Repositorio Institucional de Documentos

1 UNIVERSIDAD DE ZARAGOZA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA ÁREA MÁQUINAS Y MOTORES TÉRMICOS MÁSTER EN ENERGÍAS RENOVABLES Y EFICIENCIA ENERGÉTICA PROYECTO FIN DE MÁSTER ESTUDIO DE FUNCIONAMIENTO ESTUDIO DE FUNCIONAMIENTO ESTUDIO DE FUNCIONAMIENTO ESTUDIO DE FUNCIONAMIENTO DE LA INTEGRACIÓN DE UNA DE LA INTEGRACIÓN DE UNA DE LA INTEGRACIÓN DE UNA DE LA INTEGRACIÓN DE UNA PLANTA SIDERÚRGICA CO PLANTA SIDERÚRGICA COPLANTA SIDERÚRGICA CO PLANTA SIDERÚRGICA CON UNA N UNA N UNA N UNA CENTRAL DE POTENCIA Y UN CENTRAL DE POTENCIA Y UN CENTRAL DE POTENCIA Y UN CENTRAL DE POTENCIA Y UN SISTEMA DE CAPTURA DE CO SISTEMA DE CAPTURA DE COSISTEMA DE CAPTURA DE CO SISTEMA DE CAPTURA DE CO 2 22 2 Eloy Pueyo Casabón Dirección del trabajo: D. Luis Miguel Romeo Giménez Zaragoza, 15 de noviembre de 2012 - 0 - A Manuel Casabón, que su inteligencia y humor están grabados al rojo vivo en mi memoria. A Marino Pueyo, que su bondad y cariño son un fuelle que alimenta su recuerdo en mí. Herreros de profesión, maestros del metal, y sobre todo abuelos de corazón. - 1 - AGRADECIMIENTOS " Todas las adversidades que he tenido en mi vida, todos los problemas y obstáculos, me han fortalecido " Walt Disney " Ciencia es todo aquello sobre lo cual siempre cabe discusión " José Ortega y Gasset En primer lugar debo agradecer a mi director de proyecto D. Luis Miguel Romeo Giménez por aceptar acogerme y guiarme en la realización de este último trabajo del máster. Aunque sé que su trabajo se debe a un número de personas elevado entre las que me encuentro yo; brindarme cualquier momento posible para aclararme y despejarme las dudas es un esfuerzo que debo tenerle en consideración. Debo agradecer de forma sobremanera su buen saber hacer y su orientación afectuosa y su cercanía a la hora de guiarme. Mi más sincero agradecimiento a mis familiares por su apoyo moral en todo momento. Un apoyo incondicional, gratuito e inagotable. Por sus palabras de aliento en los momentos bajos, por sus ‘enhorabuenas’ en los momentos de alegría. Por su curiosidad a la hora de conocer el transcurrir de mi carrera aunque no supiesen de que les estaba hablando. Por aguantarme durante la realización del TFM y darme ánimos cuando lo veía todo oscuro. Definitivamente, agradecerles que estuvieran allí y que sigan estando por muchos años. No podría olvidarme aunque quisiese de mis insustituibles compañeros de Universidad. Esos amigos ‘Robles’ que cada vez quedan menos por lo que fue el Centro Politécnico Superior. Espero que alguno de ellos quiera seguir la senda que hemos ido abriendo otros y así poder seguir compartiendo experiencias. A mis amigos de toda la vida, que después de aguantarme durante toda la carrera me he metido en un máster más especializado, decirles que para ellos siempre seré el ingeniero de la pandilla y que les podré ofrecer una visión tecnológica del mundo. Y por sus risas afectuosas cuando les cuento de qué ha ido el máster y sus caras de no comprender mucho. Como no podría ser de otro modo, agradecer a los nuevos compañeros del máster, casi todos foráneos de Aragón sus horas invertidas en ‘echar cervezas’ y en sudar la gota gorda en la sala de estudios del CPS. Y por esas conversaciones lingüísticas tan profundas que nos han hecho ver la diversidad de léxico de este idioma. También agradecer al Tribunal que evaluará el trabajo invertido en el presente trabajo fin de máster. Agradecer el tiempo que ha tenido que dedicar a su lectura, a la correspondiente reflexión para evaluarlo y por último el dedicado a escuchar la defensa, que aunque breve su carencia haría inútil el trabajo ejecutado. - 2 - RESUMEN ESTUDIO DE FUNCIONAMIENTO DE LA INTEGRACIÓN DE UNA PLANTA SIDERÚRGICA CON UNA CENTRAL DE POTENCIA Y UN SISTEMA DE CAPTURA DE CO 2 Como parte de las estrategias en la lucha contra el cambio climático y el reto que supone para la industria siderúrgica mejorar la eficiencia energética en la producción de acero y por tanto en la reducción de emisiones de CO2, se ha propuesto la integración de una planta siderúrgica con un sistema de captura de CO2 y una central de potencia. El objetivo de este TFM ha sido el desarrollo de una simulación de una industria siderúrgica, a nivel energético como másico. Seguidamente de un estudio de viabilidad de integración con una central de potencia para finalmente estudiar la integración con el sistema de captura de CO2. Para el estudio de la integración de los diferentes componentes se han simulado los balances de masa y de energía de la industria siderúrgica, atendiendo al comportamiento de cada componente interno según las mejores tecnologías disponibles actualmente. Todo ello seguido de un estudio del potencial inherente a la industria siderúrgica para una auto-captura de CO2. A la vista de los resultados obtenidos, el autor y director se decantan por la elección de un sistema CCS de solvente químico con aminas. De esta manera la integración energética y de captura permite la reducción de las emisiones de CO2 del orden del 90% con una producción eléctrica adecuada al régimen de funcionamiento de la planta siderúrgica. Para la producción eléctrica se ha escogido un ciclo combinado con turbina de gas en cabecera que aprovecha los gases energéticos de la siderurgia, con un ciclo de vapor en cola con una extracción de vapor para el sistema CCS. El sistema CCS es un ciclo de aminas de configuración básica (absorbedor-regenerador) con compresión de CO2. Por último se ha realizado un análisis económico así como de sensibilidad. Para ello se ha introducido el concepto de ‘emisiones evitadas’ estudiando las emisiones en cada una de las plantas por separado antes y después de la integración del sistema CCS. Los resultados preliminares son los suficientemente óptimos como para seguir investigando en este sector del campo de CCS. - 3 - Máster universitario Energías renovables y Eficiencia energética 15 de noviembre de 2012 ÍNDICE ÍNDICEÍNDICE ÍNDICE GENERAL GENERALGENERAL GENERAL Eloy Pueyo Casabón Director: D. Luis Miguel Romeo Giménez Eloy Pueyo Casabón, 2012 Índice general - 0 - ÍNDICE GENERAL ÍNDICE GENERALÍNDICE GENERAL ÍNDICE GENERAL MEMORIA MEMORIAMEMORIA MEMORIA 0.- Índice de la memoria 2 1.- Objeto 5 2.- Alcance 6 3.- Introducción. Gases de efecto invernadero y Kyoto 7 3.1.- Motivación histórica 7 3.2.- Gases que causan el efecto invernadero 7 3.3.- El protocolo de Kyoto 11 4.- Producción de acero 14 4.1.- Introducción 14 4.2.- Mejores tecnologías disponibles (BAT) 14 4.3.- Basic oxygen furnace 15 4.4.- Alto horno o Blast furnace 16 4.5.- Plantas de coque 16 4.6.- Plantas de sinterizado 17 4.7.- Unidad de separación de aire (ASU) 18 5.- Sistemas de captura de CO 2 20 5.1.- Absorción química 20 5.2.- Ciclos de carbonatación-calcinación 21 5.3.- Oxicombustión 22 5.4.- Chemical looping 24 5.5.- IGCC con captura de CO 2 25 6.- Simulación de la planta siderúrgica 28 6.1.- Producción de la industria siderúrgica 28 6.2.- Diagramas de bloques 28 6.3.- Diagramas de interacción 30 6.4.- Propiedades de los gases energéticos 33 6.5.- Balances de masa y energía 34 6.6.- Funcionamiento aislado 38 7.- Integración con una central de potencia 40 7.1.- Caracterización de la siderurgia 40 7.2.- Elección de turbina de gas 41 7.3.- Simulación del HRSG 41 7.4.- Caracterización del ciclo de vapor 42 7.5.- Simulación y resultados 42 7.6.- Potencial de captura de CO 2 44 8.- Integración con una central de potencia y CCS 48 8.1.- Caracterización de las aminas 48 8.2.- Descripción y parametrización del ciclo de aminas 48 8.3.- Diagrama de funcionamiento general 49 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Índice general - 1 - 8.4.- Turbinas de gas empleadas 50 8.5.- Potencias y producción eléctrica 51 8.6.- Emisiones de CO 2 53 9.- Emisiones de CO 2 evitadas 53 9.1.- Metodología 54 9.2.- Caso real. Integración CP+CCS 54 9.3.- Caso ficticio. Integración CP+CPficticia 55 9.4.- Emisiones de CO 2 evitadas 56 9.5.- Análisis económico 56 9.6.- Análisis de sensibilidad 58 10.- Conclusiones 61 10.1.- Metodología 61 10.2.- Caso real. Integración CP+CCS 61 10.3.- Caso ficticio. Integración CP+CPficticia 62 11.- Referencias de la memoria y Anexos 63 12.- Abreviaturas 70 ANEXOS ANEXOSANEXOS ANEXOS Anexo I – Industria de la siderurgia 71 1.- Introducción 74 2.- Mejores tecnologías disponibles actualmente 74 3.- Basic oxygen furnace (BOF) 75 4.- Blast furnace (BF) 77 5.- Electric arc furnace (EAF) 80 6.- Coke oven plants (CO) 82 7.- Plantas de sinterizado (Sinter plants) 84 8.- Unidades de separación de aire (ASU) 87 9.- Producción de la industria metalúrgica 91 10.- Configuración de la industria siderúrgica de simulación 92 Anexo II – Propiedades de las corrientes gaseosas energéticas 108 1.- Identificación de las corrientes gaseosas energéticas 110 2.- Método para calcular las propiedades 112 3.- Propiedades de las corrientes gaseosas energéticas 114 4.- Propiedades del vapor 115 Anexo III – Propiedades del resto de inputs 118 1.- Breve introducción 120 2.- Calores específicos 120 3.- Temperaturas de operación 121 4.- Balances de masa 123 5.- Balances de energía 126 Anexo IV – Modelización de la central de potencia 133 1.- Parámetros de funcionamiento de la caldera 135 2.- Turbina de gas 137 3.- Turbina de vapor 139 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Índice general - 2 - Anexo V – Simulación del caso base 143 1.- Introducción 145 2.- Funcionamiento aislado y sin integración 145 3.- Caracterización de la siderurgia 146 4.- Caracterización del ciclo de gas y HRSG 147 5.- Caracterización del ciclo de vapor 148 6.- Resultados 149 Anexo VI – Integración de un sistema CCS 154 1.- Introducción 156 2.- Propiedades de las aminas 157 3.- Potencial energético de la siderurgia para captura de CO 2 159 4.- Integración de CCS 163 Anexo VII – Emisiones de CO 2 evitadas 172 1.- Introducción 174 2.- Metodología 174 3.- Caso real – Integración CP+CCS 175 4.- Caso ficticio – Integración CP+CP ficticia 176 5.- Emisiones de CO 2 evitadas 178 6.- Análisis económico 179 7.- Análisis de sensibilidad 182 Anexo VIII – Simulación EES 187 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 1 - Máster universitario Energías renovables y Eficiencia energética 15 de noviembre de 2012 MEMORIA MEMORIAMEMORIA MEMORIA Eloy Pueyo Casabón Director: D. Luis Miguel Romeo Giménez Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 8 - incendios forestales y de pastizales constituyen también una fuente importante de CO2 atmosférico. La concentración del CO2 atmosférico subió desde 280 ppm en el periodo 1000 - 1750, a 368 ppm en el año 2000 [3], lo que representa un incremento porcentual de 31%. Se estima que la concentración actual es mayor que ocurrida durante cualquier periodo en los últimos 420.000 años, y es muy probable que también sea el máximo de los últimos 20 millones de años. Fig. 3 Energía primaria total suministrada [Mtep] [10] Cabe hacer presente que el carbono en la atmósfera en la forma de CO 2 constituye una porción muy pequeña del total de este elemento en el sistema climático. El carbono contenido en la atmósfera se estima en 730 PgC (1 PgC = 1 Peta-gramo de carbono = 1000 millones de toneladas) mientras que el CO 2 disuelto en los océanos es del orden de 38.000 PgC. Por otra parte, en el sistema terrestre se estima que existen unos 500 PgC en las plantas, y que son fijados mediante el proceso de fotosíntesis, y otros 1.500 PgC en materia orgánica en diferente estado de descomposición. Se estima que entre 1990 y 1999 el hombre emitió a la atmósfera un promedio de 6.3 PgC de carbono por año (ver Fig. 5). Por otra parte, en el mismo periodo la tasa anual de traspaso de carbono atmosférico hacia la biosfera se estimó en 1.4 PgC/año, y hacia el océano en unos 1.9 PgC/año. De esta forma el hombre contribuyó a aumentar la concentración del carbono en el reservorio atmosférico a una tasa de 3.0 PgC/año durante este periodo. Ver Fig. 4. Fig. 4 Concentración atmosférica mundial de CO 2 [3] Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 9 - Fig. 5 Emisiones globales de CO 2 por región [MtonCO 2 ] [10] 3.2.2 Metano (CH 4 ) La principal fuente natural de producción de CH 4 son los pantanos. El CH 4 se produce también en la descomposición anaeróbica de la basura en los rellenos sanitarios; en el cultivo de arroz, en la descomposición de residuos fecales de animales; en la producción y distribución de gas y combustibles; y en la combustión incompleta de combustibles fósiles. La concentración de metano aumentó entre 700 ppb en el periodo 1000 - 1750 y 1750 ppb en el año 2000, con un aumento porcentual del 151%. Ver Fig. 6. Fig. 6 Concentración atmosférica mundial de CH 4 [3] 3.2.3 Dióxido de nitrógeno (NO 2 ) El aumento del NO 2 en la atmósfera se deriva parcialmente del uso creciente de fertilizantes nitrogenados. El NO 2 también aparece como subproducto de la quema de combustibles fósiles y biomasa, y asociado a diversas actividades industriales (producción de nylon, producción de ácido nítrico y emisiones vehiculares). Un 60% de la emisión de origen antropogénico se concentra en el Hemisferio Norte. La concentración de NO 2 atmosférico creció entre 270 ppb en el periodo 1000 - 1750, a 316 ppb en el año 2000. Fig. 7 Concentración atmosférica mundial de óxido nitroso [3] Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 10 - 3.2.4 Ozono (O 3 ) El ozono troposférico se genera en procesos naturales y en reacciones fotoquímicas que involucran gases derivados de la actividad humana. Su incremento se estima en un 35% entre el año 1750 y el 2000. El ozono estratosférico es de origen natural y tiene su máxima concentración entre 20 y 25 km de altura sobre el nivel del mar. En ese nivel cumple un importante rol al absorber gran parte de la componente ultravioleta de la radiación solar. Se ha determinado que compuestos gaseosos artificiales que contienen cloro o bromo han contribuido a disminuir la concentración del ozono en esta capa, particularmente alrededor del polo sur durante la primavera del hemisferio sur. Ver Fig. 8. Fig. 8 Concentración atmosférica mundial de ozono. Sept 2009 [DU=Dobson units] 3.2.5 Halocarbonos Los halocarbonos son compuestos gaseosos que contienen carbono y algunos de los siguientes elementos: cloro, bromo o fluoro. Estos gases, que fueron creados para aplicaciones industriales específicas, han experimentado un significativo aumento de su concentración en la atmósfera durante los últimos 50 años. Una vez liberados, algunos de ellos son muy activos como agentes intensificadores del efecto invernadero planetario. Como resultado de la larga vida media de la mayoría de ellos, las emisiones que se han producido en los últimos 20 o 30 años continuarán teniendo un impacto por mucho tiempo. Tabla 1 Potencial de calentamiento global de los principales gases de efecto invernadero. [4] Vida Potencial de calentamiento global Especie Fórmula [años] 20 años 100 años 500 años CO2 CO2 variable 1 1 1 Metano CH4 12±3 56 21 6.5 Óxido nitroso N2O 120 280 310 170 HFC-23 CHF3 264 9100 11700 9800 HFC-32 CH2F2 5.6 2100 650 200 HFC-41 CH3F 3.7 490 150 45 HFC-43-10mee C5H2F10 17.1 3000 1300 400 HFC-125 C2HF5 32.6 4600 2800 920 HFC-134 C2H2F4 10.6 2900 1000 310 HFC-134a CH2FCF3 14.6 3400 1300 420 HFC-152a C2H4F2 1.5 460 140 42 HFC-143 C2H3F3 3.8 1000 300 94 HFC-143a C2H3F3 48.3 5000 3800 1400 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 11 - HFC-227ea C3HF7 36.5 4300 2900 950 HFC-236fa C3H2F6 209 5100 6300 4700 HFC-245ca C3H3F5 6.6 1800 560 170 Hexafluoruro de azufre SF6 3200 16300 23900 34900 Perfluoromethane CF4 50000 4400 6500 10000 Perfluoroethane C2F6 10000 6200 9200 14000 Perfluoropropane C3F8 2600 4800 7000 10100 Perfluorobutane C4F10 2600 4800 7000 10100 Perfluorocyclobutane c-C4F8 3200 6000 8700 12700 Perfluoropentane C5F12 4100 5100 7500 11000 Perfluorohexane C6F14 3200 5000 7400 10700 Perfluoromethane CF4 50000 4400 6500 10000 Perfluoroethane C2F6 10000 6200 9200 14000 Perfluoropropane C3F8 2600 4800 7000 10100 Perfluorohexane C6F14 3200 5000 7400 10700 La Tabla 1 nos presenta el potencial de calentamiento global de cada tipo de gas. De esta manera se pueden comparar los distintos gases de efecto invernadero entre sí ya que se toma como referencia el carbono. Todo ello, unido a la mentalidad cada vez más respetuosa con el medio ambiente, ha permitido desarrollar herramientas de cálculo de la huella de carbono [5][6][7] incluso páginas web interactivas para concienciar a la población sobre actuaciones futuras para la reducción de los efectos del cambio medioambiental [8]. 3.3 3.33.3 3.3 El protocolo de Kyoto El protocolo de KyotoEl protocolo de Kyoto El protocolo de Kyoto [9] [9][9] [9] El protocolo de Kyoto tiene su origen en la convención Marco de las Naciones Unidas sobre el cambio climático que fue aprobado en la sede de las Naciones Unidas, en Nueva York, el 9 de mayo de 1992. Esta convención es fruto de un proceso internacional de negociación a raíz de la publicación del primer informe de evaluación del Panel Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC). En este Informe se confirmaba la existencia y peligrosidad del fenómeno del cambio climático. 3.3.1 Objetivos adquiridos El protocolo de Kyoto marca objetivos obligatorios relativos a las emisiones de gases de efecto invernadero para las principales economías mundiales que lo han aceptado. Estos objetivos individuales van desde una reducción del -8% hasta un crecimiento máximo del +10% respecto a las emisiones del año base, que ha sido fijado en 1990 (se podrá utilizar el año 1995 para los gases fluorados) y resumen del protocolo de Kyoto según cita el protocolo ‘con miras a reducir el total de sus emisiones de los gases de efecto invernadero a un nivel inferior de no menos de un 5% al nivel de 1990 en el periodo de compromiso 2008-2012 a nivel mundial. A continuación se presenta la Fig. 9 con los objetivos de emisión de gases de efecto invernadero contraídos por las diferentes partes: Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 12 - Fig. 9 Objetivos fijados por los países firmantes del protocolo de Kyoto [9] La Unión Europea ha asumido un objetivo conjunto de reducción del -8% de sus emisiones de 1990 para 2008-2012, si bien esta reducción ha sido distribuida de forma diferenciada entre sus estados miembros en función del resumen del protocolo de Kyoto y de sus características individuales. Así, el estado español tiene un objetivo de incremento máximo del +15% de sus emisiones de gases de efecto invernadero respecto a las generadas en 1990. La Fig. 10 muestra el objetivo fijado por el protocolo de Kyoto y la evolución de las emisiones para España. 90 100 110 120 130 140 150 160 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 Emisiones de GEI Caso base Límite Kyoto Fig. 10 Emisiones de gases de efecto invernadero, referencia y límite establecido por el protocolo de Kyoto para España [Fuente propia] 3.3.2 Mecanismos flexibles del protocolo de Kyoto Estos mecanismos tienen el doble objetivo de facilitar a los países desarrollados el cumplimiento de sus compromisos de reducción y limitación de emisiones y promocionar la financiación de proyectos ‘limpios’ en países en desarrollo o en transición hacia económicas de mercado. Entre los mecanismos flexibles se incluyen los siguientes: · El comercio de Derechos de Emisión: mediante este mecanismo los países industrializados podrán comprar o vender una parte de sus derechos de emisión a otros países con el objetivo de alcanzar, de forma eficiente desde el punto de vista económico, los compromisos adquiridos en Kyoto. De esta manera, los países que reduzcan sus emisiones más de lo comprometido podrán vender los créditos de emisiones excedentarios a los países que consideren más difícil satisfacer sus objetivos. · La aplicación conjunta (JI por sus siglas en inglés): este mecanismo regula proyectos de cooperación entre países obligados a contener o reducir sus emisiones, de manera que Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 13 - la cantidad de ahorro gracias a las nuevas instalaciones, respecto a plantas más contaminantes, se comparte entre los participantes en los proyectos. · Mecanismos de desarrollo limpio (CDM por sus siglas en inglés): se trata de un mecanismo similar al anterior, dirigido a países con compromisos de reducción de emisiones, de manera que puedan vender o compensar las emisiones equivalentes que han sido reducidas a través de proyectos realizados en otros países sin compromisos de reducción, generalmente en vías de desarrollo. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 14 - 4 44 4 Producción de acero Producción de aceroProducción de acero Producción de acero Para información más detallada, ver Anexo I. 4.1 4.14.1 4.1 Introducción IntroducciónIntroducción Introducción La historia de la industria siderúrgica en España comienza en el siglo XIX. Los primeros altos hornos privados surgieron en Lugo en 1794. Más tarde, la siderurgia pasó a Andalucía. Siguiendo el modelo europeo de altos hornos se instalaron plantas en Marbella en Sevilla. A partir de 1852 las fábricas asturianas empezaron a trabajar a pleno rendimiento. La primacía de Asturias se debió a la abundancia de hulla y de mena de hierro en su territorio. Pero esta superioridad pasó a Vizcaya, al terminar 1876, comenzaron a instalarse en la ría del Nervión. Se acentuó la hegemonía vizcaína al frente de la siderurgia española y se concentró toda la producción en el norte. Altos Hornos de Vizcaya, empresa creada en 1902, se convirtió en la dominante en la siderurgia española. Después de la primera guerra mundial, a las provincias cantábricas se añadieron dos nuevas competidoras, Barcelona y sobre todo Valencia, que en los años 20 superó a Asturias. Después con el franquismo, se creó Ensidesa, que dio lugar a Aceralia, que se integró con la francesa Usinor y la luxemburguesa Arbed, creando así la actual Arcelor. 4.2 4.24.2 4.2 Mejores tecnologías disponibles (BAT) Mejores tecnologías disponibles (BAT)Mejores tecnologías disponibles (BAT) Mejores tecnologías disponibles (BAT) La producción de acero en la actualidad tiene cuatro posibles tecnologías o procesos para su obtención: · El alto horno (de ahora en adelante ‘Blast furnace’; BF) junto a la ruta de oxígeno básico en horno (a partir de ahora ‘Basic oxygen furnace’; BOF) para producir arrabio. · La fusión directa de la chatarra ferrosa (a partir de ahora ‘Electric arc furnace’; EAF) · La reducción por fundición o ‘Smelting reduction’ · La reducción directa o ‘Direct reduction’ En 2006 la producción de acero en la Unión Europea (EU27) se basaba en tecnología blast furnace/basic oxygen route (alrededor del 59.8%) y en el electric arc furnace (40.2%) (Fig. 11). Las tecnologías de direct reduction tan solo suponían un 6.8% de la producción mundial de acero y la smelting redution tan solo operaban seis plantas a nivel mundial a finales de 2007. Por lo tanto las tecnologías mayormente difundidas son las dos primeras: blast furnace & Basic oxygen furnace, en las que se centrará el desarrollo de la siderurgia de este TFM. La Fig. 11 la producción de acero y el número de plantas para la unión europea. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 15 - Fig. 11 Producción de acero en la UE para BF y EAF. Nº de plantas de cada tecnología 4.3 4.34.3 4.3 Basic oxygen furnace Basic oxygen furnaceBasic oxygen furnace Basic oxygen furnace El reemplazo de aire por oxígeno en la industria siderurgia fue sugerido por Henry Bessemer. Desde la década de los ’50, el oxígeno ha sido utilizado en la siderurgia independientemente del método específico de producción utilizado. La primera producción de un BOF a escala industrial fue en Linz (Austria) en 1952. El objetivo del proceso BOF es oxidar las impurezas no deseadas contenidas en el metal caliente/fundido. Los elementos principales que se convierten en óxidos son el carbono, silicio, manganeso y fósforo. El contenido en azufre se reduce considerablemente en los pretratamientos del mental caliente. Las reacciones de oxidación que se dan son las contenidas en la Tabla 2. Tabla 2 Reacciones químicas que se producen en el BOF. []=disuelto en metal. ()=contenido en la escoria La operación del BOF es semi-continua. En las acerías modernas cada ciclo puede realizar hasta 380 toneladas de acero y le cuesta entre 30 – 40 minutos. Existen muchos tipos de reactores BOF, pero el más comúnmente extendido es el tipo LD converter (Linz-Donawitz) (ver Fig. 12) para metales con bajo contenido en fósforo. El reactor tiene forma de pera, con paredes refractarias y está enfriado por agua. El oxígeno se aplica mediante una lanza de soplado con una pureza superior al 99%. Fig. 12 Convertidor básico BOF tipo LD Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 16 - 4.4 4.44.4 4.4 Alt AltAlt Alto horno o blast furnace o horno o blast furnaceo horno o blast furnace o horno o blast furnace El BF es un sistema cerrado donde el los materiales férreos (mineral de hierro, sinter o pellets) aditivos (formadores de escorias) y agentes reductores (coque) están continuamente siendo alimentados desde la parte superior del horno mediante un sistema de carga que a la vez permite recoger el gas del BF. La Fig. 13 ilustra la forma física y los principales flujos másicos que intervienen en el proceso simplificado dentro de un BF. Fig. 13 Representación simplificada de un BF El proceso se puede describir como sigue. Un chorro de aire caliente/plasma enriquecido con oxígeno y con agentes reductores auxiliares se inyecta en la zona de toberas produciendo una contracorriente de un gas reductor. Este aire introducido reacciona para producir principalmente monóxido de carbono que a su vez reduce los óxidos de hierro en el arrabio producto. El arrabio es recolectado en la zona del crisol junto con la escoria. El arrabio se transporta para un posterior procesamiento y las escorias se eliminan para la posible venta a otras industrias. El gas del BF se recoge a través de la parte superior, se le hace un tratamiento y se distribuye a través de los diferentes procesos de la planta siderúrgica para su aprovechamiento como fuel o para la producción eléctrica de autoconsumo de la planta. 4.5 4.54.5 4.5 Plant PlantPlant Plantas asas as de coque de coque de coque de coque El concepto básico de las plantas de coque es la pirólisis. La pirólisis del carbón (ver Fig. 14) significa el calentamiento del mismo en una atmósfera sin o parcialmente de oxígeno para producir el coque y otros gases y líquidos. La pirólisis del carbón a altas temperaturas también se le llama carbonización. En este proceso, la temperatura de los gases de calentamiento comprende entre 1150 a 1350 ºC calentando la carga de carbón hasta los 1000 – 1100 ºC y comprende un periodo entre 14 a 28 horas. La duración del mismo depende de diversos factores como por ejemplo de la anchura del horno, la densidad del carbón o la calidad deseada del coque. El coque es el agente reductor más importante por su extendido uso en la producción del arrabio. El coque de carbón funciona como material de soporte y a la vez como matriz por la cual el gas circula en el alto horno. El coque de carbón no puede ser reemplazado en su totalidad por carbón u otros fueles, por lo que su producción en la industria de la siderurgia es esencial. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 17 - Fig. 14 Consumo final del carbón según sector [Mtep] [10] Solo ciertos tipos de carbones, como son el carbón de coque o el bituminoso, con las propiedades plásticas adecuadas, pueden ser convertidos a coque. El petróleo, aceite y residuos de los mismos son añadidos para dar una mejora en cuanto a compactación del carbón. El diseño básico de los hornos de coque modernos se desarrolló en la década de los ’40. Los hornos tenían unos 12 metros de largo, 4 metros de alto y 50 centímetros de ancho y se equipaban con puertas a ambos lados (ver Fig. 16). El aire de alimentación se precalentaba con los gases de escape para recuperar calor y permitir conseguir altas temperaturas y mejorar el ratio de producción de coque. Desde los ’40 el proceso se ha mecanizado y los materiales usados en la construcción del horno de coque se han mejorado consiguiéndose mejoras significantes. Las baterías pueden contener hasta 70 toneladas de coque que pueden llegar a medir 14x6x0.6 metros. Por motivos de transferencia de calor indirecta, las anchuras se de estos CO se establecen entre 30 hasta 60 centímetros. En las acerías modernas se pueden conseguir CO con hasta 70 toneladas de carbón dispuestos en batería (ver Fig. 15). Fig. 15 Batería de hornos de coque con un horno abierto Fig. 16 Vaciado de un horno de coque . 4.6 4.64.6 4.6 Plantas de sinterizado Plantas de sinterizadoPlantas de sinterizado Plantas de sinterizado Los altos hornos o BF actuales de gran rendimiento consiguen mejorar las prestaciones mediante diversas preparaciones previas tanto físicas como metalúrgicas de la carga que van a contener. Con estos pretratamientos se consiguen mejores permeabilidades y capacidad de reducción de la carga introducida. Esta preparación implica una aglomeración de la carga del BF ya sea por aglomerado (sintering) o por peletizado. La carga en el proceso de sinterizado consiste en una mezcla de minerales en polvo, aditivos (por ejemplo caliza u olivina) y materiales reciclados provenientes de otros procesos aguas abajo (por ejemplo polvo de los fangos del BF o escamas de los molinos) a lo cual se le añade el Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 24 - La temperatura adiabática de llama aumenta por lo que los materiales deben adaptarse. Actualmente se soluciona recirculando gases de escape para que el CO2 actúe como inerte en la combustión. Problemática de dónde coger el caudal de recirculado, antes o después de la desulfuración. Impacto en el rendimiento global de la planta del orden de 10 puntos porcentuales ( ± 20%). Incremento de los costes de inversión del orden del 40% de las actuales CP. 5.4 5.45.4 5.4 Chemical looping Chemical loopingChemical looping Chemical looping Uno de los mayores inconvenientes que presenta la oxicombustión tal y como se ha planteado hasta ahora, es el coste de la obtención de oxígeno puro, tanto económico como energético [1]. Con el fin de reducirlo, se plantea hacer la separación del oxígeno del aire dentro del ciclo de combustión. Para ello se desarrolla el uso de transportadores sólidos de oxígeno, que son unas partículas que se encargan de capturar el oxígeno del aire mediante una reacción de oxidación para, posteriormente, reaccionar con el combustible y reducirse. Además de utilizar los transportadores para la generación de una corriente de elevada pureza de CO2, estas partículas también pueden ser empleadas para la producción de H2 o en gasificación de combustibles fósiles. Inicialmente estaba concebido para utilizar combustibles gaseosos, por ello toda la explicación se base en este tipo de combustibles. En el reactor de oxidación (ver Fig. 23 y Fig. 24) se introduce el aire comprimido y las partículas que van a actuar como transportador de oxígeno (Me). Dichas partículas suelen ser metales, que en contacto con el oxígeno del aire se oxidan. De este reactor sale una corriente formado por lo óxidos metálicos (MeO). Esta corriente de sólidos se introduce en el reactor de reducción en el cual las partículas de transportador oxidado se reducen con el combustible para transformarse de nuevo en partículas capaces de capturar oxígeno en el reactor de oxidación. Reacción de oxidación: QMeOOMeO +↔+ − αα 21 2 1 Reacción de reducción: QMeO y xOH y xCOMeO y xHC yx ±      +++↔      ++ −122 2 2 22 2 αα Fig. 23 Esquema básico de un sistema CCS en chemical looping [16] Fig. 24 Esquema compacto de un reactor de chemical looping [16] Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 25 - 5.4.1 Ventajas del chemical looping [12] Se tiene como producto de combustión una mezcla de CO2 y vapor de agua, fácilmente separables mediante condensación del vapor. Esto conlleva a un menor coste por no necesitar incluir una etapa de separación de gases posterior. Hay una disponibilidad de óxidos metálicos posibles muy elevada. Además tienen un coste relativo mucho más bajo que en los demás tipos de CCS. La regeneración del sorbente se realiza in situ. Ausencia de emisiones de NOx ya que no se introduce nitrógeno con el gas de combustión. Los transportadores tienen muy buenas propiedades ante la aglomeración. Mayor facilidad de transporte y de generar ciclos sin inconvenientes. Menor penalización energética al no tener que disponer de una ASU. Posibilidad de producción de H2 como gas de salida. Los costes simulados son lo suficientemente buenos para mantener el interés en esta tecnología (<10€/tonCO2). La tecnología no tiene detractores en general. 5.4.2 Desventajas del chemical looping [12] Solo existen plantas piloto de muy poca potencia ( ≈ 120kW). En un futuro se estudia ampliar la potencia de las plantas piloto hasta 1MW t . Se acumulan muy pocas horas de operación ( ≈ 4000h). Operación discontinua. Al disponerse de tantos transportadores de oxígeno la elección del más favorable para cada tipo de planta piloto es un enigma. Existen problemas con los transportadores sobre su reactividad según los ciclos, posibilidad de desactivación de algunos de ellos…) Sólo está probada tecnológicamente con gas natural. Para combustibles sólidos aún no. No existen estudios reales de costes, ni de inversión, ni de instalación, ni de operación ni de coste de tonelada evitada de CO 2 . Sólo hay simulaciones. 5.5 5.55.5 5.5 IGCC con captura de CO IGCC con captura de COIGCC con captura de CO IGCC con captura de CO 2 22 2 Los procesos de captura de CO 2 previos a la combustión se basan de forma muy resumida en la transformación del combustible primario en una corriente de gases cuyos principales componentes son CO 2 y H 2 , que pueden ser separados de forma relativamente sencilla por sus concentraciones y presiones disponibles [17]. Las tecnologías de captura en pre-combustión pueden ser aplicadas a todos los recursos fósiles, tales como gas natural, fuel y carbón, haciéndose extensible también a la biomasa y residuos. Se pueden distinguir tres pasos principales en el aprovechamiento de combustibles primarios con captura en precombustión (ver Fig. 25): · Reacción de producción de gas de síntesis. Procesos que llevan a la generación de una corriente compuesta principalmente por hidrógeno (H 2 ) y monóxido de carbono (CO) a partir del combustible primario. · Reacción gas-agua (shift) para convertir el CO del gas de síntesis en CO 2 . La reacción se puede expresar según la fórmula de la eq. 1. CO + H 2 O → CO 2 + H 2 (eq. 1) Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 26 - y su objetivo es convertir el CO del gas de síntesis que se obtuvo en el primer paso en CO2 manteniendo la mayor parte de la energía del CO en la corriente gaseosa resultante. Al utilizar agua como agente oxidante se obtiene hidrógeno. La reacción requiere catalizador que optimiza la cinética y la temperatura de trabajo. · Separación del CO2. Esta etapa tiene como objetivo separar el CO2 de la corriente de gas que está formada principalmente por CO2/H2, existiendo varios procedimientos. La concentración de CO2 en esta corriente puede estar comprendida entre el 15-60% en base seca y la presión de la corriente entre 2-7 MPa. El CO2 separado queda disponible para su almacenamiento. Para llevar a cabo todos estos procesos son necesarios una serie de sistemas adicionales que son los que constituyen los principales inconvenientes de la tecnología de captura de CO2 en pre-combustión: la unidad de separación de aire (ASU), la unidad de gasificación, las unidades de lavado del gas de síntesis (eliminación de S, Cl..), la utilización de catalizadores para la reacción shift y los residuos obtenidos y la recirculación del nitrógeno de la ASU para poder introducir el H2 obtenido en la turbina de gas para la producción de electricidad. Fig. 25 Esquema básico de un sistema CCS en IGCC 5.5.1 Ventajas del IGCC [12] Los procesos de reformado y gasificación son procesos conocidos y ampliamente establecidos. Amplia gama de combustibles a utilizar, tanto gaseoso como líquidos como sólidos. La separación del CO 2 y del H 2 ya se lleva a cabo a grandes escalas en refinerías. La separación es más fácil que en post-combustión al disponerse en altas concentraciones y a altas presiones. Menores costes por compresión del CO 2 por disponer menos etapas de compresión. Altos ratios de separación. En unidades PSA se consiguen purezas del 99.99% de H 2 . El gas de combustión es el H 2 que tiene mayor contenido energético que el metano. Menores pérdidas de rendimiento del sistema. En torno a 6 puntos porcentuales frente a los 10 puntos porcentuales de la post-combustión. Menores costes por tonelada de CO 2 evitada. Valores entre 13-38 €/ton frente a los valores en post-combustión de 40-60 €/ton. 5.5.2 Desventajas del IGCC [12] Es obligatoria la conversión del combustible en gas de síntesis. Lo que implica un proceso más complejo y la necesidad de reactores. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 27 - No todos los carbones son gasificables de manera rentable. Se necesitan aquellos carbones que presentan bajo contenido en carbono (lignitos) aunque se ha conseguido gasificar con mezclas de coque del petróleo. La aplicación directa a centrales térmicas actuales es inviable ante la necesidad de disponer del reactor de gasificado. Las plantas IGCC tienen un alto coste de inversión. Los estudios fijan como potencia mínima rentable los 300MW. Aquí es muy importante el factor de escala. Alto coste y consumo energético de separación del oxígeno en el aire y plantas ASU. Abre el campo de alternativa para la separación con membranas. Necesidad de catalizadores para llevar a cabo la reacción shift (adecuación en presión y/o temperatura). A veces pueden llegar a ser caros. Pero estos catalizadores ya están desarrollados. Al utilizar el hidrógeno como combustible, las turbinas actuales adaptadas al gas natural no pueden utilizar 100% H2. Se necesitan desarrollar turbinas para el H2. Actualmente se soluciona mezclando con N2 de la ASU para diluir el H2. Falta generalizada de experiencias reales a gran escala. Las estaciones de Puertollano y ELCOGAS acumulan algunas horas de funcionamiento. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 28 - 6 66 6 Simulación de la planta siderúrgica Simulación de la planta siderúrgicaSimulación de la planta siderúrgica Simulación de la planta siderúrgica 6.1 6.16.1 6.1 Producción de la industria siderúrgica Producción de la industria siderúrgicaProducción de la industria siderúrgica Producción de la industria siderúrgica Un primer dato a tener muy en cuenta es qué cantidad de arrabio/acero es capaz de producir una planta siderúrgica. Para contestar a esta pregunta se ha desarrollado el apartado 9 del Anexo I. En él se encuentran las producciones de 33 altos hornos y de 6 BOF encontrados en la bibliografía referenciada. Como valores promedio se dispone de una producción de 2.63 millones de toneladas de arrabio al año en el alto horno y de una producción de 2.8 millones de toneladas de acero al año en el BOF. Calculando el valor promedio equivalente a producción de acero según se indica en el citado apartado se obtiene la Tabla 3: Tabla 3 Producción del alto horno, BOF y producción ponderada Tipo de horno Nº de hornos Producto Producción promedio [mill ton /año] [kg/s] Alto horno 33 Arrabio 2.63 83.37 BOF 6 Acero 2.8 88.99 Producción ponderada 95.727 kgacero/s 6.2 6.26.2 6.2 Diagramas de bloques Diagramas de bloquesDiagramas de bloques Diagramas de bloques A continuación se representan los diagramas de bloques para los 6 componentes principales que conforman la industria de siderurgia de referencia. En ellos se indican los principales inputs y outputs que intervienen. Ver Fig. 26 a Fig. 31. Para más información ir al Anexo I apartado 10. Fig. 26 Flujos del BOF [Fuente propia] Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 29 - Fig. 27 Flujos en el BF [Fuente propia] Fig. 28 Flujos en el horno de coque [Fuente propia] Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 30 - Fig. 29 Flujos en la planta de sinterizado [Fuente propia] Fig. 30 Flujos en la ASU [Fuente propia] Fig. 31 Flujos en la compresión de aire [Fuente propia] 6.3 6.36.3 6.3 Diagramas de interacción Diagramas de interacciónDiagramas de interacción Diagramas de interacción En los diagramas de interacción se muestra de forma simplificada las interacciones que surgen entre los diferentes componentes presentados en el apartado anterior. Se atiende a clasificarlos dependiendo del aspecto de interés que se requiere en cada momento. Se han Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 31 - obtenido 6 diagramas de interacción (Fig. 32 a Fig. 37) atendiendo a criterios como pueden ser: flujos másicos más significativos, gases energéticos, producción de CO2, vapor/agua, electricidad, producción de la ASU y la compresión. Para más información ir al Anexo I apartado 10. Fig. 32 Principales flujos másicos [Fuente propia] Fig. 33 Flujos de los gases energéticos [Fuente propia] Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 32 - Fig. 34 Flujos de producción de CO 2 [Fuente propia] Fig. 35 Flujos del agua y del vapor [Fuente propia] Fig. 36 Consumos de electricidad [Fuente propia] Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 33 - Fig. 37 Aire atmosférico, aire comprimido y productos de la ASU [Fuente propia] 6.4 6.46.4 6.4 Propiedades de los gases energéticos Propiedades de los gases energéticosPropiedades de los gases energéticos Propiedades de los gases energéticos La totalidad del desarrollo para la obtención de los gases energéticos está desarrollado en el Anexo II. A continuación se muestra resumidamente en tablas las propiedades de los gases que aparecen en la industria siderúrgica. La Tabla 4 muestra los pesos atómicos de los elementos que conforman las diferentes moléculas que se componen los gases de la industria siderúrgica. En la Tabla 5 se muestran las ocho moléculas de las que se componen dichos gases y las propiedades que interesan para el desarrollo de las siguientes características. Tabla 4 Pesos atómicos [g/mol] Hidrógeno Carbono Nitrógeno Oxígeno 1,00797 12,01115 14,00670 15,99940 Tabla 5 Pesos moleculares de los elementos y energías de combustión Peso molecular Energía de combustión Calor específico * Mr [g/mol] Ecomb [kJ/mol] Cp [kJ/kg·K] CO 28.1 283.0 1.049 H2 2.02 285.8 14.42 CO2 44.01 0.0 0.942 N2 28.01 0.0 1.040 CH4 16.04 887.1 2.191 C2H6 30.07 1559.7 1.723 C3H8 44.10 2219.2 1.642 C4H10 58.12 2879.0 1.647 A continuación, la Tabla 6 recoge las composiciones elementales de los gases energéticos de la industria de la siderurgia. La composición se recoge en porcentaje en volumen. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 40 - 7 77 7 Integración con una central de potencia Integración con una central de potenciaIntegración con una central de potencia Integración con una central de potencia El paso que se propone a continuación es la integración de la siderurgia con una central de potencia. Dado que la siderurgia tiene un excedente de producción de gases energéticos, podría ser beneficioso sacarles un partido energético e incluso económico. De este modo también se podría reducir las emisiones de CO 2 ya que el combustible no es del todo ‘sucio’ como el carbón. Para aprovechar la energía contenida en los gases energéticos de la siderurgia se plantea un ciclo combinado con turbina de gas en cabecera, caldera de recuperación y ciclo de vapor de cola. Para hacerse una idea se tiene la Fig. 38. Fig. 38 Esquema general de integración de la CP con la siderurgia [Fuente propia] 7.1 7.17.1 7.1 Caracterización de la siderurgia Caracterización de la siderurgiaCaracterización de la siderurgia Caracterización de la siderurgia En este breve apartado lo que se va a hacer es representar la industria siderúrgica anteriormente analizada de forma más simplificada. Para entenderlo mejor, se va a caracterizar la siderurgia desde el punto de vista de la central de potencia (CP). Es decir, se representará como una caja negra de dónde se tendrán unos pocos inputs/outputs que son los de interacción siderurgia-CP. Más información en el apartado 3 del Anexo V. La Fig. 39 muestra la caracterización de la siderurgia y sus tres interacciones con la CP: gases energéticos, vapor de aporte y vapor de extracción. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 41 - Fig. 39 Esquema de caracterización de la siderurgia [Fuente propia] 7.2 7.27.2 7.2 Elección de turbina de gas Elección de turbina de gasElección de turbina de gas Elección de turbina de gas La elección de la turbina de gas (TG) se ha realizado en el apartado 2 del Anexo IV. Resumiendo el procedimiento se tendría: se sabe la potencia disponible en los gases energéticos de la siderurgia que son 367MWt. Aplicando un rendimiento eléctrico de la turbina de entre 30 hasta el 40 % se debe buscar una turbina con una potencia comprendida entre 110 – 146 MWe. Con estas premisas sencillas, ya que la turbina de gas se va a modelizar como una ‘caja negra’ y parametrizada con sus parámetros más fundamentales, la elección de la turbina es de la marca Mitsubishi Heavy Industries concretamente el modelo M701DA. La Tabla 25 contiene las propiedades más significativas de esta TG. La Fig. 40 muestra una imagen de la misma. Tabla 25 Propiedades técnicas de la turbina de gas Mitsubishi M701DA Fig. 40 Corte de la turbina de gas M701DA 7.3 7.37.3 7.3 Simulación del HRSG Simulación del HRSGSimulación del HRSG Simulación del HRSG El HRSG (heat recovery steam generator) se va a caraterizar con muy pocos parámetros para denotar su simplicidad a la hora de simular. Un parámetro crítico es la temperatura de salida de los gases provenientes de la TG, ya que si se recupera mucho calor y se bajan por debajo de la temperatura de condensación del agua, ésto puede provocar la condensación del agua así como elementos nocivos para los elementos estructurales del HRSG como pueden ser el azufre formándose ácido sulfúrico. Se va a suponer una caída de presión en el circuito de agua/vapor de 10 bares. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 42 - ∆ T=47ºC T salida =150ºC Fig. 41 Esquema de funcionamiento del HRSG [Fuente propia] La Fig. 41 muestra la temperatura de los gases de escape de la TG (línea superior) con la condición impuesta de la temperatura de salida a 150ºC. Por otro lado (línea inferior), entra el agua proveniente de la parte del condensador del ciclo de vapor como líquido subenfriado y sufre un calentamiento con cambio de fase para obtener vapor a una temperatura final de 495ºC. 7.4 7.47.4 7.4 Caracterización del ciclo de vapor Caracterización del ciclo de vaporCaracterización del ciclo de vapor Caracterización del ciclo de vapor En primer lugar se disponen de 4 cuerpos de turbinas. Se les ha llamado turbina de alta (TA), turbina de media 1 (TM1), turbina de media 2 (TM2) y turbina de baja (TB). De este modo se dispone de 3 puntos de extracción de caudales, dos de ellos se emplean para el aporte/extracción a la siderurgia y el tercero de ellos para la extracción hacia el desgasificador. Las turbinas de alta y de baja tienen un rendimiento isoentrópico del 85% mientras que las turbinas de media tienen uno equivalente al 90%. La bomba de baja se supone un rendimiento isoentrópico del 83%. El condensador trabaja a 0.06 bares de presión y el desgasificador a 0.9 bares de presión. Se incluye un alternador eléctrico acoplado al eje mecánico de las turbinas con un rendimiento electromecánico del 97%. La bomba de alta produce un incremento de la temperatura del fluido de 2ºC. La temperatura del vapor vivo procedente del HRSG depende de la temperatura de entrada de gases de escape de la TG como se ha visto en la Fig. 41. Ya que el funcionamiento del ciclo de vapor depende en su totalidad de la turbina de gas de cabecera y de los aportes/extracciones de la siderurgia, la elección de un modelo específico de turbina de vapor se hace inviable a primera estancia. Para ello se han listado las turbinas de vapor de tres grandes fabricantes: Siemens, MAN turbo y GE (ver apartados 3.2 3.3 3.4 del Anexo IV). 7.5 7.57.5 7.5 Simulación y resultados Simulación y resultadosSimulación y resultados Simulación y resultados 7.5.1 Resultados termodinámicos La Tabla 26 contiene los datos termodinámicos de los fluidos que intervienen en el ciclo de potencia del caso base planteado. Como se puede observar, el máximo caudal de vapor a manejar por el ciclo de vapor es de casi 70 kg/s. El de aire asciende a 402 kg/s. Existe un caudal de purga de 5.6 kg/s. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 43 - Tabla 26 Resultados tabulados. Caudal, presión, temperatura, entalpía, entropía y título de los puntos del ciclo de vapor Caudal Presión Temp. Entalpía Entropía Título [kg/s] [bar] [ºC] [kJ/kg] [kJ/kg·K] [%] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 7.5.2 Potencias y producción eléctrica A continuación, en la Tabla 27 se incluyen los valores de potencias térmicas que intervienen en este ciclo. Se han incluido las potencias del HRSG, condensador, del vapor de aporte y del vapor de extracción. Tabla 27 Potencias térmicas de relevancia en el ciclo de vapor Elemento Potencia [MWt] HRSG 166.3 Condensador 111.1 Aporte vapor 42.4 Extracción vapor 22.34 En la Tabla 28 se incluyen los valores de potencia generada por las turbinas, tanto de gas como de vapor; así como el consumo eléctrico de las bombas del ciclo de vapor. Se puede comprobar que la TG produce el 64% de la energía eléctrica y el ciclo de vapor el 36%, lo que está acorde a la típica producción de un ciclo combinado de 2/3 para la TG y 1/3 para las TV. Tabla 28 Potencias eléctricas de la CP Elemento Potencia [MWe] Turbina de gas 127.7 Turbina de alta 9.6 Turbina de media 1 19 Turbina de media 2 28.3 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 44 - Turbina de baja 16.9 Bomba de baja 5.7 kW Bomba de alta 0.92 TOTAL neto 198.4 Finalmente se ha resumido en la Tabla 29 los valores de demanda eléctrica de la siderurgia, la producción neta en la CP y, haciendo la resta, la potencia eléctrica disponible para poder exportar a la red eléctrica. En este caso son 87MW e . Tabla 29 Producción y demanda, potencia exportable de energía eléctrica Elemento Potencia [MWe] Demanda de la siderurgia 111.3 Producción de la CP 198.4 Potencia exportable 87.1 7.5.3 Emisiones de CO 2 Las emisiones de CO 2 se han dividido en las dos fuentes de emisiones de esta sinergia: la siderurgia y la CP. En total asciende a casi 110kg/s, con un reparto del orden del 39% para la siderurgia y 61% para la central de potencia (ver Tabla 30). Tabla 30 Emisiones de CO 2 de la integración siderurgia-CP Elemento emisor Emisiones de CO2 Industria siderúrgica 43.09 kg/s Combustión gases en TG 66.39 kg/s TOTAL emisiones 109.5 kg/s En este caso, al contrario que ocurría con la siderurgia sin ningún tipo de integración, la central de potencia es capaz de producir un exceso de electricidad que se venderá a la red. Al contabilizar todas las emisiones en la Tabla 30, el excedente eléctrico supone emisiones de CO 2 evitadas al sistema eléctrico español. Siguiendo la forma de operación del apartado 6.6.2 de esta memoria y del apartado 6.3.2 del Anexo V se pueden calcular las emisiones de CO 2 evitadas. La Tabla 31 contiene los datos obtenidos para el cálculo del CO 2 evitado. Tabla 31 Emisiones de CO 2 evitadas 7.6 7.67.6 7.6 Potencial de captura de CO Potencial de captura de COPotencial de captura de CO Potencial de captura de CO 2 22 2 Una vez simulado el comportamiento de la sinergia entre siderurgia y central de potencia y obtenerse unos resultados satisfactorios, se va a proceder a analizar que potencial tiene esta sinergia a la hora de capturar CO 2 . Para poder incorporar la captura de CO 2 es necesario disponer de un flujo de vapor a 130ºC que habrá que extraer del ciclo de vapor. La Fig. 42 muestra la nueva configuración con la extracción al regenerador. En el esquema se ha eliminado la turbina de baja presión ya que queremos ver de cuánto vapor se dispone para el Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 45 - regenerador y producir así la captura de CO2. En cierto modo el regenerador funciona como el condensador del ciclo, pero con la diferencia que la turbina de media nº2 es una turbina de contrapresión (presión a la salida de 2.7bar). Fig. 42 Esquema de funcionamiento del estudio del potencial energético [Fuente propia] Los equipos utilizados siguen siendo los mismos que se han empleado en el caso base, por lo que no modifican sus parámetros de funcionamiento. De este modo se puede decir que el caso ficticio que nos ocupa, el caso de mayor potencial energético, es de alguna manera lo más fiel al planteamiento inicial propuesto. Como se pretende estudiar tres tipos de aminas (MEA, DEA y MDEA), caracterizadas por su energía de regeneración, se obtendrán tres valores máximos de CO 2 a capturar. Las características de las aminas que influyen en este apartado se encuentran reflejadas en el apartado 8.1 de esta memoria. 7.6.1 Ciclo de vapor Como en los casos anteriores, primero se presentan los resultados termodinámicos de los puntos especificados en la Fig. 42. Los resultados se obtienen tabulados en la Tabla 32. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 46 - Tabla 32 Resultados tabulados. Caudal, presión, temperatura, entalpía, entropía y título de los puntos del ciclo de vapor. Ciclo de potencial energético Caudal Presión Temp. Entalpía Entropía Título [kg/s] [bar] [ºC] [kJ/kg] [kJ/kg·K] [%] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 7.6.2 Potencias térmicas y producción eléctrica En este apartado se obtiene el potencial térmico de captura de CO 2 . Como se puede observar en la Tabla 33 la potencia disponible en el regenerador es de 135MW t . Por lo tanto, si la siderurgia se la combina con una central de potencia con el fin de capturar el máximo CO 2 posible tenemos 135MW t dedicados exclusivamente a la captura de CO 2 . Se observa que la potencia transmitida en el HRSG es la misma que en el caso anterior. Tabla 33 Potencias térmicas de relevancia en el ciclo de vapor Elemento Potencia [MWt] HRSG 166.3 Regenerador 134.95 Aporte vapor 42.4 Extracción vapor 22.34 Más datos de potencias eléctricas se encuentran tabulados en las Tabla 34 y Tabla 35. Como dato más característico es el de potencia exportable o potencia para vender a la red que asciende a 63MW e . En este caso la producción eléctrica disminuye en 23.9MW e lo que es equivalente a una reducción del 27.5%. Tabla 34 Producción y demanda, potencia exportable de energía eléctrica Elemento Potencia [MWe] Demanda de la siderurgia 111.3 Producción de la CP 174.6 Potencia exportable 63.2 Tabla 35 Potencias eléctricas de relevancia en la CP Elemento Potencia [MWe] Turbina de gas 127.7 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 47 - Turbina de alta 10 Turbina de media 1 19.8 Turbina de media 2 19.4 Bomba de alta 0.92 TOTAL neto 174.6 7.6.3 Emisiones de CO 2 Como emisiones de CO 2 se van a tener las mismas que en el caso base, ya que tanto la siderurgia como el TG funcionan en el mismo régimen. La Tabla 36 hace un resumen de las emisiones de CO 2 que produce la industria. Tabla 36 Emisiones de CO 2 de la integración siderurgia-CP Elemento emisor Emisiones de CO2 Industria siderúrgica 43.09 kg/s Combustión gases en TG 66.39 kg/s TOTAL emisiones 109.5 kg/s Como se ha obtenido el flujo de vapor destinado a la regeneración que equivale a 135MW t , conociendo las propiedades de las aminas, en particular su energía de regeneración (ver Tabla 39 de esta memoria ); se puede traducir en flujo de CO2 máximo a capturar según la configuración mostrada en la Fig. 42. Utilizando la mejor amina disponible, la MDEA, se tiene que se puede capturar hasta el 62% del CO 2 . Tabla 37 Potencial de captura de CO 2 [kg/s] Tipo amina CO2 capturado CO2 emitido % Capturado MEA 32.36 77.14 29.55 DEA 45.85 63.65 41.87 MDEA 67.95 41.55 62.05 7.6.4 Emisiones de CO 2 equivalentes Como se ha procedido en el caso anterior, se va a calcular las emisiones de CO 2 equivalentes al disponer de energía eléctrica a vender a la red. La Tabla 38 contiene los resultados. El más significativo es que se puede evitar del orden de 29kg/s de CO 2 . Tabla 38 Emisiones de CO 2 evitadas en ciclo de potencial de captura Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 48 - 8 88 8 Integración con una central de potencia y CCS Integración con una central de potencia y CCSIntegración con una central de potencia y CCS Integración con una central de potencia y CCS La captura de CO 2 se va a realizar utilizando un ciclo de absorbente químico o aminas (ver apartado 1 del Anexo VI). Aunque lo que no se tiene claro es el tipo de amina que se va a utilizar ya que la operación de la CP y del CCS va a variar drásticamente según el tipo de amina utilizado. Se dispone de estos tres tipos de aminas: MEA (monoetanolamina), DEA (dietanolamina) y MDEA (metildietanolamina) ya que son de los tres tipos que más fácilmente se conocen sus propiedades y de disponer de un mayor número de industrias químicas que las producen. 8.1 8.18.1 8.1 Caracterización de las aminas Caracterización de las aminasCaracterización de las aminas Caracterización de las aminas Las propiedades de las aminas que se muestran en la Tabla 39 se han obtenido de la bibliografía especializada (ver apartado 2 del Anexo VI). En esta tabla tan solo se recogen los valores promedio y son aquellos con los que se simularán la integración siderurgia-CP-CCS. Como valores a remarcar es la energía de regeneración que es muy elevada para la MEA, que si se combina con un bajo porcentaje en la mezcla, una carga de captura de CO 2 menor a las otras aminas y un flujo de CO 2 remanente elevado lo que produce es una cantidad de fluido en el ciclo de aminas muy superior al resto. Tabla 39 Propiedades físico-químicas de las aminas Unidades MEA DEA MDEA Peso molecular [g/mol] 61.08 105.14 119.16 Energía de regeneración [MJ/kgCO2] 4.170 2.943 1.986 Porcentaje de mezcla [%] 28.7 31.3 35.0 Carga de captura [kgCO2/kgamina] 0.31137 0.49687 0.59085 Calor específico [kJ/kg·K] 2.4857 2.3803 2.7260 Flujo CO2 remanente [kgCO2/kgamina] 0.154 0.090 0.079 Un aspecto clave en captura de CO 2 con solvente químico es que no se puede realizar una captura del 100% a costes relativamente asequibles. Los valores típicos para este tipo de tecnología son del orden del 80 – 95 %. En el caso que atañe, se ha buscado diversos ejemplos de operación de CCS con solvente químico (ver apartado 3.4 del Anexo VI) y se ha obtenido un valor promedio de captura de 89.14%. 8.2 8.28.2 8.2 Descripción y parametrización del ciclo de aminas Descripción y parametrización del ciclo de aminasDescripción y parametrización del ciclo de aminas Descripción y parametrización del ciclo de aminas Para más información, ver el apartado 4.1. del Anexo VI. 8.2.1 Configuración del ciclo de aminas Se ha escogido para el ciclo de aminas la configuración básica (ver Fig. 43). El ciclo de aminas tiene unos elementos básicos que se describen a continuación: · Absorbedor. Es un intercambiador de calor y de masa. En el se produce la separación o absorción del CO 2 en las aminas. · Intercambiador de calor o economizador. Se coloca en medio de las dos torres y su cometido principal es el de repartir el calor que disponen los diferentes flujos de aminas de modo que se minimice el aporte/extracción de calor. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 49 - · Regenerador (Stripper). Es el otro intercambiador de calor y de masa. En el ocurre el efecto contrario que el absorbedor, el CO2 se desprende de las aminas. · Refrigerador. Sirve para evacuar el sobrante térmico del flujo de aminas pobre. Temperaturas de operación típicas de 90-40ºC. Fig. 43 Configuración básica del ciclo de aminas 8.2.2 Parametrización de los componentes principales Para simular el absorbedor tan solo necesitamos la temperatura de entrada del flujo de aminas pobre (lean amine). La temperatura de salida se obtendrá aplicando un balance de masa y de energía a la totalidad del absorbedor. La temperatura de entrada es de 39.9ºC. Para simular el regenerador, las condiciones a aplicar son también en temperatura. Hay que tener en cuenta que la temperatura máxima del vapor de aporte está admitida a 132ºC debido a que si se sobrepasa la degradación de las aminas aumenta y su costo económico de reposición es elevadísimo. Suponiendo una temperatura de approach de 10ºC, se tiene una temperatura máxima del fluido de aminas de 122ºC. En el caso de simulación que atañe a este TFM se han escogido 116.5ºC la temperatura de salida y 87.4ºC la temperatura de entrada al regenerador. 8.2.3 Consumo eléctrico del ciclo de aminas El ciclo de aminas tiene dos consumos eléctricos diferenciados, tal como se explica en el apartado 4.1.5 del Anexo VI. Por un lado se tiene que impulsar el fluido formado por agua, aminas y CO 2 a través de los diferentes elementos que componen el ciclo de aminas. Para ello es necesario colocar una bomba de impulsión que consumirá energía eléctrica para funcionar. Por otro lado se va a disponer un tren de compresión del CO 2 (ver Fig. 44) de cuatro etapas con la misma relación de presión ( ≈ 2.6) e intercoolers intermedios. Fig. 44 Tren de compresión del CO 2 8.3 8.38.3 8.3 Diagrama de funcionamiento general Diagrama de funcionamiento generalDiagrama de funcionamiento general Diagrama de funcionamiento general La idea básica del diagrama de funcionamiento, con respecto al anterior caso estudiado, es la incorporación del ciclo de captura de CO2 en la cola de los gases de escape (ver Fig. 45). Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 56 - junto con la electricidad exportada por la central de potencia integrada, entre ambas produzcan la misma cantidad de energía que en el Caso real. Para ello, la central de potencia ficticia necesita producir 74.6MWe. Una vez simulado todo el proceso se obtienen los datos más relevantes que se encuentran contenidos en la Tabla 47. De nuevo los valores a destacar son la producción de hacer con 95.73kg/s y la producción eléctrica con 161.7MWe (las mismas que en el Caso real) y unas emisiones de CO2 de 134.4kg/s. Tabla 47 Emisión de CO 2 , flujos eléctricos y requerimientos térmicos. Caso ficticio 9.4 9.49.4 9.4 Emisiones de CO Emisiones de COEmisiones de CO Emisiones de CO 2 22 2 evitadas evitadas evitadas evitadas Se conocen los productos que interesan, acero electricidad y CO 2 , para poder tener argumentos para comparar ambos casos. Ya que se ha impuesto que ambos casos produzcan el mismo acero (como se tiene la misma siderurgia en ambos casos se cumple) y la misma producción eléctrica (se ha añadido la central de potencia ficticia) tan solo falta comparar las emisiones de CO 2 . Obteniendo los valores correspondientes de las Tabla 46 y Tabla 47 se puede llegar a saber las emisiones de CO 2 evitadas. Por lo tanto para el caso real se tienen unas emisiones de 13.6 kg/s de CO 2 y en el caso ficticio de 134.4 kg/s. Suponiendo que el funcionamiento de la industria sea durante todo el año en continuo, sin paradas para mantenimiento, entonces las emisiones de CO 2 evitadas se pueden calcular y están recogidas en la Tabla 48. Tabla 48 Emisiones de CO 2 evitadas mensuales y anuales 9.5 9.59.5 9.5 Análisis económico Análisis económicoAnálisis económico Análisis económico 9.5.1 Parámetros influyentes Para el análisis económico se han tenido en cuenta los siguientes factores: · Años de vida. Ya que la vida de funcionamiento de los equipos que se van a instalar no tiene una duración infinita si no limitada se debe considerar. En esta vida no influye el término obsolescencia tecnológica, es decir la tecnología implantada se verá superada por nuevos sistemas que se descubran e implanten en un futuro. · Interés económico. Con esta variable se intentará dar un valor más real a los pagos de dinero. Esto es, si cada mes la empresa debe desembolsar la misma cantidad de dinero, la cantidad desembolsada en el primer día no tiene el mismo valor cualitativo que la desembolsada el último día ya que habrán transcurrido ‘x’ años, aunque el valor cuantitativo sea el mismo. Con este aspecto se introduce el término ‘depreciación económica’. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 57 - · Precio de la tonelada de CO2. El precio de la tonelada de CO2 viene fijado diariamente por el mercado de emisiones de CO2 a nivel de la Comunidad Europea. Aunque el valor es fruto de las leyes de la oferta y la demanda, para este estudio preliminar se va a suponer constante a lo largo de toda la vida útil de la empresa. 9.5.2 Valores de los parámetros Se va a suponer un valor de años de vida de 25 años, reflejando de este modo que aunque los diversos componentes de la planta pudieran seguir funcionando en perfectas condiciones una vez superados estos años, la realidad tecnológica existente nos indicaría que la mejor opción sería un reemplazo o una actualización de la planta. El interés económico servirá para poder actualizar el coste económico de los diversos desembolsos en cada mes o en cada año al valor que tendría actualmente sumado. Lo que viene siendo el VAN (valor actual neto). p bruto act i C C )1( + = ∑ = = = AñosVidap pact CVAN 1 Aunque el precio por tonelada de CO 2 tiene unos valores muy volátiles sujetos a la leyes de oferta y demanda típicas de un mercado de valores (ver Fig. 49, empieza en enero de 2008), para hacer el cálculo preliminar se va a utilizar un valor de 30€/ton CO2 ya que es un valor razonable según se explica en el apartado 6.2.3 del Anexo VII. 0 5 10 15 20 25 30 0 12 24 36 48 60 Tiempo (meses desde 2008) €/tonCO2 Fig. 49 Histórico del precio de emisión por tonelada de CO2 [Fuente propia] 9.5.3 Resultados preliminares Al aplicar los valores de los parámetros más influyentes citados en el apartado anterior y teniendo en cuenta los valores obtenidos en la Tabla 48 se puede calcular los valores económicos que se presentan en la Tabla 49. Tabla 49 Cantidades económicas mensuales y VAN Este valor de 1818.5M€ nos indica que si se coloca un sistema CCS como el estudiado se puede llegar a ahorrar 1818.5M€ por haber evitado la emisión de toneladas de CO 2 . Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 58 - Visto desde otro punto de vista, esta cantidad obtenida sería el máximo dinero a invertir para la construcción e implementación de la industria siderúrgica con su central de potencia y ciclo CCS. Se tendría que tener en cuenta el coste del combustible adicional, los requerimientos de capital para la construcción de los nuevos sistemas, etc… 9.6 9.69.6 9.6 Análisis de sensibilidad Análisis de sensibilidadAnálisis de sensibilidad Análisis de sensibilidad Para realizar este análisis se van a implementar 27 casos distintos de VAN que corresponden a variar los valores de las tres variables en tres niveles: · Años de vida: se van a considerar 15, 20 y 25 años. · Interés económico: se estudiará para valores anuales de 4, 6 y 8 %. · Precio de emisión: se tendrán los valores de 20, 25 y 30 €/tonCO2. A continuación se van a estudiar la influencia de cada tipo de parámetro muy por encima. Un análisis un poco más profundo se encuentra en el Anexo VII apartados 7.1, 7.2 y 7.3. 9.6.1 Influencia de los años de vida Los años de vida influyen de una manera notable como se aprecia en la Fig. 50. Como norma general se observa que al disponer de una instalación más vieja con más años, el valor del VAN aumenta. Esto es debido a que durante todos esos años de más se van a evitar emisiones de CO2 que producen un ‘beneficio’ virtual a la empresa al no tener que pagar por su emisión. 800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300 15 20 25 Años de vida VAN [M€] i=4%; 20€/ton i=6%; 25€/ton i=8%; 30€/ton Fig. 50 Influencia del parámetro ‘Años de vida’ 9.6.2 Influencia del interés económico Con el interés económico ocurre lo contrario, cuanto mayor es menor disponibilidad de dinero para realizar la inversión. Esto es debido a que el valor del dinero se deprecia con mayor prontitud. Ver Fig. 51. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 59 - 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 Interés económico VAN [M€] AñosVida=15; 20€/ton AñosVida=20; 25€/ton AñosVida=25; 30€/ton Fig. 51 Influencia del parámetro ‘Interés económico’ 9.6.3 Influencia del precio de emisión Es el parámetro que a simple vista se intuye más influyente. A mayor coste por tonelada de CO 2 mayor ahorro económico al no emitir esos gases. Se observa una tendencia lineal como se muestra en la Fig. 52. Valores del precio de emisión a fecha de depósito del TFM (alrededor de 8.5€/ton) no hace interesante la inversión en un sistema de CCS en la industria siderúrgica. 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 20 25 30 Precio emisión VAN [M€] AñosVida=15; Interés=4% AñosVida=20; Interés=6% AñosVida=25; Interés=8% Fig. 52 Influencia del parámetro ‘Precio de emisión’ 9.6.4 Importancia de los parámetros Para poder comparar de una forma más sencilla los tres parámetros y poder discernir cúal de ellos es el de mayor importancia y cual el de menor influencia lo que se van a comparar son las subidas porcentuales. Para ello se obtiene un valor promedio de subida porcentual. Ésto consiste en ver en qué porcentaje varía el VAN al varía un 1% el valor de un parámetro. Por ejemplo, si se varía un 1% el valor del precio de emisión, según la gráfica Fig. 52 sabemos que aumentará el VAN pero ¿en cúanto?. La Tabla 50 nos lo desvela. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 60 - Tabla 50 Importancia relativa de los parámetros Por lo que se observa, el factor más influyente es el precio de emisión, seguido de los años de vida y finalmente del interés económico que tiene una tendencia a la baja. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 61 - 10 1010 10 Conclusiones ConclusionesConclusiones Conclusiones 10.1 10.110.1 10.1 Nivel tecnológico Nivel tecnológicoNivel tecnológico Nivel tecnológico Hablando de nivel tecnológico hay que diferenciar dos aspectos clave: refiriéndose a nivel de componente o refiriéndose a nivel global. Si uno se fija a nivel de componente se puede decir que el aspecto tecnológico está resuelto. Actualmente se disponen de muchos fabricantes, muchos modelos con diferentes capacidades y rangos de operación. Y se está hablando de un gran número elevado de componentes que conforman tanto la industria siderúrgica, el ciclo de potencia y el ciclo de aminas. Se puede hablar de turbinas, de bombas, de intercambiadores de calor, de cintas transportadoras, de lanzaderas de equipos de medición… Pero el problema surge al interaccionar los diversos componentes para que conformen un ciclo (de materiales, de energía, termodinámico…). Es en este aspecto, la integración de los componentes que individualmente funcionan correctamente, es donde se puede mejorar en un futuro más próximo. Un ejemplo de ello es el problema que tiene la turbina de gas en un ciclo IGCC ya que la quema de H2 no está muy estudiada. Para solventar esta dificultad se están investigando nuevos materiales que soporten mayores temperaturas o nuevas turbinas que quemen H2. Otros incluso buscan que el hidrógeno sea un vector energético. Cambiando de tema, el aspecto de integración energética así como de integración de materiales, el concepto denominado simbiosis industrial, en el caso de la industria siderúrgica está muy explotado. Quedan pocos frentes abiertos para su mejora. Al introducir la simbiosis con la central de potencia y el ciclo CCS, en el aspecto energético tiene ventajas ya que se autoabastece eléctricamente. Pero en otro tipo de industrias como puede ser la cementera, este tipo de interacciones favorecen en un mayor grado el interés de implementación de sistemas CCS porque se traducen en un mayor ahorro de materias primas y combustibles. 10.2 10.210.2 10.2 Resultados obtenidos Resultados obtenidosResultados obtenidos Resultados obtenidos A la vista de los resultados obtenidos se comentarán los diversos aspectos más relevantes. Comparando el caso inicial de una planta siderúrgica produciendo exclusivamente acero con el caso de la integración total se puede deducir que se reducen las emisiones de CO2 en un 30% aproximadamente. Aunque esta comparativa no es adecuada ya que en el primer caso tan solo se produce acero y se debe abastecer la industria del total del consumo eléctrico y en el segundo caso se captura CO2 y se produce electricidad sobrante. Al realizar los cálculos para el caso real y el caso ficticio analizados, que en este caso si que se pueden comparar ya que producen cantidades similares de acero y de electricidad se ha observado una reducción de emisiones de CO2 del 90%. Este es el principal beneficio de la introducción del sistema CCS. De este modo se puede llegar a ahorrar la empresa la emisión de 3.8 millones de toneladas de CO2 al año (el equivalente de una planta de carbón pulverizado de 430MWe). El estudio económico refleja una variación importante del capital a invertir. La cifra final de monto económico máximo de inversión para que la planta con la integración sea rentable oscila entre los 800 y los 1800 M€. Esto es debido a que la tecnología está en una fase inicial, el mercado de valores de emisiones aún no es maduro y con los tiempos de crisis actuales no está favorecido y las características de las aminas son muy restrictivas (realmente hay un gran movimiento investigador en obtener mejores propiedades de las aminas como son la creación de nuevas aminas por parte de grandes multinacionales) Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 62 - 10.3 10.310.3 10.3 Futuro de la integración CCS en siderurgia Futuro de la integración CCS en siderurgiaFuturo de la integración CCS en siderurgia Futuro de la integración CCS en siderurgia A la vista de los resultados se puede concluir que la integración de un sistema CCS en la industria siderúrgica es una realidad tanto tecnológica como factible. Ya que la decisión de implementar este sistema siempre viene motivada por motivos económicos más que medioambientales, entonces para la empresa tiene que ser una fuente de ingresos o una estrategia que les produzca menos desembolsos económicos. Como se ha visto, se puede ha llegar a hacer inversiones del orden de los 800 hasta los 1800 M€. Por lo tanto, este rango tan amplio de inversión supone una incertidumbre elevada. Ésto puede desembocar en que la implementación de este tipo de sistemas se retrase para la industria siderúrgica. Pero esta incertidumbre crea un potencial en el ámbito investigador, un ‘nicho de mercado’ desde el punto de vista económico. Por lo tanto, muchas horas e investigadores se deben invertir para poder concretar unos parámetros de funcionamiento más optimizados, unos equipos más fiables y unos resultados económicos más ajustados. El campo de investigación es muy amplio, puede abarcar desde mejorar las eficiencias energéticas del ciclo de aminas, el desarrollo de nuevos tipos de aminas así como de nuevos tipos de CCS, estudios del mejor sistema de operación de la planta siderúrgica en global. La continuidad del proyecto se debe centrar en obtener un estudio económico en profundidad, las líneas futuras de mejora pasa por realizar un estudio económico del ahorro que supondría la integración llevada a cabo en plantas reales frente a la inversión necesaria para llevar a cabo un sistema CCS. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Memoria - 63 - 11 1111 11 Referencias ReferenciasReferencias Referencias de la memoria de la memoria de la memoria de la memoria [1] L.M. Romeo; L.I. Díez; P. Lisbona; A, González; I. Guedea; C. Lupiáñez; A. Martínez; Y. Lara; I. Bolea;: Captura y almacenamiento de CO2. Prensas universitarias de Zaragoza (2010) [2] Cambio climático 2007. Informe de síntesis. IPCC (2007) [3] Cambio climático 2001. 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Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 72 - Anexo I: Anexo I:Anexo I: Anexo I: I II INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA NDUSTRIA DE LA SIDERURGIANDUSTRIA DE LA SIDERURGIA NDUSTRIA DE LA SIDERURGIA 0 00 0 Índice del Índice del Índice del Índice del Anexo I: Anexo I:Anexo I: Anexo I: I II INDUSTRIA NDUSTRIANDUSTRIA NDUSTRIA DE DEDE DE LA LALA LA SIDERURGIA SIDERURGIASIDERURGIA SIDERURGIA 0 ÍNDICE DEL ANEXO I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 72 - 1 INTRODUCCIÓN - 74 - 2 MEJORES TECNOLOGÍAS DISPONIBLES ACTUALMENTE (BAT) - 74 - 2.1 T ECNOLOGÍAS A NIVEL EUROPEO - 74 - 2.2 A CERÍAS DE CICLO INTEGRADO - 75 - 3 BASIC OXYGEN FURNACE (BOF) - 75 - 3.1 E L PROCESO BOF - 75 - 3.2 P ROCESOS DE OXIDACIÓN - 76 - 3.3 C OMPOSICIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL BOF GAS - 77 - 4 BLAST FURNACE (BF) - 77 - 4.1 D ESCRIPCIÓN DEL BF - 77 - 4.2 G AS DEL BF - 79 - 4.3 H OT STOVES - 79 - 5 ELECTRIC ARC FURNACE (EAF) - 80 - 5.1 T ECONOLOGÍA DEL EAF - 80 - 5.2 P RECALENTAMIENTO DE LA CHATARRA - 80 - 5.3 F UNCIONAMIENTO DE EAF - 81 - 6 COKE OVEN PLANTS (CO) - 82 - 6.1 C ONCEPTO BÁSICO DE LAS PLANTAS CO - 82 - 6.2 D ESCRIPCIÓN DEL PROCESO CO - 82 - 6.2.1 S UBPROCESO DE CALENTAMIENTO - 83 - 6.2.2 S UBPROCESO DE APAGADO DEL COQUE - 83 - 6.2.3 S UBPROCESO DE MANEJO DEL COQUE Y PREPARACIÓN FINAL - 83 - 6.3 E NERGÍA DEMANDADA Y TRATAMIENTO DEL COG - 83 - 7 PLANTAS DE SINTERIZADO (SINTER PLANTS) - 84 - 7.1 J USTIFICACIÓN - 84 - 7.2 M EZCLADO DE LOS MATERIALES - 85 - 7.3 P ROCESO DE SINTERIZADO - 85 - Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 73 - 8 UNIDAD DE SEPARACIÓN DE AIRE (ASU) - 87 - 8.1 E VOLUCIÓN HISTÓRICA DE LAS ASU - 87 - 8.2 P RINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA ASU - 88 - 8.3 D ATOS DE OPERACIÓN DE LAS UNIDADES ASU - 89 - 8.3.1 P RODUCCIÓN DE OXÍGENO - 90 - 8.3.2 P RODUCCIÓN DE NITRÓGENO - 90 - 8.4 L A TECNOLOGÍA ASU EN EL ESCENARIO GLOBAL - 91 - 9 PRODUCCIÓN DE LA INDUSTRIA METALÚRGICA - 91 - 9.1 P RODUCCIÓN DE LOS BF - 91 - 9.2 P RODUCCIÓN EN BOF - 92 - 10 CONFIGURACIÓN DE LA INDUSTRIA SIDERÚRGICA DE SIMULACIÓN - 92 - 10.1 D IAGRAMAS DE BLOQUES - 92 - 10.2 D IAGRAMAS DE CORRIENTES - 93 - 11 REFERENCIAS ANEXO I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 106 - Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 74 - 1 11 1 Introdu IntroduIntrodu Introducción ccióncción cción La historia de la industria siderúrgica en España comienza en el siglo XIX [A,I - 1]. En esa época, el atraso técnico, disponibilidad de combustible caro o de mala calidad y un mercado de dimensiones reducidas hicieron que la siderurgia española, a lo largo del siglo XIX, no pudiera competir con productos ingleses, belgas o alemanes. Los primeros altos hornos privados surgieron en Lugo (Galicia). Concretamente en 1794 y localizado en Sargadelos. Con anterioridad, la Monarquía, para sus necesidades de armamento, había instalado algunos altos hornos. Más tarde, la siderurgia pasó a Andalucía. Siguiendo el modelo europeo de altos hornos al carbón vegetal y afinación y laminación a la hulla se instalaron plantas en Marbella (Málaga) y en Cazalla de la Sierra (Sevilla). Pero la hegemonía de la siderurgia andaluza no pudo prolongarse más allá de 1863, cuando las fábricas asturianas de Mieres (desde 1852) y La Felguera (desde 1859) empezaron a trabajar a pleno rendimiento. La primacía de Asturias se debió a la abundancia de hulla y de mena de hierro en su territorio. Pero esta superioridad, después de la irrupción del convertidor Bessermer, pasó a Vizcaya. Al terminar en 1876 la segunda guerra carlista, algunos empresarios europeos con el fin de conseguir mineral barato para sus altos hornos, comenzaron a instalarse en la ría del Nervión. La oferta aparecía así dividida entre los productores asturianos y vascos. Empezó una gradual sustitución de los convertidores Bessemer por otros sistemas de fabricación, difundidos en Europa y EEUU. Apareció así el "horno abierto" Martin-Siemens que mejoraba el método del Bessemer. Se acentuó la hegemonía vizcaína al frente de la siderurgia española y se concentró toda la producción en el norte. En la época de la Gran Guerra, el primer productor siderúrgico de España era Vizcaya, seguida de Asturias y después Santander, Álava, Guipúzcoa y Navarra. Las fábricas andaluzas habían dejado de producir. Y Altos Hornos de Vizcaya empresa creada en 1902, a partir de la fusión de otras dos sociedades, se convirtió en la dominante en la siderurgia española. Después de la primera guerra mundial, a las provincias cantábricas se añadieron dos nuevas competidoras, Barcelona y sobre todo Valencia, que en los años 20 superó a Asturias. Después con el franquismo, se creó Ensidesa, que dio lugar a Aceralia, que se integró con la francesa Usinor y la luxemburguesa Arbed, creando así la actual Arcelor [A,I - 2]. 2 22 2 Mejores tecnologías disponibles Mejores tecnologías disponibles Mejores tecnologías disponibles Mejores tecnologías disponibles actualmente actualmenteactualmente actualmente (BAT) (BAT) (BAT) (BAT) 2.1 2.12.1 2.1 Tecnologías TecnologíasTecnologías Tecnologías a nivel europeo a nivel europeo a nivel europeo a nivel europeo La producción de acero en la actualidad tiene cuatro posibles tecnologías o procesos para su obtención: · El alto horno (de ahora en adelante ‘Blast furnace’; BF) junto a la ruta de reducción básica de oxígeno (a partir de ahora ‘Basic oxygen furnace’; BOF) · La fusión directa de la chatarra ferrosa (a partir de ahora ‘Electric arc furnace’; EAF) · La reducción por fundición o ‘Smelting reduction’ Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 75 - · La reducción directa o ‘Direct reduction’ En 2006 la producción de acero en la Unión Europea (EU27) [A,I - 3] se basaba en tecnología blast furnace/basic oxygen route (alrededor del 59.8%) y en el electric arc furnace (40.2%) (Fig. 1). Las tecnologías de direct reduction tan solo suponían un 6.8% de la producción mundial de acero y la smelting redution tan solo operaban seis plantas a nivel mundial a finales de 2007. Por lo tanto las tecnologías en que se centrará este Anexo I: serán las dos primeras: blast furnace & Basic oxygen furnace y electric arc furnace, que se describen en puntos posteriores en este mismo anexo. Fig. 1 Producción de acero en la UE para BF y EAF. Nº de plantas de cada tecnología [A,I - 3] 2.2 2.22.2 2.2 Acerías de Acerías deAcerías de Acerías de ciclo integrado ciclo integrado ciclo integrado ciclo integrado Las acerías de ciclo integrado o ‘Integrated steelworks’ se caracterizan por la complejidad del proceso de obtención del acero, tanto a nivel energético como de materias primas/subproductos. De las cuatro tecnologías presentadas más atrás sin duda la de mayor complejidad es la BF&BOF. Ocupan extensiones de varios kilómetros cuadrados en complejos industriales de complejidad elevada. Estas acerías de ciclo integrado se caracterizan por tener redes independientes de materiales y de flujos energéticos entre las diferentes unidades de producción (por ejemplo, coke oven plants, blast furnace, castings…). Más adelante se describen los elementos principales de esta industria. 3 33 3 Basic oxygen furnace (BOF) Basic oxygen furnace (BOF)Basic oxygen furnace (BOF) Basic oxygen furnace (BOF) 3.1 3.13.1 3.1 El proceso BOF El proceso BOFEl proceso BOF El proceso BOF El reemplazo de aire por oxígeno en la industria siderurgia fue sugerido por Henry Bessemer. Desde la década de los ’50, el oxígeno ha sido utilizado en la siderurgia independientemente del método específico de producción utilizado. La primera producción de un BOF a escala industrial fue en Linz (Austria) en 1952. El objetivo del proceso BOF es oxidar las impurezas no deseadas contenidas en el metal caliente/fundido. Los elementos principales que se convierten en óxidos son el carbono, silicio, manganeso y fósforo. El contenido en azufre se reduce considerablemente en los pretratamientos del mental caliente. Los objetivos de este proceso de oxidación son: Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 76 - · Reducción del contenido en carbono hasta un especificado nivel (aproximadamente desde un 4 – 5 % hasta un 0.01 – 0.4 %) · Ajustar el contenido de elementos deseables añadidos · Eliminar impurezas no deseadas hasta el nivel mínimo posible Los procesos básicos que comprenden el BOF están esquematizados en la Fig. 2. Se pueden agrupar en pretratamientos, BOF, adecuación de las emisiones y gases, tratamientos secundarios. El cuadrado de la figura representa el núcleo del BOF o proceso principal. Fig. 2 Secuencia del proceso BOF [A,I - 3] 3.2 3.23.2 3.2 Procesos de oxidación Procesos de oxidaciónProcesos de oxidación Procesos de oxidación La idea principal del BOF es que las impurezas no deseadas sean oxidadas. Después pasarán a formar parte de las escorias y se extraerán en procesos subsiguientes. La Tabla 1 muestra las reacciones químicas principales durante los procesos de oxidación que ocurren en el BOF. Las impurezas se extraen con el gas que se obtiene o mediante las escorias líquidas. La energía requerida para fundir el metal y los diversos materiales de entrada es suministrada por las propias reacciones exotérmicas de oxidación, por lo que no es necesario un aporte de calor. Por el contrario se debe añadir chatarra o hierro mineral para compensar el exceso de temperatura. En algunos BOF y procesos de soplado combinado diversos hidrocarbonos gaseosos como el gas natural se inyectan por toberas enfriantes. Tabla 1 Reacciones químicas que se producen en el BOF. []=disuelto en metal. ()=contenido en la escoria Elemento a eliminar Reacción química [C]+[O]  CO Carbono [CO]+[O]  CO2 [Si]+2[O]+2[CaO]  (2CaO·SiO2) Silicio [Si]+2[O]  (SiO2) Manganeso (Mn]+(O]  (MnO) Fósforo 2[P]+5[O]+3[CaO]  (3CaO·P2O5) Aluminio 2[Al]+3[O]  (Al2O3) La operación del BOF es semi-continua. Un ciclo completo consiste en las siguientes fases: · Carga de la chatarra y del mineral de hierro. · Fusión del metal Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 77 - · Aporte de oxígeno proveniente de una planta de separación de oxígeno (ASU). · Muestreo y chequeo de calidad · Adecuación de la temperatura del proceso · Tapado y tiempo de residencia En acerías modernas cada ciclo puede realizar hasta 380 toneladas de acero y le cuesta entre 30 – 40 minutos. Existen muchos tipos de reactores BOF, pero el más comúnmente extendido es el tipo LD converter (Linz-Donawitz) (ver Fig. 3) para metales con bajo contenido en fósforo. El reactor tiene forma de pera, con paredes refractarias y está enfriado por agua. El oxígeno se aplica mediante una lanza de soplado con una pureza superior al 99%. Se necesitan en torno a 50 – 70 Nm3/tonproducto. Fig. 3 Convertidor básico BOF tipo LD 3.3 3.33.3 3.3 Composición y características del BOF gas Composición y características del BOF gasComposición y características del BOF gas Composición y características del BOF gas Tabla 2 Composición y características del BOF gas. Parámetro Unidad Valor medio Rango de variación Composición CO %vol 72.5 55 – 80 H2 %vol 3.3 2 – 10 CO2 %vol 16.2 10 – 18 N2 %vol 8.0 8 – 26 Características Densidad kg/Nm3 1.33 1.32 – 1.38 PCI kJ/Nm3 9580 7100 – 10100 Temperatura de llama ºC 2079 --- 4 44 4 Blast furnace (BF) Blast furnace (BF)Blast furnace (BF) Blast furnace (BF) 4.1 4.14.1 4.1 Descripción del BF Descripción del BFDescripción del BF Descripción del BF El BF es un sistema abierto donde el los materiales férreos (mineral de hierro, sinter o pellets) aditivos (formadores de escorias) y agentes reductores (coque) están continuamente siendo alimentados desde la parte superior del horno mediante un sistema de carga que a la vez permite recoger el gas del BF. La Fig. 4 ilustra la forma física y los principales flujos másicos que intervienen en el proceso simplificado dentro de un BF. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 78 - Fig. 4 Representación simplificada de un BF El proceso se puede describir como sigue. Un chorro de aire caliente/plasma enriquecido con oxígeno y con agentes reductores auxiliares se inyecta en la zona de toberas produciendo una contracorriente de un gas reductor. Este aire introducido reacciona para producir principalmente monóxido de carbono que a su vez reduce los óxidos de hierro en arrabio. El arrabio es recolectado en la zona del crisol junto con la escoria. El arrabio se transporta para un posterior procesamiento y las escorias se eliminan para la posible venta a otras industrias. El gas del BF se recoge a través de la parte superior, se le hace un tratamiento y se distribuye a través de los diferentes procesos de la planta siderúrgica para su aprovechamiento como fuel o para la producción eléctrica de autoconsumo de la planta. Las diferentes zonas de división de una BF se recogen en la Tabla 3. Tabla 3 Zonas de división y propiedades principales de un BF. [A,I - 3][A,I - 4] Zona Propiedades Top Tragante Carga del mineral / evacuación gas BF Shaft Cuba T ambiente  T=950ºC Belly Vientre 950ºC  1250ºC Bosh Etalaje Fusión hierro / formación de escorias Tuyères Toberas T>2000ºC / introducción aire Hearth Crisol Colecta del hierro fundido y escorias (1500ºC) Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 79 - 4.2 4.24.2 4.2 Gas del BF Gas del BFGas del BF Gas del BF El gas obtenido en la parte superior del BF tiene una composición aproximada que se recoge en la Tabla 4. Además también tiene trazas de azufre y cianuros, así como grandes cantidades de polvo arrastrado de las escorias. Los gases de BF tienen mayor cantidad de hidrógeno si se usa gas natural o gases del coke oven como agente a inyectar en las tuyères/toberas. Los cianuros pueden ser especialmente de concentración elevada en las operaciones de volteo/descarga, pero se intentan minimizar usando los aditivos correctos. El gas obtenido en el BF tiene un poder calorífico de entre 2.7 hasta 4.0 MJ/Nm3. La producción de este gas en los actuales BF alcanza los valores de 1200 – 2000 Nm3/tonmetal. Después de su limpieza el gas del BF se usa comúnmente como fuel al mezclarse con el gas del coke oven, BOF gas o gas natural (enriquecimiento). Tabla 4 Composición elemental del gas proveniente del BF Compuesto Composición (%) CO 20 – 28 N2 50 – 55 H2 1 – 5 CO2 17 – 25 4.3 4.34.3 4.3 Hot stoves Hot stovesHot stoves Hot stoves El plasma caliente necesario para la operación del BF se produce en los elementos denominados hot stoves o calentadores (también denominados en inglés cowpers). Son instalaciones auxiliares usadas con la finalidad de calentar el aire (ver Fig. 5). Una temperatura mayor del plasma se traduce en una reducción de consumo de carbono. La función principal de los chorros de plasma es proveer del oxígeno necesario para la gasificación del coque, cuyo gas al entrar en contacto con el contenido del BF reduce los óxidos de hierro. Fig. 5 Sistema de carga y hot stove de un alto horno [A,I - 25] La operación de los hot stoves es cíclica. Primero se calienta el recinto caliente o cámara de combustión mediante la combustión del gas del BF enriquecido. Se alcanzan temperaturas de entre 1100 – 1500 ºC. Seguidamente se pasa aire ambiente a través de los stoves para que se Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 80 - caliente gracias al calor contenido en los elementos refractarios que conforman las paredes. Para que se obtenga plasma hay que calentar el aire hasta los 900 – 1350 ºC. Una vez tenemos el plasma se inyecta al BF a través de las toberas. Hay dos tipos básicos de hot stoves: combustión interna o combustión externa. Aunque el funcionamiento básico es similar, se diferencian en las emisiones de CO. Se necesitan entre 3 ó 4 hot stoves por cada BF. 5 55 5 Electric arc furnace (EAF) Electric arc furnace (EAF)Electric arc furnace (EAF) Electric arc furnace (EAF) 5.1 5.15.1 5.1 Teconología del EAF Teconología del EAFTeconología del EAF Teconología del EAF El EAF consiste en la fusión directa de los materiales que contienen hierro (principalmente chatarra y mineral ferroso). En la actualidad está jugando un papel cada vez más creciente (ver Fig. 1). En países como Italia y España la tecnología EAF supone un 61% y 77% respectivamente de la producción total de acero en dichos países. El componente principal de alimentación de una EAF es la chatarra que puede provenir de los desperdicios internos de la acería, sobrantes de manufacturas del acero o de consumidores de chatarra. El hierro directamente reducido o direct reduced iron está ganando aceptación como materia prima de las EAF por su bajo contenido en ganga, precio más estable que la chatarra y bajo contenido en metales indeseados (por ejemplo cobre). Aleaciones de hierro acostumbran a añadirse para ajustar diversas concentraciones de metales no férreos al acero final. Como en los BOF, se forma escoria a partir de cal para recoger los componentes desechables del acero. En las escorias del EAF se producen a partir de la fusión de las materias primas con una adición de cal o de dolomita a temperaturas de entorno 1600ºC. La producción de aleaciones de acero comprende varios procesos adicionales en los cuales varios tipos de escorias se producen como subproductos. 5.2 5.25.2 5.2 Precalentamiento de la chatarra Precalentamiento de la chatarraPrecalentamiento de la chatarra Precalentamiento de la chatarra En primer lugar se tiene un proceso de recuperación de calor. Se hace pasar los gases de escape del horno EAF a través de la chatarra que posteriormente se alimentará a dicho horno. De esta manera se recupera cierta cantidad de calor. Esta técnica se viene usando alrededor de unos 40 años para ahorrar energía eléctrica. Una de las primeras empresas en incorporarlo a nivel industrial fue Fuchs system technic GMBH en 1988. Se colocaba una cubeta de alimentación (single shaft) encima del EAF y se hacía pasar el gas caliente del EAF para luego alimentar la siguiente tanda. Se conseguían ratios de recuperación de hasta 50%. Una posterior mejora es el denominado double shaft que consiste en 2 hornos idénticos (uno en operación EAF y otro en espera). Por el horno de espera se hace pasar los gases de escape calentando de este modo la carga y también se calienta la chatarra por contacto directo con las paredes del EAF. Las técnicas más modernas son los denominados finger shaft que permiten el precalentamiento del 100% de la chatarra. Uno de las técnicas más recientemente desarrolladas es el precalentamiento COSS que combina los beneficios de los sistemas shaft (proceso discontinuo) con aquellos de los procesos Consteel (procesos continuos). Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 81 - 5.3 5.35.3 5.3 Funcionamiento de EAF Funcionamiento de EAFFuncionamiento de EAF Funcionamiento de EAF Una vez cargado el horno con la chatarra, la cal o dolomita, aleaciones de hierro y demás aditivos se procede a introducir los electrodos eléctricos en la carga sólida. En esta etapa la potencia eléctrica aplicada es baja para no dañar las paredes y el cierre de la radiación proveniente de los electrodos. Una vez que la chatarra empieza a fundir y los electrodos penetran en la chatarra y la escoria se adhiere a los mismos, la potencia eléctrica se amplía hasta su total capacidad. Se usan lanzas de oxígeno o combustores de oxi-fuel para ayudar en las etapas iniciales de la fusión. Se completa la fusión de toda la carga inicial. El uso de oxígeno en los EAF tuvo una rápida aceptación alrededor de hace 30 años, no solo por motivos metalúrgicos sino también por un incremento de productividad. El uso de oxígeno en los EAF permite los siguientes procesos: · la inyección de oxígeno con carbono granular permite la generación de espumas de escorias gracias a la generación de pequeñas burbujas de CO. Esta técnica (foamy slag) que está implementada en la industria siderúrgica, mejora el apantallamiento de las paredes del horno de la radiación del arco eléctrico y mejora la trasferencia de energía del arco eléctrico al baño de acero. · se inyecta cierta cantidad de oxígeno por la parte superior para una post-combustión del CO y de los posibles hidrocarburos antes de que los gases de escape abandonen el horno con el propósito de obtener el mayor contenido energético para el precalentamiento. · por razones metalúrgicas, el oxígeno se usa para la decarburación del baño de acero y la retirada de elementos no deseados como el fósforo o el silicio. La inyección de oxígeno se traduce en un incremento de los gases de escape. El CO y el CO2, partículas finas de óxidos férreos y otros productos de gases de escape se forman en el horno. En el caso de que exista post-combustión se consiguen contenidos en CO por debajo del 0.5 % en volumen. La Fig. 6 recoge de forma sencilla los flujos intervinientes a lo largo del proceso EAF. Fig. 6 Flujos simplificados en un EAF [A,I - 3] Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 88 - Fig. 12 Planta ASU de 1902. Producción de 5 kg/h de O 2 8.2 8.28.2 8.2 Principio de funcionamiento de una ASU Principio de funcionamiento de una ASUPrincipio de funcionamiento de una ASU Principio de funcionamiento de una ASU El aire es una mezcla de gases formada mayoritariamente por nitrógeno y oxigeno [A,I - 7]. También contiene pequeñas cantidades de argón, trazas de otros gases (CO2, Ne, He,...) y una cantidad variable de vapor de agua. Aunque hoy día se emplean distintas tecnologías para separar el aire en sus componentes las grandes plantas comerciales siguen utilizando el proceso tradicional de destilación criogénica. Tanto el agua como el CO2 se eliminan en una fase previa al proceso de separación de aire. El proceso más sencillo de esta tecnología es el de Linde con columna simple que fue utilizado por primera vez en 1902 (ver Fig. 14). Actualmente, las grandes compañías productoras (Air liquide, Air products, BOC, Linde, Praxair...) emplean una gran variedad de procesos más complejos según sean los gases que se desean producir (O2, N2, Ar), el grado de pureza de los mismos (90%; 99%; 99,9%; 99,99%) y su fase (líquido, gas). La mayor parte de estos procesos utilizan la columna doble de Linde. Fig. 13 Diferentes tipos de producción de ASU Las plantas de separación criogénica del aire (ver Fig. 13) constituyen un tipo especial de plantas químicas, basadas en procesos de licuefacción y destilación del aire. La destilación criogénica se utiliza principalmente para la obtención de nitrógeno, oxígeno y argón en cantidades elevadas (>100 Tm/día), ya sea como producto líquido o gaseoso, o bien cuando se requiere una alta pureza de oxígeno (>95%) o producir argón. Todos los procesos criogénicos están basados en la compresión del aire y su posterior enfriamiento a temperaturas muy bajas, para conseguir su licuefacción parcial. Esto permite su destilación criogénica (basada en el fenómeno de que cada uno de los componentes puros del aire licua a temperaturas diferentes) para separar el/los producto/s deseados en una columna de etapas múltiples. Puesto que la temperatura del proceso es muy baja es necesario que equipos como la columna de destilación, intercambiadores de calor y otros componentes Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 89 - estén aislados frente a trasferencia de calor desde el medio ambiente. En la práctica estos componentes se ubican en una o más cajas frías (paralelepípedo con aislamiento térmico multicapa). La separación criogénica del aire conlleva diversos procesos. Inicialmente el aire de alimentación a la planta es filtrado y comprimido (aproximadamente a 6 bar). A continuación el aire se seca mediante su enfriamiento en un intercambiador aire-agua o aire-aire y con el posible apoyo de un sistema de refrigeración mecánica. La eliminación total del vapor de agua, anhídrido carbónico y otros contaminantes (por ejemplo hidrocarburos) se realiza mediante tamices moleculares. El enfriamiento del aire a temperaturas criogénicas se lleva a cabo en intercambiadores de calor multiflujo que aprovechan la capacidad de refrigeración de los gases que salen de la planta. Fig. 14 Licuación del aire mediante laminación isoentálpica (proceso Linde) [A,I - 8] 8.3 8.38.3 8.3 Datos de operación de las unidades ASU Datos de operación de las unidades ASUDatos de operación de las unidades ASU Datos de operación de las unidades ASU A continuación se hace una recopilación de datos de operación que se pueden extraer de la bibliografía disponible online. Cabe destacar que la mayoría de las aplicaciones actuales de las ASU en el campo de la investigación están orientadas hacia la inclusión de la ASU en sistemas IGCC (ciclo combinado de gas integrado). Aunque las especificaciones bien pueden ser utilizadas en la industria de la siderurgia ya que esta no requiere de oxígeno o nitrógeno de muy alta pureza. Además tiene la ventaja que el gasto energético es mucho menor tal como indica la Fig. 15. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 90 - Fig. 15 Energía requerida según la pureza del oxígeno [A,I - 12] 8.3.1 Producción de oxígeno La Tabla 5 resume los datos recopilados para la producción de O 2 en ASU para aplicación en la siderurgia en cuanto a pureza del oxígeno, impurezas, capacidad, consumo, temperatura y presión. Tabla 5 Datos de operación de las ASU en cuanto a producción de O 2 Referencia Pureza O2 Impurezas Capacidad Consumo Temp. Presión [A,I - 9] 95% ---- 5970 kmol/h ---- ---- ---- [A,I - 10] 95% 3.5%N2 + 1.5%Ar 21.34 kg/s ---- 200 ºC 41 bar [A,I - 11] ---- ---- ---- 200 kWh/ton ---- ---- [A,I - 12] ---- ---- 8000 ton/dia ---- ---- ---- [A,I - 13] 96% 4%Ar ---- ---- ---- ---- [A,I - 14] 95% ---- ---- ---- ---- 48 bar [A,I - 15] 95% ---- ---- ---- 295 K 48 bar [A,I - 16] 95% 3.2%Ar + 1.8%N2 ---- ---- ---- ---- [A,I - 17] ---- ---- ---- 201.3-147 kWh/ton ---- ---- [A,I - 18] ---- ---- ---- 0.28-0.3 kWh/Nm3 ---- ---- Como datos a utilizar en la simulación de la industria siderúrgica a lo largo de este TFM se van a tomar: Pureza O 2 : 95.17% Impurezas: 2.08% N 2 + 2.75% Ar Consumo: 200 kWh/tonO 2 Condiciones a la salida: 185ºC y 47bar 8.3.2 Producción de nitrógeno En la Tabla 6 se recogen datos análogos a los presentados en la Tabla 5, pero en esta ocasión centrándose en el producto nitrógeno N 2 . Tabla 6 Datos de operación de las ASU en cuanto a producción de N 2 Referencia Pureza N2 Impurezas Capacidad Temp. Presión [A,I - 9] 98% 2%O2 23170 kmol/h ---- ---- [A,I - 13] 99.9% 0.1%Ar ---- ---- ---- [A,I - 14] 99-99.9% ---- ---- ---- 88-25 bar [A,I - 15] >98.2% ---- ---- 295-500 K 88-25-1.15 bar [A,I - 16] 99% ---- ---- ---- ---- Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 91 - Como datos a utilizar en la simulación de la industria siderúrgica a lo largo de este TFM se van a tomar: Pureza N2: 99.0% Impurezas: 0.90% O2 + 0.1% Ar Condiciones a la salida: 185ºC y 57bar 8.4 8.48.4 8.4 L LL La tecnología ASU a tecnología ASUa tecnología ASU a tecnología ASU en el escenario global en el escenario global en el escenario global en el escenario global El volumen del mercado mundial es del orden de 25.000 M€ [A,I - 8], con un reparto aproximado del 35% EEUU y Canadá, Europa 33%, Japón 14%, Pacífico asiático 7%, Sudamérica 6% y resto 5%. La demanda de oxígeno (unas 180.000 Tm/dia) va por delante de la de nitrógeno, con una tasa de crecimiento anual próxima al 8%, frente al 6%, para este último. Les sigue en importancia la venta de CO2, de hidrógeno y argón. La industria electrónica ha generado un segmento de mercado de gases ultrapuros (mín 99,9999%), que puede calificarse de "nueva tecnología" en este tradicional sector de la industria química. 9 99 9 Producción de la industria metalúrgica Producción de la industria metalúrgicaProducción de la industria metalúrgica Producción de la industria metalúrgica 9.1 9.19.1 9.1 Producción de los BF Producción de los BFProducción de los BF Producción de los BF En la Tabla 7 se muestran datos de producciones anuales de diversos blast furnaces en operación en la actualidad y proyectos a futuro. Los datos se han obtenido en millones de toneladas de arrabio producidas al año. Para obtener la producción en [kg/s] hay que aplicar un factor de proporción equivalente a: 1 millón ton / año ≈ 31.71 kg/s. Tabla 7 Producciones en BF comerciales. [millones de toneladas de arrabio/año] Producción Ref Producción Ref Producción Ref 1.40 [A,I - 19] 5.90 [A,I - 21] 1.50 [A,I - 23] 1.40 [A,I - 19] 2.60 [A,I - 22] 4.00 [A,I - 23] 4.69 [A,I - 19] 2.46 [A,I - 23] 3.87 [A,I - 23] 2.91 [A,I - 19] 2.46 [A,I - 23] 2.46 [A,I - 23] 3.35 [A,I - 20] 1.54 [A,I - 23] 2.20 [A,I - 23] 4.00 [A,I - 20] 3.20 [A,I - 23] 1.96 [A,I - 23] 3.35 [A,I - 20] 1.50 [A,I - 23] 0.83 [A,I - 23] 1.50 [A,I - 20] 3.25 [A,I - 23] 3.25 [A,I - 23] 3.25 [A,I - 20] 3.50 [A,I - 23] 3.25 [A,I - 23] 1.96 [A,I - 20] 2.24 [A,I - 23] 1.54 [A,I - 23] 1.50 [A,I - 20] 2.20 [A,I - 23] 1.75 [A,I - 23] Se obtiene un valor promedio para la producción de un BF de 2.63 millones de toneladas de arrabio al año. Esto traducido a kilogramos por segundo se obtienen 83.37 kg/s de arrabio. De los balances de masa del Anexo III, en concreto de la Tabla 9 y Tabla 10, se deduce que la proporción arrabio/acero es de 860/1000. Por consiguiente la producción traducida a BOF es de 3.05 millones de toneladas de acero al año o 96.95 kg/s. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 92 - 9.2 9.29.2 9.2 Producción en BOF Producción en BOFProducción en BOF Producción en BOF En la Tabla 8 se muestran datos de producciones anuales de diversos BOF en operación en la actualidad y proyectos a futuro. Los datos se han obtenido en millones de toneladas de acero producidas al año. La media es de 2.8 millones de toneladas al año o 88.99 kg/s. Si se ponderan los valores obtenidos de medias se tiene un dato de producción de 95.727 kg/s. Tabla 8 Producciones en BOF comerciales. [millones de toneladas de acero/año] Producción Ref 2.40 [A,I - 24] 2.10 [A,I - 24] 1.10 [A,I - 24] 3.00 [A,I - 24] 3.60 [A,I - 24] 4.64 [A,I - 24] 10 1010 10 Configuración de la industria siderúrgica de simulación Configuración de la industria siderúrgica de simulaciónConfiguración de la industria siderúrgica de simulación Configuración de la industria siderúrgica de simulación 10.1 10.110.1 10.1 Diagramas de bloques Diagramas de bloquesDiagramas de bloques Diagramas de bloques En estos diagramas que comprenden desde la Fig. 16 hasta la Fig. 21 (ver páginas a continuación) se han plasmado todos los flujos, tanto de carácter másico como energético. De igual modo se han numerado cada componente de la industria siderúrgica del modo que indica la Tabla 9. Tabla 9 Numeración de los componentes de la industria siderúrgica Número de componente Componente 1 Basic oxygen furnace BOF 2 Blast furnace BF 3 Coke oven 4 Sinter plant 5 ASU 6 Compresión de aire Así mismo se han numerada cada una de las corrientes que aparecen en estos diagramas. De este modo se puede nombrar inequívocamente cada corriente con un doble índice [i;j], donde el primer índice ‘i’ denota el número correspondiente al flujo dentro de un componente de la industrial y el segundo índice ‘j’ hace referencia al componente de la industria según la Tabla 9. Por ejemplo, para referirse al carbón de entrada en el horno de coque, haciendo caso a la Tabla 9 y a la Fig. 18, el índice que le corresponde es el [7;3]. Ha habido unos flujos a los cuales se les han reservado un número en concreto ya que son flujos que por su naturaleza difieren con el resto. Este es el caso de la electricidad al que se le guarda el índice [1;j], el vapor energético que le corresponde el [2;j] y el vapor vivo que se le asigna el índice [3;j]. Estos tres flujos tienen carácter especial ya que la electricidad es un flujo energético puro y no tiene masa, y el caso de los vapores lo que ocurre es que para calcular la energía térmica se seguirá lo indicado en la Tabla 11 del Anexo II. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 93 - 10.2 10.210.2 10.2 Diagramas de corrientes Diagramas de corrientesDiagramas de corrientes Diagramas de corrientes Estos seis diagramas (ver Fig. 22 … Fig. 27) se han incluido para ver de una manera visualmente sencilla las interrelaciones entre los diferentes componentes. De este modo se tiene una visión global mucho mejor definida. Tabla 10 Información del contenido de las Fig. 22 a la Fig. 27 Fig nº Información Fig. 22 Flujos másicos más relevantes Fig. 23 Gases energéticos producidos/utilizados en la industria Fig. 24 Componentes con producción de CO2 Fig. 25 Rutas del agua y de los vapores de agua Fig. 26 Reparto de la electricidad Fig. 27 Gases que aportan la ASU y la compresión de vapor Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 94 - [1] Electricidad [4] O2 [5] N2 [6] Aire comprimido [7] Agua [8] Argón (1) [15] CO2 [9] Arrabio [16] CO [10] Chatarra BASIC [11] Aditivos OXYGEN [17] ACERO FURNACE [18] Retornos internos, Sínter [19] Escorias [12] BF gas [13] COG [14] Gas natural [20]interior [21]exterior BOF gas [2] Vapor [3] 230 MJ 71.98 kg Vapor Fig. 16 Flujos input/output del Basic oxygen furnace (BOF) Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 95 - [1] Electricidad [4] O2 [5] N2 [6] Aire comprimido [7] Agua de refrigeración [18] Agua de desecho [8] Agua de proceso [9] Sinterizado [10] Mena de hierro [11] Coque (2) [19] Retornos internos, Sínter [12] Retornos internos [20] Retornos internos, Blast furnace [13] Aditivos BLAST FURNACE [14] Petróleo [21] ARRABIO [15] Carbón [16] BF gas [17] BOF gas [2] Vapor [22]exterior [23]interior BF gas Fig. 17 Flujos input/output del Blast furnace (BF) Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 96 - [1] Electricidad [4] Aire comprimido [5] Agua de proceso [9] Agua de desecho [6] Agua de apagado [10] CO2 (3) [11] CO [7] Carbón COKE OVEN [12] COQUE [13] Limpieza de gases [8] COG [14]interior [15]exterior COG [2] Vapor [3] Vapor Fig. 18 Flujos input/output del horno de coque Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 97 - [1] Electricidad [4] Aire comprimido [5] Aire [12] Escorias [6] Mena de hierro (4) [7]BOF [8]BF Retornos internos [13] SINTERIZADO [9] Aditivos SINTER PLANT Limpieza [14] Gases de extracción de gases [15] Limpieza de gases [10] Carbón [11] BF gas [16] CO [17] CO2 Fig. 19 Flujos input/output de la planta de sinterizado Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 104 - Comp. aire ASU Electricidad Coke BF BOF Sinter Fig. 26 Diagramas de flujos de la electricidad Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 105 - Ar Argón Comp. aire Aire comprimido ASU N2 Nitrógeno O2 Aire Coke BF BOF Sinter Gases de extracción Fig. 27 Diagramas de flujo del aire comprimido, oxígeno, nitrógeno y argón Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 106 - 11 1111 11 R RR Referencias eferenciaseferencias eferencias Anexo I: Anexo I:Anexo I: Anexo I: I II INDUSTRIA NDUSTRIANDUSTRIA NDUSTRIA DE DEDE DE LA LALA LA SIDERURGIA SIDERURGIASIDERURGIA SIDERURGIA [A,I - 1] J. Nadal;: Atlas de la industralización en España 1750-2000. Fundación BBVA [A,I - 2] www.arcelor.com [A,I - 3] Joint Research Centre, Insitute for Prospective Technological Studies, Sustainable Production and Consumption Unit. European IPPC Bureau.: Best available Techniques (BAT) Reference Document for Iron and Steel Productión. (2010) [A,I - 4] F.R. Morral; E. Jimeno; P. Molera;: Metalurgia general (tomo I). Editorial Reverté S.A. (1982). Biblioteca Hypatia. [A,I - 5] Unión de empresas siderúrgicas (UNESID): La siderurgia española. El proceso siderúrgico. Biblioteca Hypatia. [A,I - 6] Cryogenic air separation: history and technological progress. Linde AG, engineering division. [A,I - 7] P.L. Clavería Vila; M.A. Lozano Serrano; A. Hombrados Sánchez;: Modelización y simulación de plantas criogénicas de separación de aire con Hysys. I Encuentro Universitario sobre Simulación de Procesos. Julio 2001, Valencia. [A,I - 8] Componentes del aire y tecnologías para su separación. Universidad politécnica de Madrid. Escuela técnica superior de ingenieros industriales [A,I - 9] D. Jones; D. Bhattacharyya; R. Turton; S.E. Zitney;: Optimal design and integration of an air separation unit (ASU) for an integrated gasification combined cycle (IGCC) power plant with CO2 capture. Fuel Processing Technology 92 (2011) [A,I - 10] M. Liszka; J. Tuka;: Parametric study of GT and ASU integration in case of IGCC with CO2 removal. Energy 45 (2012) [A,I - 11] J.P. Tranier; R. Dubettier; A. Darde; N. Perrin;: Air Separation, flue gas compression and purification units for oxy-coal combustion systems. Energy Procedia 4 (2011) [A,I - 12] A. Darde; R. Prabhakar; J.P. Tranier; N. Perrin;: Air separation and flue gas compression and purification units for oxy-coal combustion systems. Energy Procedia 1 (2009) [A,I - 13] R. Huang; V.M. Zavala; L.T. Biegler;: Advanced step nonlinear model predictive control for air separation units. Journal of Process Control 19 (2009) [A,I - 14] L.V. van der Ham;: Improving the exergy efficiency of a cryogenic air separation unit as part of an integrated gasification combined cycle. Energy Conversion and Management 61 (2012) [A,I - 15] L.V. van der Ham; S. Kjelstrup;: Exergy analysis of two cryogenic air separation processes. Energy 35 (2010) [A,I - 16] C. Fu; T. Gundersen;: Using exergy analysis to reduce power consumption in air separation units for oxycombustion processes. Energy 44 (2012) [A,I - 17] P. Higginbotham; V. White; K. Fogash; G. Guvelioglu;: Oxygen Supply for Oxycoal CO2 Capture. Energy Procedia 4 (2010) [A,I - 18] W.F. Castle;: Air separation and liquefaction: recent developments and prospects for the beginning of the new millennium. International Journal of Refrigeration 25 (2002) [A,I - 19] http://www.poscoenc.com/english/business/steel_plants_iron_making.asp [A,I - 20] http://www.cisdigroup.com/3-ironmaking-project.html [A,I - 21] http://www.ferrostaal.com/en/business/references/?tx_editfiltersystem_pi1%5Bcmd%5D=detail&tx_edit filtersystem_reference_pi1%5Buid%5D=203&tx_editfiltersystem_pi1%5Bpointer%5D=3 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo I: INDUSTRIA DE LA SIDERURGIA - 107 - [A,I - 22] http://www.bluescopesteel.com/about-bluescope-steel/our-company/australia-and-new- zealand/australia [A,I - 23] CISDI ironmaking. CISDI ingeniering CO. LTD [A,I - 24] Steelmaking technologies. CISDI ingeniering CO. LTD [A,I - 25] Cómo funciona (Vol. VI). Enciclopedia Salvat de la técnica. Salvat editores S.A. (1981) Máster universitario Energías renovables y Eficiencia energética 15 de noviembre de 2012 ANEXO II ANEXO IIANEXO II ANEXO II PROPIEDADES DE LAS PROPIEDADES DE LAS PROPIEDADES DE LAS PROPIEDADES DE LAS CORRIENTES GASEOSAS CORRIENTES GASEOSAS CORRIENTES GASEOSAS CORRIENTES GASEOSAS ENERGÉTICAS ENERGÉTICASENERGÉTICAS ENERGÉTICAS Eloy Pueyo Casabón Director: D. Luis Miguel Romeo Giménez Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo II: PROPIEDADES DE LAS CORRIENTES GASEOSAS ENERGÉTICAS - 109 - Anexo II: Anexo II:Anexo II: Anexo II: PROPIEDADES DE LAS CORRIENTES PROPIEDADES DE LAS CORRIENTESPROPIEDADES DE LAS CORRIENTES PROPIEDADES DE LAS CORRIENTES GASEOSAS ENERGÉTICAS GASEOSAS ENERGÉTICASGASEOSAS ENERGÉTICAS GASEOSAS ENERGÉTICAS 0 00 0 Índice del Índice del Índice del Índice del Anexo II: Anexo II:Anexo II: Anexo II: PROPIEDADES PROPIEDADESPROPIEDADES PROPIEDADES DE DEDE DE LAS LASLAS LAS CORRIENTES CORRIENTESCORRIENTES CORRIENTES GASEOSAS GASEOSASGASEOSAS GASEOSAS ENERGÉTICAS ENERGÉTICASENERGÉTICAS ENERGÉTICAS 0 ÍNDICE DEL ANEXO II: PROPIEDADES DE LAS CORRIENTES GASEOSAS ENERGÉTICAS - 109 - 1 IDENTIFICACIÓN DE LAS CORRIENTES GASEOSAS ENERGÉTICAS - 110 - 1.1 G AS NATURAL - 110 - 1.2 C OKE OVEN GAS (COG) - 110 - 1.3 B ASIC OXYGEN FURNACE GAS (BOF GAS ) - 111 - 1.4 B LAST FURNACE GAS (BF GAS ) - 111 - 1.5 V APOR ENERGÉTICO - 111 - 2 MÉTODO PARA CALCULAR LAS PROPIEDADES - 112 - 2.1 N ÚMERO DE MOLES EN LA MEZCLA - 112 - 2.2 P ESOS MOLECULARES Y ENERGÍAS DE COMBUSTIÓN - 112 - 2.3 P ODER CALORÍFICO , DENSIDAD , DENSIDAD ENERGÉTICA Y CALOR ESPECÍFICO - 113 - 2.4 C OMPOSICIÓN DE CADA TIPO DE COMBUSTIBLE - 113 - 2.4.1 C OMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL - 113 - 2.4.2 C OMPOSICIÓN DEL COG - 113 - 2.4.3 C OMPOSICIÓN DEL BOF GAS - 114 - 2.4.4 C OMPOSICIÓN DEL BF GAS - 114 - 3 PROPIEDADES DE LAS CORRIENTES GASEOSAS ENERGÉTICAS - 114 - 3.1 P ODER CALORÍFICO - 114 - 3.2 D ENSIDAD - 114 - 3.3 D ENSIDAD ENERGÉTICA - 115 - 3.4 C ALOR ESPECÍFICO - 115 - 4 PROPIEDADES DEL VAPOR - 115 - 5 REFERENCIAS ANEXO II: PROPIEDADES DE LAS CORRIENTES GASEOSAS ENERGÉTICAS - 116 - Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo II: PROPIEDADES DE LAS CORRIENTES GASEOSAS ENERGÉTICAS - 110 - 1 11 1 Identifi IdentifiIdentifi Identificación de las corrientes gaseosas energéticas cación de las corrientes gaseosas energéticascación de las corrientes gaseosas energéticas cación de las corrientes gaseosas energéticas Antes de enumerar las diferentes propiedades de las corrientes gaseosas energéticas que se encuentran disponibles en una industria siderúrgica, es interesante e idóneo disponer de una breve identificación de las mismas. De esta manera se podrá hablar con propiedad de aquí en adelante para no equivocarse en la denominación de las citadas corrientes, así como tener definidos de la mejor manera posible el origen y el destino de estos flujos. Para este último propósito se pueden consultar las Fig 16 a Fig. 21 del Anexo I. A continuación se presentan las corrientes gaseosas energéticas que se van a considerar. La forma de ordenarlas se ha dispuesto de mayor a menor poder calorífico por cada metro cúbico normal. 1.1 1.11.1 1.1 Gas na Gas naGas na Gas natural turaltural tural El gas natural es un combustible procedente de formaciones geológicas y compuesto principalmente por metano [A,II - 1]. Como ya es sabido es uno de los combustibles fósiles más limpios y usados en la actualidad. Para la industria de la siderurgia, el gas natural será una materia prima energética a importar. Por lo tanto, la procedencia de esta corriente gaseosa no es de especial interés, aunque sí sus propiedades térmicas y su grado de limpieza y pureza. Su uso dentro de la industria siderúrgica se centra en procesos que necesitan de un combustible de alto poder calorífico así como de una corriente de gases de combustión limpios. Se usa en el BOF para el precalentamiento y como iniciador de la reacción que luego se mantendrá gracias a su carácter exotérmico. En el BF su uso se dirige principalmente al calentamiento de las stoves para la generación posterior del plasma de aire. En la planta de sinterizado, el uso de combustible gaseoso no está limitado pudiéndose usar cualquier tipo de combustibles disponibles. 1.2 1.21.2 1.2 Coke oven gas (COG) Coke oven gas (COG)Coke oven gas (COG) Coke oven gas (COG) Este gas proviene de una oxidación parcial del carbón en la planta de coque. Ya que se ha producido la oxidación con defecto de oxígeno, lo que se encuentra es un gas con alto contenido en inquemados, principalmente de monóxido de carbono. Su procedencia, como se acaba de explicar, proviene de los hornos de coque por una reacción de combustión incompleta del carbón de coque. Por lo tanto se recoge exclusivamente en el horno de coque y de allí se distribuye al resto de procesos que lo demandan. El primer lugar en el cual tiene un uso el COG es en el BOF. Allí se quema junto con el gas natural para estabilizar la temperatura de la carga dentro del horno hasta que se consigue que las reacciones químicas exotérmicas mantengan la temperatura. En el BF se utiliza como agente reductor introduciéndolo por la parte baja del horno para que así pueda atravesar las diferentes capas de la carga del horno y poder reducir los elementos espurios. Se utiliza en el mismo horno de coque para calentar las paredes y permitir una transferencia de calor adecuada para que el coque pueda llevarse a cabo. Finalmente se puede usar en la planta de sinterizado para activar el proceso. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo II: PROPIEDADES DE LAS CORRIENTES GASEOSAS ENERGÉTICAS - 111 - 1.3 1.31.3 1.3 Basic oxygen furnace gas (BOF gas) Basic oxygen furnace gas (BOF gas)Basic oxygen furnace gas (BOF gas) Basic oxygen furnace gas (BOF gas) El gas proveniente del BOF se obtiene gracias a que se sopla oxígeno puro a través de las lanzas para que se oxiden los elementos que se desean quitar a través de las escorias. De este modo, mucho del carbono contenido en el arrabio se transforma en monóxido de carbono y en dióxido de carbono, produciendo un gas de interesante contenido calórico. Es un gas parecido al BF gas pero de mejores propiedades. Su uso se orienta a la reducción de los elementos indeseados en el BF junto con otros elementos reductores. El resto se puede usar para enriquecer el BF gas o para su quema posterior en otros lugares que requieran de energía térmica. 1.4 1.41.4 1.4 Blast furnace gas (BF gas) Blast furnace gas (BF gas)Blast furnace gas (BF gas) Blast furnace gas (BF gas) Aunque se ha hablado de este gas en el apartado 4.2 del Anexo I, cabe recordar en este Anexo II: que el BF gas es obtenido en la parte superior del BF o tragante. Además también tiene trazas de azufre y cianuros, así como grandes cantidades de polvo arrastrado de las escorias. Lo que se sobreentiende que es el gas de peor composición y peor calidad térmica ya que se recoge después de que se haya hecho uso de los demás combustibles disponibles. La procedencia de este gas es en la parte superior o tragante del alto horno. Se recogen los efluvios de la carga del horno por la parte superior para posteriormente ser enfriada. Aunque en este trabajo fin de máster se va a considerar como una corriente separada, normalmente se procede a un enriquecimiento con los otros tipos de gases energéticos para mejorar la calidad térmica de éste gas. Su uso puede encontrarse en el BOF pero con una importancia pequeña en comparación con los otros combustibles. La reutilización en el mismo BF es más que importante para proceder a reducir los elementos extraños que puedan quedar y aportar el calor necesario. En el horno de coque su utilización es importante ya que tiene requerimientos no muy exigentes en cuanto a combustible a emplear. De nuevo en la planta de sinterizado su uso puede ser adecuado y su utilización es frecuente. 1.5 1.51.5 1.5 Vapor energético Vapor energéticoVapor energético Vapor energético En ciertos componentes de la industria siderúrgica es necesario aportar energía térmica mediante una inyección de vapor. En otros procesos este vapor es necesario para que se produzca el reformado de diversas sustancias. Sea por un motivo o por otro, se utiliza vapor de agua. Este vapor de agua se deberá aportar mediante una caldera (planta siderúrgica aislada) o mediante diversas extracciones en las turbinas de vapor del ciclo de potencia (simbiosis con una central de potencia eléctrica). De igual manera, en alguno de los componentes de la industria siderúrgica se obtiene como output un vapor de alta calidad ya que se utiliza como refrigerante de los diversos componentes que conforman los reactores, hornos, procesos… Por último, en el caso de que se disponga de un sistema CCS que funcione mediante absorción química (aminas principalmente) al necesitar de un aporte considerable de energía térmica para permitir los ciclos de absorción/desorción del CO2 en los productos químicos, la manera de proceder será extraer esa energía térmica del vapor. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo II: PROPIEDADES DE LAS CORRIENTES GASEOSAS ENERGÉTICAS - 112 - 2 22 2 Método para calcular las p Método para calcular las pMétodo para calcular las p Método para calcular las propiedades ropiedadesropiedades ropiedades Una vez identificados los puntos de generación y de distribución de las diferentes corrientes gaseosas que intervienen en mayor medida en la industria de la siderurgia, a continuación se va a tratar de caracterizar cada una de ellas en mayor profundidad. Para ello se va a proceder a obtener la composición elemental de cada tipo de corriente; es decir, proporcionar la composición en volumen de cada especie que interviene. Por ejemplo, encontrar el porcentaje de hidrógeno molecular, de monóxido de carbono, de metano, etc… 2.1 2.12.1 2.1 Número de moles en la mezcla Número de moles en la mezclaNúmero de moles en la mezcla Número de moles en la mezcla A partir de estos datos se pueden obtener las propiedades que nos interesan. En primer lugar se debe obtener los moles contenidos en un metro cúbico normal, que lo tomaremos como unidad de medida de referencia. Esto se puede realizar mediante la ecuación eq.1: RT PV n= (eq. 1) Donde n es el número de moles de cada sustancia, P es la presión (P CN =1atm), V es el volumen de cada sustancia, R es la constante de los gases que se ha tomado como 0.08205746 atm·L/mol·K, y T la temperatura (T CN =273.15K). 2.2 2.22.2 2.2 Pesos moleculares y energías de combustión Pesos moleculares y energías de combustiónPesos moleculares y energías de combustión Pesos moleculares y energías de combustión A continuación se deben disponer de varios datos para cada tipo de especie molecular que intervienen en las mezclas que componen las diferentes corrientes gaseosas. En el caso que trata este Anexo II: interesan los pesos moleculares [A,II - 1] y las energías de combustión de cada elemento. Las tablas Tabla 1 y Tabla 2 recogen los datos. Tabla 1 Pesos atómicos [g/mol] Hidrógeno Carbono Nitrógeno Oxígeno 1,00797 12,01115 14,00670 15,99940 Tabla 2 Pesos moleculares de los elementos y energías de combustión Peso molecular Energía de combustión Calor específico * Mr [g/mol] Ecomb [kJ/mol] Cp [kJ/kg·K] CO 28.1 283.0 1.049 H2 2.02 285.8 14.42 CO2 44.01 0.0 0.942 N2 28.01 0.0 1.040 CH4 16.04 887.1 2.191 C2H6 30.07 1559.7 1.723 C3H8 44.10 2219.2 1.642 C4H10 58.12 2879.0 1.647 * Ver tabla 1 del Anexo III Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo II: PROPIEDADES DE LAS CORRIENTES GASEOSAS ENERGÉTICAS - 113 - 2.3 2.32.3 2.3 Poder calorífico, densidad Poder calorífico, densidadPoder calorífico, densidad Poder calorífico, densidad, ,, , densidad energética densidad energética densidad energética densidad energética y calor específico y calor específico y calor específico y calor específico Para hallar el poder calorífico de cada molécula se procede como indica la ecuación eq.2. La densidad de cada sustancia se obtiene mediante la ecuación eq.3 y la densidad energética a través de la ecuación eq.4. El calor específico mediante la ecuación eq.5. 1000 · , ∑ = moléculas icombi En PC [MJ/Nm 3 ] (eq. 2) 1000 · , ∑ = moléculas iri Mn ρ [kg/Nm 3 ] (eq. 3) PC ρ ε = [kg/MJ] (eq. 4) 100 ·% , ∑ = ipi p C C [kJ/kg·K] (eq. 5) 2.4 2.42.4 2.4 Composición de cada tipo de combustible Composición de cada tipo de combustibleComposición de cada tipo de combustible Composición de cada tipo de combustible Este apartado trata de encontrar la composición en porcentaje de cada tipo de molécula que se encuentre contenida dentro de cada combustible. Por lo tanto, varias fuentes de información han sido consultadas. Todo ello con la finalidad de dar un contenido promedio para cada tipo de corriente gaseosa. 2.4.1 Composición del gas natural Tabla 3 Composición elemental del gas natural [%] Media [A,II - 3] [A,II - 4] [A,II - 5] [A,II - 6] [A,II - 7] [A,II - 8] [A,II - 9] [A,II - 10] CO 0.0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 H2 0.0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 CO2 0.9 1 2.5 2.5 0.3 0.7 0.1 0.3 0.3 1 0.13 1.2 N2 1.3 1 1 1 0.3 0.5 1.6 3.7 1.5 1.5 0.8 1.8 CH4 90.9 92 82 92 91 86 96 90 96.5 93 89.5 92.3 C2H6 5.4 5 12 3.5 7.5 12.5 1.8 4 1.4 3 5.6 3.6 C3H8 1.1 1 2 0.7 0.8 0.3 0.3 2 0.3 1 2.9 0.8 C4H10 0.3 0 0.5 0.3 0.1 0 0.2 0 0 0.5 1.07 0.3 2.4.2 Composición del COG Tabla 4 Composición elemental del COG [%] Media [A,II - 11] [A,II - 12] [A,II - 13] [A,II - 14] [A,II - 15] [A,II - 16] [A,II - 17] [A,II - 18] [A,II - 19] [A,II - 20] CO 5.9 6.3 5.5 5.5 6 6.2 6 7.3 4.6 6 5.8 H2 57.4 62.9 63 51.9 55 51.5 61 58.1 58.2 55 57.2 CO2 2.0 1.3 1.25 2 3 2 1.5 2.8 1.6 3 1.5 N2 6.4 5.4 5.8 8.6 9 8.3 5.5 1.5 6.4 10 3.5 CH4 26.9 24.1 23.5 32 25 29 26 30.3 25.2 25 29.2 C2H6 0.9 0 0.85 0 1.2 1.9 0 0 2 0.5 2.5 C3H8 0.5 0 0.1 0 0.8 1.1 0 0 2 0.5 0.3 C4H10 0.0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo III: PROPIEDADES DEL RESTO DE INPUTS - 120 - 1 11 1 Breve introducción Breve introducciónBreve introducción Breve introducción Una vez obtenidos los datos de las corrientes gaseosas energéticas en el Anexo II, que por su singularidad se podían tratar de modo aparte al resto de inputs, se procederá a obtener los valores de las demás corrientes. Para empezar se obtendrán los valores de los calores específicos de cada sustancia, para luego intentar establecer las temperaturas de operación que se dan en los diferentes componentes que conforman la industria siderúrgica. Todo ello orientado a poder cerrar con éxito el balance de masa y el balance de energía tanto a nivel global como a nivel de componente. De esta manera se podrán fijar con más detalle los input/output de cada componente. 2 22 2 Calores espec Calores especCalores espec Calores específicos íficosíficos íficos A continuación en la Tabla 1 se encuentran reflejados los valores de los calores específicos de las diferentes sustancias que intervienen en los procesos de formación del acero en la industria siderúrgica. Tabla 1 Calores específicos de las sustancias Unidades Sustancia Valor [kJ/kg·K] Referencia [kJ/kg·K] Acero 0.5016 ---- [A,III - 1] [kJ/kg·K] Aditivos 0.4826 ---- [A,III - 4] [kJ/kg·K] Aire 1.012 ---- [A,III - 5] [kJ/kg·K] Alquitrán 1.47 ---- [A,III - 6] [kJ/kg·K] Argón 0.5203 ---- [A,III - 5] [kJ/kg·K] Butano 1.647 ---- [A,III - 11] [kJ/kg·K] CO2 0.942 ---- [A,III - 1] [kJ/kg·K] CO 1.049 ---- [A,III - 1] [kCal/kg·K] Escoria 0.19 0.7942 [A,III - 3] [kJ/kg·K] Etano 1.723 ---- [A,III - 11] [kJ/kg·K] Hierro 0.45 ---- [A,III - 5] [kJ/kg·K] H2 14.42 ---- [A,III - 9] [Btu/lb] Lime 0.20 0.4652 [A,III - 4] [kCal/kg·K] Limestone 0.217 0.7106 [A,III - 7] [kJ/kg·K] Metano 2.191 ---- [A,III - 10] [kCal/kg·K] Mineral de hierro 0.175 0.7315 [A,III - 7] [kJ/kg·K] (NH4)2SO4 3.81 ---- [A,III - 2] [kJ/kg·K] Nitrógeno 1.04 ---- [A,III - 5] [kJ/kg·K] Oxígeno 0.918 ---- [A,III - 5] [kCal/kg·K] Petróleo 0.50 2.09 [A,III - 7] [kCal/kg·K] Plomo 0.031 0.1296 [A,III - 7] [kJ/kg·K] Propano 1.642 ---- [A,III - 11] [kJ/kg·K] Vapor de agua 250ºC 1.991 ---- [A,III - 8] [kJ/kg·K] Vapor de agua 400ºC 2.468 ---- [A,III - 8] [kCal/kg·K] Zinc 0.09 0.3762 [A,III - 7] Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo III: PROPIEDADES DEL RESTO DE INPUTS - 121 - Los valores representados anteriormente son para sustancias puras. Los valores que se ven reflejados a continuación son para mezclas de componentes. Se escogerán aquellos dos componentes mayoritarios de la mezcla para simplificar la obtención de un valor de calor específico de referencia. · Aditivos en el BOF. Es una mezcla al 48% de acero y al 52% de lime. Por lo tanto su calor específico tiene un valor de 0.4826 kJ/kg·K. · Retornos internos de cualquier tipo se considerarán escorias · Arrabio equivale a hierro · Aditivos en el BF y en la planta de sinterizado son equivalentes a limestone. · Limpieza de gases del horno de coque es una mezcla del 49% de alquitrán y 51% de (NH 4 ) 2 SO 4 . Su valor de calor específico es igual a 2.66 kJ/kg·K. · Limpieza de gases en la planta de sinterizados formados por 74% de plomo y un 26% de zinc. El valor final de calor específico es de 0.192 kJ/kg·K. 3 33 3 Temperaturas de operación Temperaturas de operaciónTemperaturas de operación Temperaturas de operación 3.1 3.13.1 3.1 Basic oxygen furnace (BOF) Basic oxygen furnace (BOF)Basic oxygen furnace (BOF) Basic oxygen furnace (BOF) La Tabla 2 nos muestra los rangos de temperaturas de operación en el BOF así como las referencias consultadas para la obtención de dichos valores numéricos. Tabla 2 Temperaturas de los inputs/outputs del BOF Tipo de input/output Temperatura [ºC] Referencia Gases de escape 600-700 [A,III - 20] Residuos 350-500 [A,III - 20] Acero 411-832 / 798-1124 [A,III - 21] Temperatura de CO2 650-700 [A,III - 22] Escorias 290 [A,III - 23] Aire insuflado u O2 550-900 [A,III - 24] Arrabio 1200 [A,III - 25] 3.2 3.23.2 3.2 Blast furnace (BF) Blast furnace (BF)Blast furnace (BF) Blast furnace (BF) El alto horno al ser uno de los componentes más conocidos, es de mayor facilidad encontrar los datos de temperaturas de operación. La Tabla 3 contiene la información del BF. Tabla 3 Temperaturas de los inputs/outputs del BF Tipo de input/output Temperatura [ºC] Referencia Coque 200 Gases de escape 1100 Escoria 1325-1500 Gases del blast 1200 [A,III - 12] Blast 1070-1200 Oxígeno 25 BF gas 900 [A,III - 13] Agua de refrigeración 30 Blast 1200 [A,III - 14] Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo III: PROPIEDADES DEL RESTO DE INPUTS - 122 - Agua de desecho <80 Blast <1400 Gas de extracción 1200 Agua de entrada 40 Escoria 1150 [A,III - 15] Aire de los stoves 1200 Aire combustión 25 Coque 25 Carbón 60 Gas natural 25 BF gas 179 Arrabio 1500 Escoria 1561 [A,III - 16] Carbón 45 Aire comprimido 327 [A,III - 17] 3.3 3.33.3 3.3 Coke oven (CO) Coke oven (CO)Coke oven (CO) Coke oven (CO) Tabla 4 Temperaturas de los inputs/outputs del CO Tipo de input/output Temperatura [ºC] Referencia Carbón 25 [A,III - 18] Gases de escape 90 [A,III - 19] 3.4 3.43.4 3.4 Sinter plant Sinter plantSinter plant Sinter plant Tabla 5 Temperaturas de los inputs/outputs de sinter plant Tipo de input/output Temperatura [ºC] Referencia Sinterizado 250-400 [A,III - 26] Elementos del ESP 160 [A,III - 27] Elementos del ESP 130 [A,III - 28] Gases de escape 80-130 [A,III - 29] 3.5 3.53.5 3.5 ASU ASUASU ASU Tabla 6 Temperaturas de los inputs/outputs de la ASU Tipo de input/output Temperatura [ºC] Referencia Aire de entrada 25 Oxígeno 185 Nitrógeno 185 Argón 185 Ver apartado 8.3. del Anexo I 3.6 3.63.6 3.6 Compresión de aire Compresión de aireCompresión de aire Compresión de aire Tabla 7 Temperaturas de los inputs/outputs de la compresión de aire Tipo de input/output Temperatura [ºC] Referencia Aire de entrada 25 Treferencia Aire comprimido 650 TBF,aire.comprimido Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo III: PROPIEDADES DEL RESTO DE INPUTS - 123 - 4 44 4 Balance BalanceBalance Balances ss s de masa de masa de masa de masa A continuación se van a plasmar los balances de masa componente a componente que conforman la industria siderúrgica. Para ello se debe comparar la totalidad de masa que entra (inputs) con la totalidad de masa que sale (outputs) de cada componente (BOF, BF, Coke oven y planta de sinterizado) (eq. 1). Los apartados del 4.1 al 4.4 muestran más detalladamente todos los inputs/outputs de los que se componen cada componente. La Tabla 8 Balance de masa componente a componente resume los valores desarrollados en los siguientes apartados y se puede comprobar fácilmente que se cumple el balance de masa. ∑ ∑ = outputsinputs MM (eq. 1) Tabla 8 Balance de masa componente a componente Componente Input Output Basic oxygen furnace 1451.8 kg 1451.8 kg Blast furnace 4239.2 kg 4239.2 kg Coke oven 750.8 kg 750.8 kg Sinter plant 2143.3 kg 2143.3 kg ASU 736.2 736.2 Compresión de aire 83.79 83.79 4.1 4.14.1 4.1 Basic oxygen furnace (BOF) Basic oxygen furnace (BOF)Basic oxygen furnace (BOF) Basic oxygen furnace (BOF) Tabla 9 Lista detallada de los inputs y sus correspondientes masas en el BOF Inputs Masa [kg] Oxígeno * 85.66 Nitrógeno * 12.5 Aire comprimido * 21.97 Agua 82.65 Argón * 1.6 Arrabio 860 Chatarra 220 Aditivos 119 BF gas ** 3.79 COG ** 9.26 Gas natural * 7.39 Vapor ** 27.86 * Correspondiente a 60Nm3 de O2, 10 Nm3 de N2, 17 Nm3 de aire comprimido, 0.9 Nm3 de Ar ** Correspondiente a 9,7 MJt de BFgas, 400MJt de COG, 387 MJt de GN y 82MJt de vapor Tabla 10 Lista detallada de los outputs y sus correspondientes masas en el BOF Outputs Masa [kg] CO2 123.12 CO 5.20 Acero 1000 Retornos internos. Sinter 84.80 Escorias 82.20 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo III: PROPIEDADES DEL RESTO DE INPUTS - 124 - BOF gas * 84.47 Vapor * 71.98 * Correspondiente a 525MJt de BOF gas y 230 MJt de vapor 4.2 4.24.2 4.2 Blast furnace (BF) Blast furnace (BF)Blast furnace (BF) Blast furnace (BF) Tabla 11 Lista detallada de los inputs y sus correspondientes masas en el BF Inputs Masa [kg] Oxígeno * 79.23 Nitrógeno * 73.11 Aire comprimido * 15.12 Agua de refrigeración 320 Agua de proceso 1444.02 Sinterizado 935 Mena de hierro 155 Coque 360 Retornos internos 17.2 Aditivos 22.1 Petróleo 25.8 Carbón 140 BF gas ** 535.4 BOF gas ** 84.4 Vapor ** 33.47 * Correspondiente a 55.5Nm3 de O2, 58.5 Nm3 de N2, 11.7 Nm3 de aire comprimido ** Correspondiente a 1368 MJt de BFgas, 525 MJt de BOF gas y 98.5MJt de vapor Tabla 12 Lista detallada de los outputs y sus correspondientes masas en el BF Outputs Masa [kg] Agua de desecho 1555.9 Retornos internos. Sinter 220.6 Retornos internos. BF 17.2 Arrabio 860 BF gas * 1585.3 * Correspondiente a 4058 MJt de BFgas 4.3 4.34.3 4.3 Coke oven (CO) Coke oven (CO)Coke oven (CO) Coke oven (CO) Tabla 13 Lista detallada de los inputs y sus correspondientes masas en el coke oven Inputs Masa [kg] Aire comprimido * 18.61 Agua de proceso 200 Agua de apagado 19.46 Carbón 465 COG ** 29.17 Vapor ** 18.55 * Correspondiente a 14.4 Nm3 de aire comprimido ** Correspondiente a 1260 MJt de COG y 54.6MJt de vapor Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo III: PROPIEDADES DEL RESTO DE INPUTS - 125 - Tabla 14 Lista detallada de los outputs y sus correspondientes masas en el coke oven Outputs Masa [kg] Agua de desecho 200 CO2 3.38 CO 15.75 Coque 360 Limpieza de gases 37.5 COG * 67.5 Vapor * 66.66 * Correspondiente a 2916MJt de COG y 213MJt de vapor 4.4 4.44.4 4.4 Sinter plant Sinter plantSinter plant Sinter plant Tabla 15 Lista detallada de los inputs y sus correspondientes masas en la planta de sinterizado Inputs Masa [kg] Aire comprimido * 28.1 Aire 776 Mena de hierro 760 Retornos internos 305.3 Aditivos 185.5 Carbón ** 48.13 BF gas ** 40.19 * Correspondiente a 21.75Nm3 de de aire comprimido ** Correspondiente a 1444 MJt de carbón y 103 MJt de BF gas Tabla 16 Lista detallada de los outputs y sus correspondientes masas en la planta de sinterizado Outputs Masa [kg] Escorias 12.25 Sinterizado 935 Gases de extracción 804.1 Limpieza de gases 14.88 CO 53.48 CO2 323.59 4.5 4.54.5 4.5 ASU ASUASU ASU Tabla 17 Lista detallada de los inputs y sus correspondientes masas en la ASU Inputs Masa [kg] Aire de entrada 736.2 Tabla 18 Lista detallada de los outputs y sus correspondientes masas en la ASU Outputs Masa [kg] Oxígeno 164.9 Nitrógeno 564.8 Argón 6.55 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo III: PROPIEDADES DEL RESTO DE INPUTS - 126 - 4.6 4.64.6 4.6 Compresión de aire Compresión de aireCompresión de aire Compresión de aire Tabla 19 Lista detallada de los inputs y sus correspondientes masas en la etapa de compresión de aire Inputs Masa [kg] Aire de entrada 83.79 Tabla 20 Lista detallada de los outputs y sus correspondientes masas en la etapa de compresión de aire Outputs Masa [kg] Aire comprimido 83.79 4.7 4.74.7 4.7 Balance de masa a la planta global Balance de masa a la planta globalBalance de masa a la planta global Balance de masa a la planta global En este apartado se hace un balance de masa (BM) pero englobando todos los procesos que intervienen en la fabricación del acero. De este modo, como inputs se contarán aquellos materiales, electricidad, gases, etc que provengan del exterior de la planta. Más comúnmente denominados materias primas. En el lado contrario se encuentran los productos o residuos, que son aquellos materiales que abandonan la planta siderúrgica como producto final o como sustancia a desprenderse o desechos. La Tabla 21 contiene el resumen del balance de masa realizado. La eq. 2 resume de forma matemática el proceso. ∑ ∑ −= plantainputsplantaoutputs MMBM __ (eq. 2) Tabla 21 Balance de masa global descompuesto en los diferentes componentes Inputs Outputs Basic oxygen furnace 1451.8 kg 1451.8 kg Blast furnace 4239.2 kg 4239.2 kg Coke oven 750.8 kg 750.8 kg Sinter plant 2143.3 kg 2143.3 kg ASU 736.2 kg 736.2 kg Compresión de aire 83.79 kg 83.79 kg Balance de masa Total 9405.09 9405.09 +0.007731 kg 5 55 5 Balance BalanceBalance Balances ss s de energía de energía de energía de energía Del mismo modo que se ha realizado el balance de masa componente a componente y a la planta global, se realiza un balance de energía. En este caso se van a emplear tanto los datos de masa, calores específicos (ver apartado 2) y temperaturas (ver apartado 3) de cada input/output de cada componente de la industria siderúrgica. Por lo tanto, la energía térmica asociada a cada flujo de materia se puede obtener mediante la eq. 3. Cabe destacar, que en cuanto a los combustibles gaseosos, se deben tratar de igual manera que cualquier otro flujo de masa. Es decir, la energía térmica de estos combustibles gaseosos es debido a que poseen una temperatura distinta a la temperatura de referencia, y en ningún caso debe relacionarse con la energía liberada por la combustión. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo III: PROPIEDADES DEL RESTO DE INPUTS - 127 - )·(· ,, refiipiitérmica TTcmE − = (eq. 3) Siendo Tref la temperatura de referencia y se tomará igual a 25ºC que es la temperatura a condiciones normales. Tabla 22 Balance de energía componente a componente Componente Input Output Basic oxygen furnace 817 MJ 817 MJ Blast furnace 1407.3 MJ 1407.3 MJ Coke oven 347.8 MJ 347.7 MJ Sinter plant 168.3 MJ 168.4 MJ ASU 118.72 MJ 118.72 MJ Compresión de aire 55.36 MJ 55.36 MJ 5.1 5.15.1 5.1 Basic oxygen furnace (BOF) Basic oxygen furnace (BOF)Basic oxygen furnace (BOF) Basic oxygen furnace (BOF) Tabla 23 Lista detallada de los inputs: masa, c p , temperatura y energía en el BOF Inputs Masa [kg] Cp [kJ/kg·K] T [ºC] E [MJ] Oxígeno 85.66 0.942 725 55.0 Nitrógeno 12.5 1.045 725 9.1 Aire comprimido 21.97 1.012 650 13.9 Agua 82.65 4.180 25 0 Argón 1.6 0.520 728 0.6 Arrabio 860 0.450 1250 474.1 Chatarra 220 0.450 25 0 Aditivos 119 0.483 25 0 BF gas 3.79 1.407 160 0.72 COG 9.26 9.035 80 4.6 Gas natural 7.39 2.131 25 0 Vapor 27.86 ---- ---- 82 Electricidad ---- ---- ---- 177.9 Tabla 24 Lista detallada de los outputs: masa, c p , temperatura y energía en el BOF Outputs Masa [kg] Cp [kJ/kg·K] T [ºC] E [MJ] CO2 123.12 0.942 660 73.6 CO 5.20 1.049 660 3.5 Acero 1000 0.500 800 388.74 Retornos internos. Sinter 84.80 0.794 380 23.9 Escorias 82.20 0.794 380 23.2 BOF gas 84.47 1.426 650 74.98 Vapor 71.98 ---- ---- 230 5.2 5.25.2 5.2 Blast furnace (BF) Blast furnace (BF)Blast furnace (BF) Blast furnace (BF) Tabla 25 Lista detallada de los inputs: masa, c p , temperatura y energía en el BF Inputs Masa [kg] Cp [kJ/kg·K] T [ºC] E [MJ] Oxígeno 79.23 0.942 327 21.96 Nitrógeno 73.11 1.045 327 22.96 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo III: PROPIEDADES DEL RESTO DE INPUTS - 128 - Aire comprimido 15.12 1.012 326.9 4.6 Agua de refrigeración 320 4.180 70 60.2 Agua de proceso 1444.02 4.180 90 392.34 Sinterizado 935 0.482 200 78.9 Mena de hierro 155 0.731 25 0 Coque 360 0.836 180 46.65 Retornos internos 17.2 0.794 800 10.6 Aditivos 22.1 0.907 25 0 Petróleo 25.8 2.090 25 0 Carbón 140 0.835 60 4.1 BF gas 535.4 1.407 160 101.8 BOF gas 84.4 1.426 550 62.9 Vapor 33.47 ---- ---- 98.5 Electricidad ---- ---- ---- 501.93 Tabla 26 Lista detallada de los outputs: masa, c p , temperatura y energía en el BF Outputs Masa [kg] Cp [kJ/kg·K] T [ºC] E [MJ] Agua de desecho 1555.9 4.180 90 422.7 Retornos internos. Sinter 220.6 0.794 1200 205.8 Retornos internos. BF 17.2 0.794 1200 16 Arrabio 860 0.450 1100 416 BF gas 1585.3 1.407 180 346.8 5.3 5.35.3 5.3 Coke oven (CO) Coke oven (CO)Coke oven (CO) Coke oven (CO) Tabla 27 Lista detallada de los inputs: masa, c p , temperatura y energía en el coke oven Inputs Masa [kg] Cp [kJ/kg·K] T [ºC] E [MJ] Aire comprimido 18.61 1.012 326.9 5.7 Agua de proceso 200 4.180 60 29.3 Agua de apagado 19.46 4.180 25 0 Carbón 465 0.835 25 0 COG 29.17 9.035 80 14.5 Vapor 18.55 ---- ---- 54 Electricidad ---- ---- ---- 243.66 Tabla 28 Lista detallada de los outputs: masa, c p , temperatura y energía en el coke oven Outputs Masa [kg] Cp [kJ/kg·K] T [ºC] E [MJ] Agua de desecho 200 4.180 70 37.6 CO2 3.38 0.942 90 0.2 CO 15.75 1.049 90 1.1 Coque 360 0.836 190 49.7 Limpieza de gases 37.5 2.660 90 6.5 COG 67.5 9.035 90 39.7 Vapor 66.66 ---- ---- 213 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo III: PROPIEDADES DEL RESTO DE INPUTS - 129 - 5.4 5.45.4 5.4 Sinter plant Sinter plantSinter plant Sinter plant Tabla 29 Lista detallada de los inputs: masa, c p , temperatura y energía en la planta de sinterizado Inputs Masa [kg] Cp [kJ/kg·K] T [ºC] E [MJ] Aire comprimido 28.1 1.012 327 8.6 Aire 776 1.012 25 0 Mena de hierro 760 0.731 25 0 Retornos internos 305.3 0.794 375 84.9 Aditivos 185.5 0.907 25 0 Carbón 48.13 0.835 60.2 1.4 BF gas 40.19 1.407 160 7.7 Electricidad ---- ---- ---- 65.8 Tabla 30 Lista detallada de los outputs: masa, c p , temperatura y energía en la planta de sinterizado Outputs Masa [kg] Cp [kJ/kg·K] T [ºC] E [MJ] Escorias 12.25 0.794 250 2.2 Sinterizado 935 0.482 250 101.4 Gases de extracción 804.1 1.012 80 44.8 Limpieza de gases 14.88 0.192 80 0.2 CO 53.48 1.049 80 3.1 CO2 323.59 0.942 80 16.8 5.5 5.55.5 5.5 ASU ASUASU ASU Tabla 31 Lista detallada de los inputs: masa, c p , temperatura y energía en ASU Inputs Masa [kg] Cp [kJ/kg·K] T [ºC] E [MJ] Aire de entrada 736.2 1.012 25 0 Electricidad ---- ---- ---- 118.7 Tabla 32 Lista detallada de los outputs: masa, c p , temperatura y energía en ASU Outputs Masa [kg] Cp [kJ/kg·K] T [ºC] E [MJ] Oxígeno 164.9 0.918 185 24.21 Nitrógeno 564.8 1.040 185 96.96 Argón 6.55 0.5203 185 0.54 5.6 5.65.6 5.6 Compresión de aire Compresión de aireCompresión de aire Compresión de aire Tabla 33 Lista detallada de los inputs: masa, c p , temperatura y energía en la etapa de compresión de aire Inputs Masa [kg] Cp [kJ/kg·K] T [ºC] E [MJ] Aire de entrada 83.79 1.012 25 0 Electricidad ---- ---- ---- 55.36 Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo IV: MODELIZACIÓN DE LA CENTRAL DE POTENCIA - 136 - Tabla 2 Ratios de alimentación de carbón a las calderas Ratio alimentación Unidades Potencia [MW] Ref 119.00 [ton/h] 160.35 [A,IV - 1] 155.34 [ton/h] 221.57 [A,IV - 1] 193.30 [ton/h] 301.17 [A,IV - 1] 39.20 [kg/s] 300 [A,IV - 2] 72.38 [kg/s] 300 [A,IV - 3] 81.42 [kg/s] 300 [A,IV - 5] 73.64 [ton/h] 120 [A,IV - 6] 105.48 [ton/h] 160 [A,IV - 6] 112.22 [ton/h] 190 [A,IV - 6] 79.3 [ton/h] 150 [A,IV - 7] 121.7 [ton/h] 250 [A,IV - 7] 146 [ton/h] 300 [A,IV - 7] 22.25 [ton/h] 65 [A,IV - 9] 28.73 [ton/h] 80 [A,IV - 9] 21.15 [ton/h] 64 [A,IV - 9] 119.4 [ton/h] 300 [A,IV - 10] 1.3 1.31.3 1.3 Flujo de aire de combustión Flujo de aire de combustiónFlujo de aire de combustión Flujo de aire de combustión Con esta variable se está intentando buscar un valor de aire de entrada para permitir la combustión. Se contabiliza tanto el aire primario como el secundario ya que lo que interesa es la cantidad de aire que entra en la caldera (ver Tabla 3). Como ocurre en el apartado de más atrás, es difícil obtener un buen valor de este ratio, pero se tomará el valor promedio y se indicarán los máximos y mínimos observados. El ratio buscado, sin tener en cuenta la potencia de la caldera es el indicado por la (eq. 2). Potencia Ratio Ratio airea referenciaairea .lim ..lim = (eq. 2) Como valor promedio del ratio de alimentación de aire de referencia se tiene un valor de: MW skg Ratio referenciaairea / 1819.1 ..lim = Aunque es un valor volátil. los máximos y mínimos han sido de 0.7796 y 1.6512 kg/s·MW. Tabla 3 Cantidad de aire de alimentación a las calderas Alimentación Unidades Potencia [MW] Ref 675.35 [ton/h] 160.35 [A,IV - 1] 971.64 [ton/h] 221.57 [A,IV - 1] 1149.16 [ton/h] 301.17 [A,IV - 1] 365.58 [kg/s] 300 [A,IV - 2] 412.9 [ton/h] 120 [A,IV - 6] 491.2 [ton/h] 160 [A,IV - 6] 533.3 [ton/h] 190 [A,IV - 6] 152.6 [Nm3/s] 150 [A,IV - 7] 213.8 [Nm3/s] 250 [A,IV - 7] 259.1 [Nm3/s] 300 [A,IV - 7] 338600 [kg/h] 65 [A,IV - 9] 475550 [kg/h] 80 [A,IV - 9] 340450 [kg/h] 64 [A,IV - 9] Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo IV: MODELIZACIÓN DE LA CENTRAL DE POTENCIA - 137 - 1.4 1.41.4 1.4 Ratio de emisión de CO Ratio de emisión de CORatio de emisión de CO Ratio de emisión de CO2 22 2 Ya que el ratio de emisión de CO2 es muy dependiente del tipo de carbón utilizado, se va a proceder como en los apartados anteriores y se busca en la bibliografía existente ratios de emisión de CO2 para calderas reales (ver Tabla 4). De este modo se podrá calcular el ratio de emisión de CO2 de referencia para que el valor no dependa de la potencia de la caldera. El ratio buscado es el indicado por la (eq. 3). Potencia Ratio Ratio COemisión referenciaCOemisión 2. .2. = (eq. 3) Como valor promedio del ratio de emisión de CO 2 de referencia se tiene un valor de: MW skg Ratio referenciaCOemisió / 2121.0 .2. = Aunque es un valor muy volátil ya que los máximos y mínimos obtenidos han sido de 0.2752 y 0.1179 kg/s·MW. Tabla 4 Ratio de emisión de CO 2 de calderas de carbón Ratio de emisión Unidades Potencia [MW] Ref 81.84 [kg/s] 300 [A,IV - 3] 82.58 [kg/s] 300 [A,IV - 5] 3157.2 [kton/año] 600 [A,IV - 19] 2144.6 [kton/año] 320 [A,IV - 19] 1987.1 [kton/año] 300 [A,IV - 19] 2232.2 [kton/año] 600 [A,IV - 19] 1339.3 [kton/año] 200 [A,IV - 19] 1136.7 [kton/año] 200 [A,IV - 19] 1127.4 [kton/año] 200 [A,IV - 19] 1750.6 [kton/año] 300 [A,IV - 19] 2388.4 [kton/año] 300 [A,IV - 19] 2346.2 [kton/año] 300 [A,IV - 19] 1826.2 [kton/año] 300 [A,IV - 19] 158.82 [kg/s] 627 [A,IV - 20] 136.7 [kg/s] 610 [A,IV - 20] 13.29 [¿] 500 [A,IV - 21] 2 22 2 Turbina de gas Turbina de gasTurbina de gas Turbina de gas La inclusión de una turbina de gas en la industria de la siderurgia que se está planteando es debido a que hay un exceso de producción de gases con potencial para producir energía, tanto térmica como eléctrica. Ya que no es un elemento muy determinante a la hora de proponer la integración de la siderurgia con el sistema CCS, se va a tratar la turbina de gas sin entrar en especificaciones excesivas. Como se suele decir, se considerará a la turbina de gas como una ‘caja negra’ de la que tenemos que obtener los parámetros más significativos para caracterizarla. Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo IV: MODELIZACIÓN DE LA CENTRAL DE POTENCIA - 138 - 2.1 2.12.1 2.1 Caracterización de la tur Caracterización de la turCaracterización de la tur Caracterización de la turbina de gas bina de gasbina de gas bina de gas En primer lugar se debe buscar en catálogos comerciales de las empresas suministradoras las características de las turbinas. Para comenzar a acotar la búsqueda es necesario el rango de potencias en la que trabajará la turbina. Este rango de potencia nos lo da la disposición de los gases energéticos de la industria, a saber: BF gas, COG y BOF gas. Al haber fijado un ratio de producción medio ponderado (ver apartado 9 del anexo I) se puede extraer la cantidad de energía que nos pueden proporcionar los gases. Este valor es equivalente a 367MWt. Ya que los valores típicos del rendimiento de las turbinas de gas pueden oscilar entre los valores del 30% hasta el 40%, entonces hay que buscar turbinas de gas que produzcan del orden de 110- 146 MWe. 2.2 2.22.2 2.2 E EE Elecci leccilecci lección de la turbina de gas y ón de la turbina de gas y ón de la turbina de gas y ón de la turbina de gas y especificaciones especificacionesespecificaciones especificaciones Partiendo del rango de partida de potencia de la turbina de gas de entre 110 MW hasta 146 MW eléctricos, se dispone de una turbina dentro de ese rango. Al consultar varios catálogos de suministradores de turbinas de gas comerciales como pueden ser Siemens [A,IV - 12], Alstom [A,IV - 13], AnsaldoEnergía [A,IV - 14], General Electrics, Rolls Royce… finalmente se ha decantado por escoger una turbina de gas de la marca Mitsubishi Heavy Industries. Concretamente el modelo M701DA (ver Fig. 1). Las características de esta turbina de gas [A,IV - 11] son las reflejadas en la Tabla 5. Tabla 5 Propiedades técnicas de la turbina de gas Mitsubishi M701DA Potencia Rendimiento Heat rate Frecuencia rpm Ratio presión [MWe] [%] [kJ/kWh] [Hz] [rpm] [-] 144 34.8 10350 50 3000 14 Masa gases extracción Temperatura gases extracción Emisiones NOx Tiempo de encendido Peso Dimensiones [kg/s] [ºC] [ppmv] [min] [ton] [m] 453 542 25 30 200 13x5x5 Fig. 1 Corte de la turbina de gas M701DA Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo IV: MODELIZACIÓN DE LA CENTRAL DE POTENCIA - 139 - 3 33 3 Turbina de vapor Turbina de vaporTurbina de vapor Turbina de vapor 3.1 3.13.1 3.1 Caracterización de la Caracterización de laCaracterización de la Caracterización de la turbina de vapor turbina de vapor turbina de vapor turbina de vapor Ya que las condiciones de operación de la turbina de vapor o del tren de turbinas de vapor que se deberá disponer en la central de potencia para obtener un ciclo combinado no están muy definidas, las características de las turbinas de vapor deberán ser lo más amplias posibles. Las condiciones de operación dependerán en gran manera de la turbina de gas de cabecera, del recuperador de calor, de las demandas y aportes de la siderurgia, etc… De este modo, en los siguientes apartados se incluyen el rango de turbinas de vapor que nos ofrecen 3 de los grandes productores de turbinas de vapor a nivel mundial. Seguramente entre ellas se encuentren en un buen grado de aproximación una o varias turbinas que se adecuen al funcionamiento de las simulaciones que se harán a posteriori. 3.2 3.23.2 3.2 Catálogo Siemens Catálogo SiemensCatálogo Siemens Catálogo Siemens Las siguientes turbinas de vapor se encuentran descritas en [A,IV - 15] y Tabla 6. Tabla 6 Turbinas comerciales de la casa Siemens Modelo Potencia Presión Temperatura rpm [MW] [bar] [ºC] [rpm] SST-100 8.5 65 480 7500 SST-150 20 103 505 13300 SST-200 10 110 520 ---- SST-300 50 120 520 12000 SST-400 65 140 540 8000 SST-500 100 30 400 15000 SST-600 100 140 540 15000 SST-700 175 165 585 13200 SST-800 150 140 540 3600 SST-900 250 165 585 13200 Fig. 2 Turbina de vapor SST-600 3.3 3.33.3 3.3 Catálogo MAN turbo Catálogo MAN turboCatálogo MAN turbo Catálogo MAN turbo Los datos concretos de estas turbinas de vapor están en la referencia [A,IV - 16] y en Tabla 7. Tabla 7 Turbinas comerciales de la casa MAN turbo Modelo Potencia Presión Temperatura Presión escape [MW] [bar] [ºC] [bar] Condensación 5-120 <130 <570 >0.02 Contrapresión 5-120 <130 <570 >40 Fig. 3 Turbina MAN turbo de condensación Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo IV: MODELIZACIÓN DE LA CENTRAL DE POTENCIA - 140 - 3.4 3.43.4 3.4 Catálogo General Electric Catálogo General ElectricCatálogo General Electric Catálogo General Electric En la bibliografía [A,IV - 17] se recogen datos de turbinas de vapor así como en la Tabla 8. Tabla 8 Turbinas comerciales de la casa GE Modelo Potencia Presión Temperatura rpm Contrapresión [MW] [bar] [ºC] [rpm] [bar] SC/SAC series 2-100 140 540 15000 condensación SNC/SANC series 2-100 140 540 15000 <60 A5/A9 series 20-100 140 565 3600 condensación SG series 5-100 30 300 3600 ---- SDF series 5-100 30 300 15000 Condensación MP/MC series <40 140 540 12000 <60 P/C series <6 80 480 15000 <20 Fig. 4 Turbina GE modelo MC GE también está invirtiendo en el desarrollo de turbinas de vapor que puedan llegar a manejar vapor supercrítico [A,IV - 18]. De este modo la eficiencia de las centrales de carbón supercríticas puede mejorarse ya que una limitación es la tecnología de las turbinas de vapor. Según la citada referencia, GE quiere conseguir una turbina de vapor con las siguientes características: · Modelo: USC1000 · Potencia: 1000 MW · Presión: 260 bar · Temperatura: 621 ºC · Presión de escape: 0.005 bar (1.5”Hg) Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo IV: MODELIZACIÓN DE LA CENTRAL DE POTENCIA - 141 - 4 44 4 R RR Referencias eferenciaseferencias eferencias Anexo IV: Anexo IV:Anexo IV: Anexo IV: MODELIZACIÓN MODELIZACIÓNMODELIZACIÓN MODELIZACIÓN DE DEDE DE LA LALA LA CENTRAL CENTRALCENTRAL CENTRAL DE DEDE DE POTENCIA POTENCIAPOTENCIA POTENCIA [A,IV - 1] G. Li; P. Niu; C. Liu; W. Zhang;: Enhanced combination modeling method for combustion efficiency in coalfired boilers. Applied Soft Computing 12 (2012) [A,IV - 2] S. Li; T. Xu; S. Hui; X. Wei;: NO x emission and thermal efficiency of a 300 MWe utility boiler retrofitted by air staging. Applied Energy 86 (2009) [A,IV - 3] V. Tanetsakunvatana; V.I. Kuprianov;: Experimental study on effects of operating conditions and fuel quality on thermal efficiency and emission performance of a 300-MW boiler unit firing Thai lignite. Fuel Processing Technology 88 (2007) [A,IV - 4] Z. Li; F. Ren; J. Zhang; X. Zhang; Z. Chen; L. Chen;: Influence of vent air valve opening on combustion characteristics of a down-fired pulverized-coal 300 MWe utility boiler. Fuel 86 (2007) [A,IV - 5] V.I. Kuprianov; V. Tanetsakunvatana;: Assessment of gaseous, PM and trace element emissions from a 300-MW lignite-fired boiler unit for various fuel qualities. Fuel 85 (2006) [A,IV - 6] Z. Li; J. Jing; G. Liu; Z. Chen; C. Liu;: Measurement of gas species, temperatures, char burnout, and wall heat fluxes in a 200-MWe lignite-fired boiler at different loads. Applied Energy 87 (2010) [A,IV - 7] M. Kuang; Z. Li; Y. Zhang; X. Chen; J. Jia; Q. Zhu;: Asymmetric combustion characteristics and NOx emissions of a down-fired 300 MWe utility boiler at different boiler loads. Energy 37 (2012) [A,IV - 8] G. Liu; Q. Zhu; Z. Li; X. Zhu; Z. Chen;: New over-fire air arrangement and its air ratio optimization determined by aerodynamic characteristics in a cold small-scale model for a down-fired 660-MWe utility boiler. Experimental Thermal and Fluid Science (2012) [A,IV - 9] M.P. Bonin; M. Queiroz;: A parametric evaluation of particle-phase dynamics in an industrial pulverizedcoalfired boiler. Fuel Vol. 75 (1995) [A,IV - 10] S. Fan; Z. Li; X. Yang; G. Liu; Z. Chen;: Influence of outer secondary-air vane angle on combustion characteristics and NOx emissions of a down-fired pulverized-coal 300 MWe utility boiler. Fuel 89 (2010) [A,IV - 11] http://www.powerengineeringint.com/content/dam/pei/print-articles/2012/april/gas-steam- tech.pdf [A,IV - 12] Turbinas de gas industriales. Una extensa gama de productos de 4 a 47 MW. Siemens AG sector de energía. Pedido nºE50001-W430-A100-V4-7800 (2010) [A,IV - 13] Gas product solutions. Technical performance. Gas turbine range. Alstom power. www.alstom.com/power. TPW/BPROS/GTRHNF12/eng/THP/05.12/CH/7677 (2012) [A,IV - 14] http://www.ansaldoenergia.it/GasTurbines_Features.htm [A,IV - 15] Turbinas de vapor industriales. La gama integral de productos de 2 a 250 MW. Siemens AG sector de energía. Pedido nº E50001-W410-A101-V3-7800 (2009) [A,IV - 16] Industrial steam turbines. MAN Turbomaschinen AG. TURBO 945 e 0502 5 ba (2002) [A,IV - 17] GE industrial steam turbines. General electric. COMK/MARK 777/II. (2005) [A,IV - 18] M. Boss; T. Gadoury; S. Feeny; M. Montgomery;: Recent Advances in Ultra Super Critical Steam Turbine Technology. GE Energy, Steam Turbine Technology (2007) [A,IV - 19] E.H. Chui; H. Gao; A.J. Majeski; G.K. Lee;: Performance improvement and reduction of emissions from coal-fired utility boilers in China. Energy for Sustainable Development 14 (2010) Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo IV: MODELIZACIÓN DE LA CENTRAL DE POTENCIA - 142 - [A,IV - 20] S. Rezvani; Y. Huang; D. McIlveen-Wright; N. Hewitt; Y. Wang;: Comparative assessment of subcritical versus advanced super-critical oxyfuel fired PF boilers with CO2 sequestration facilities. Fuel 86 (2007) [A,IV - 21] C.R. Choi; C.N. Kim;: Numerical investigation on the flow, combustion and NOx emission characteristics in a 500 MWe tangentially fired pulverized-coal boiler. Fuel 88 (2009) Máster universitario Energías renovables y Eficiencia energética 15 de noviembre de 2012 ANEXO V ANEXO VANEXO V ANEXO V SIMULACIÓN DEL CASO SIMULACIÓN DEL CASO SIMULACIÓN DEL CASO SIMULACIÓN DEL CASO BASE BASEBASE BASE Eloy Pueyo Casabón Director: D. Luis Miguel Romeo Giménez Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo V: SIMULACIÓN DEL CASO BASE - 144 - Anexo V: Anexo V:Anexo V: Anexo V: SIMULACIÓN DEL CASO BASE SIMULACIÓN DEL CASO BASESIMULACIÓN DEL CASO BASE SIMULACIÓN DEL CASO BASE 0 00 0 Índice del Índice del Índice del Índice del Anexo V: Anexo V:Anexo V: Anexo V: SIMULACIÓN SIMULACIÓNSIMULACIÓN SIMULACIÓN DEL DELDEL DEL CASO CASOCASO CASO BASE BASEBASE BASE 0 ÍNDICE DEL ANEXO V: SIMULACIÓN DEL CASO BASE - 144 - 1 INTRODUCCIÓN - 145 - 2 FUNCIONAMIENTO AISLADO Y SIN INTEGRACIÓN - 145 - 2.1 A BASTECIMIENTO ELÉCTRICO - 145 - 2.2 A BASTECIMIENTO TÉRMICO - 146 - 2.3 D ATOS GLOBALES - 146 - 3 CARACTERIZACIÓN DE LA SIDERURGIA - 146 - 4 CARACTERIZACIÓN DEL CICLO DE GAS Y HRSG - 147 - 4.1 C ARACTERIZACIÓN DE LA TURBINA DE GAS - 147 - 4.2 C ARACTERIZACIÓN DEL RECUPERADOR DE CALOR HRSG - 147 - 5 CARACTERIZACIÓN DEL CICLO DE VAPOR - 148 - 6 RESULTADOS - 149 - 6.1 C ICLO DE VAPOR - 149 - 6.2 P OTENCIAS Y PRODUCCIÓN ELÉCTRICA - 149 - 6.3 E MISIONES DE CO2 - 151 - 6.3.1 D ATOS RESUMIDOS - 151 - 6.3.2 E MISIONES DE CO 2 EQUIVALENTE A LA RED ELÉCTRICA - 151 - 6.3.3 R EACCIONES QUÍMICAS DE COMBUSTIÓN COMPLETAS - 151 - 6.3.4 D ATOS DE INTERÉS - 152 - 7 REFERENCIAS ANEXO V: SIMULACIÓN DEL CASO BASE - 153 - Eloy Pueyo Casabón, 2012 Anexo V: SIMULACIÓN DEL CASO BASE - 145 - 1 11 1 Introducción IntroducciónIntroducción Introducción Una vez que se ha modelado la industria siderúrgica conociendo el funcionamiento básico de sus componentes principales, así de ratios de producción y consumos dentro del rango de funcionamiento de las siderurgias actuales; lo que resta es analizar las posibles adaptaciones de la industria siderúrgica para un mejor aprovechamiento energético. Al observarse una gran producción de gases con potencial energético, entre los que se encuentran el BOF gas, BF gas y el COG, no es descabellado pensar darles un aprovechamiento en vez de dispersarlos en la atmósfera. De este modo el tipo de aprovechamiento puede ser térmico (calefacción de distrito, agua caliente mediante calderas…) o eléctrico si la cantidad de energía disponible es elevada. Ya que el aprovechamiento térmico dentro de la propia industria siderúrgica ya se ha considerado al sustraer ciertos megavatios de estos gases energéticos para el funcionamiento de los diferentes componentes que conforman la industria (autoconsumo), el potencial de ahorro dentro de la propia industria es muy restringido. La otra manera de ahorrar energía visto desde los ojos de los inversores de la industria siderúrgica es la venta del potencial térmico de los gases. De este modo se tendría que disponer de ‘sumideros térmicos’ relativamente cercanos a la planta siderúrgica para poder acercar el calor de los gases ya sea mediante agua caliente o calefacción de distrito o vender los gases a otras empresas para su posterior quemado (como por ejemplo papeleras o cementeras). Pero esto es un factor circunstancial, es decir, la industria siderúrgica no tiene porqué estar rodeada de estos sumideros térmicos. Por lo tanto el aprovechamiento térmico podría ser una opción, pero no es una opción segura. Por lo tanto, al eliminar la opción de aprovechamiento térmico tan solo queda poder obtener ingresos por venta de electricidad. Lo que supone la integración de la siderurgia con una central de potencia (CP). Al obtener electricidad mediante el uso de generadores eléctricos accionados por turbinas, la venta de esta electricidad se puede hacer a mayores distancias que la venta de la energía térmica y además con unos ‘sumideros eléctricos’ o consumidores finales y/o intermedios con un número superiormente mayor. Por lo tanto es la opción más apetecible para rentabilizar al máximo la industria siderúrgica. Cambiando de tema, la integración de la siderurgia con la CP es a primera vista la opción más sensata. Pero cabe preguntarse qué pasaría si la industria siderúrgica se plantease abastecerse de sus inputs energéticos por ella misma. Lo que se traduce en que la siderurgia compraría toda la electricidad que necesitase de la red así como se produciría su propio vapor en una caldera convencional. Este caso se tratará en el apartado 2 a continuación. 2 22 2 Funcionamiento aislado y sin integración Funcionamiento aislado y sin integraciónFuncionamiento aislado y sin integración Funcionamiento aislado y sin integración 2.1 2.12.1 2.1 Abastecimiento eléctrico Abastecimiento eléctricoAbastecimiento eléctrico Abastecimiento eléctrico En este caso la industria siderúrgica ha decidido comprar a la red la totalidad de la energía eléctrica que necesita para el funcionamiento de los equipos. Aunque es la manera más sencilla de satisfacer la demanda eléctrica, ésta conlleva un gasto económico importante y ningún beneficio por venta de electricidad, eso sí, no hay que hacer una inversión destinada a construir el ciclo de potencia. File:C:\TFM\ANEXO VIII - Simulación EES\ANEXO VIII - Programa EES.EES 13/11/2012 12:13:09 Page 61 EES Ver. 9.215: #3470: For use only by students and faculty in the Departamento de Ingenieria Mecanica Universidad de Za Arrays Table: Main m i;2 m i;3 m i;4 m i;5 m i;6 m input;i m output;i BM i P i T i h i s i E term;i;1 [kg] [kg] [kg] [kg] [kg] [kg] [kg] [kg] [bar] [ºC] [kJ/kg] [kJ/kg·K] [kJ] 1 0 0 0 0 0 139 139 0,002589 50 400 3196 6,646 17030 2 3,204 1,776 0 0 0 405,8 405,8 -0,000348 9,635 250 2943 6,943 7850 3 0 6,381 0 0 0 71,87 71,87 0,0001739 2,7 130 2712 7,006 22017 4 7,585 1,781 2,69 70,48 8,021 205,2 205,2 -0,001675 0,06 36,17 2213 7,186 5269 5 6,999 19,15 74,28 16,07 8,021 70,48 70,48 0 871 6 1,447 1,863 72,75 54,41 8,021 8,021 0 1330 7 30,63 44,51 8,118 15,78 0 8 138,2 2,792 21,12 54,07 56,16 9 89,5 19,15 17,76 0,6267 45382 10 14,84 0,3236 4,608 45,87 0 11 34,46 1,508 3,848 8,195 0 12 1,647 34,46 1,173 0,4732 69,13 13 2,116 3,59 89,5 0,1536 440,6 14 2,47 3,678 76,97 0 15 13,4 2,783 1,424 7050 16 51,15 5,119 331,6 17 8,08 30,98 37213 18 148,9 2289 19 21,12 2219 20 1,647 7178 21 82,33 0 22 55,36 23 96,38 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 Arrays Table: Main E term;i;2 E term;i;3 E term;i;4 E term;i;5 E term;i;6 E input;i E output;i BE i Comp i m mol;i;5 m O2;i;5 m N2;i;5 [kJ] [kJ] [kJ] [kJ] [kJ] [kJ] [kJ] [kJ] [%] [mol] [mol] [mol] 1 48048 23325 6299 11365 5300 78297 78297 -0,01967 95,17 2 9429 5227 0 0 0 134739 134739 0,03562 2,08 3 0 20390 0 0 0 33285 33285 0,06786 2,75 4 2103 544,2 822,2 0 0 16116 16116 0,06354 0,9 5 2198 2801 0 5300 11365 11365 0,03633 99 500 475,8 10,4 6 442,2 0 0 5300 5300 -0,01715 0,1 1939 17,45 1920 7 5762 0 2256 2318 493,3 8 37558 1388 5870 8995 9 7550 3601 0 52,16 10 0 19,81 135,3 7631 11 4466 102,8 733,3 1363 12 1013 4754 209,5 39,38 13 0 621,5 9707 12,78 14 0 2161 4284 15 391,2 1635 15,18 16 9749 295,4 17 6030 1605 File:C:\TFM\ANEXO VIII - Simulación EES\ANEXO VIII - Programa EES.EES 13/11/2012 12:13:09 Page 62 EES Ver. 9.215: #3470: For use only by students and faculty in the Departamento de Ingenieria Mecanica Universidad de Za Arrays Table: Main E term;i;2 E term;i;3 E term;i;4 E term;i;5 E term;i;6 E input;i E output;i BE i Comp i m mol;i;5 m O2;i;5 m N2;i;5 [kJ] [kJ] [kJ] [kJ] [kJ] [kJ] [kJ] [kJ] [%] [mol] [mol] [mol] 18 40468 19 19706 20 1536 21 39825 22 12115 23 21089 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 Arrays Table: Main m Ar;i;5 T aire;i P aire;i h aire;i s aire;i mbase i Pbase i Tbase i hbase i sbase i xbase i mbasegas i [mol] [ºC] [bar] [kJ/kg] [kJ/kg·K] [bar] [ºC] [kJ/kg] [kJ/kg·K] [%] [kg/s] 1 25 1 298,6 5,699 99,16 1 0 2 650 47,33 959,2 5,773 401,7 14 542 838,9 96,38 3 401,7 14 150 424,8 2,783 4 56,52 96,58 495 3365 6,601 5 13,75 56,52 50 400 3196 6,646 6 1,939 69,79 50 400 3196 6,646 7 13,27 50 400 3196 6,646 8 69,79 15,09 250 2922 6,704 9 62,14 15,09 250 2922 6,704 10 7,646 15,09 250 2922 6,704 11 62,14 0,9 96,71 2466 6,841 12 55,33 0,9 96,71 2466 6,841 13 55,33 0,06 36,17 2160 7,016 14 55,33 0,06 36,17 151,5 0,5208 0 15 55,33 0,9 36,17 151,6 0,5208 16 6,81 0,9 96,71 2466 6,841 17 56,52 0,9 96,71 405,2 1,27 0 18 56,52 106,6 98,71 421,6 1,284 19 302,6 1 20 5,624 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 File:C:\TFM\ANEXO VIII - Simulación EES\ANEXO VIII - Programa EES.EES 13/11/2012 12:13:09 Page 63 EES Ver. 9.215: #3470: For use only by students and faculty in the Departamento de Ingenieria Mecanica Universidad de Za Arrays Table: Main m Ar;i;5 T aire;i P aire;i h aire;i s aire;i mbase i Pbase i Tbase i hbase i sbase i xbase i mbasegas i [mol] [ºC] [bar] [kJ/kg] [kJ/kg·K] [bar] [ºC] [kJ/kg] [kJ/kg·K] [%] [kg/s] 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 Arrays Table: Main Volbasegas i molbasegas i;1 molbasegas i;2 molbasegas i;3 molbasetot i rel emisión;i CO2base i mextrac i [Nm3/s] [mol/s] [mol/s] [mol/s] [mol/s] [molCO2/mol] [mol/s] [kg/s] 1 0 0 769,2 15,96 785,2 1 785,2 99,16 2 70,95 0 91,8 155,3 247,1 0 0 401,7 3 6,063 0 633,1 5,41 638,5 1 638,5 401,7 4 0 1668 17,31 1685 0 0 59,35 5 0 3,165 72,76 75,93 1 75,93 59,35 6 0 0 2,434 2,434 2 4,869 72,62 7 0 0 1,352 1,352 3 4,057 13,27 8 0 0 -1,877E-17 -1,877E-17 4 -7,507E-17 72,62 9 64,97 10 7,646 11 64,97 12 59,35 13 59,35 14 5,624 15 16 17 18 19 302,6 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 File:C:\TFM\ANEXO VIII - Simulación EES\ANEXO VIII - Programa EES.EES 13/11/2012 12:13:09 Page 64 EES Ver. 9.215: #3470: For use only by students and faculty in the Departamento de Ingenieria Mecanica Universidad de Za Arrays Table: Main Pextrac i Textrac i hextrac i sextrac i xextrac i mccs i Pccs i Tccs i hccs i sccs i xccs i [bar] [ºC] [kJ/kg] [kJ/kg·K] [%] [kg/s] [bar] [ºC] [kJ/kg] [kJ/kg·K] [%] 1 1 99,16 1 2 14 542 838,9 686,1 1 25 298,6 3 14 150 424,8 791,2 16 555 853,3 4 96,58 495 3365 6,601 666,6 16 555 853,3 5 50 400 3196 6,646 666,6 16 150 424,8 6 50 400 3196 6,646 0 1 150 424,8 7 50 400 3196 6,646 124,6 16 555 853,3 8 15,09 250 2922 6,704 666,6 16 150 424,8 9 15,09 250 2922 6,704 50,21 216,5 10 15,09 250 2922 6,704 841,4 16 200 475,8 11 2,7 130 2623 6,787 716,2 16 86,42 360,4 12 2,7 130 546,4 1,635 0 101,1 105,1 508 3388 6,594 13 106,6 132 561,9 1,646 101,1 50 400 3196 6,646 14 13,27 50 400 3196 6,646 15 114,4 50 400 3196 6,646 16 114,4 15,09 250 2922 6,704 17 7,646 15,09 250 2922 6,704 18 106,7 15,09 250 2922 6,704 19 1 106,7 2,7 130 2623 6,787 20 2,744E-14 2,7 130 2623 6,787 21 106,7 2,7 130 2623 6,787 22 106,7 546,4 23 0 2,7 130 2623 6,787 24 0 0,9 96,71 2467 6,844 25 -1,978E-49 0,9 96,71 2467 6,844 26 1,978E-49 0,9 96,71 2467 6,844 27 1,978E-49 0,06 36,17 2161 7,019 28 1,978E-49 0,06 36,17 151,5 0,5208 0 29 1,978E-49 0,9 36,17 151,6 0,5208 30 0 0,9 96,71 405,2 1,27 0 31 0 2,7 96,73 405,4 1,27 32 101,1 2,7 130 546,4 1,635 0 33 5,624 2,7 130 546,4 1,635 34 101,1 115,1 132 562,5 1,645 35 666,2 0,7 359,6 36 666,2 3,7 360,6 37 554,6 2,7 389,7 38 554,6 1,7 388,6 39 554,6 0,7 313,1 40 111,6 2,7 389,7 79,88 41 13,6 359,6 42 111,6 2,7 40 10,51 -0,1484 43 111,6 6,971 122 82,85 -0,1206 44 111,6 6,971 40 6,848 -0,3359 45 111,6 18 122,8 77,78 -0,3086 46 111,6 18 40 -3,204 -0,5381 47 111,6 46,48 124,5 64,01 -0,5124 48 111,6 46,48 40 -34,86 -0,7932 49 111,6 120 126,1 21,9 -0,7717 50 111,6 120 40 -210,8 -1,447 51 5,875 Arrays Table: Main mccsagua i mccsCO2 i mccsamina i Cpccs i vccs i Eccs i Mezclaccs i Cargaccs i [kgAgua/s] [kgCO2/s] [kgAmina/s] [kJ/kg·K] [MJ/kgCO 2 ] [%] [kgCO2/kgAmina] 1 2,486 4,17 28,7 0,3114 2 2,38 2,943 31,3 0,4969 3 2,726 1,986 35 0,5909 4 5 6 7 8 9 10 1,024 11 1,058 12 13 14 15 16 File:C:\TFM\ANEXO VIII - Simulación EES\ANEXO VIII - Programa EES.EES 13/11/2012 12:13:09 Page 65 EES Ver. 9.215: #3470: For use only by students and faculty in the Departamento de Ingenieria Mecanica Universidad de Za Arrays Table: Main mccsagua i mccsCO2 i mccsamina i Cpccs i vccs i Eccs i Mezclaccs i Cargaccs i [kgAgua/s] [kgCO2/s] [kgAmina/s] [kJ/kg·K] [MJ/kgCO 2 ] [%] [kgCO2/kgAmina] 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 350,8 126,5 188,9 3,153 0,001033 36 350,8 126,5 188,9 3,153 37 350,8 14,92 188,9 3,598 38 350,8 14,92 188,9 3,598 39 350,8 14,92 188,9 3,598 40 0,942 41 0,942 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 Arrays Table: Main Mezclapobre i CO2ccs i mccsgas i Volccsgas i molccsgas i;1 molccsgas i;2 molccsgas i;3 molccsgas i;4 [kg/s] [Nm3/s] [mol/s] [mol/s] [mol/s] [mol/s] 1 0,154 785,2 0 0 0 769,2 15,96 0 2 0,09 0 96,38 70,95 0 91,8 155,3 0 3 0,079 641,5 2,783 6,063 0 633,1 5,41 2,99 4 0 5,875 7,446 0 1668 17,31 4,319 5 377,9 0 3,165 72,76 302 6 40,75 0 0 2,434 17,94 7 15,02 0 0 1,352 3,654 8 5,315 0 0 -1,877E-17 1,329 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 File:C:\TFM\ANEXO VIII - Simulación EES\ANEXO VIII - Programa EES.EES 13/11/2012 12:13:09 Page 66 EES Ver. 9.215: #3470: For use only by students and faculty in the Departamento de Ingenieria Mecanica Universidad de Za Arrays Table: Main Mezclapobre i CO2ccs i mccsgas i Volccsgas i molccsgas i;1 molccsgas i;2 molccsgas i;3 molccsgas i;4 [kg/s] [Nm3/s] [mol/s] [mol/s] [mol/s] [mol/s] 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 Arrays Table: Main molccstot i P TGnomccs;i T extccs;i η ηη η TGccs;i m extnomccs;i numTurb i rp TGccs;i cash act;i;10 cash act;i;11 [mol/s] 1 785,2 2154 611 0,4 4380 6 21 9,221E+06 9,191E+06 2 247,1 508,2 592 0,429 1310 2 16,6 8,866E+06 8,837E+06 3 641,5 227,2 555 0,333 800 2 16 8,525E+06 8,498E+06 4 1690 8,197E+06 8,171E+06 5 377,9 7,882E+06 7,856E+06 6 20,37 7,579E+06 7,554E+06 7 5,007 7,288E+06 7,264E+06 8 1,329 7,007E+06 6,984E+06 9 6,738E+06 6,716E+06 10 6,479E+06 6,457E+06 11 6,229E+06 6,209E+06 12 5,990E+06 5,970E+06 13 5,759E+06 5,741E+06 14 5,538E+06 5,520E+06 15 5,325E+06 5,308E+06 16 5,120E+06 5,103E+06 17 4,923E+06 4,907E+06 18 4,734E+06 4,718E+06 19 4,552E+06 4,537E+06 20 4,377E+06 4,362E+06 21 4,208E+06 4,195E+06 22 4,047E+06 4,033E+06 23 3,891E+06 3,878E+06 24 3,741E+06 3,729E+06 25 3,597E+06 3,586E+06 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 File:C:\TFM\ANEXO VIII - Simulación EES\ANEXO VIII - Programa EES.EES 13/11/2012 12:13:09 Page 67 EES Ver. 9.215: #3470: For use only by students and faculty in the Departamento de Ingenieria Mecanica Universidad de Za Arrays Table: Main molccstot i P TGnomccs;i T extccs;i η ηη η TGccs;i m extnomccs;i numTurb i rp TGccs;i cash act;i;10 cash act;i;11 [mol/s] 51 Arrays Table: Main cash act;i;12 cash act;i;1 cash act;i;2 cash act;i;3 cash act;i;4 cash act;i;5 cash act;i;6 cash act;i;7 cash act;i;8 cash act;i;9 1 9,161E+06 9,496E+06 9,465E+06 9,434E+06 9,404E+06 9,373E+06 9,342E+06 9,312E+06 9,282E+06 9,251E+06 2 8,809E+06 9,131E+06 9,101E+06 9,072E+06 9,042E+06 9,012E+06 8,983E+06 8,954E+06 8,925E+06 8,895E+06 3 8,470E+06 8,780E+06 8,751E+06 8,723E+06 8,694E+06 8,666E+06 8,638E+06 8,609E+06 8,581E+06 8,553E+06 4 8,144E+06 8,442E+06 8,415E+06 8,387E+06 8,360E+06 8,333E+06 8,305E+06 8,278E+06 8,251E+06 8,224E+06 5 7,831E+06 8,117E+06 8,091E+06 8,065E+06 8,038E+06 8,012E+06 7,986E+06 7,960E+06 7,934E+06 7,908E+06 6 7,530E+06 7,805E+06 7,780E+06 7,754E+06 7,729E+06 7,704E+06 7,679E+06 7,654E+06 7,629E+06 7,604E+06 7 7,240E+06 7,505E+06 7,481E+06 7,456E+06 7,432E+06 7,408E+06 7,383E+06 7,359E+06 7,335E+06 7,311E+06 8 6,962E+06 7,216E+06 7,193E+06 7,169E+06 7,146E+06 7,123E+06 7,099E+06 7,076E+06 7,053E+06 7,030E+06 9 6,694E+06 6,939E+06 6,916E+06 6,894E+06 6,871E+06 6,849E+06 6,826E+06 6,804E+06 6,782E+06 6,760E+06 10 6,436E+06 6,672E+06 6,650E+06 6,629E+06 6,607E+06 6,585E+06 6,564E+06 6,542E+06 6,521E+06 6,500E+06 11 6,189E+06 6,415E+06 6,394E+06 6,374E+06 6,353E+06 6,332E+06 6,311E+06 6,291E+06 6,270E+06 6,250E+06 12 5,951E+06 6,169E+06 6,148E+06 6,128E+06 6,108E+06 6,089E+06 6,069E+06 6,049E+06 6,029E+06 6,009E+06 13 5,722E+06 5,931E+06 5,912E+06 5,893E+06 5,873E+06 5,854E+06 5,835E+06 5,816E+06 5,797E+06 5,778E+06 14 5,502E+06 5,703E+06 5,685E+06 5,666E+06 5,648E+06 5,629E+06 5,611E+06 5,592E+06 5,574E+06 5,556E+06 15 5,290E+06 5,484E+06 5,466E+06 5,448E+06 5,430E+06 5,413E+06 5,395E+06 5,377E+06 5,360E+06 5,342E+06 16 5,087E+06 5,273E+06 5,256E+06 5,239E+06 5,222E+06 5,204E+06 5,187E+06 5,171E+06 5,154E+06 5,137E+06 17 4,891E+06 5,070E+06 5,054E+06 5,037E+06 5,021E+06 5,004E+06 4,988E+06 4,972E+06 4,955E+06 4,939E+06 18 4,703E+06 4,875E+06 4,859E+06 4,843E+06 4,828E+06 4,812E+06 4,796E+06 4,780E+06 4,765E+06 4,749E+06 19 4,522E+06 4,688E+06 4,672E+06 4,657E+06 4,642E+06 4,627E+06 4,612E+06 4,597E+06 4,582E+06 4,567E+06 20 4,348E+06 4,507E+06 4,493E+06 4,478E+06 4,463E+06 4,449E+06 4,434E+06 4,420E+06 4,405E+06 4,391E+06 21 4,181E+06 4,334E+06 4,320E+06 4,306E+06 4,292E+06 4,278E+06 4,264E+06 4,250E+06 4,236E+06 4,222E+06 22 4,020E+06 4,167E+06 4,154E+06 4,140E+06 4,127E+06 4,113E+06 4,100E+06 4,086E+06 4,073E+06 4,060E+06 23 3,866E+06 4,007E+06 3,994E+06 3,981E+06 3,968E+06 3,955E+06 3,942E+06 3,929E+06 3,916E+06 3,904E+06 24 3,717E+06 3,853E+06 3,840E+06 3,828E+06 3,815E+06 3,803E+06 3,790E+06 3,778E+06 3,766E+06 3,753E+06 25 3,574E+06 3,705E+06 3,693E+06 3,681E+06 3,669E+06 3,657E+06 3,645E+06 3,633E+06 3,621E+06 3,609E+06 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 Arrays Table: Main cash bruto;i;10 cash bruto;i;11 cash bruto;i;12 cash bruto;i;1 cash bruto;i;2 cash bruto;i;3 cash bruto;i;4 cash bruto;i;5 1 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 2 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 3 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 4 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 5 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 6 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 7 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 8 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 10 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 11 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 12 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 13 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 File:C:\TFM\ANEXO VIII - Simulación EES\ANEXO VIII - Programa EES.EES 13/11/2012 12:13:09 Page 68 EES Ver. 9.215: #3470: For use only by students and faculty in the Departamento de Ingenieria Mecanica Universidad de Za Arrays Table: Main cash bruto;i;10 cash bruto;i;11 cash bruto;i;12 cash bruto;i;1 cash bruto;i;2 cash bruto;i;3 cash bruto;i;4 cash bruto;i;5 14 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 15 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 16 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 17 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 18 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 19 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 20 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 21 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 22 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 23 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 24 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 25 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 Arrays Table: Main cash bruto;i;6 cash bruto;i;7 cash bruto;i;8 cash bruto;i;9 VAN i [€/año] 1 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 1,119E+08 2 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 1,076E+08 3 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 1,035E+08 4 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,951E+07 5 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,568E+07 6 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,200E+07 7 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 8,846E+07 8 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 8,506E+07 9 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 8,179E+07 10 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 7,864E+07 11 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 7,562E+07 12 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 7,271E+07 13 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 6,991E+07 14 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 6,722E+07 15 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 6,464E+07 16 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 6,215E+07 17 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 5,976E+07 18 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 5,746E+07 19 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 5,525E+07 20 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 5,313E+07 21 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 5,108E+07 22 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 4,912E+07 23 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 4,723E+07 24 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 4,541E+07 25 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 9,527E+06 4,367E+07 26 27 28 29 30 31 File:C:\TFM\ANEXO VIII - Simulación EES\ANEXO VIII - Programa EES.EES 13/11/2012 12:13:09 Page 69 EES Ver. 9.215: #3470: For use only by students and faculty in the Departamento de Ingenieria Mecanica Universidad de Za Arrays Table: Main cash bruto;i;6 cash bruto;i;7 cash bruto;i;8 cash bruto;i;9 VAN i [€/año] 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 Parametric Table: Estudio variables AñosVida i tae precioCO2 VAN [M€] Run 1 15 4 20 862,861 Run 2 15 4 25 1078,576 Run 3 15 4 30 1294,291 Run 4 15 6 20 760,403 Run 5 15 6 25 950,504 Run 6 15 6 30 1140,604 Run 7 15 8 20 675,986 Run 8 15 8 25 844,982 Run 9 15 8 30 1013,978 Run 10 20 4 20 1054,700 Run 11 20 4 25 1318,375 Run 12 20 4 30 1582,050 Run 13 20 6 20 898,017 Run 14 20 6 25 1122,521 Run 15 20 6 30 1347,025 Run 16 20 8 20 775,389 Run 17 20 8 25 969,236 Run 18 20 8 30 1163,084 Run 19 25 4 20 1212,378 Run 20 25 4 25 1515,472 Run 21 25 4 30 1818,566 Run 22 25 6 20 1000,850 Run 23 25 6 25 1251,062 Run 24 25 6 30 1501,275 Run 25 25 8 20 843,041 Run 26 25 8 25 1053,802 Run 27 25 8 30 1264,562