La producción de H - Universidad de Castilla

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Universidad de Castilla-La Mancha, 11 y 12 de abril de 2013
Jornada científico-técnica
Cátedra ELCOGAS
“LA GASIFICACIÓN COMO TECNOLOGÍA PARA LA PRODUCCIÓN
EFICIENTE DE ENERGIA Y DE COMBUSTIBLES DE FUTURO”
Producción de H2 y captura de CO2
Pedro Casero – Departmento I+D+i, Elcogas (pcasero@elcogas.es, www.elcogas.es)
índice
Cátedra ELCOGAS
1.Producción de H2 mediante gasificación
2.La captura y almacenamiento de CO2
3.Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto
4.Costes
índice
Cátedra ELCOGAS
1.Producción de H2 mediante gasificación
2.La captura y almacenamiento de CO2
3.Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto
4.Costes
1. Producción de H2 por gasificación
Producción mundial de H2
Cátedra ELCOGAS
Distribución por Fuente de
Energía Primaria
18%
4%
48%
30%
Fuente: UNICAMP (2004)
Electrólisis
Gas Natural
Petróleo
Carbón
1. Producción de H2 por gasificación
Proceso general
Cátedra ELCOGAS
GASIFICACIÓN
ACONDICIONAMIENTO
PRODUCCIÓN
SECUNDARIA H2:
REACCIÓN
GAS-AGUA
PROCESOS CAPTURA
CO2 y
PURIFICACIÓN H2
Paso 1: Producción del gas de síntesis por Gasificación
Compuesto carbonoso + O2 + H2O
400-1600ºC
10-40 bar
CO + H2 + Impurezas
Paso 2: Acondicionamiento elim.cenizas, partículas, comp. de azufre
Cenizas
Paso 3: Reacción gas-agua o “shifting”
Char
CO + H2O
Cl-
CO2 + H2
CN-
Paso 4: Separación de H2 y CO2
H2
y
CO2
La producción de H2 a partir de combustibles fósiles lleva
implícita la generación de CO2 ⇒ Para poder hablar de H2
“limpio” hay que considerar la CAC
SH2
COS
CO2
N2 …
CO2
H2
1. Producción de H2 por gasificación
Tecnologías existentes
Cátedra ELCOGAS
Tecnologías existentes y comerciales para cada proceso
Producción syngas Conversión CO a CO2
Reformado GN
POX
ATR
Gasificación (GICC)
Reacción WGS
Separación CO2 / H2
Purificación H2
Absorción química
Adsorción
Absorción física
Permeación
Absorción físico-química Destilación criogénica
Adsorción
Membranas
Criogenia
Tecnologías emergentes:
• Normalmente combinación de algunas existentes:
– WGSMR (water-gas-shift membrane reactor): reacción + membrana
– SEWGS (sorbent enhanced water-gas-shift): reacción + adsorción
• Y mejora operativa de las existentes: mejores catalizadores y solventes, procesos más
eficientes, separación a más alta temperatura, …
1. Producción de H2 por gasificación
Cátedra ELCOGAS
Tecnologías existentes: producción de syngas
Reformado con vapor de gas natural o hidrocarburos ligeros (SMR)
- Existen actualmente plantas de hasta 480 t/día H2 y 2500 t/día CO2
- Paso previo al reformado: eliminación azufre del combustible alimentación para evitar
envenenamiento del catalizador
Oxidación parcial de gas natural e hidrocarburos ligeros (POX)
- El combustible reacciona con oxígeno puro a alta presión para producir el gas de
síntesis.
- Proceso exotérmico a alta temperatura (1.250-1.400 ºC) que no requiere aporte de
calor de ninguna fuente externa
Reformado auto-térmico de gas e hidrocarburos ligeros (ATR)
- Combinación del reformado y la oxidación parcial
- El calor necesario para la reacción de reformado es aportado por la reacción de
oxidación parcial usando oxígeno o aire
1. Producción de H2 por gasificación
Tecnologías existentes: producción de syngas
Cátedra ELCOGAS
Gasificación de carbón, biomasa y residuos
- Oxidación parcial del combustible, pudiéndose utilizar también vapor como agente oxidante en el
reactor (gasificador) para producir un gas sintético.
- Tipos gasificador: lecho fijo, fluido, arrastrado
- Oxidante principal: aire u oxígeno
Flue gas to stack
- Temperatura operación: hasta 1.800 ºC
Steam
Heat Recovery
G
Steam
- Presiones: entre 0,1 y 7MPa
Generator
STEAM TURBINE
135MWISO
HP Steam
Coal
MP Steam
PetCoke
Limestone
Condenser
Hot combustion gas
Cooling tower
HP Boiler
Coal
preparation
MP Boiler
Coal - N2
Filtration
Gasifier
Raw Gas
Sulfur
removal
Water
wash
Water
to treatment
Quench Gas
Tail
Gas
Claus Gas
Air
N2
O2
Slag
O2
Sulfur recovery
Fly ash
Sulfur
(recovery of 99.8%)
Waste N2
Air Separation Unit
Compressed air
Diagrama de la Central GICC Puertollano
Clean
Syngas
G
GAS TURBINE
200 MWISO
1. Producción de H2 por gasificación
Cátedra ELCOGAS
Tecnologías existentes: conversión CO a CO2
Reacción gas-agua (Water Gas Shift Reaction):
CO + H 2O ↔ CO2 + H 2
• Conversión catalítica exotérmica. Es la tecnología comercial más extendida y probada para
la producción de CO2 y H2 a partir de una corriente rica en CO.
• Catalizadores:
Dulces: necesario retirar azufre de la corriente a tratar. Normalmente FeCr
Ácidos: operan con azufre pero costes elevados. Normalmente CoMo
• La eficiencia en la conversión de CO es normalmente mayor del 90%
4,5
Salida CO % (base seca)
• Configuración convencional: HTS
(High Temperature Shift) seguido
de LTS (Low Temperature Shift)
con enfriamiento intermedio.
4
3,5
HT Shift
3
2,5
Enfriamiento entre lechos
2
1,5
LT Shift
1
0,5
Equilibrio
0
100
150
200
250
300
350
400
Temperatura, ºC
450
500
550
600
1. Producción de H2 por gasificación
Cátedra ELCOGAS
Tecnologías existentes: separación de CO2/H2
MÉTODO
COMENTARIOS
Absorción
química
Aplicable a eliminación de CO2 y H2S. Presiones parciales por debajo de 1,5 MPa.
Proceso simple: etapa absorción seguida de etapa de regeneración del disolvente
Tres tipos de aminas: primarias (MEA), secundarias (DEA) y terciarias (MDEA).
MDEA: menor presión vapor, mayor resistencia a la degradación, cinética más
lenta => mayor caudal.
Estado del arte: considerable experiencia industrial, composiciones patentadas.
Disolventes absorben CO2 sin formar nuevos compuestos.
Estado del arte: disolventes patentados.
Aplicables a corrientes con presiones altas (2.0 MPa)
Mejor eficiencia energética pero utilizable a presiones superiores a 2 MPa,
Produce una corriente de CO2 lista para su almacenamiento o utilización.
Absorción física
Absorción físicoquímica
Adsorción
Membranas
Criogenia
Requiere cantidades importantes de adsorbente, pero su selectividad al H2 es alta
por lo que se utiliza en corrientes pequeñas o para purificar el H2 obtenido en un
proceso de separación anterior
Actualmente bajo porcentaje de recuperación del H2 por lo que se aplican para
separar una fracción del H2 contenido en el gas, pero no se obtiene una corriente
de CO2 concentrado lista para almacenamiento
Muy alto consumo energético
Solo es aplicable en procesos donde los productos del proceso criogénico tienen
un valor añadido alto
1. Producción de H2 por gasificación
Cátedra ELCOGAS
Tecnologías existentes: purificación de H2
Adsorción:
• Adsorción de los componentes indeseados (moléculas de
mayor tamaño: CO, CO2) a alta P y desorción a baja P. Se
obtiene corriente de H2 puro a alta P
• Basados en fuerzas intermoleculares entre compuestos
gaseoso a eliminar y material sólido
• PSA (Pressure Swing Adsorption): adsorción a presión y
regeneración mediante liberación de presión. Proceso
basado en ciclos de adsorción y regeneración
• Comercialmente disponible, experiencia en producción
comercial de hidrógeno y eliminación del CO2 de gas
natural.
• Adsorbentes sujetos a patente
Dos etapas genéricas:
1. Absorción
2. Regeneración
(despresurización, purga,
presurización)
1. Producción de H2 por gasificación
Cátedra ELCOGAS
Tecnologías existentes: purificación de H2
Permeación (membranas):
• La separación se logra debido a diferencias en las velocidades de transporte de los distintos
componentes del alimento a través de la membrana. La fuerza impulsora es el gradiente de presiones.
• Cuanta mayor pureza en el gas alimento, menor tasa de recuperación del H2
• Propiedades básicas de una membrana:
selectividad y la velocidad de permeación.
• A mayor selectividad, mayor es la
eficacia del proceso y menor la fuerza
impulsora requerida
• A mayor flujo transmembranal, menor
área requerida y menor el coste del
sistema
• Clasificación: orgánicas (pueden ser
poliméricas y biológicas), inorgánicas
(metálicas y cerámicas), e híbridas.
Criogenia: Diferentes puntos de ebullición del H2 (-252,8ºC, 1 atm) y CO (-191,5ºC, 1 atm). Elevado
consumo energético y por tanto coste.
El criterio de selección depende tanto de las condiciones de operación (P, %H2, ..) como de la
aplicación final del H2 producto (pureza requerida).
índice
Cátedra ELCOGAS
1.Producción de H2 mediante gasificación
2.La captura y almacenamiento de CO2
3.Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto
4.Costes
2. La captura y almacenamiento de CO2
Perspectiva
Cátedra ELCOGAS
Informe IPCC 2007 http://www.ipcc.ch/ipccreports
Agencia Internacional de la Energía, 2008
VENTAJAS
• Aplicable a la tecnología actual y a todos los
INCONVENIENTES
• Requiere caracterizar/controlar almacenes CO2
combustibles carbonosos
CAC
• Aumenta los costes de inversión y producción
• Reducción importante de las emisiones de CO2 (10 a 90
% según inversión)
• Opinión pública.
CAC: Parte clave de la estrategia de bajo-coste de GEI
2. La captura y almacenamiento de CO2
Cátedra ELCOGAS
Fuente: ZEP WG1Report (Agosto 2006)
Clasificación de tecnologías
2. La captura y almacenamiento de CO2
Cátedra ELCOGAS
Consideraciones sobre los diferentes métodos de captura
Post-combustión:
☺ Es aplicable a las tecnologías más extendidas y existentes de uso de combustibles fósiles
para generación de calor o electricidad
Su
aplicación en plantas de energía introduce altos costes adicionales de inversión,
reducción severa de eficiencia y requiere desarrollo tecnológico para el volumen de
gases a tratar
Oxi-combustión:
☺
Disminuye los costes de separación y lo facilita respecto a la combustión con aire
Requiere desarrollo de quemadores, calderas y equipos auxiliares para la combustión
con oxígeno puro que no existen actualmente
Pre-combustión:
☺
La tecnología, en la escala necesaria, existe comercialmente en la industria química
(producción de H2 y NH3), permitiendo la coproducción de electricidad con mayor
eficiencia. Es el único que se puede aplicar al transporte al permitir transformar el
combustible original en otro combustible libre de carbono
La implantación de estos sistemas, sin captura de CO2, para producción de electricidad
(GICC, RICC) es incipiente y sus costes de capital altos
2. La captura y almacenamiento de CO2
Cátedra ELCOGAS
Métodos de almacenamiento en formaciones geológicas
Opciones de almacenamiento geológico
1 Reservas agotadas de petróleo o gas natural
2 Uso del CO2 para recuperación mejorada de petróleo o gas (EOR)
3 Formaciones salinas – (a) en el mar (b) en tierra
Petróleo o gas
CO2 inyectado
CO2 inyectado
4 Vetas de carbón no explotables
Fuente: IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Technical report. 2005
2. La captura y almacenamiento de CO2
Proyectos de CAC en el mundo
Cátedra ELCOGAS
60
STORAGE
NOT SPECIFIED
INDUSTRIAL SEPARATION
N um be r of C C S pla nts
EOR
42%
50
Others
58%
40
OTHERS
17%
EUROPE
31%
STORAGE
STORAGE
30
POST-COMBUSTION
LOCATION
Others
38%
Others
38%
EOR
62%
ASIA
25%
USA
27%
OXYCOMBUSTION
EOR
62%
20
EUROPE
25%
10
LOCATION
LOCATION
USA
50%
Others
25%
OTHERS
50%
USA
50%
PRE-COMBUSTION
INDUSTRIAL SEPARATION
POST-COMBUSTION
PRE-COMBUSTION
PRE-COMBUSTION
0
Operation phase
Operation
phase
Construction phase
Construction
phase
Source: “The global status of CCS 2012” www.globalccsinstitute.com
Project
/ Design phase
Project
/ Design
phase
2. La captura y almacenamiento de CO2
Cátedra ELCOGAS
Proyectos de CCS (total o parcial) en el mundo
Proyectos activos
Proyectos piloto
Proyectos almacenamiento activos
Fuente: MIT - Carbon Capture and Sequestration Technologies Program
2. La captura y almacenamiento de CO2
Proyecto Sleipner
Cátedra ELCOGAS
Sleipner CO2 Injection
Capacidad estimada de
600 MtCO2
Inyección de CO2
NORWAY
SCOTLAND
GN tiene 9% CO2,
que se reduce al 2,5%
en
torres
de
absorción con aminas
CO2 se inyecta
Extracción de GN
Fuente: Dr. Ing. Tore A Torp, Statoil Research Centre, Norway
2. La captura y almacenamiento de CO2
Consideraciones sobre almacenamiento
Cátedra ELCOGAS
FASES DEL ALMACENAMIENTO:
1. Cierre. Desde el primer día.
2. Atrapamiento en microporos. Durante la inyección. Permanente.
3. Disolución en agua. Hundimiento hacia el fondo. En siglos.
4. Fijación mineral. Precipitación de sólidos. En milenios.
Seguimiento del CO2. Métodos sísmicos y de simulación
Time-lapse seismic datasets of CO2 stored in Utsira formation
Dissolution of CO2 in the Utsira Brine
Year 2412
Year 2021
Fuente: Dr. Ing. Tore A Torp, Statoil Research Centre, Norway
Year 2621
Year 5019
Year 7018
Source: Gemini No. 1, 2004 (NTNU and Sintef)
2. La captura y almacenamiento de CO2
Almacenamiento de CO2 en España
Cátedra ELCOGAS
CD
(34)
PE (19)
IT (31)
BG (19)
Fuente: IGME. Almacenamiento Geológico de CO2 (2011)
Estructuras analizadas
103
Capacidad de almacenamiento total
13,4 Gt CO2
Estructuras fiables (> 50 Mt de CO2)
55
Capacidad estimada de las 55 estructuras
12,1 Gt CO2
Tiempo previsto de almacenamiento (400 Mt CO2/año)
80 años
índice
Cátedra ELCOGAS
1.Producción de H2 mediante gasificación
2.La captura y almacenamiento de CO2
3.Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto
4.Costes
3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto
Proyecto PSE-CO2
Cátedra ELCOGAS
Objetivos:
Demostrar la viabilidad de la captura de CO2 y producción de H2 en un
GICC que emplea combustibles fósiles sólidos y residuos como fuente de
alimentación principal.
Obtener datos económicos suficientes para escalar el proyecto a la
capacidad total de producción de gas de síntesis del GICC de Puertollano.
Consejería de Educación, Ciencia y
Cultura
Participantes:
Participantes ELCOGAS – UCLM – Ciemat – INCAR CSIC
En operación desde octubre 2010. La primera instalación de este tipo en el mundo (14 MWt)
Coste de construcción (equipos y servicios): 13.5 Millones €
1.000 toneladas de CO2 capturadas durante PSE
6 toneladas de H2 puro producidas durante PSE
1.017 horas de operación acumuladas hasta diciembre 2012.
Operación intermitente asociada a desarrollo de proyectos oficiales o de investigación
interna
Consejería de Educación,
Ciencia y Cultura
3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto
Proceso planta piloto. Diagrama de bloques
Cátedra ELCOGAS
Compresor de reciclo
carbón + coque
gas
crudo
GASIFICACIÓN
PURIFICACIÓN Y
DESULFURACIÓN
FILTRACIÓN
Dulce
Ácido
Nm3/h
3.610
4.006
Bar
19,8
23,6
ºC
126
138
%CO2
60,45
53,72
%H2
21,95
19,57
%H2O
0,29
10,40
%H2S
0
0,70
%COS
0
0,11
CICLO
COMBINADO
2%
2%
Diseño
Gas de síntesis
limpio
Gas convertido
37,5 % CO2
50,0 % H2
3,0 % CO
100 t/d
CO2 + H2S
CO2 producto
Raw H2 (80% of purity)
Vapor MP
40%
Unidad de conversión
FeCr / CoMo
CO + H2O → CO2 + H2
Unidad separación
CO2 & H2
(Absorción química,
aMDEA)
gas de cola @ 1,3 bar
Unidad de
purificación
(PSA)
2 t/d
H2 producto
99,99% H2 @ 15 bar
3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto
Cátedra ELCOGAS
Planta piloto. Principales equipos y suministradores
PSA adsorbers
CO2 absorber
Sala de control
CO2 stripper
WGS reactors
Ingeniería: Empresarios Agrupados
Unidad CO2: Linde-Caloric
Unidad PSA: Linde
Control: Zeus Control
Reactores: Técnicas Reunidas
Catalizadores: Johnson Matthey
Construcción: Empresas locales
3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto
Unidad de conversión
Cátedra ELCOGAS
Gas síntesis
Vapor
Vapor MP
Shifted
gas
Generador vapor BP
Diseñ
Diseño
DULCE
ÁCIDO
Katalco 71-5M
Katalco K8-11
(FeCr)
(CoMo)
T entrada (ºC)
310 / 350
310 / 350
T salida (ºC)
480 / 390
480 / 390
Catalizador (m3)
2,1 / 1,9
2,1 / 1,9
Vapor/ CO (molar)
2,88
2,91
Catalizador
Shifted gas
Reactor
shifting 1
Generador vapor MP
Cond.
Cond gas
gas
Reactor
shifting 2
3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto
Unidad de conversión
Cátedra ELCOGAS
Penalización eficiencia vs tasa captura
Ventana operación WGS
320
10.0
Out of operation limits
9.5
Penalty in net efficiency (points)
300
290
280
270
Coking risk
Temperature inlet reactor 1 (ºC)
310
9.0
8.5
8.0
Tinr1: 310ºC
7.5
Tinr1: 257ºC
7.0
6.5
6.0
260
Minimum reaction temp
5.5
5.0
73
250
1,8
2
2,2
2,4
2,6
2,8
Steam/CO molar ratio
3
75
77
79
81
83
85
87
89
91
3,2
CO2 capture rate in IGCC Plant (%)
93
3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto
Unidad de separación
Cátedra ELCOGAS
Separador
condensados
Enfriamiento
De unidad
shifting
Absorbedora
Separador Syngas
Vapor BP
condensados
CO2 producto
Y
40 %
Shifted
gas
Y
H2 a PSA
Gas rico H2
60 %
Separador
CO2
CO2 Stripper
Vapor BP a
calderín
DULCE
1,00
ÁCIDO
92,6C
P absorción (barg) / T (ºC)
14,9/40
18,7/40
P regeneración (barg) / T (ºC)
0,85/92,6
0,85/92
Energía regeneración (GJ / tCO2)
3,1
3,1
Tasa de recuperación CO2 (%)
91,7
92,9
CO2 en corriente CO2 (% vol seco)
99,78
98,24
H2 en corriente CO2 (% vol seco)
0,19
0,22
H2S en corriente CO2 (% vol seco)
0
1,51
Eficacia separación CO 2 (tpu)
Diseñ
Diseño
0,99
0,98
82ºC
0,97
0,96
0,95
71,5ºC
0,94
31,5
32
32,5
33
33,5
34
34,5
35
35,5
36
CO2 entrada unidad (%vol bh)
36,5
37
37,5
38
38,5
3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto
Unidad de purificación
Cátedra ELCOGAS
H2 producido
Depósito gas de
cola
Adsorbedores
H2 enriquecido
(40 % caudal)
H2 de la unidad
de separación
Caudal
Nm3/h
P
bar
T
ºC
CO
%
H2
%
CO2
%
H2S
%
COS
%
Dulce
1.431
15,2
40
4,63
79,37
0,5
0,0
0,0
Ácido
1.412
19,1
40
4,02
80,44
0,5
Dulce
795
14,7
43
0,0004 99,99 0,0001
0,0
0,0
Ácido
795,1
18,6
43
0,0004 99,99 0,0001
0,0
0,0
Dulce
636
1,3
35,9
10,42
53,58
1,13
0,0
0,0
Ácido
616,9
1,3
35,7
9,2
55,23
1,14
Diseño
H2 de la
unidad de
separación
Vista general de la unidad PSA durante
montaje
H2
producido
Gases de
cola
Gas de cola
0,0001 0,0
0,0002 0,0
índice
Cátedra ELCOGAS
1.Producción de H2 mediante gasificación
2.La captura y almacenamiento de CO2
3.Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto
4.Costes
4. Costes de captura de CO2 y producción de H2
Coste de captura de CO2: retrofitting dulce
Cátedra ELCOGAS
Escenario. Incluir una unidad de captura de carbono basada en la implementación de una planta piloto a
la planta GICC de Puertollano.
Costes
de CO
2
no emitido =
Costes derivados de la unidad de CO
Cantidad de CO 2 no emitido
2
Costes de inversión. Costes de instalación: 349.800.000 € (sin PSA, factor de escala, 25 años,
intereses bancarios: 3 %).
Costes de O&M fijos: Repuestos, consumibles, mantenimiento, servicios externos,…: basados en
información interna: 416.232 €/año.
Costes de O&M variables: Pérdida de eficiencia => Pérdida de producción = f (horas de operación:
6.500; factor de carga: 0,92; penalización de eficiencia: 9%; precio energía eléctrica: 40 €/MWh).
Total de CO2 capturado: 90%
Costes de CO2 no emitido (sin compresión) :
26 €/tCO2 (~35 €/t con compresión)
Se han llevado a cabo análisis más extensivos (factor de escala, horas de operación, factor de carga,
COE, ∆η , costes de inversión).
4. Costes de captura de CO2 y producción de H2
Coste de captura de CO2: retrofitting dulce
Cátedra ELCOGAS
C o s te d e la to n e la d a d e C O 2 , € /t
C O2
60
55
c os te s C O 2 , € /t C O 2
50
45
40
35
30
25
20
15
10
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
90
3.000 h
80
3.500 h
70
4.000 h
60
4.500 h
50
5.000 h
40
5.500 h
30
6.000 h
20
6.500 h
10
7.000 h
20
37
40
60
80
100
120
Precio de la electricidad, €/MWh
eficiencia planta GICC con captura de CO2, %
Variables
Valor
Variables
Valor
Años de vida útil
25
Factor de carga medio anual
0,92
Euribor
3,0 %
Precio electricidad (€/MWh)
40
Factor de escala
0,75
Eficiencia neta de la planta con captura
33 %
Horas funcionamiento GICC
6.500
Gas tratado
100 %
7.500 h
4. Costes de captura de CO2 y producción de H2
Co-producción de H2 y electricidad
Cátedra ELCOGAS
Precio mercado H2 sin comprimir
(€/kg)
2,5
2
1,65
1,5
Mejor vender H2
1
0,5
Mejor vender electricidad
0
0
20
40
60
80
Precio mercado electricidad (€/MWh)
• Se produce H2 en la planta piloto a 15 bar y 43 ºC, por lo que necesita ser acondicionado para su posterior
comercialización.
• Teniendo en cuenta los costes de O&M de la producción de H2 para las condiciones estudiadas (60 €/MWh,
1,65 €/kg), se necesita un mínimo de 1.850 horas de operación anuales.
• Se podrían necesitar modificar los permisos medioambientales.
• Existe poca información de precios de venta de H2 en hidrogeneras. El precio varía entre 8 -15 €/kg.
4. Costes de captura de CO2 y producción de H2
Cátedra ELCOGAS
Aplicaciones del H2 producido en la planta piloto
Posibles aplicaciones del H2 producido en la planta piloto de Elcogas, que ilustran su
capacidad de 2 t/d.
Hyundai ix35 FCEV
• 165 CV, velocidad máxima 160 km/h
• Depósito de 5,64 kg de H2 a 700 bar. 3 minutos de
recarga.
• Autonomía de 560 km: o sea un consumo de 1,01
kg por cada 100 km
• Con la producción de 1 día de la planta piloto se
podrían recargar 354 coches como este, o bien
recorrer 2.000 km
• Se encuentra a la venta por 125.000 €.
Cohete Ariane 5
En su lanzamiento consume 24 toneladas de hidrógeno
líquido, que son los que produce la planta piloto en 12 días en
operación.
Cátedra ELCOGAS
Proyecto de Planta Piloto de captura de CO2 y
producción de H2
1) El proyecto piloto de captura de carbón ha sido un éxito: primero en su categoría
en el mundo, tasa de captura alcanzada >90% y coste de captura de CO2 puede ser
< 30 €/t.
2) La tecnología comercial está disponible a cualquier escala: la singularidad proviene
de la “integración en una planta GICC existente”.
3) Las pruebas realizadas muestran posibilidad de mejoras en condiciones de
operación y optimización del balance de energía.
4) Las estimaciones de costes de captura de carbono provienen de los datos de un
proyecto real.
5) De ahora en adelante, la planta piloto se usa para investigación interna.
6) Asimismo está disponible para proyectos de investigación internacionales y para
otros tipos de colaboración.
Universidad de Castilla-La Mancha, 11 y 12 de abril de 2013
Jornada científico-técnica
Cátedra ELCOGAS
“LA GASIFICACIÓN COMO TECNOLOGÍA PARA LA PRODUCCIÓN
EFICIENTE DE ENERGIA Y DE COMBUSTIBLES DE FUTURO”
Producción de H2 y captura de CO2
Pedro Casero – Departmento I+D+i, Elcogas (pcasero@elcogas.es, www.elcogas.es)
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