambio de
calor para refrigeración, la presión de recompresión y la
temperatura de recalentamiento, se seleccionan de tal modo que la
turbina de expansión genera bastante potencia para, por lo menos,
impulsar el compresor.
En la unidad absorbedora antes mencionada, los
gases de escape son primero alimentados a una columna de absorción
donde son puestos en contacto con un absorbente que capta la mayor
parte del CO_{2}. El absorbente rico en CO_{2} procedente de la
unidad de absorción, es bombeado, en la forma requerida, a la
presión de desorción, que puede ser mayor que la presión de
absorción. La temperatura a la que es llevado el absorbente rico en
CO_{2} se incrementa hasta el valor necesario para poner al
CO_{2} en desorción a una presión que facilite la condensación con
agua de refrigeración; típicamente, esto exigiría 50 bar o más.
Tras incrementar la temperatura de la corriente
de absorbente rico, ésta es alimentada a un primer separador
gas-líquido antes de entrara en la unidad de
desorción.
Para evitar un acarreo indebido de la parte
activa (típicamente una alcanolamina) en el absorbente, el primer
separador gas-líquido tiene un desflegmador (es
decir, un condensador con reflujo) instalado en la corriente de gas.
En este desflegmador tendrá lugar una separación de la fase líquida
condensada, quedando la mayor parte del agua en el CO_{2} ya que
la parte activa es menos volátil que el agua. La fase condensada
fluirá de vuelta al separador.
Una disposición similar está prevista sobre la
parte superior de la columna de desorción. La energía captada en el
desflegmador es recuperada previsiblemente.
Además, el desorbedor está equipado con un
rehervidor lateral en un lugar donde todavía hay CO_{2} en el
absorbente y la temperatura es, así, menor de lo que sería si
viniese dictada sólo por la presión de vapor de la solución
absorbente. Esta menor temperatura facilita el uso de la energía a
una temperatura más baja que si se utilizase un rehervidor de fondo,
donde está presente muy poco CO_{2}. El efecto rehervidor final
es proporcionado por vapor de agua vivo.
El uso de los desflegmadores permite utilizar
temperaturas más altas en las unidades de desorción que en unidades
de desorción usuales, sin perder más absorbente activo. Los
desflegmadores también proporcionan salidas de agua que proporcionan
más libertad de uso del vapor de agua vivo que en el caso de un
sistema de absorción-desorción usual. El vapor de
agua vivo permite utilizar vapor de agua a una temperatura más baja
de lo que se requeriría si hubiese de superarse la diferencia de
temperatura en un intercambiador de calor.
La presión del CO_{2} recuperado se consigue
mediante el uso de energía térmica a través de la desorción de
CO_{2} a una presión superior creada por aplicación de una
temperatura en el desorbedor más alta que la utilizada usualmente.
El factor habilitador es el funcionamiento de la columna de
absorción a una presión que es el resultado de la recompresión de
los gases de escape. A pesar de la recuperación de energía de los
gases de escape empobrecidos en CO_{2}, comprimidos, esto
representa un consumo de energía finito que implica una pérdida de
eficacia para el proceso global de conversión de energía. Por tanto,
la recompresión de los gases de escape y, así, la presión de la
columna de absorción, deben mantenerse al mínimo.
El seleccionar la combinación correcta de presión
de recompresión y temperatura de recalentamiento constituye un
factor muy importante con el fin de conseguir un proceso eficiente
de acuerdo con el presente invento. Una temperatura de
recalentamiento incrementada, en combinación con una relación de
presión del ciclo ligeramente incrementada, mejorara la eficacia del
proceso. Esto es aplicable a todos los ciclos de turbinas de gas de
acuerdo con el principio del ciclo de Brayton. El recalentamiento
puede conseguirse utilizando el calor disponible en los gases de
escape calientes generados en el sistema de energía principal. La
temperatura de recalentamiento, en este caso, está limitada a la
temperatura de los gases de escape calientes que, normalmente, están
por debajo de los 500-700ºC. Una combustión
adicional en el sistema de energía principal para calentar los gases
de escape empobrecidos en CO_{2}, comprimidos, del sistema de
energía secundario, mejorará la relación entre combustible y
energía, porque incrementará la concentración de CO_{2} en los
gases de escape y permitirá una temperatura de recalentamiento más
alta. El compromiso entre los dos casos de recalentamiento presenta
un coste superior en inversiones pero ofrece una eficacia mejorada
en el caso de la combustión adicional, frente a un equipo menos
costoso pero una eficacia inferior en el caso de recalentar los
gases de escape calientes. En ambos casos, el calor suministrado a
los gases de escape empobrecidos en CO_{2} y comprimidos puede
recuperarse como energía con alto rendimiento en una turbina al
descomprimir el gas.
Merced a este método, la eficacia global del
proceso puede ser del mismo orden que si el CO_{2} se eliminase y
se recuperase a presión atmosférica, pero la elevada presión de
absorción reducirá sustancialmente el tamaño del sistema de
eliminación y recuperación de CO_{2}, ya que el volumen de gases
reduce cuando el gas está comprimido, y la fuerza de activación para
la absorción crece. Se cuenta, en consecuencia, con una reducción,
tanto del diámetro como de la altura de la torre de la columna de
absorción. También pueden reducirse el volumen y el peso de la
columna de desorción si se explota la mayor presión parcial del
CO_{2} en el gas que abandona la columna de absorción para dejar
más CO_{2} en el absorbente regenerado (pobre). Alternativamente,
esto podría aprovecharse para aumentar la recuperación de
CO_{2}.
La alta presión hace técnica y económicamente
factible seleccionar otras alcanolaminas distintas de la MEA. Pueden
encontrarse entonces otras alcanolaminas que sean más eficientes
desde el punto de vista energético, menos corrosivas y menos
propensas a la degeneración, por ejemplo, la MDEA. La presión
elevada en el absorbedor permite utilizar aminas terciarias para
absorber el CO_{2} y esto elimina los problemas de corrosión y de
degradación asociados con el uso de MEA como parte químicamente
activa del absorbente.
La recuperación de CO_{2} a presión elevada
también hará que disminuya el trabajo requerido para comprimir el
CO_{2} antes de la inyección y la deposición.
La recirculación de los gases de escape en el
sistema de energía principal mejorará adicionalmente el rendimiento
de generación de energía eléctrica.
La elevada presión parcial del CO_{2} en el
fondo de la torre de absorción también permite una carga superior de
CO_{2} en la alcanolamina, lo cual reduce el régimen de
circulación de absorbente requerido para conseguir la eliminación de
CO_{2}.
El método de acuerdo con el invento proporciona
la separación de absorbente y agua de las corrientes superiores de
la sección de desorbedor, proporcionando así mayor libertad para
permitir el uso de vapor de agua vivo en la columna de separación.
El uso de vapor de agua vivo para conseguir un efecto térmico de
máxima temperatura, significa que su nivel de temperatura puede
reducirse mediante la fuerza de activación utilizada, por lo demás,
para obtener calor indirecto. Esta característica y el uso de un
rehervidor lateral, permite emplear un medio de calentamiento a una
temperatura más baja que la normalmente empleada en tales
procesos.
El invento se explicará adicionalmente y se
considerará en los ejemplos correspondientes a las figuras.
La Figura 1 ilustra una central generadora de
energía eléctrica y de calor integrada con un ciclo Brayton y un
sistema de absorción-desorción de CO_{2} de
acuerdo con el presente invento.
La Figura 2 ilustra una central generadora de
energía eléctrica y de calor integrada con un ciclo Brayton y un
sistema de absorción-desorción de CO_{2} de
acuerdo con el presente invento y en la que un calentador por
combustión está integrado con la central principal generadora de
energía eléctrica y/o de calor.
La Figura 3 muestra elementos que caracterizan a
una instalación de absorción-desorción para
facilitar una forma más económica, desde el punto de vista
energético, de eliminar y recuperar CO_{2} de gases de escape
llevando a cabo una desorción a presión elevada por lo que el
CO_{2} se recupera a presión.
La Figura 4 muestra el consumo de calor de la
unidad de absorción-desorción en función de la
presión parcial de CO_{2} en la entrada a la columna de
absorción.
Se alimenta aire 1 al compresor 23 de una turbina
de gas, comprimiéndose el aire en él. El aire 2 a presión y
temperatura elevadas es alimentado a la cámara de combustión 29,
donde es utilizado para quemar un combustible 3 que contiene carbón.
La corriente 4 de gases de combustión calientes es despresurizada en
el expansor 24 de la turbina de gas hasta casi la presión
atmosférica y se genera energía eléctrica en el generador 22 de
energía eléctrica. (Alternativamente, la energía puede utilizarse
directamente para accionar una máquina). El calor es recuperado
parcialmente generando vapor de agua (43) en una caldera 31
(opcionalmente) y parcialmente por intercambio térmico con los
gases de escape 13 empobrecidos en CO_{2} en el intercambiador de
calor 36. La corriente completa 7 de gases de escape es enfriada
adicionalmente con agua de refrigeración (44) en el intercambiador
de calor 32 hasta por debajo de 50ºC. Los gases de escape fríos 9
son alimentados, además, a un compresor (25) (etapa 1) y 26 (etapa
2), siendo enfriados con un medio de refrigeración (40) entre las
etapas. Pueden utilizarse una o tres etapas de intercambio térmico
para refrigeración. La corriente 12 puede ser enfriada hasta menos
de 50ºC en un intercambiador de calor enfriado por agua (no
mostrado).
El CO_{2} de los gases de escape es eliminado
en la unidad 35, desde la que es purgada del sistema una corriente
19 de CO_{2}. La corriente 13 de gases de escape empobrecida en
CO_{2} es recalentada en el recuperador 36 y es despresurizada en
el expansor 27 hasta, casi, la presión atmosférica. Los gases de
escape 18 empobrecidos en CO_{2} procedentes del expansor 27 son
descargados a la atmósfera. La temperatura de la corriente 14 es
regulada de tal forma que la energía generada en el expansor 27 sea
suficiente para conseguir la compresión de los gases de escape
9.
Con el fin de reducir el volumen de gases de
escape que ha de tratarse en la unidad de absorción y desorción de
CO_{2}, y para incrementar la concentración de CO_{2} y, de este
modo, reducir el coste de las unidades de CO_{2}, parte de los
gases de escape del ciclo de la turbina de gas principal pueden ser
recirculados en forma de corriente 8. Esta recirculación de los
gases de escape es regulada de tal manera que la concentración de
oxígeno en la corriente 2 sea, por lo menos, suficiente para
mantener una llama en el combustor 29. Una configuración alternativa
del procedimiento de acuerdo con el invento comprende un
procedimiento de acuerdo con la figura 1 y en él la corriente 14 de
gases de escape empobrecida en CO_{2} es calentada adicionalmente
por medio de un combustor de turbina de gas, por adición de un
combustible. Esto incrementará la eficacia del combustible, pero la
aplicación de un combustible que contenga carbono reducirá el grado
de recuperación de CO_{2}. En este caso, el combustible preferido
será el hidrógeno. La energía en exceso podría recuperarse como
energía eléctrica mediante un generador de energía eléctrica. El
contenido de calor de los gases de escape 18 puede recuperarse, por
ejemplo, por generación de vapor de agua.
Otra configuración alternativa del procedimiento
comprende un procedimiento de acuerdo con la figura 1, en el que la
corriente 13 de gases de escape empobrecida en CO_{2} es calentada
por medio de un combustor de turbina de gas por adición de un
combustible. En esta caso, se omite el intercambiador de calor 36.
En el ciclo de turbina de gas secundaria se consigue una admisión a
alta temperatura (> 1000ºC) al expansor de la turbina de gas
suponiendo que en la corriente 13 de gases de escape empobrecida en
CO_{2} queda, al menos, un 10% de oxígeno. Esto garantizará un
ciclo de turbina de gas secundario, eficiente. La desventaja de esta
configuración alternativa del procedimiento es el reducido grado de
eliminación de CO_{2} si se utiliza un combustible que contenga
carbono. De preferencia, debe utilizarse hidrógeno en el segundo
ciclo de turbina de gas para obtener un alto grado de eliminación de
CO_{2}. Puede utilizarse hidrógeno obtenido a partir de energía
solar o procedente de combustible fósiles cuando se elimina y se
deposita el CO_{2}.
Se alimenta aire 1 al compresor 23 de una turbina
de gas, comprimiéndose el aire en él. Aire 2 a presión y temperatura
elevadas es alimentado a un calentador (30) por combustión, donde es
utilizado para quemar una corriente 15 de combustible. Se transmite
calor a la corriente 16. La mezcla de gases quemados es calentada,
adicionalmente, en un combustor 29 quemando un combustible 20. La
mezcla de gases calientes es despresurizada en el expansor 24 de
turbina de gas hasta, casi, la presión atmosférica y se genera
energía eléctrica en el generador 22 de energía eléctrica.
(Alternativamente, la energía puede utilizarse directamente para
accionar una máquina). Se recupera calor generando vapor de agua
(43) en una caldera 31. La corriente 7 de gases de escape es
enfriada adicionalmente mediante agua de refrigeración en el
intercambiador de calor 32 hasta por debajo de 50ºC. Los gases de
escape enfriados 9 son alimentados, además, al compresor 25 (etapa
1) y 26 (etapa 2), enfriándolos con un medio de refrigeración (40)
entre las etapas; sin embargo, pueden utilizarse una o tres etapas
de intercambio térmico para enfriamiento.
El CO_{2} de los gases de escape es eliminado
en la unidad 35, desde la que una corriente 19 de CO_{2} es
purgada del sistema. La corriente 13 de gases de escape empobrecida
en CO_{2} es recalentada en un recuperador 34 y es calentada
adicionalmente en el calentador 30 por combustión bajo presión. La
corriente 16 es despresurizada en el expansor 27 hasta, casi, la
presión atmosférica y se recupera calor en el recuperador 34. Los
gases de escape 18 empobrecidos en CO_{2} son descargados a la
atmósfera.
Con el fin de reducir el volumen de gases de
escape a tratar mediante la unidad para eliminación de CO_{2},
parte de los gases de escape del ciclo de turbina de gas principal
pueden ser recirculados en forma de corriente 8. Esta recirculación
de los gases de escape es regulada de tal modo que la concentración
de oxígeno en la corriente 2 sea, al menos, suficiente para mantener
la llama en el combustor 29.
Una configuración alternativa del procedimiento
de generación de energía comprende un procedimiento de acuerdo con
la figura 2, en el que el CO_{2} de los gases de escape es
eliminado a lata presión y alta temperatura. Esta configuración del
procedimiento es ventajosa si se desarrolla un procedimiento de
eliminación de CO_{2} que pueda eliminar CO_{2} a alta
temperatura (250-550ºC). En este caso, la
recompresión de los gases de escape empobrecidos en CO_{2} puede
llevarse a cabo sin enfriamiento entre las etapas del compresor, lo
cual incrementaría la eficacia global del procedimiento.
La ventaja de este procedimiento es que
incrementará la concentración de CO_{2} en los gases de escape y
permitirá una temperatura elevada en la admisión al expansor 27 de
la segunda turbina de gas en comparación con el procedimiento de
acuerdo con la figura 1, con lo que en el procedimiento de
eliminación de CO_{2} habrá de tratarse una cantidad de gas
reducida y se incrementará la eficacia total del procedimiento. Todo
el combustible se añade al ciclo de la turbina de gas principal,
consiguiéndose un alto grado de eliminación de CO_{2}.
Gases de escape ricos en CO_{2} (12) se
alimentan a una columna de absorción (absorbedor) 103 que
proporciona una corriente 13 empobrecida en CO_{2}. Una solución
pobre 104 de CO_{2} es alimentada a la parte superior de la
columna 103 y la solución capta CO_{2} para proporcionar, así, una
solución 105 rica en CO_{2}. La corriente 105 es calentada en el
economizador (intercambiador térmico) 106 para proporcionar una
corriente 107 calentada que es calentada adicionalmente en el
calentador 108 (que se supone térmicamente integrado con el
procedimiento de generación de energía y de CO_{2}). El
calentamiento tiene como consecuencia que parte del CO_{2} se
convierta a una fase gaseosa par proporcionar la corriente 109 de
dos fases. La corriente 109 es alimentada entonces al separador 110
de gas-líquido por evaporación instantánea, en donde
la fase gaseosa sale como producto de cabeza 112, y la fase líquida
111, que todavía contiene CO_{2} asociado al absorbente, es
alimentada a la columna de desorción (o separador) 123. Si se hace
funcionar el separador 123 a una presión menor que la del separador
instantáneo 110, entonces la parte de fase gaseosa procedente de la
corriente 111 sufre una evaporación instantánea para salir con la
corriente de cabeza 124. La fase líquida de la corriente 111 circula
hacia abajo por el separador 123, a contracorriente con el vapor de
agua ascendente. Este vapor de agua es el resultado del rehervidor
120 y/o de vapor de agua vivo 119 introducido en el fondo. El uso
del rehervidor lateral 120 permite emplear energía de calidad
inferior (energía a menor temperatura) que si la función del
rehervidor hubiese de realizarse en el fondo del separador 123. Con
un rehervidor lateral 120, es necesario el vapor de agua 119 para
proporcionar un flujo de vapor ascendente en la sección inferior.
(Opcionalmente, esto podría conseguirse mediante un segunda
rehervidor). La solución regenerada 113, pobre en CO_{2}, es
encaminada al economizador 106, donde es enfriada antes de que, como
corriente 117, sea enfriada finalmente a la temperatura deseada para
entrar de nuevo en la columna de absorción 103. La corriente de
vapor 124 procedente del separador 123 pasa a un desflegmador
superior 126 que condensa el absorbente en condiciones de reflujo,
para recuperarlo. El absorbente recuperado es devuelto, 125, al
separador 123. La corriente de cabeza 127 puede contener todavía un
calor valioso (en forma de vapor de agua y gases calientes) y este
calor, que puede ser recuperado en el economizador 128, por ejemplo
en forma de vapor de agua, antes de que la corriente 129 sea llevada
a condensador 130 para recuperar el absorbente y condensado de agua
134 que es devuelto al bucle absorbente como corriente 134 mientras
que el CO_{2} recuperado sale como corriente 133 del separador
132. La fase gaseosa 112 que abandona el separador instantáneo 110
gas-líquido se muestra, también, conducida a un
desflegmador 135 para recuperación de absorbente, antes de que la
corriente 136 de gases sea sometida a enfriamiento, 37, seguido por
recuperación de condensado, 139, desde donde el CO_{2} abandona la
cabeza 140 mientras el condensado 141 es recirculado al bucle
absorbente.
El procedimiento de generación de energía como se
ha ilustrado en la figura 1 se considera en el siguiente
ejemplo.
Aire 1 en condiciones ambiente es alimentado a un
compresor 32 de turbina de gas, en donde el aire es comprimido hasta
20 bar. El aire comprimido 2 a 465ºC y 20 bar es alimentado a la
cámara de combustión 29, donde se le utiliza para quemar un
combustible 3 que contiene carbono. Parte del aire es utilizado con
fines de refrigeración. La corriente 4 de gases de combustión
calientes a unos 1250ºC es despresurizada en el expansor 24 de
turbina de gas hasta, casi, la presión atmosférica a unos 590ºC.
Se genera energía eléctrica en el generador 22 de
energía eléctrica. (Alternativamente, la energía puede ser utilizada
directamente para accionar una máquina). El calor es recuperado
parcialmente al generar vapor de agua (43) en una caldera 31
(opcionalmente) y parcialmente por intercambio térmico con gases de
escape 13 empobrecidos en CO_{2} en el intercambiador de calor 36.
Toda la corriente 7 de gases de escape a unos 170ºC es enfriada
adicionalmente con agua de refrigeración (44) en el intercambiador
de calor 32, hasta unos 40ºC. Alternativamente, parte del calor
puede utilizarse con fines de calentamiento, por ejemplo en una
instalación para la eliminación de CO_{2}. Los gases de escape
enfriados 9 son alimentados luego a un compresor 25 (etapa 1) y 26
(etapa 2) con enfriamiento merced a un medio de refrigeración (40)
entre las etapas. La corriente 12, a unos 10 bar, es enfriada
adicionalmente a menos de 35ºC en un intercambiador de calor
refrigerado con agua (no mostrado).
Mas del 80% del CO_{2} de los gases de escape
es eliminado en la unidad 35, desde la que se purga del sistema una
corriente 19 de CO_{2} la cual puede ser comprimida adicionalmente
e inyectada en un acuífero para deposición a largo plazo o puede ser
utilizada para conseguir una recuperación mejorada de petróleo y
gas.
La corriente 13 de gases de escape empobrecida en
CO_{2} es recalentada en el recuperador 36 hasta unos 450ºC y es
despresurizada en el expansor 27 hasta, casi, la presión
atmosférica. Los gases de escape 13 empobrecidos en CO_{2}
procedentes del expansor 27, son descargados a la atmósfera. La
temperatura de la corriente 14 es regulada de tal forma que la
energía generada en el expansor 27 sea suficiente para conseguir la
compresión de los gases de escape 9.
Con el fin de reducir el volumen de gases de
escape que ha de ser tratados en el sistema de eliminación y
recuperación de CO_{2}, pare de los gases de escape del ciclo de
la turbina de gas principal pueden ser recirculados en forma de
corriente 8. Esta recirculación de gases de escape es regulada de
tal forma que la concentración de oxígeno en la corriente 2 sea, por
lo menos, suficiente para mantener una llama en el combustor 29.
Esta recirculación también incrementará la eficacia de conversión
del combustible en energía eléctrica, como se muestra en la tabla
1.
Tabla
1
La eliminación de CO_{2} exclusiva para la
eficacia de la conversión combustible-energía
eléctrica para un procedimiento de generación de energía y de calor
de acuerdo con la figura 1 y la presión parcial de CO_{2} en la
admisión a la instalación para la eliminación y recuperación de
CO_{2} en función de la tasa de recirculación (corriente
8/corriente 9) de gases de escape del sistema de energía principal.
(Se incluye un ciclo de vapor de agua en la estimación calculando la
producción potencial de vapor de agua y suponiendo una eficacia del
28% para la conversión de energía térmica en energía mecánica
(denominado en lo que sigue ciclo simple de vapor de agua)).
\newpage
| Tasa de recirculación Corriente 8 | Eficacia conversión combustible | Presión parcial de CO_{2}, bar |
| /Corriente 9 | en energía, (%) | (admisión absorbedor CO_{2}) |
| 0 | 44,6 | 0,38 |
| 0,1 | 45,3 | 0,42 |
| 0,2 | 45,9 | 0,48 |
| 0,3 | 46,6 | 0,55 |
| 0,4 | 47,2 | 0,65 |
| 0,5 | 47,9 | 0,79 |
| 0,6 | 48,5 | 1,01 |
La Tabla 1 muestra que la recirculación de los
gases de escape mejora el rendimiento. Ello se debe a que la
recirculación de los gases de escape incrementa la concentración de
CO_{2} en dichos gases de escape y, así, reduce la cantidad de gas
que ha de tratarse en el sistema de energía secundario integrado y
en el sistema de eliminación y recuperación de CO_{2}. De acuerdo
con la figura 4 que muestra el consumo de calor en la instalación
para la eliminación del CO_{2} en función de la presión parcial de
admisión de CO_{2}, las necesidades de calor se reducirán si se
aumenta la presión parcial de CO_{2}.
La eliminación de CO_{2} por absorción con MEA
a presión atmosférica y suponiendo una recirculación del 50% de los
gases de escape, reducirá el rendimiento en unos 5-6
puntos porcentuales de acuerdo con la figura 4. La eliminación de
CO_{2} por absorción a 10 bar, reducirá el rendimiento en
3-4 puntos porcentuales. Se han realizado
estimaciones para un sistema de generación de energía basado en una
turbina de gas usual dada, con un ciclo simple de vapor de agua y
con una recirculación del 50% de los gases de escape, que ofrece un
rendimiento entre combustible y energía eléctrica del 51% sin
eliminación de CO_{2} y del 45-46% con eliminación
de CO_{2}.
Como comparación, el rendimiento entre
combustible y energía eléctrica con recompresión de los gases de
escape hasta 10 bar, de acuerdo con la figura 1, será de
aproximadamente 44-45% con eliminación de CO_{2} y
suponiendo una recirculación de los gases de escape del 50%.
Este ejemplo muestra que el consumo de energía y
de calor para la eliminación de CO_{2} a alta temperatura, es
parecido al consumo de energía y de calor si el CO_{2} se elimina
en un proceso a presión atmosférica. La ventaja reside en el tamaño,
sustancialmente reducido, del sistema de eliminación y recuperación
de CO_{2}. En un sistema de absorción/desorción, pueden utilizarse
aminas distintas de la MEA, menos propensas a la degradación, con
menores pérdidas de aminas, y menos problemas de corrosión.
El procedimiento de generación de energía como se
ha ilustrado en la figura 2 se considera en el siguiente
ejemplo.
Aire 1 en condiciones ambiente es alimentado a un
compresor 23 de turbina de gas, en donde el aire es comprimido a
unos 20 bar. El aire comprimido 2 a 465ºC y 20 bar es alimentado a
un calentador por combustión 29, donde es utilizado para quemar una
corriente 15 de combustible. Parte del aire es utilizada con fines
de refrigeración (no mostrado). Se transmite calor a la corriente
16. La mezcla de gases quemados es calentada adicionalmente en un
combustor 29 quemando un combustible 20. La mezcla de gases
calientes a unos 1250ºC es despresurizada en un expansor 24 de
turbina de gas hasta, casi, la presión atmosférica y se genera
energía eléctrica e el generador 22 de energía eléctrica.
(Alternativamente, la energía puede ser utilizada directamente para
accionar una máquina). Se recupera calor generando vapor de agua
(43) en una caldera 31. La corriente 7 de gases de escape a unos
100-170ºC es enfriada adicionalmente con agua de
refrigeración en el intercambiador térmico 32, hasta por debajo de
50ºC. Los gases de escape enfriados 9 son alimentados entonces a un
compresor 25 (etapa 1) y 26 (etapa 2) con enfriamiento merced a un
medio de refrigeración (40) entre las etapas. La corriente 12 a,
aproximadamente, 10 bar, es enfriada adicionalmente a por debajo de
35ºC en un intercambiador térmico enfriado con agua (no
mostrado).
Más del 80% del CO_{2} de los gases de escape
es eliminado en la unidad 35, desde la que se purga del sistema una
corriente 19 de CO_{2} que puede ser comprimida después e
inyectada en un acuífero para deposición a largo plazo o que puede
ser utilizada para conseguir una recuperación mejorada de petróleo y
gas.
La corriente 13 de gases de escape empobrecidos
en CO_{2} es recalentada en el recuperador 34 y es calentada
adicionalmente en el calentador por combustión 30 a presión hasta
unos 850ºC o más, dependiendo de la presión. La corriente 16 es
despresurizada en el expansor 27 hasta casi la presión atmosférica y
se recupera calor en el recuperador 34. Los gases de escape 18
empobrecidos en CO_{2} son descargados a la atmósfera.
La concentración de CO_{2} en la corriente 12
puede incrementarse aumentando la temperatura de la corriente 16,
como se muestra en la tabla 2.
Tabla
2
El rendimiento entre combustible y energía
eléctrica sin eliminación de CO_{2} para un procedimiento de
generación de calor y energía de acuerdo con la figura 2 y la
presión parcial de CO_{2} en la admisión a la instalación de
eliminación de CO_{2} en función de la temperatura en la admisión
del expansor 27 con una tasa de recirculación de gases de escape
(EGRR) de 0,5 (corriente 8/corriente 9).
| Temp. (ºC) en admisión expansor | Rendimiento, % | Presión parcial de CO_{2}, bar |
| (Figura 2) 755 | 49,4 | 0,89 |
| (Figura 2) 885 | 49,9 | 0,95 |
| (Figura 1) 450 | 47,9 | 0,79 |
Este ejemplo muestra que la integración de un
calentador por combustión en el sistema de energía principal para
calentar los gases de escape empobrecidos en CO_{2} podría
incrementar el rendimiento en comparación con el ejemplo1. La Tabla
2 muestra el efecto de aumentar la temperatura de precalentamiento
sobre el rendimiento del proceso.
Si se incluye la eliminación de CO_{2} por el
método mejorado de absorción/desorción, el rendimiento total entre
combustible y energía generada será de, aproximadamente,
46-47%, suponiendo un ciclo simple de vapor de agua.
El método usual con eliminación de CO_{2} e a, casi, la presión
atmosférica, podría dar un rendimiento entre combustible y energía
generada del 45-46% si se estima sobre las mismas
bases (composición del combustible, rendimientos del compresor y de
la turbina, temperaturas de los gases de chimenea, etc.).
El procedimiento de generación de energía como se
ha ilustrado en la figura 3 se considera en el siguiente
ejemplo.
El gas 12 de alimentación a la columna de
absorción 103 del sistema 35 de eliminación y recuperación del
CO_{2} se encuentra a 10 bar y 40ºC, con un contenido de CO_{2}
del 8%. El rendimiento en la eliminación del CO_{2} de la columna
de absorción 103, es del 80%. Funcionando con una condición de
equilibrio de, aproximadamente, el 80% en el extremo inferior de la
columna, utilizando un caudal de circulación de absorbente de 36,4
m^{3}/h y con un absorbente que consiste en una solución acuosa
4,3 molar de MDEA, la carga de CO_{2} en la solución es de 0,51
mole de CO_{2} por mol de MDEA.
Recuperándose calor de la solución pobre 116 en
el intercambiador de calor 106, la solución rica es calentada
adicionalmente en el intercambiador 108 hasta 140ºC. La
contrapresión de CO_{2} a partir de la solución es, entonces, de
unos 48 bar. Cuando está solución es sometida a evaporación
instantánea en el recipiente 110 a 10 bar, la carga de CO_{2} en
la solución se reduce a 0,27 moles de CO_{2} por mol de MDEA, que
es la carga de CO_{2} en la corriente 111. La fracción de vapor
pasa sale por la cabeza como corriente 112 hacia el desflegmador
135, donde la corriente es enfriada y condensada parcialmente. El
condensado fluye retrocediendo hacia abajo en 135 mientras actúa
como reflujo. La refrigeración está dispuesta de tal forma que no se
produzca pérdida significativa de MDEA en la corriente 136 mientras
su contenido de agua sea parecido al dictado por las condiciones de
equilibrio en la parte superior de 135. Esta agua es condensada
virtualmente por completo en el condensador 137. La columna de
desorción 123 funciona a, aproximadamente, 5 bar y tiene un
rehervidor lateral 120 activado mediante vapor de agua a 5 bar. La
solución que gotea por la columna 123 es calentada así a 140ºC,
dejando sólo una pequeña cantidad de CO_{2} en la solución . Este
resto es reducido adicionalmente hasta 0,05 moles de CO_{2} por
mol de MDEA en la sección de fondo de la columna 123 mediante uso de
inyección directa de vapor de agua. La corriente 124 de vapor de
cabeza de la columna de desorción pasa al desflegmador 126, que
funciona de manera análoga al desflegmador 135.
Esta técnica elimina, total o parcialmente, la
necesidad de comprimir el CO_{2} hasta una presión de deposición o
de consumo. La desorción a presión elevada puede llevarse a cabo sin
otros elementos que los indicados, el menos dentro del detalle
mostrado.
Gracias al presente invento, los inventores han
llegado a conseguir un método mejorado para la eliminación y
recuperación de CO_{2} de los gases de escape, el cual reduce el
peso y el volumen del equipo utilizado en el proceso de absorción y
desorción y permite el empleo eficaz de aminas distintas de la
MEA.
Se elimina la pérdida de rendimiento debida a la
recompresión limitando la presión de recompresión a menos de 30 bar
y, preferiblemente, a menos de 20 bar, y seleccionando la
combinación correcta de presión de recompresión y temperatura de
recalentamiento y merced a un uso eficiente de la energía en el
procedimiento de eliminación y recuperación de CO_{2}.
El invento reduce el valor de la temperatura de
la energía necesaria en el sistema de absorción y desorción de
CO_{2} utilizando un rehervidor lateral y/o vapor de agua
vivo.
Cuando se utiliza el método de acuerdo con el
invento, se evita el acarreo indebido de la parte activa del
absorbente debido a los desflegmadores instalados en el sistema de
absorción y desorción.
Además, el invento permite opciones en lo que
respecta a la selección de absorbentes.
El método tiene como resultado una reducida
cantidad de material residual, subproductos, menos problemas de
corrosión menos consumo de productos químicos y un peso y un volumen
reducidos del equipo utilizado.
Si bien el centro de la anterior exposición lo
han constituido las soluciones acuosas de MDEA, debe ser evidente
que con este invento también pueden utilizarse otras alcanolaminas,
incluyendo mezclas de las mismas, o los denominados activadores. El
método mejorado de desorción de acuerdo con el presente invento
puede utilizarse en cualquier procedimiento en el que se elimine
CO_{2} de un gas.
Claims (19)
1. Un método para eliminar y recuperar CO_{2}
de los gases de escape de una central generadora de energía
eléctrica y de calor (una central principal) por absorción química y
desorción, respectivamente, en el que el gas es alimentado a un
absorbedor que contiene un absorbente químico en el que el CO_{2}
es absorbido en dicho absorbente y se forma una corriente de gases
de escape empobrecidos en CO_{2} , y el absorbente rico en
CO_{2} es alimentado adicionalmente a un desorbedor en el que se
elimina el CO_{2} del absorbente, y el absorbente esencialmente
libre de CO_{2} es hecho recircular al absorbedor y se descarga el
gas con el CO_{2} eliminado por desorción,
caracterizado
porque
los gases de escape son enfriados y vueltos a
comprimir a presión elevada en un compresor de una central
secundaria integrada con la central principal, dicho absorbedor y
dicho desorbedor, antes de entrar en el absorbedor, y porque los
gases de escape empobrecidos en CO_{2} que salen del absorbedor
son recalentados y expandidos después en un expansor de dicha
central secundaria.
2. Un método de acuerdo con la reivindicación
1,
caracterizado
porque
la central secundaria incluye una turbina de gas
o un compresor y un sistema de expansor en una o más etapas.
3. Un método de acuerdo con la reivindicación
1,
caracterizado
porque
los gases de escape empobrecidos en CO_{2} son
expandidos en la central secundaria hasta, casi, la presión
atmosférica, generándose energía para comprimir los gases de escape
que contienen CO_{2} antes de que entren en el absorbedor.
4. Un método de acuerdo con la reivindicación
3,
caracterizado
porque
los gases de escape que contienen CO_{2} son
comprimidos sin intercambio de calor para enfriamiento hasta entre 5
y 30 bar en la central secundaria, ante de entrar en el
absorbedor.
5. Un método de acuerdo con la reivindicación
3,
caracterizado
porque
los gases de escape que contienen CO_{2} son
comprimidos hasta entre 5 y 30 bar y, más preferiblemente entre 7 y
20 bar por medio de un compresor con intercambio de calor para
enfriamiento en la central secundaria, antes de entrar en el
absorbedor.
6. Un método de acuerdo con la reivindicación
1,
caracterizado
porque
los gases de escape empobrecidos en CO_{2} son
recalentados por intercambio térmico con parte de la salida de gases
de escape del expansor de la turbina de gas de la central
principal.
7. Un método de acuerdo con la reivindicación
1,
caracterizado
porque
los gases de escape empobrecidos en CO_{2} son
recalentados por intercambio térmico con parte de los gases de
escape de la central secundaria o de la central principal y, además,
en un calentador por combustión, a presión, situado en la central
principal.
8. Un método de acuerdo con la reivindicación
1,
caracterizado
porque
los gases de escape empobrecidos en CO_{2} son
recalentados por intercambio térmico con los gases de escape que
salen de la segunda central y son calentados, además, por medio de
un combustor por adición de un combustible.
\newpage
9. Un método de acuerdo con la reivindicación
8,
caracterizado
porque
el combustible es gas natural o un combustible
que contenga hidrógeno o cualquier combustible que pueda ser
utilizado en un combustor de turbina de gas.
10. Un método de acuerdo con la reivindicación
8,
caracterizado
porque
la salida de gases calientes de la combustión del
combustor es expandida hasta. casi, la presión atmosférica.
11. Un método de acuerdo con la reivindicación
1,
caracterizado
porque
el absorbente rico en CO_{2} es bombeado a una
presión suficientemente alta para permitir la licuefacción del
CO_{2} con agua de refrigeración y, luego, es calentado antes de
ser alimentado a un primer separador gas-líquido en
donde la temperatura alcanzada es lo bastante elevada para permitir
que una fracción sustancial del CO_{2} sea desorbida dejando un
absorbente empobrecido en CO_{2}.
12. Un método de acuerdo con la reivindicación
11,
caracterizado
porque
el gas sometido a evaporación instantánea,
consistente en CO_{2}, agua y el componente químicamente activo,
es conducido a un desflegmador en donde es enfriado mientras el
absorbente químicamente activo es condensado de manera preferente y
es hecho fluir de vuelta hacia abajo por el desflegmador y de vuelta
al separador gas-líquido.
13. Un método de acuerdo con la reivindicación 11
y la reivindicación 12,
caracterizado
porque
la temperatura en la parte superior del
desflegmador es regulada para asegurar la recuperación esencialmente
completa de la parte químicamente activa del absorbente, al tiempo
que se deja vapor de agua para una etapa de condensación
siguiente.
14. Un método de acuerdo con la reivindicación 1
y la reivindicación 11,
caracterizado
porque
la fracción líquida procedente del primer
separador gas-líquido es alimentada a una columna de
desorción que puede estar a cualquier presión igual o menor que la
presión del citado separador gas-líquido.
15. Un método de acuerdo con la reivindicación 1
y la reivindicación 11,
caracterizado
porque
la columna de desorción tiene una o más fuentes
de calor hacia abajo por la columna para asegurar la desorción del
CO_{2} y la producción de vapor de agua para que actúe como gas
separador.
16. Un método de acuerdo con la reivindicación
15,
caracterizado
porque
una fuente de calor es un rehervidor lateral en
una etapa en la que el contenido de CO_{2} en el líquido permite
el uso de una fuente de calor a una temperatura en el margen de
100-150ºC.
17. Un método de acuerdo con la reivindicación
15,
caracterizado
porque
la fuente final de calor en la base de la columna
de resorción se proporciona en forma de vapor de agua vivo.
\newpage
18. Un método de acuerdo con la reivindicación
11,
caracterizado
porque
la corriente de gas de cabeza de la columna de
desorción, consistente en CO_{2}, agua y el componente
químicamente activo, es conducida a un desflegmador en donde es
enfriada mientras se condensa de preferencia el absorbente
químicamente activo y se le hace fluir de vuelta hacia abajo por el
desflegmador y de vuelta a la columna de desorción.
19. Un método de acuerdo con la reivindicación 11
y la reivindicación 18,
caracterizado
porque
la temperatura en la parte superior del
desflegmador es regulada para asegurar la recuperación esencialmente
completa de la parte químicamente activa del absorbente, al tiempo
que se deja vapor de agua para una siguiente etapa de
condensación.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO990812A NO990812L (no) | 1999-02-19 | 1999-02-19 | Metode for Õ fjerne og gjenvinne CO2 fra eksosgass |
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Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ES00902207T Expired - Lifetime ES2206185T3 (es) | 1999-02-19 | 2000-01-26 | Un metodo para eliminar y recuperar co2 del gas de escape. |
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| Country | Link |
|---|---|
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