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Repositorio Proyecto Fin de Carrera Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación Álvaro Alonso Lozano Senthoorselvan Sivalingam Luis Miguel Romeo Giménez Escuela de Ingeniería y Arquitectura Repositorio de la Universidad de Zaragoza http://zaguan.unizar.es Proyecto Fin de Carrera Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación Autor Álvaro Alonso Lozano Director y ponente Senthoorselvan Sivalingam Luis Miguel Romeo Giménez Escuela de Ingeniería y Arquitectura Año 2012 Zaragoza – Zaguan http://zaguan.unizar.es Proyecto Fin de Carrera Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación I Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación Resumen Este proyecto fin de carrera, llamado Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado; simulación en ASPEN Plus y comparación, consta de una serie de simulaciones sobre el proceso de gasificación y su interacción por plantas de ciclo combinado. Las diferentes simulaciones se llevan a cabo con el software ASPEN Plus. Cada simulación se realiza bajo las mismas condiciones, que permiten una comparación valida entre los resultados obtenidos entre ellas. Estas condiciones incluyen parámetros del software, como el método de cálculo, también las condiciones iniciales para los diferentes flujos y los mismos parámetros para los diferentes equipos, como turbinas, compresores, bombas, etc. 4.53 MW de carbón de Illinois y/o biomasa son suministrados al proceso. Cada flujo de aire o agua que entra al proceso tiene unas condiciones predefinidas de 25ºC y 1 bar. La cantidad de aire o agua necesaria en el proceso dependen del modelo de gasificador usado en cada simulación. El metanol necesario para absorción física de H 2 S y CO 2 se inyecta a 10ºC y 1 bar. En primer lugar se comparan dos tipos de gasificación y enfriamiento del gas. Uno basado en el modelo desarrollado por GE y el otro por Shell. La planta IGCC con gasificador GE, se trata de una planta con slurry feed, cuyos bloques básicos son: unidad de secado y molido del carbón, preparación del slurry feed, gasificador GE (55 bar y 1400ºC), enfriamiento por agua, reactor shift, unidad de limpieza del syngas, cámara de combustión, turbina de gas y ciclo de vapor. La segunda simulación es una planta IGCC con gasificador con dry feed, basada en el modelo de Shell. Esta planta consta de los mismos bloques que la anterior, pero con unidad de preparación del dry feed en vez de slurry feed. Además una unidad de recuperación de calor suple al enfriamiento por agua. Este gasificador trabaja a 40 bar y 1500ºC. En los resultados obtenidos se puede observar que la planta IGCC con el gasificador Shell obtiene un mayor rendimiento eléctrico (36.15% frente al 35.54% obtenido en la planta con gasificador GE) y también una eficiencia del gas en frío superior (79.09% frente al 73.64%). Considerando estos resultados, una planta IGCC con gasificador Shell sería mejor que una planta con gasificador GE, sin embargo se debe tener en cuenta otros parámetros como la menor inversión a realizar en el caso de una planta con gasificador GE o el mayor rendimiento de captura de CO 2 . II Para las siguientes simulaciones, se sigue utilizando un gasificador Shell. Además de la mayor eficiencia obtenida, la capacidad de este tipo de gasificador para trabajar con combustibles de baja calidad como la biomasa, ha de tenerse en consideración. En estas nuevas simulaciones la gasificación de biomasa y la co-gasificación de biomasa y carbón son estudiadas. Antes de proceder a la gasificación de la biomasa, ésta debe sufrir un proceso de torrefacción. Otra variable importante a tener en cuenta es la ausencia de unidad de eliminación de componentes del azufre en estos procesos, ya que no es necesaria. La gasificación de biomasa produce peores resultados que la gasificación del carbón, sin embargo, con la co-gasificación de carbón y biomasa se obtienen mejores resultados incluso que con la gasificación del carbón, pudiendo alcanzar una eficiencia del 38.70% con esta tecnología. I Tabla de contenido 1. Introducción .............................................................................................................. 3 1.1 Motivación ..................................................................................................... 3 1.2 Definición del problema ................................................................................. 5 1.3 Objetivos del trabajo ...................................................................................... 6 2. Plantas de IGCC ........................................................................................................ 7 2.1 Introducción ................................................................................................... 7 2.2 Plantas de Ciclo Combinado .......................................................................... 7 2.3 Integración de la gasificación ......................................................................... 9 2.1 Bloques y componentes de una planta IGCC ............................................... 11 3. Hipótesis Generales ................................................................................................. 17 3.1 Introducción ................................................................................................. 17 3.2 ASPEN Plus ................................................................................................. 17 3.3 Cálculos de la eficiencia ............................................................................... 27 4. Gasificador de Flujo Arrastrado con Slurry Feed ................................................... 29 4.1 Introducción ................................................................................................. 29 4.2 Preparación del Slurry y la Gasificación ...................................................... 29 4.3 Enfriamiento del gas..................................................................................... 30 4.4 Resultados .................................................................................................... 31 5. Gasificador de Flujo Arrastrado con Dry Feed ....................................................... 35 5.1 Introducción ................................................................................................. 35 5.2 Preparación del Dry Feed y la Gasificación................................................. 35 5.3 Enfriamiento del Gas .................................................................................... 36 5.4 Resultados .................................................................................................... 37 6. Comparación de los procesos de gasificación del carbón ....................................... 41 6.1 Introducción ................................................................................................. 41 6.2 Consumo de Agua ........................................................................................ 41 6.3 Consumo de Aire .......................................................................................... 42 6.4 Eficiencia de la planta .................................................................................. 42 6.5 Valoración económica .................................................................................. 43 II 7. Gasificador de Flujo Arrastrado con Biomasa ........................................................ 45 7.1 Introducción ................................................................................................. 45 7.2 Preparación del combustible y gasificación ................................................. 45 7.3 Enfriamiento del gas..................................................................................... 47 7.4 Resultados .................................................................................................... 47 8. Gasificador de Flujo Arrastrado con Carbón y Biomasa ........................................ 51 8.1 Introducción ................................................................................................. 51 8.2 Preparación del combustible y gasificación ................................................. 51 8.3 Enfriamiento del gas..................................................................................... 52 9. Resultados ............................................................................................................... 53 9.1 Introducción ................................................................................................. 53 9.2 Influencia del Pre-tratamiento del combustible en la CGE .......................... 53 9.3 Sinergia Carbón-Biomasa ............................................................................ 54 9.4 Consumo de Agua ........................................................................................ 55 9.5 Consumo de Aire .......................................................................................... 55 9.6 Eficiencia de la planta .................................................................................. 56 10. Conclusión y Consideraciones Futuras................................................................ 57 Bibliografía ..................................................................................................................... 59 Anexo A .......................................................................................................................... 61 Anexo B .......................................................................................................................... 63 Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 3 1. Introducción 1.1 Motivación El calentamiento global se refiere al reciente y creciente incremento de la temperatura media cerca de la superficie de la Tierra. La causa principal es el incremento en la concentración de gases de efecto invernadero en la atmósfera. El calentamiento global está produciendo un cambio en los patrones climáticos. Sin embargo, el calentamiento global representa tan solo un aspecto del cambio climático. El cambio climático se refiere a cualquier cambio significativo en el clima que se extienda durante un periodo de tiempo. En otras palabras, el cambio climático incluye grandes cambios en temperatura, precipitaciones o en los patrones de las corrientes de viento, entre otros, que ocurren durante largos periodos de tiempo.[1] El calentamiento global es causado principalmente por los gases de efecto invernadero. Estos gases se producen de muchas formas diferentes, pero como es mostrado en la figura 1.1 más del 25% de los gases de efecto invernadero provienen del sistema de suministro y producción de energía, el cual incluye las plantas de ciclo combinado. En la figura 1.2 se muestra la distribución de gases de efecto invernadero en función del tipo de gas que lo compone. El cambio climático es un problema a largo plazo que afectará gravemente a todo el mundo, así que todo esfuerzo dedicado a la reducción de la emisión de gases de efecto invernadero debería ser bienvenido. Uno de las principales medidas en las que actualmente se está trabajando es en la substitución de los combustibles fósiles en las plantas de producción de electricidad por fuentes de energía renovable, pero esto no siempre es posible. En algunas zonas la instalación de molinos de viento, plantas fotovoltaicas o solares o la producción de electricidad mediante energía hidráulica, entre otras, es inviable o inadecuada. Además, hoy en día, la producción de electricidad basada en los combustible fósiles es necesaria con motivo de garantizar una estabilidad que las energías renovables no son capaces de asegurar. Las plantas de ciclo combinado son una de los principales modelos de plantas basadas en combustibles fósiles usadas alrededor de todo el mundo. En alguno casos, este tipo de plantas se encuentran emitiendo gases de efecto invernadero por encima de los máximos límites permitidos. Sin embardo, actualmente, grandes empresas como GE, Shell, Lurgi, Linde, etc… están desarrollando una nueva tecnología basada en las plantas de ciclo combinado llamada gasificación integrada. Las plantas de ciclo combinado con gasificación integrada tienen unas emisiones muy reducidas, pudiendo 4 Figura 1 .1: Emisiones de gases de efecto invernadero por fuente Figura 1.2 : Emisiones de gases de efecto invernadero por tipo de gas alcanzar el punto de emitir solamente vapor de agua en el caso de que una unidad de captura de dióxido de carbono sea añadida a la instalación. La tecnología de las plantas de ciclo com IGCC (Integrated gasification combined cycle) es una tecnología basada en el clásico ciclo combinado, pero en lugar de quemar el combustible directamente en la caldera, primero es tratado en un gasificador que tran conocido como syngas. Los gases de escape producidos por la combustión de este syngas son mucho más limpios que los emitidos por las centrales clásicas de ciclo combinado. Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificaci ón en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulaci ón en ASPEN P .1: Emisiones de gases de efecto invernadero por fuente [1] : Emisiones de gases de efecto invernadero por tipo de gas [ 1 alcanzar el punto de emitir solamente vapor de agua en el caso de que una unidad de captura de dióxido de carbono sea añadida a la instalación. La tecnología de las plantas de ciclo com binado con gasificación integrada llamada (Integrated gasification combined cycle) es una tecnología basada en el clásico ciclo combinado, pero en lugar de quemar el combustible directamente en la caldera, primero es tratado en un gasificador que tran sforma el combustible en un gas de síntesis Los gases de escape producidos por la combustión de este syngas son mucho más limpios que los emitidos por las centrales clásicas de ciclo ón en Gasificadores de Flujo Arrastrado Plus y Comparaci ón 1 ] alcanzar el punto de emitir solamente vapor de agua en el caso de que una unidad de binado con gasificación integrada llamada (Integrated gasification combined cycle) es una tecnología basada en el clásico ciclo combinado, pero en lugar de quemar el combustible directamente en la caldera, sforma el combustible en un gas de síntesis Los gases de escape producidos por la combustión de este syngas son mucho más limpios que los emitidos por las centrales clásicas de ciclo Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 5 A lo largo de este documento un estudio sobre las eficiencias, las emisiones o las posibilidades de alimentación de las plantas IGCC es presentado. Es otro esfuerzo dedicado a la posibilidad de la generación de una electricidad limpia. Para situar el desarrollo de esta tecnología cabe destacar que en 1850 el proceso de gasificación comenzó a usarse con intención de producir gas ciudad para el alumbrado y la calefacción en las ciudades. Pero uno de los eventos más importantes para el desarrollo de esta tecnología ocurrió durante la Segunda Guerra Mundial. Los ingenieros alemanes, debido a la escasez de gasolina y las grandes reservas de carbón, comenzaron a trabajar en el proceso de gasificación que permitiese la producción de un gas de síntesis que pudiese ser utilizado como combustible. Algunos años más tarde, debido a la Crisis del Petróleo, el gobierno americano aprobó grandes inversiones para el desarrollo de las primeras plantas de IGCC. Alrededor de los años 90, los gobiernos americanos y europeos facilitaron ayudas económicas a aquellas compañías que estuviesen trabajando en el desarrollo de las plantas de IGCC. Hoy en día, grandes empresas privadas están desarrollando esta tecnología, porque además de reducir las emisiones dañinas para el medio ambiente, estas plantas pueden trabajar con combustibles de baja calidad como el petróleo, el carbón de coque y otros hidrocarburos residuales. 1.2 Definición del problema El gobierno australiano desarrollo en el documento conocido con ACT en el año 2010 una serie de objetivos para la reducción de las emisiones: [2] • Emisiones netas nulas de gases de efecto invernadero en el año 2060 • Valoración de las emisiones per cápita en el año 2013 • Reducción del 40% de las emisiones del año 1990 para el año 2020 • Reducción del 80% de las emisiones del año 1990 para el año 2040 Al igual que el gobierno australiano, la mayoría de países desarrollados han firmado compromisos similares con el fin de detener el cambio climático. Como se explica en el capítulo 1.1, gran parte de las emisiones de efecto invernadero son producidas por el sistema de producción de energía. Una opción para la disminución de estas emisiones es la sustitución de las plantas de ciclo combinado por las plantas IGCC. Estás plantas se deberían instalar con una unidad de captura de CO 2 , pero teniendo en cuenta que esto reduce considerablemente el rendimiento de la planta. En este proyecto fin de carrera, diferentes tipos de combustible y de gasificadores, así como diferentes métodos de enfriamiento del gas son estudiados en una planta IGCC con captura de CO 2 . El objetivo es compararlas con el fin de optimizar y alcanzar el mejor resultado posible. Una vez obtenidos unos resultados aceptables, se realiza una discusión de los mismos para cada modelo, valorando si los resultados obtenidos 12 Figura 2.3: Di Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificaci ón en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulaci ón en ASPEN Plus y Comparaci Figura 2.3: Di agrama de los diferentes tipos de gasificadores[7] ón en Gasificadores de Flujo Arrastrado ón en ASPEN Plus y Comparaci ón Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 13 2.4.2 Enfriamiento del gas Independientemente del gasificador usado, la temperatura de salía de los gases es demasiado elevada (desde 600 a 1500ºC) para un sistema de eliminación de gases ácidos convencional, por lo tanto, el gas tiene que ser enfriado hasta alcanzar aproximadamente los 300ºC. También en el caso de los gasificadores de flujo arrastrado, debido a su alta temperatura, la escoria se encuentra en forma líquida, por lo tanto, también se necesita reducir la temperatura con el fin de solidificarla para no dañar el equipamiento que se encuentra aguas abajo del gasificador. Hay dos métodos principales de enfriamiento del gas considerados en este proyecto, enfriamiento por agua y por recuperación de calor. El enfriamiento por agua es ampliamente usado por su simplicidad. Este es un método en el cual agua se mezcla directamente con el gas a alta temperatura. Parte del calor sensible del syngas vaporiza el agua reduciéndose así la temperatura del flujo de syngas. En este punto, el gas se encuentra saturado de agua y tiene que pasar a través de una serie de condensadores. Sin embargo, si la captura de CO 2 es necesaria, la cantidad de vapor de agua presente en el flujo (ratio H 2 O/CO) está cerca de ser el óptimo, por lo tanto, no se necesita añadir vapor extra en el reactor de conversión. No obstante, en este método de enfriamiento la energía termal de alta calidad se transforma en energía termal de baja calidad, lo que produce una gran degradación de la energía. Recuperación de calor + Enfriamiento por gas es un sistema que combina dos métodos, donde parte del syngas, justo antes de llegar a la etapa de eliminación de materia particulada, a una temperatura cercana a los 300ºC es recirculado y mezclado con el syngas que sale del gasificador a 1500ºC formando un flujo a 900ºC aproximadamente. Una vez que este flujo es obtenido es guiado a través de un intercambiador cerrado donde se produce vapor saturado y se reduce la temperatura del syngas hasta los 300ºC finales. El punto más atractivo de este método es que en ningún momento se mezcla ningún componente externo con el flujo de syngas principal. Es sistema de recuperación de calor y el enfriamiento por gas tiene problemas trabajando individualmente, pero conjuntamente estos se solucionan. 2.4.3 Eliminación de materia particulada Cuando un flujo de gas tiene material particulada, ésta puede causar problemas aguas abajo del proceso y dañar el equipo, como por ejemplo la turbina de gas. Por ello, esta materia tiene que ser eliminada usando sistemas de eliminación de sólidos secos o húmedos. Los sistemas secos de eliminación de sólidos son principalmente los filtros de mangas. Éstos suelen trabajar entre 300 y 500ºC. Los depuradores de agua son el sistema húmedo de eliminación de sólidos más usado. Operan a bajas temperaturas, y en la mayor parte de las plantas IGCC, se encuentran instalados tras los filtros de mangas con el fin de garantizar una limpieza más fina. Escuela de Ingeniería y Arquitectura 14 Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 2.4.4 Reactor de conversión El reactor de conversión es la unidad necesaria antes de la eliminación de los componentes del azufre y la captura de CO 2 . En esta unidad se produce la reacción química indicada en la ecuación 2.1. Más H 2 se produce reduciendo la cantidad de CO en el syngas. Un ratio de H 2 O/CO cercano a 2 es necesario para realizar la conversión de forma adecuada. Si no hay H 2 O suficiente entonces vapor tiene que ser extraído del ciclo de vapor. Esta reacción tiene lugar idealmente a baja temperatura, en torno a los 250ºC. (Ecuación 2.1)  +    →   +   Con el fin de alcanzar una adecuada eliminación de los componentes del azufre, el COS presente en el syngas debe ser convertido en H 2 S. Estos se puede conseguir de dos formas diferentes, mediante hidrólisis, método que sería adecuado si no se requiriese captura de CO 2 , y una conversión catalítica ácida que sigue la ecuación 2.2. Esta reacción puede llevarse a cabo en el mismo reactor que la reacción 2.1 reduciendo el coste capital de la instalación. (Ecuación 2.2)  +    →   +    2.4.5 Unidad de eliminación de gases ácidos En la unidad de eliminación de gases ácidos, los componentes del azufre y el CO 2 se separan del syngas. La separación de estos componentes del flujo principal puede llevarse a cabo mediante una absorción física o química basada en MDEA ( methyldiethanolamine). La absorción física es la elegida en este estudio, especialmente el llamado proceso Rectisol, usando metanol con solvente. Como trabaja este proceso es fácilmente comprensible una vez conocido el coeficiente de absorción del metanol para los diferentes gases, como se muestra en la figura 2.4. Se puede observar que los componentes basados en el azufre tienen el mayor coeficiente de absorción y después el CO 2 lo tiene mayor que el resto de gases. Por lo tanto, el gas es mezclado con metanol a baja temperatura y luego es lavado con el fin de separar las fases líquida (metanol+ componentes de azufre) y gaseosa (syngas+CO 2 ). Finalmente el flujo que contiene el syngas es mezclado con metanol limpio para poder extraer el CO 2 del syngas tras el otro lavado. Una vez el solvente ha extraído los componentes del azufre y el CO 2 del flujo principal, el syngas está listo para poder ser usado. Sin embargo, el solvente tiene que ser reciclado, para ello tiene que sufrir un proceso de desorción. En este estudio, el metanol mezclado con azufre es guiado a un proceso de stripping con vapor de agua y el metanol con dióxido de carbono es decantado a diferentes presiones. Gasificaci ón en Gasificadores de Flujo Arrastr Simulaci ón en ASPEN Plus y Comparaci Los contaminantes; el CO poder ser transportado fuera de la planta, mientras que, el H Claus, donde puede ser usado para diferentes procesos químicos. Figura 2.4: Coeficiente de absorción Escuela de Ingeniería y Arquitectura ón en Gasificadores de Flujo Arrastr ado ón en ASPEN Plus y Comparaci ón el CO 2 se comp rime hasta una presión supercrítica (74 bar) para poder ser transportado fuera de la planta, mientras que, el H 2 S a una planta de procesado Claus, donde puede ser usado para diferentes procesos químicos. Figura 2.4: Coeficiente de absorción α para el metanol[8] 15 rime hasta una presión supercrítica (74 bar) para S a una planta de procesado Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 17 3. Hipótesis Generales 3.1 Introducción Después de que las diferentes simulaciones han sido ejecutadas, los resultados son comparados. Con el fin de obtener una comparación válida y poder alcanzar unas conclusiones válidas, algunas hipótesis generales se tienen que fijar. La energía que entra al sistema, las eficiencias de los diferentes bloques, el método de cálculo, etc… tienen que ser los mismos para cada simulación. En las secciones siguiente como se fijan estos parámetros en ASPEN Plus es explicado. 3.2 ASPEN Plus El diagrama de flujos en ASPEN Plus tiene que ser diseñado para cada simulación y cada parámetro que lo define tiene que ser introducido. El primer paso que es necesario dar es definir el sistema de unidades que se va a usar a lo largo de las simulaciones. El sistema de unidades elegido es el “Solid with Metric Units” que puede ser encontrado en la tabla 3.1. También tiene que ser especificado los tipos de flujos que se van a usar en las simulaciones cuando se usan materiales sólidos, en este caso se usa el tipo MCINCPSD, que incluye los sub-flujos MIXED(flujos mixtos de gas y/o líquido), CIPSD(flujos de sólidos convencionales con distribución del tamaño de partícula) y NCPSD(flujos de sólidos no convencionales con distribución del tamaño de partícula).El software refiere a sólidos no convencionales como aquellos que no tiene definidos en su base de datos. También se tiene que elegir el método de cálculo que va a emplear el software, los cálculos en esta simulaciones se realizan siguiendo el método PR-BM(Ecuación de estado de Peng-Robison con las modificaciones de Boston- Mathias). Tabla3.1: Sistema de unidades Variable Unidades Temperatura ºC Presión bar Flujos másicos kg/hr Flujos molares kmol/hr Calor W Trabajo kW Flujo volumétrico m 3 /hr Cada componente usado en las diferentes simulaciones se define en la figura 3.1. 18 3.2.1 Definición Carbón de Illinois definido en el libro se tiene que de finir como un sólido no convencional debido a que no se encuentra registrado en la base de datos. Las propiedades físicas del carbón son definidas antes de que cualquier cálculo sea llevado a cabo. La entalpía y la densidad son definidas respectivamente en el software gracias a los modelos HCOALGEN y DCOALIGT. El modelo seleccionado, HCOALGEN, para calcular la entalpía necesita un análisis de los atributos de sus componentes SULFUR). Como se ha dicho previament definir su distribución de tamaño de partícula. En estas simulaciones se usa una distribución estándar que se muestra en la tabla 3.2, obtenida del tutorial Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificaci ón en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulaci ón en ASPEN Plus y Comparaci Figura 3.1: Componentes Definición del Carbón Carbón de Illinois definido en el libro [9] , es el usado en estas simulaciones. El carbón finir como un sólido no convencional debido a que no se encuentra registrado en la base de datos. Las propiedades físicas del carbón son definidas antes de que cualquier cálculo sea llevado a cabo. La entalpía y la densidad son definidas el software gracias a los modelos HCOALGEN y DCOALIGT. El modelo seleccionado, HCOALGEN, para calcular la entalpía necesita un análisis de los atributos de sus componentes basado en tres análisis (PROXIMATE, ULTIMATE y SULFUR). Como se ha dicho previament e, también se necesita para este tipo de sólidos definir su distribución de tamaño de partícula. En estas simulaciones se usa una distribución estándar que se muestra en la tabla 3.2, obtenida del tutorial ón en Gasificadores de Flujo Arrastrado ón en ASPEN Plus y Comparaci ón , es el usado en estas simulaciones. El carbón finir como un sólido no convencional debido a que no se encuentra registrado en la base de datos. Las propiedades físicas del carbón son definidas antes de que cualquier cálculo sea llevado a cabo. La entalpía y la densidad son definidas el software gracias a los modelos HCOALGEN y DCOALIGT. El modelo seleccionado, HCOALGEN, para calcular la entalpía necesita un análisis de los basado en tres análisis (PROXIMATE, ULTIMATE y e, también se necesita para este tipo de sólidos definir su distribución de tamaño de partícula. En estas simulaciones se usa una distribución estándar que se muestra en la tabla 3.2, obtenida del tutorial [10]. Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 19 Tabla 3.2: Distribución del tamaño de partícula para el carbón en µm Intervalo Límite inferior Límite superior Fracción másica 7 120 140 0.1 8 140 160 0.2 9 160 180 0.3 10 180 200 0.4 Una vez que la distribución del tamaño de partícula ha sido definida, el análisis de componentes del carbón es introducido en el programa siguiendo los valores indicados en la tabla 3.3. Tabla 3.3: Atributos de los componentes del carbón PROXANAL ULTANAL SULFANAL Elemento Valor Elemento Valor Elemento Valor Humedad 11.12 Cenizas 10.91 Pirítico 2.82 Carbono Fijo 49.72 Carbono 71.72 Sulfato 0.0 Materia Volátil 39.37 Hidrógeno 5.06 Orgánico 0.0 Cenizas 10.91 Nitrógeno 1.41 Cloro 0.33 Azufre 2.82 Oxígeno 7.75 El análisis de atributos tiene que cumplir los siguientes requisitos: • Los valores del PROXANAL 1 de Carbono fijo, Materia volátil y Ceniza tienen que sumar 100. • Los valores para la ceniza del PROXANAL y el ULTANAL deben coincidir • Los valores del ULTANAL deben sumar 100 • Los valores del SULFANAL 2 el valor del azufre en el ULTANAL El software puede calcular la entalpía de combustión del carbón al igual que el resto de las propiedades, una vez que el análisis anterior ha sido especificado, pero como la entalpía de combustión para este carbón en concreto también está indicada en el libro [9], se añade el valor manualmente. El poder calorífico de este carbón es:   = 29.414/ La alimentación a la planta en cada simulación tiene que ser la misma. En la simulaciones con carbón como combustible se usan 612 kg/hr de carbón húmedo, lo que representa 544 kg/hr de carbón seco, o lo que es lo mismo 4.53 MW de potencia es suministrada al proceso. 1 En el análisis PROXANAL todos los valores están especificados en base seca salvo la humedad. 2 El análisis SULFANAL no es especificado por lo que se asume 100% de azufre pirítico. Escuela de Ingeniería y Arquitectura 20 Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 3.2.2 Definición de la Biomasa Como biomasa se ha utilizado madera definida en el artículo [11]. Como ocurre con el carbón, la biomasa se define como un sólido no convencional porque no está incluido en la base de datos del software. Los modelos HCOALGEN y DCOALIGT se usan de nuevo para definir las propiedades físicas de la biomasa. Se necesita un análisis de los atributos de la biomasa basado en tres análisis (PROXANAL, ULTANAL y SULFANAL). También se debe definir una distribución del tamaño de partícula, que se muestra en la tabla 3.4. Tabla 3.4: : Distribución del tamaño de partícula para la biomasa en mm Intervalo Límite inferior Límite superior Fracción másica 1 5 10 0.1 2 10 20 0.1 3 20 30 0.15 4 30 40 0.3 5 40 50 0.35 Una vez definido, se debe incluir el análisis de los atributos de los componentes de la biomasa, mostrado en la tabla 3.5. Tabla 3.5: Análisis de los componentes de la biomasa PROXANAL ULTANAL SULFANAL Elemento Valor Elemento Valor Elemento Valor Humedad 20.00 Cenizas 1.00 Pirítico 0.1 Carbono Fijo 17.00 Carbono 51.30 Sulfato 0.0 Materia Volátil 82.00 Hidrógeno 6.20 Orgánico 0.0 Cenizas 1.00 Nitrógeno 0.00 Cloro 0.00 Azufre 0.10 Oxígeno 41.40 El análisis de atributos tiene que cumplir los siguientes requisitos: • Los valores del PROXANAL 3 de Carbono fijo, Materia volátil y Ceniza tienen que sumar 100. • Los valores para la ceniza del PROXANAL y el ULTANAL deben coincidir • Los valores del ULTANAL deben sumar 100 • Los valores del SULFANAL 4 el valor del azufre en el ULTANAL Como ocurre con el carbón, la entalpía de combustión puede ser calculado por el software, pero ya que el valor específico es conocido se introducirá manualmente. La entalpía de combustión es:   = 18.600/ 3 En el análisis PROXANAL todos los valores están especificados en base seca salvo la humedad. 4 El análisis SULFANAL no es especificado por lo que se asume 100% de azufre pirítico. Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 21 La potencia suministrada al proceso tiene que ser la misma entre las diferentes simulaciones, es decir 4.53 MW de biomasa seca son necesarios. Lo que implica 877 kg/hr de biomasa seca o 1096 kg/hr de biomasa húmeda. 3.2.3 Definición del Aire Cada flujo de aire entrante al proceso a lo largo de las simulaciones es definido como un sub-flujo mixto con la composición mostrada en la tabla 3.6. Estos flujos se fijarán a condiciones ambientales, 25ºC y 1 bar. Tabla 3.6: Composición del aire Elemento Porcentaje másico N 2 79 O 2 21 3.2.4 Unidad de Preparación del Carbón Esta unidad incluye el secado y el molido del carbón como se puede ver en la figura 3.2. Esta unidad se basa en la unidad de secado mostrada en el tutorial[10]. El flujo WETCOAL alimentado al sistema es secado en un reactor RSTOIC hasta un 10% o un 2% dependiendo del modelo de gasificador que se use antes de ser molido. Una mayor humedad dificultaría el molido. Esta unidad está definida para trabajar a 1 bar de presión y sin intercambio de calor. La ecuación 3.1 muestra la reacción que tiene lugar en este reactor. La cantidad total de carbón que se convierta es fijada por un bloque de cálculo mostrado en la ecuación 3.2, que permite alcanzar la humedad deseada en el flujo OUT-DRIE. Ecuación 3.1 Ó ℎú#$%&'→ 0.0555084 ∗    Ecuación 3.2 * =    +, −    ./0 100 −    ./0 El calor necesario para el proceso de secado se suministra con un flujo de aire caliente (150ºC) que entra en el reactor RSTOIC. En algunos casos este flujo caliente se compone por el N 2 sobrante de la ASU, pero en este caso se usará para incrementar la potencia obtenida en la turbina de gas. Después un separador dividirá el flujo en dos, uno sólido (DRY-COAL) y otro gaseoso (EXHAUST). Después del secado, el carbón tiene que ser molido antes del proceso de gasificación. Se tiene que fijar el Hardgrove Grindability Index(HGI), un parámetro que marca la dificultad que tiene el bloque CRUSHER para moler el carbón, y por tanto, el trabajo necesario en la molienda. En este caso se fija un HGI de 50 y un diámetro de partícula máximo a la salida de 100µm. Gasificaci ón en Gasificadores de Flujo Arrastr Simulaci ón en ASPEN Plus y Comparaci 4. Gasificador de Flujo Arrastrado con 4.1 Introducción Los gasificadores de flujo arrastrado son del tipo de gasificadores conocidos como slagging, que significa que la que tienen que trabajar a alta temperatura (1400 principales compañías que están trabajando en el desarrollo de los gasificadores de flujo arrastrado, el primer tr abaja con actualmente con gasificadores con Que un gasificador sea de slurry feed haber sido molidas, son mezcladas c tiene un 65% de carbón y un 35% de agua (base másica) es lo que se conoce como slurry. Una vez obtenida, esta mezcla se comprime y se dirige al gasificador. Los gasificadores con slurry feed dry feed y necesitan usar carbones de mayor calidad, sino la eficiencia de la planta sería realmente baja y la producción de electricidad no sería rentable. La CGE también es menor porque parte del syngas se tiene que quemar para evaporar el agua encuentra en la mezcla. Por otra parte, los gasificadores con menor. A la hora de enfriar el syngas, el gasificador desarrollado por GE puede trabajar con un sistema de recuperación de calor o con enfriamiento por agua. E seleccionado enfriamiento por agua, que aprovecha menos calor sensible que el sistema de recuperación de calor, sin embargo, el agua extra añadida al syngas es útil para poder llevar a cabo la reacción shift 4.2 Preparación del Figura 4.1: Diagrama de flujo de la preparación del slurry y el gasificador Escuela de Ingeniería y Arquitectura ón en Gasificadores de Flujo Arrastr ado ón en ASPEN Plus y Comparaci ón Gasificador de Flujo Arrastrado con Slurry Feed Introducción Los gasificadores de flujo arrastrado son del tipo de gasificadores conocidos como que significa que la ceniza se convierte en escoria en estado líquido, por lo que tienen que trabajar a alta temperatura (1400 - 1600ºC). Shell y GE son dos de las principales compañías que están trabajando en el desarrollo de los gasificadores de flujo abaja con dry feed mientras que el segundo está trabajando actualmente con gasificadores con slurry feed. slurry feed significa que las partículas de carbón, después de haber sido molidas, son mezcladas c on agua. La mezcla obtenid a, que normalmente tiene un 65% de carbón y un 35% de agua (base másica) es lo que se conoce como Una vez obtenida, esta mezcla se comprime y se dirige al gasificador. slurry feed tienen una eficiencia menor que los gasificado y necesitan usar carbones de mayor calidad, sino la eficiencia de la planta sería realmente baja y la producción de electricidad no sería rentable. La CGE también es menor porque parte del syngas se tiene que quemar para evaporar el agua encuentra en la mezcla. Por otra parte, los gasificadores con slurry feed A la hora de enfriar el syngas, el gasificador desarrollado por GE puede trabajar con un sistema de recuperación de calor o con enfriamiento por agua. E n esta simulación, se ha seleccionado enfriamiento por agua, que aprovecha menos calor sensible que el sistema de recuperación de calor, sin embargo, el agua extra añadida al syngas es útil para poder shift , que permite la captura de CO 2 y la eliminación del H Preparación del Slurry y la Gasificación Figura 4.1: Diagrama de flujo de la preparación del slurry y el gasificador 29 Slurry Feed Los gasificadores de flujo arrastrado son del tipo de gasificadores conocidos como ceniza se convierte en escoria en estado líquido, por lo 1600ºC). Shell y GE son dos de las principales compañías que están trabajando en el desarrollo de los gasificadores de flujo mientras que el segundo está trabajando significa que las partículas de carbón, después de a, que normalmente tiene un 65% de carbón y un 35% de agua (base másica) es lo que se conoce como Una vez obtenida, esta mezcla se comprime y se dirige al gasificador. tienen una eficiencia menor que los gasificado res con y necesitan usar carbones de mayor calidad, sino la eficiencia de la planta sería realmente baja y la producción de electricidad no sería rentable. La CGE también es menor porque parte del syngas se tiene que quemar para evaporar el agua que se slurry feed tienen un coste A la hora de enfriar el syngas, el gasificador desarrollado por GE puede trabajar con un n esta simulación, se ha seleccionado enfriamiento por agua, que aprovecha menos calor sensible que el sistema de recuperación de calor, sin embargo, el agua extra añadida al syngas es útil para poder y la eliminación del H 2 S. Figura 4.1: Diagrama de flujo de la preparación del slurry y el gasificador . Escuela de Ingeniería y Arquitectura 30 Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación El gasificador y la preparación del slurry se simulan en ASPEN Plus siguiente el diagrama de flujos mostrado en la figura 4.1. El reactor RYIELD es una unidad que no existe en el proceso real, pero que es usada por el software para convertir los sólidos no convencionales que definen el carbón en sus diferentes elementos, y así las reacciones químicas y los balances de energía se pueden llevar a cabo adecuadamente. En este paso ficticio, aparece un problema en la simulación, y es que algunos de estos elementos en condiciones ambientales, presión atmosférica y temperatura ambiente, se encuentran en estado gaseoso. Por lo que, tras realizar la mezcla aparece una fase gaseosa. Esto implica un aviso de error en el software en el momento de llevar a cabo la compresión de la mezcla. Por lo tanto, se activa la opción que permite a la bomba trabajar con una mezcla de gas y líquido. Dado que se produce una compresión ficticia del gas, la temperatura de la mezcla aumenta mucho más que si se tratase la compresión real de un líquido, además se necesita una gran cantidad de trabajo para operar está bomba. Este trabajo extra y el calor obtenido de enfriar la mezcla a su temperatura original no son tenidos en cuenta para el cálculo de los resultados finales. Estas hipótesis no afectarán al resultado final, ya que el trabajo desarrollado por la bomba es muy pequeño en relación al trabajo que necesita cualquier compresor o al trabajo desarrollado por la turbina. Las especificaciones de diseño y los bloques de cálculo son dos herramientas disponibles en ASPEN Plus que permiten al usuario fijar un valor inicial para una variable específica, para que luego, tras una seria de iteraciones se alcance el valor requerido. La cantidad de agua necesaria para prepara el slurry se calcula con una especificación de diseño que da como resultado una mezcla del 65% en peso de carbón. Del mismo modo, la cantidad de oxígeno necesaria para el proceso de gasificación se calcula con una especificación de diseño bajo la condición de que el gas de salida del gasificador tenga una temperatura de 1400ºC. El proceso de gasificación se simula con un reactor RGIBBS trabajando a 55 bar. Este bloque un método de cálculo basado en los equilibrios de fase y químicos, que permite que todo componente definido puede ser producido en este bloque si se dan las condiciones con la única restricción de que el carbono remanente se encuentra en forma de sólido convencional. 4.3 Enfriamiento del gas El enfriamiento del gas en este modelo, como se ha dicho anteriormente, se lleva a cabo mediante un enfriamiento por agua, que se simula con un bloque llamado MIXER. En esta unidad un flujo de agua comprimida es mezclado con el gas producido. Como en casos anteriores, la cantidad de agua necesaria se calcula mediante una especificación de diseño, con el objetivo de alcanzar una temperatura final en el gas de 300ºC tras el enfriamiento. Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 31 Una vez el enfriamiento ha sido completado, la simulación sigue los pasos definidos en el capítulo 3. 4.4 Resultados Como se dijo en la sección 3.2.1 la cantidad de carbón introducida en esta planta es de 612 kg/hr húmedos, lo que implica 544 kg/hr de carbón seco, 4.53 MW. A continuación se muestran los resultados obtenidos con esta simulación. 4.4.1 Consumo de agua Tabla 4.1: Consumo de agua para una planta IGCC con gasificador GE Flujo kg/hr/MW Ciclo de vapor 142.2 Vapor extra 266.8 Enfriamiento por agua 184.7 Preparación del Slurry 42.1 Limpieza 134.5 • Ciclo de vapor define la cantidad de agua que se usa en el ciclo de vapor y es recirculada. • Vapor extra define la cantidad de agua extra que se introduce en el ciclo de vapor en el segundo y el tercer intercambiador de calor con el fin de aumentar la potencia total obtenida en el ciclo de vapor. • Enfriamiento por agua es la cantidad de agua necesaria para enfriar el gas, tras el proceso de gasificación, hasta los 300ºC con el método de enfriamiento por agua. • Preparación del Slurry es la cantidad de agua necesaria para obtener un slurry apropiado que pueda ser alimentado al gasificador. • Limpieza define la cantidad de agua que se usa en la unidad de limpieza para la desorción del H 2 S. La variable ciclo de vapor es mucho menor que el vapor extra porque el flujo principal sufre un incremento de temperatura mucho mayor, por lo que el flujo másico ha de ser menor. 4.4.2 Consumo de Aire Tabla 4.2: Consumo de aire para una planta IGCC con gasificador GE Flujo kmol/hr/MW Secado del carbón 16.5 ASU 16.1 Combustión 23.3 Nitrógeno 28.2 Escuela de Ingeniería y Arquitectura 32 Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación • Secado del carbón es la cantidad de aire que se necesita para secar el carbón antes de poder ser molido • ASU es el aire empleado en la unidad de fraccionamiento del aire para producir el oxígeno necesario para la oxidación en el gasificador. • Combustión es la cantidad de aire necesaria para alcanzar una combustión completa del syngas. • Nitrógeno define la cantidad de nitrógeno que se añade a los gases de escape tras la combustión para alcanzar una temperatura final de 1400ºC. El nitrógeno extra añadido a los gases de escape tras la combustión hace aumentar el flujo másico que circula a través de la turbina incrementando la potencia generada por la misma. Hay otra opción posible, genera vapor de agua mientras los gases se enfrían hasta los 1400ºC antes de la turbina de gas, pero la potencia obtenida es menor. Además diluir un combustible con gran contenido en H 2 ayuda a evitar posibles explosiones durante la combustión. 4.4.3 Consumo de solvente Tabla 4.3: Consumo de solvente en una planta IGCC con gasificador GE Flujo kg/hr/MW Absorción de H 2 S 128.9 Absorción de CO 2 1722.9 Solvente extra 9.0 • Absorción de H 2 S es la cantidad de solvente (metanol) necesaria en la unidad donde el H 2 S es separado del syngas. • Absorción de CO 2 define la cantidad de solvente necesario para la absorción del CO 2 . • Solvente extra define la cantidad de solvente que se necesita reemplazar en el ciclo. Tras la absorción, el solvente es limpiado. Una vez que el metanol abandona la unidad de absorción de H 2 S, es guiado a una unidad de desorción para obtener una solvente de altar pureza que pueda ser usado de nuevo. Mientras tanto, el metanol que abandona la unidad de absorción de CO 2 atraviesa tres decantadores para ser limpiado. Sin embargo, no todo el metanol puede ser regenerado y ser usado de nuevo, por lo que se necesita solvente extra para reemplazarlo. 4.4.4 Eficiencia de la planta La CGE alcanzada es del 73,64%. La eficiencia de captura de CO 2 es del 88,65% La eficiencia total de la planta IGCC es del 35,54% Gasificaci ón en Gasificadores de Flujo Arrastr Simulaci ón en ASPEN Plus y Comparaci 4.4.5 Resumen En la figura siguiente se muestra un resumen de los resultados obtenidos para la planta IGCC con un gasificador GE. Figura 4.2: Resumen de los resultados para una planta IGCC con gasificador GE Escuela de Ingeniería y Arquitectura ón en Gasificadores de Flujo Arrastr ado ón en ASPEN Plus y Comparaci ón En la figura siguiente se muestra un resumen de los resultados obtenidos para la planta IGCC con un gasificador GE. Figura 4.2: Resumen de los resultados para una planta IGCC con gasificador GE 33 En la figura siguiente se muestra un resumen de los resultados obtenidos para la planta Figura 4.2: Resumen de los resultados para una planta IGCC con gasificador GE Gasificaci ón en Gasificadores de Flujo Arrastr Simulaci ón en ASPEN Plus y Comparaci 5. Gasificador de Flujo 5.1 Introducción Como se ha dicho en el cap slagging , es decir que trabajan a alta temperatura (1400 principales marcas que desarrolla gasificadores trabaja con dry feed[13]. En un gasificador con dry feed humedad más o menos antes de ser molido. Tras el molido, con un tamaño de adecuado se ha alcanzado, el carbón es comprimido con un gas inerte con el fin de poder comprimirlo ha sta la presión de alimentación, t En comparación con el gasificador con trabajar con todo tipo de carbones gasificadores es mayor porque ninguna fracción del combustible es quemada p vaporizar el agua como ocurría en el caso anterior. Sin embargo, estos gasificadores tiene un coste superior que los gasificadores con Los gasificadores con dry feed, especialmente con gasificadores de Shell, para enfriar el gas usan un si stema de recuperación de calor. El primer paso es usar una parte del syngas enfriado para enfriar parcialmente el syngas antes de dirigirlo al sistema de recuperación de calor. 5.2 Preparación del Figura 5.1: Diagrama de flujo de Escuela de Ingeniería y Arquitectura ón en Gasificadores de Flujo Arrastr ado ón en ASPEN Plus y Comparaci ón Gasificador de Flujo Arrastrado con Dry Feed Introducción Como se ha dicho en el cap ítulo 4, los gasificadores de flujo arrastrado son del tipo , es decir que trabajan a alta temperatura (1400 - 1600ºC).Shell es una de las principales marcas que desarrolla gasificadores de flujo arrastrado. dry feed , el carbón húmedo se seca normalm ente hasta un 2% de humedad más o menos antes de ser molido. Tras el molido, con un tamaño de adecuado se ha alcanzado, el carbón es comprimido con un gas inerte con el fin de sta la presión de alimentación, t ras esto es dirig ido al gasificador. En comparación con el gasificador con slurry feed , el gasificador con trabajar con todo tipo de carbones , con rendimientos altos. La CGE de estos gasificadores es mayor porque ninguna fracción del combustible es quemada p vaporizar el agua como ocurría en el caso anterior. Sin embargo, estos gasificadores tiene un coste superior que los gasificadores con slurry feed. Los gasificadores con dry feed, especialmente con gasificadores de Shell, para enfriar el stema de recuperación de calor. El primer paso es usar una parte del syngas enfriado para enfriar parcialmente el syngas antes de dirigirlo al sistema de Preparación del Dry Feed y la Gasificación Figura 5.1: Diagrama de flujo de la preparación del dry feed y el gasificador 35 Dry Feed ítulo 4, los gasificadores de flujo arrastrado son del tipo 1600ºC).Shell es una de las de flujo arrastrado. Su gasificador ente hasta un 2% de humedad más o menos antes de ser molido. Tras el molido, con un tamaño de partícula adecuado se ha alcanzado, el carbón es comprimido con un gas inerte con el fin de ido al gasificador. , el gasificador con dry feed puede La CGE de estos gasificadores es mayor porque ninguna fracción del combustible es quemada p ara vaporizar el agua como ocurría en el caso anterior. Sin embargo, estos gasificadores Los gasificadores con dry feed, especialmente con gasificadores de Shell, para enfriar el stema de recuperación de calor. El primer paso es usar una parte del syngas enfriado para enfriar parcialmente el syngas antes de dirigirlo al sistema de y la Gasificación la preparación del dry feed y el gasificador Escuela de Ingeniería y Arquitectura 36 Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación El gasificador y la preparación del dry feed son simulados en ASPEN Plus siguiendo el diagrama de flujo mostrado en la figura 5.1. Como se explica en la sección 4.2, el reactor RYIELD no existe en el proceso real y se usa en el software ASPEN Plus para convertir el sólido no convencional (carbón) en los diferentes elementos que lo componen. Como ocurre en el capítulo anterior, surge un problema en este paso ficticio. El azufre y una pequeña parte de agua diluida en él, se encuentran en estado líquido en vez de en forma gaseosa, por lo que no pueden ser comprimidos en el compresor con el resto de los elementos. En este caso se usa una bomba auxiliar y ficticia que resuelve este problema, el trabajo desarrollado por esta bomba no se considera ya que no es real. El flujo gaseoso se mezcla con un gas inerte para poder ser comprimido. A menudo se usa nitrógeno para este propósito, pero en el caso de las plantas IGCC con unidad de captura de CO 2 , CO 2 a media presión se puede extraer de la unidad de captura y puede ser usado como gas inerte. La cantidad de gas inerte usado se fija siguiente los parámetros explicados en el artículo[14]. 3.7 m 3 de CO 2 por tonelada de carbón son necesarios, por lo tanto, se usan 2.26 m 3 /hr. Como se dice en la sección 4.2, un bloque de cálculo se usa en el reactor RYIELD para la descomposición del carbón y una especificación de diseño se usa para calcular la cantidad de aire necesaria para el secado. Una vez que el dry feed se ha comprimido, el proceso de gasificación se lleva a cabo en un reactor RGIBBS que trabaja a 40 bar. Este bloque un método de cálculo basado en los equilibrios de fase y químicos, que permite que todo componente definido puede ser producido en este bloque si se dan las condiciones con la única restricción de que el carbono remanente se encuentra en forma de sólido convencional. La cantidad de oxígeno necesaria para la gasificación se calcula con una especificación de diseño con el objetivo de alcanzar 1500ºC en el gas de salida del gasificador. 5.3 Enfriamiento del Gas El sistema de enfriamiento usado en esta sección se muestra en la figura 5.2. Consiste de un bloque de recuperación de calor y de un enfriamiento por recirculación de syngas. La recirculación del syngas enfriado se usa para enfriar el syngas caliente hasta los 900ºC aproximadamente. Se usa un especificación de diseño para calcular la fracción de syngas que se recircula. Una vez alcanzada una temperatura de 900ºC en el syngas, este atraviesa un intercambiador de calor cerrado donde se produce vapor de agua a alta presión. La cantidad de agua necesaria para esta refrigeración también se calcula con una especificación de diseño que tiene como condición que el vapor de agua que abandona el intercambiador tenga una temperatura de 575ºC. Gasificaci ón en Gasificadores de Flujo Arrastr Simulaci ón en ASPEN Plus y Comparaci Una vez que el enfriamiento del gas se ha completado la simulación sigue los pasos explica dos en el capítulo 3. Figura 5.2: Diagrama de flujo del sistema de enfriamiento para un gasificador Shell 5.4 Resultados Como se dijo en la sección 3.2.1 la cantidad de carbón introducida en esta planta es de 612 kg/hr húmedos, lo que implica 544 kg/hr de c se muestran los resultados obtenidos con esta simulación. 5.4.1 Consumo de agua Tabla 5.1: Consumo de agua para una planta IGCC con gasificador Shell Flujo Ciclo de vapor Vapor extra Recuperación de cal Reactor shift Limpieza • Ciclo de vapor define la cantidad de agua que se usa en el ciclo de vapor y es recirculada. Escuela de Ingeniería y Arquitectura ón en Gasificadores de Flujo Arrastr ado ón en ASPEN Plus y Comparaci ón Una vez que el enfriamiento del gas se ha completado la simulación sigue los pasos dos en el capítulo 3. Figura 5.2: Diagrama de flujo del sistema de enfriamiento para un gasificador Shell Resultados Como se dijo en la sección 3.2.1 la cantidad de carbón introducida en esta planta es de 612 kg/hr húmedos, lo que implica 544 kg/hr de c arbón seco, 4.53 MW. A continuación se muestran los resultados obtenidos con esta simulación. de agua Tabla 5.1: Consumo de agua para una planta IGCC con gasificador Shell kg/hr/MW Ciclo de vapor 10.9 Vapor extra 287.8 Recuperación de cal or 128.0 Reactor shift 106.0 Limpieza 22.1 define la cantidad de agua que se usa en el ciclo de vapor y es 37 Una vez que el enfriamiento del gas se ha completado la simulación sigue los pasos Figura 5.2: Diagrama de flujo del sistema de enfriamiento para un gasificador Shell Como se dijo en la sección 3.2.1 la cantidad de carbón introducida en esta planta es de arbón seco, 4.53 MW. A continuación Tabla 5.1: Consumo de agua para una planta IGCC con gasificador Shell define la cantidad de agua que se usa en el ciclo de vapor y es Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 45 7. Gasificador de Flujo Arrastrado con Biomasa 7.1 Introducción Se han considerado, modelado y evaluado dos tipos de gasificadores, uno con slurry feed y otro con dry feed, basados en las tecnologías de GE y Shell respectivamente. Los resultados obtenidos en ambos casos han sido bastante similares, pero como se ha comentado, los resultados aceptables en el gasificador con slurry feed se deben a que se ha usado un carbón de alta calidad como el carbón de Illinois. Aún así, usando este tipo de carbón, el rendimiento total de la planta IGCC es mayor en el caso en el que se usa un gasificador Shell. En este capítulo se lleva a cabo otra simulación con biomasa como combustible, para este caso se elige el modelo de gasificador adecuado según los resultados obtenidos en el capítulo anterior. La biomasa es una fuente de energía de menor calidad que el carbón, por lo que el gasificador con slurry feed no es una opción viable. Con el fin de completar una comparación válida entre los resultados obtenidos para los diferentes tipos de combustibles con el gasificador Shell, se usan las mismas hipótesis para cada simulación. Hay dos diferencias principales entre la planta IGCC con carbón y con biomasa como combustible. La primera es que la biomasa necesita un pretratamiento extra, la torrefacción. Y la segunda, es que debido al bajo contenido en azufre de la biomasa, la unidad de eliminación de componentes del azufre es prescindible en el proceso. NOTA El gasificador Shell es una tecnología que está siendo desarrollada para el uso de carbón como combustible. Las simulaciones realizadas en este capítulo asumen que este tipo de gasificador podría ser usado con biomasa como combustible. Esto es plausible, ya que la geometría, los materiales y la fabricación del gasificador no se tienen en consideración en la simulación en ASPEN Plus. Los parámetros más relevantes para las simulaciones son básicamente la temperatura, la presión o la cantidad de aire, vapor o solvente necesarios. Esta simulación se puede usar como punto de partida para pensar en posibles futuras inversiones sobre las modificaciones que este gasificador debería sufrir en el caso de trabajar con biomasa. 7.2 Preparación del combustible y gasificación El gasificador y la preparación del combustible se simulan en ASPEN Plus siguiendo el diagram de flujo mostrado en la figura 7.1. 46 Figura 7.1: Diagrama de flujo del gasificador y de la preparación del combustible Parte d e la preparación del combustible incluye la torrefacci la figura 3.3. La torrefacción es tratamiento térmico suave a una temperatura cercana a los 300ºC. Dependiendo de la temperatura a la que se desarrolla el proceso, el tiempo empleado varía desde los 15 a los 60 minutos. La torrefacción es un proceso que se lleva a cabo en ausencia de oxígeno donde se descompone parcialmente la biomasa liberando algunos volátiles. Tras este tratamiento, la estructura fibrosa de la biomasa se de struye y su entalpía de combustión aumenta, por lo que algunas de las principales desventajas de la biomasa desaparecen. Este proceso hace a la biomasa más frágil, lo que reduce la energía consumida en su molienda este proceso se tiene en cuenta para el cálculo de la eficiencia final de la pl Como ocurre en las simulaciones previas, tras el pre (secado, torrefacción y molienda), el siguiente bloque es un reactor RYIELD. Este bloque produce un error en las dos primeras simulaciones, sin embargo, en este caso, tr as la torrefacción, los componentes se encuentran a 300ºC, por lo tanto, todos aparecen en estado gaseoso. Para la compresión del combustible se usa una tolva, lo que significa que cierta cantidad gas inerte se tiene que añadir. Como gas inerte, en esta pl unidad de captura de CO 2 tonelada de biomasa, lo que significa que se emplean 10,71 m Un bloque de cálculo para descomponer la biomasa en el reactor RYIELD. Una vez la compresión de los elementos ha sido completada, el flujo gaseoso se dirige al gasificador modelado por un de oxígeno necesaria para la gasificaci bajo la condición de que el gas saliendo del gasificador tenga 1500ºC. Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificaci ón en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulaci ón en ASPEN Plus y Comparaci Figura 7.1: Diagrama de flujo del gasificador y de la preparación del combustible e la preparación del combustible incluye la torrefacci ón que ha sido explicada en figura 3.3. La torrefacción es tratamiento térmico suave a una temperatura cercana a los 300ºC. Dependiendo de la temperatura a la que se desarrolla el proceso, el tiempo empleado varía desde los 15 a los 60 minutos. La torrefacción es un proceso que se lleva a cabo en ausencia de oxígeno donde se descompone parcialmente la biomasa liberando algunos volátiles. Tras este tratamiento, la estructura fibrosa de la biomasa se struye y su entalpía de combustión aumenta, por lo que algunas de las principales desventajas de la biomasa desaparecen. Este proceso hace a la biomasa más frágil, lo que reduce la energía consumida en su molienda [15] . La cantidad de calor empleada en este proceso se tiene en cuenta para el cálculo de la eficiencia final de la pl Como ocurre en las simulaciones previas, tras el pre - tratamiento del combustible (secado, torrefacción y molienda), el siguiente bloque es un reactor RYIELD. Este bloque produce un error en las dos primeras simulaciones, sin embargo, en este caso, as la torrefacción, los componentes se encuentran a 300ºC, por lo tanto, todos aparecen Para la compresión del combustible se usa una tolva, lo que significa que cierta cantidad se tiene que añadir. Como gas inerte, en esta pl anta se usa CO 2 . Según el artículo [14] , se necesitan 11 m tonelada de biomasa, lo que significa que se emplean 10,71 m 3 /hr. Un bloque de cálculo para descomponer la biomasa en el reactor RYIELD. Una vez la compresión de los elementos ha sido completada, el flujo gaseoso se dirige al gasificador modelado por un reactor RGIBBS. É ste bloque trabaja a 40 bar. La cantidad de oxígeno necesaria para la gasificaci ón se calcula con una especificación de diseño bajo la condición de que el gas saliendo del gasificador tenga 1500ºC. ón en Gasificadores de Flujo Arrastrado ón en ASPEN Plus y Comparaci ón Figura 7.1: Diagrama de flujo del gasificador y de la preparación del combustible ón que ha sido explicada en figura 3.3. La torrefacción es tratamiento térmico suave a una temperatura cercana a los 300ºC. Dependiendo de la temperatura a la que se desarrolla el proceso, el tiempo empleado varía desde los 15 a los 60 minutos. La torrefacción es un proceso que se lleva a cabo en ausencia de oxígeno donde se descompone parcialmente la biomasa liberando algunos volátiles. Tras este tratamiento, la estructura fibrosa de la biomasa se struye y su entalpía de combustión aumenta, por lo que algunas de las principales desventajas de la biomasa desaparecen. Este proceso hace a la biomasa más frágil, lo . La cantidad de calor empleada en este proceso se tiene en cuenta para el cálculo de la eficiencia final de la pl anta. tratamiento del combustible (secado, torrefacción y molienda), el siguiente bloque es un reactor RYIELD. Este bloque produce un error en las dos primeras simulaciones, sin embargo, en este caso, as la torrefacción, los componentes se encuentran a 300ºC, por lo tanto, todos aparecen Para la compresión del combustible se usa una tolva, lo que significa que cierta cantidad anta se usa CO 2 obtenido de la , se necesitan 11 m 3 de CO 2 por Un bloque de cálculo para descomponer la biomasa en el reactor RYIELD. Una vez la compresión de los elementos ha sido completada, el flujo gaseoso se dirige al ste bloque trabaja a 40 bar. La cantidad ón se calcula con una especificación de diseño Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 47 7.3 Enfriamiento del gas El método de enfriamiento en esta simulación es el mismo que el usado en la simulación de la planta IGCC con gasificador Shell con carbón como combustible mostrado en la figura 5.2. La recirculación del syngas enfriado se usa para enfriar el syngas caliente hasta los 900ºC aproximadamente. Se usa un especificación de diseño para calcular la fracción de syngas que se recircula. Una vez alcanzada una temperatura de 900ºC en el syngas, este atraviesa un intercambiador de calor cerrado donde se produce vapor de agua a alta presión. La cantidad de agua necesaria para esta refrigeración también se calcula con una especificación de diseño que tiene como condición que el vapor de agua que abandona el intercambiador tenga una temperatura de 575ºC. 7.4 Resultados La cantidad de energía suministrada a la planta en esta simulación (al igual que en el resto de simulaciones) es de 4.53MW lo que implica 1096 kg/hr de biomasa húmeda, lo que implica 877 kg/hr de bioama seca con una entalpía de combustión en base seca de 18.6 MJ/kg. En las siguientes líneas se muestran los resultados obtenidos en esta simulación. 7.4.1 Consumo de agua Tabla 7.1: Consumo de agua de una planta IGCC con gasificador Shell con biomasa Flujo kg/hr/MW Ciclo de vapor 0.0 Vapor extra 220.5 Recuperación de calor 200.7 Reactor shift 46.3 Limpieza 0.0 • Ciclo de vapor define la cantidad de agua que se usa en el ciclo de vapor y es recirculada. • Vapor extra define la cantidad de agua extra que se introduce en el ciclo de vapor en el segundo y el tercer intercambiador de calor con el fin de aumentar la potencia total obtenida en el ciclo de vapor. • Recuperación de calor es la cantidad de agua necesaria para enfriar el gas desde los 900ºC hasta los 300ºC. • Reactor shift es la cantidad de agua necesaria en el reactor shift. • Limpieza define la cantidad de agua que se usa en la unidad de limpieza para la desorción del H 2 S. Escuela de Ingeniería y Arquitectura 48 Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación El valor cero de la variable ciclo de vapor no significa que no se use agua para producir energía en las turbinas de vapor, esto significa que el vapor producido en el sistema de recuperación de calor será el que mueva la primera turbina del ciclo de vapor. En la última etapa se añade más agua al sistema como se indica en la variable vapor extra. La cantidad total de agua necesaria en el reactor shift se calcula a través de una especificación de diseño obteniendo menos del 1% del CO sin reaccionar y con menos de un 1% en volumen de agua presente en el gas de salida del reactor. Como se ha comentado en este documento, debido al bajo contenido de azufre de la biomasa, la unidad de eliminación del H 2 S no es necesaria, por lo que ya no se usa agua para el proceso de limpieza. El agua se usaba para la desorción de los componentes del azufre del metanol. 7.4.2 Consumo de aire Tabla 7.2: Consumo de aire de una planta IGCC con gasificador Shell con biomasa Flujo kmol/hr/MW Secado de la biomasa 79.2 ASU 12.7 Combustión 22.4 Nitrógeno 24.4 • Secado de la biomasa es la cantidad de aire que se necesita para secar la biomasa antes de la torrefacción y la molienda. • ASU es el aire empleado en la unidad de fraccionamiento del aire para producir el oxígeno necesario para la oxidación en el gasificador. • Combustión es la cantidad de aire necesaria para alcanzar una combustión completa del syngas. • Nitrógeno define la cantidad de nitrógeno que se añade a los gases de escape tras la combustión para alcanzar una temperatura final de 1400ºC. 7.4.3 Consumo de solvente Tabla 7.3: Consumo de solvente en una planta IGCC con gasificador Shell con biomasa Flujo kg/hr/MW Absorción de H 2 S 0.0 Absorción de CO 2 1756.5 Solvente extra 9.0 • Absorción de H 2 S es la cantidad de solvente (metanol) necesaria en la unidad donde el H 2 S es separado del syngas. Gasificaci ón en Gasificadores de Flujo Arrastr Simulaci ón en ASPEN Plus y Comparaci • Absorción de CO 2 del CO 2 . • Solvente extra define la ca ciclo. La cantidad de solvente usado para la eliminaci unidad no está presente en el proceso de limpieza cuando se usa biomasa como combustible. La reducción de la c trabajo auxiliar consumido por la unidad de limpieza desaparezca. 7.4.4 Eficiencia de la planta La CGE alcanzada es del 71.39% La eficiencia de captura de CO La eficiencia total de la planta I 7.4.5 Resumen En la figura 7.2 aparece un resumen de los resultados obtenidos en esta simulación. Figura 7.2 : Resumen de los resultados para una planta IGCC con gasificador Shell Escuela de Ingeniería y Arquitectura ón en Gasificadores de Flujo Arrastr ado ón en ASPEN Plus y Comparaci ón 2 define la cantidad de solvente necesario para la absorción define la ca ntidad de solvente que se necesita reemplazar en el usado para la eliminaci ón del azufre es cero debido a que esta unidad no está presente en el proceso de limpieza cuando se usa biomasa como combustible. La reducción de la c antidad total de metanol empleado hace que parte del trabajo auxiliar consumido por la unidad de limpieza desaparezca. Eficiencia de la planta La CGE alcanzada es del 71.39% La eficiencia de captura de CO 2 es del 88.01%. La eficiencia total de la planta I GCC es del 33.29% En la figura 7.2 aparece un resumen de los resultados obtenidos en esta simulación. : Resumen de los resultados para una planta IGCC con gasificador Shell 49 define la cantidad de solvente necesario para la absorción ntidad de solvente que se necesita reemplazar en el ón del azufre es cero debido a que esta unidad no está presente en el proceso de limpieza cuando se usa biomasa como antidad total de metanol empleado hace que parte del En la figura 7.2 aparece un resumen de los resultados obtenidos en esta simulación. : Resumen de los resultados para una planta IGCC con gasificador Shell con biomasa Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 51 8. Gasificador de Flujo Arrastrado con Carbón y Biomasa 8.1 Introducción La biomasa es un combustible de emisiones netas de CO 2 nulas, o incluso negativas si se contempla el secuestro de CO 2 . Sin embardo, presenta algunos problemas en comparación a los combustibles tradicionales como el gas natural o el carbón. Los principales retos que ofrece la biomasa son, que tiene un suministro limitado y temporal, la densidad de la biomasa es baja, lo que hace que su transporte a larga distancia sea muy costoso, y además dado el suministro limitado que existe de biomasa, las plantas que trabajan con este combustible suelen ser pequeñas lo que origina costes fijos y de producción sean elevados. La co-gasificación de carbón y biomasa es más atractiva económicamente y alberga menores dificultades técnicas que la gasificación de simplemente biomasa. Grandes plantas de IGCC trabajando únicamente con biomasa no son factibles, dado que la materia prima depende de las estaciones del año, sin embargo, la sustitución de parte del carbón usado en un gran planta de IGCC por biomasa puede producir resultados rentables. Durante las temporadas con baja oferta de biomasa, la planta puede continuar trabajando con tan solo carbón como combustible, mientras que cuando la biomasa esté disponible entonces ambos combustibles se pueden usar de forma conjunta. En este capítulo se lleva a cabo otra simulación biomasa y carbón como combustibles. Como se explica en el capítulo 7, con el fin de poder realizar una comparación válida entre los resultados obtenidos en las diferentes simulaciones se volverá a usar el mismo modelo de gasificador. 8.2 Preparación del combustible y gasificación No hay un ratio de carbón/biomasa que vaya a garantizar los mejores resultados, por lo que para este modelo se estudian diferentes posibilidades, mostradas en la tabla 8.1. En la tabla el porcentaje de carbón se expresa en base seca, mientras que los flujos de carbón y biomasa están expresados en base húmeda. Cada combinación representa 4.53MW de energía a la entrada de la planta, como en el resto de las simulaciones. Tabal 8.1: Composición de las posibilidades de alimentación de la planta % carbón Carbón en kg/hr Biomasa en kg/hr 0.9 583.1 72.0 0.8 538.9 149.7 0.7 491.0 233.8 0.6 439.0 325.1 0.5 382.2 424.7 52 El flujo de carbón se pretrata al igual que en el modelo exp carbó n se seca hasta el 2% en sus elementos a través del bloque RYIELD. Tras su descomposición se comprime hasta 40 bar con un gas inerte. CO 2 por tonelada de carbón. Mientras tanto, la biomasa tras un secado hasta el 10%, su fre el proceso de torrefacción a 300ºC, explicado en el capítulo 7, antes de ser molida. Una vez finamente molida, la biomasa se descompondrá en un reactor RYIELD en sus diferentes elementos y luego se comprimirá con la ayuda de un gas inerte. artículo [14] , la biomasa necesita 11 m Cuando el combustible ya está correctam tiempo al gasificador modelado por un reactor RGIBBS. Este bloque trabaja a 40 bar. La cantidad de oxígeno necesaria para la gasificación se calcula c de diseño con la condición de alcanzar 1500ºC representa en la figura 8.1. Figura 8.1: Diagrama de flujo de la preparación del combustible y la gasificación 8.3 Enfriamiento del gas El método de enfriamiento en esta simulación es el mismo que el usado en la pl IGCC con gasificador Shell mostrado en la figura 5.2. Se recircula parte del syngas enfriado para enfriar el syngas caliente hasta los 900ºC aproximadamente. Una vez alcanzada una temperatura de 900ºC, este atraviesa un intercambiador de calor cerrado donde se produce vapor de agua a alta presión. El syngas alcanza finalmente los 300ºC. Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificaci ón en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulaci ón en ASPEN Plus y Comparaci trata al igual que en el modelo exp licado en el capítulo 5. El n se seca hasta el 2% y se muele. Una vez molido, en el software se descompone en sus elementos a través del bloque RYIELD. Tras su descomposición se comprime hasta 40 bar con un gas inerte. De acuerdo con el artículo[14] , se necesitan 3.7 m por tonelada de carbón. Mientras tanto, la biomasa tras un secado hasta el 10%, fre el proceso de torrefacción a 300ºC, explicado en el capítulo 7, antes de ser molida. Una vez finamente molida, la biomasa se descompondrá en un reactor RYIELD en sus diferentes elementos y luego se comprimirá con la ayuda de un gas inerte. , la biomasa necesita 11 m 3 de CO 2 por tonelada de biomasa. Cuando el combustible ya está correctam ente comprimido, es inyectado al mismo tiempo al gasificador modelado por un reactor RGIBBS. Este bloque trabaja a 40 bar. La cantidad de oxígeno necesaria para la gasificación se calcula c on una especificación de diseño con la condición de alcanzar 1500ºC en el gas de salida. Todo este proceso se Figura 8.1: Diagrama de flujo de la preparación del combustible y la gasificación Enfriamiento del gas El método de enfriamiento en esta simulación es el mismo que el usado en la pl IGCC con gasificador Shell mostrado en la figura 5.2. Se recircula parte del syngas enfriado para enfriar el syngas caliente hasta los 900ºC aproximadamente. Una vez alcanzada una temperatura de 900ºC, este atraviesa un intercambiador de calor cerrado donde se produce vapor de agua a alta presión. El syngas alcanza finalmente los 300ºC. ón en Gasificadores de Flujo Arrastrado ón en ASPEN Plus y Comparaci ón licado en el capítulo 5. El y se muele. Una vez molido, en el software se descompone en sus elementos a través del bloque RYIELD. Tras su descomposición se comprime , se necesitan 3.7 m 3 de por tonelada de carbón. Mientras tanto, la biomasa tras un secado hasta el 10%, fre el proceso de torrefacción a 300ºC, explicado en el capítulo 7, antes de ser molida. Una vez finamente molida, la biomasa se descompondrá en un reactor RYIELD en sus diferentes elementos y luego se comprimirá con la ayuda de un gas inerte. Según el por tonelada de biomasa. ente comprimido, es inyectado al mismo tiempo al gasificador modelado por un reactor RGIBBS. Este bloque trabaja a 40 bar. on una especificación en el gas de salida. Todo este proceso se Figura 8.1: Diagrama de flujo de la preparación del combustible y la gasificación El método de enfriamiento en esta simulación es el mismo que el usado en la pl anta IGCC con gasificador Shell mostrado en la figura 5.2. Se recircula parte del syngas enfriado para enfriar el syngas caliente hasta los 900ºC aproximadamente. Una vez alcanzada una temperatura de 900ºC, este atraviesa un intercambiador de calor cerrado donde se produce vapor de agua a alta presión. El syngas alcanza finalmente los 300ºC. Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 53 9. Resultados 9.1 Introducción En este proyecto se han llevado a cabo cuatro simulaciones. En las dos primeras se comparaban dos modelos diferentes de gasificadores con carbón como combustible. El primer modelo era un gasificador de flujo arrastrado con slurry feed mientras que el segundo era también un gasificador de flujo arrastrado pero con dry feed. Tras esto se valoran los resultados obtenidos y se discute la idoneidad de trabajar con un modelo o con otro para las siguientes simulaciones. Debido a la versatilidad del gasificador con dry feed, basado en el modelo desarrollado por Shell, para trabajar con combustibles de baja calidad fue elegido. Las siguientes dos simulaciones se basan en la planta IGCC con gasificador Shell, sin embargo, algunos cambios fueron hechos con el fin de ajustar esta planta a la posibilidad de trabajar con biomasa como combustible. Diferentes ratios de biomasa se proponen, desde un 50% de biomasa hasta un 100%. Los principales puntos estudiados en este capítulo son: • Influencia del pre-tratamiento del combustible en la CGE. • Consumo de agua • Consumo de aire • Eficiencia de captura de CO 2 • CGE • Eficiencia total 9.2 Influencia del Pre-tratamiento del combustible en la CGE El parámetro relevante usado para definir la influencia del pre-tratamiento es la cantidad de calor consumido durante el proceso (secado, torrefacción y molido). En estas simulaciones, las necesidades para el secado y la torrefacción se calculan como un consumo de calor, sin embargo, las necesidades para el molido se calculan en forma de trabajo. Con el fin de poder transformar este trabajo a calor se considera que esta electricidad se produce con un rendimiento del 40%, y así todas las necesidades del pretratamiento se pueden expresar en forma de calor. Se observa en la tabla 10.1 que cuando se incrementa la cantidad de biomasa en la mezcla, la cantidad de energía consumida en el proceso de pre-tratamiento aumenta. Esto se produce principalmente porque el proceso de torrefacción sólo es empleado en el caso de uso de biomasa y porque el trabajo consumido para moler la biomasa es mayor que el empleado para moler el carbón. Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 61 Anexo A Como no se pueden incluir todos los detalles presentes en las simulaciones en esta memoria, junto a ésta se adjunta un CD-ROM donde se pueden consultar las diferentes simulaciones en las que se basa esta memoria. Escuela de Ingeniería y Arquitectura Gasificación en Gasificadores de Flujo Arrastrado Simulación en ASPEN Plus y Comparación 63 Anexo B Documento original en inglés. Master Thesis Álvaro Alonso Lozano Gasification in entrained flow gasifiers: Simulation in ASPEN Plus & comparison Breteuer: MSc. Senthoorselvan Sivalingam Prof. Dr.-Ing. Hartmut Spliethoff Supervisor: Luis Miguel Romeo Giménez Starting date: 01.04.2012 Final date: 27.09.2012 Sworn Declaration I hereby declare to have made the present work independently and without assistance from third parties. Thoughts and quotes that I have taken from other sources directly or indirectly are identied as such. I hereby agree that the work can be made available to the public through the department of Energy Systems of the Technical University of Munich, as well as through the Universidad de Zaragoza in Zaragoza(Spain) and Högskolan i Gävle in Gävle(Sweden). , Álvaro Alonso Lozano 27.09.2012 3 Acknowledgments This work has been carried out as my diploma thesis for the department of Energy Systems from the Technical University of Munich, Germany. It will also be considered as my nal thesis in the Universidad de Zaragoza from Zaragoza, Spain, as well as, my nal thesis in my Master in Energy Systems in the Högskolan i Gävle from Gävle, Sweden. First of all I would like to show my appreciation to MSc Senthoorselvan Sivalingam, my betreuer who has given me the chance to work with him in the TU in Munich. And also thank him for his time, his patience and his advice. My gratitude also goes to Prof. Dr.-Ing. H. Splietho and the whole department of Energy Systems, for giving me the opportunity to be part of it during the last six months. I would also like to thank to Luis Miguel Romeo, my supervisor, that from the distance has helped me to improve my work. I would like to deeply thank to my family for supporting me all along this year out from home. Finally, but not less important I would like to thank to my friends here and in Sweden to help me carry out this thesis with the best mood possible. 5 List of Figures 1.1 Emissions of Greenhouse gases by source, (EPA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 1.2 Emissions of Greenhouse gases by gas, (EPA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 3.1 Basic sketch of a Combined Cycle Power Plant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 3.2 Comparison of the primary products created by the main fuel constituents in combustion and gasication. (Philips) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 3.3 Diagrams of the dierent types of gasier. (Maustard) . . . . . . . . . . . . . . . 12 3.4 Absorption coecient α of various gases in methanol. (N.Korens u.a.) . . . . . . 15 4.1 Components....................................... 18 4.2 Coal Preparation Unit owsheet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 4.3 Biomass Preparation Unit owsheet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 4.4 ASUowsheet ..................................... 24 4.5 CleanUpUnitowsheet................................ 25 4.6 Cold Gas eciency calculation owsheet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 5.1 Slurry preparation and Gasier owsheet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 5.2 Results summary for GE gasier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 6.1 Dry feed preparation and Gasier owsheet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 6.2 Syngas Quenching and Heat Recovery owsheet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 6.3 Results summary for Shell gasier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 7.1 Results summary for IGCC plants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 8.1 Feed preparation and Gasier owsheet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 8.2 Results summary for Shell gasier with Biomass feed . . . . . . . . . . . . . . . . 49 9.1 Co-feed preparation and Gasier owsheet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 10.1 Results summary for the IGCC plants with dierent feeds . . . . . . . . . . . . . 58 V List of Tables 1.1 Intro:Missionstatement................................ 4 4.1 Unitsystem....................................... 17 4.2 CoalPSD,inmu .................................... 19 4.3 Coal Component Attributes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 4.4 BiomassPSD,inmm.................................. 20 4.5 Biomass Component Attributes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 4.6 AirComposition .................................... 21 4.7 SteamCyclecomponents................................ 26 5.1 Water consumption for the IGCC plant with GE gasier . . . . . . . . . . . . . . 31 5.2 Air consumption for the IGCC plant with GE gasier . . . . . . . . . . . . . . . 32 5.3 Solvent consumption for the IGCC plant with GE gasier . . . . . . . . . . . . . 32 6.1 Water consumption for the IGCC plant with Shell gasier . . . . . . . . . . . . . 38 6.2 Air consumption for the IGCC plant with Shell gasier . . . . . . . . . . . . . . . 39 6.3 Solvent consumption for the IGCC plant with Shell gasier . . . . . . . . . . . . 39 7.1 Water consumption for the IGCC plant in kg/hr/MW . . . . . . . . . . . . . . . 42 7.2 Air consumption for the IGCC plant in kmol/hr/MW . . . . . . . . . . . . . . . 42 8.1 Water consumption for the IGCC plant with Shell gasier and Biomass feed . . . 47 8.2 Air consumption for the IGCC plant with Shell gasier with Biomass feed . . . . 48 8.3 Solvent consumption for the IGCC plant with Shell gasier with Biomass feed . . 49 9.1 Composition of the feedstocks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 9.2 Inert gas needs for the compression of the feed . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 10.1 CGE vs power consumption in the feed pretreatment . . . . . . . . . . . . . . . . 56 10.2 Eciency of the plant when varying the feed . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 10.3 Water consumption for the IGCC plant with dierent feeds in kg/hr/MW . . . . 57 10.4 Air consumption for the IGCC plant with dierent feeds in kmol/hr/MW . . . . 58 VII Nomenclature Abbreviations NCPSD Denes in Aspen a Non conventional particle size distribution CIPSD Denes in Aspen a Conventional solid with particle size distribution ASU Air Separation Unit PSD Denes in ASPEN Particle size distribution IGCC Integrated gasication combined cycle GE General Electric CGE Cold Gas Eciency IX Chapter 1 Introduction 1.1 Motivation Global warming refers to the recent and ongoing rise in global average temperature near Earth's surface. It is caused mostly by increasing concentrations of greenhouse gases in the atmosphere. Global warming is causing climate patterns to change. However, global warming itself represents only one aspect of climate change.Climate change refers to any signicant change in the measures of climate lasting for an extended period of time. In other words, climate change includes major changes in temperature, precipitation, or wind patterns, among other eects, that occur over several decades or longer. (EPA) Global warming is mainly caused by greenhouse gases. This gases are produced in lot of dierent ways every day , but as it is shown in the gure 1.1 more than 25% of the greenhouse emissions are coming from the energy supply system, which includes, combined cycle power plants. Roughly speaking the greenhouse gases emitted by human activities are divided as it is shown in the gure 1.2. The climate change is a long-term problem that will gravely aect every one, so every eort dedicated to the reduction of greenhouse gas emissions should be welcomed. One of the main elds where it is currently been working is in the substitution of fossil fuel power plants for renewable energies sources, but this is not always possible. Some areas are not suitable for the installation of wind mills, photo voltaic plants, solar plants or hydro power generation among others. As well, nowadays, a fuel based power generation is needed in order to have a stability that renewable energies cannot grant. Combined cycle power plants are one of the most important fuel based power plants working all around the world. This plants are in some cases over the limit of greenhouse gas emissions. However, an update to this technology is currently being highly developed by great companies like GE, Shell, Lurgi, Linde, etc... IGCC power plants have low gas emissions, mainly steam is in the ue gas when a CO 2 capture unit is installed in the power plant. IGCC is a technology based in the classic combined cycle, but before the going through the combustion chamber and being burnt, the fuel is treated in a gasier that convert the original fuel in the so called syngas. The exhaust gases formed after the combustion of this syngas are cleaner than for a conventional combined cycle power plant. 1 Chapter 1 Introduction Figure 1.1: Emissions of Greenhouse gases by source, (EPA) Figure 1.2: Emissions of Greenhouse gases by gas, (EPA) 2 1.2 State of the Art So all along this document, a study of eciencies, emissions and dierent feedstocks possibilities for a IGCC power plant has been presented. It has been another eort dedicated to the possibility of generating clean electricity . 1.2 State of the Art In 1850 gasication process started to be used in order to produce town gas for lighting and heating in the cities. But one of the most important moments for the development of the gasication process was during the WWII. German engineers, due to the lack of petrol and the high availability of coal, worked in the gasication process that would allow the production of a synthetic gas that could be used as combustibles. Some years later during the Arab Oil Embargo and the crisis of the energy, EEUU government made great investments in the development of the rst IGCC plants. Around 1990 American and European governments provided nancial help to those companies that were working in the demonstration of the suitability of IGCC plants. Nowadays, private companies are working in the development of this process, because as well as decreasing the harmful emissions, this power plants can work with low rank fuels like petroleum coke and other residual hydrocarbons. 1.3 Problem denition (Government 2010) The Climate Change and Greenhouse Gas Reduction Act 2010 establishes emissions reduction targets for the ACT of: • zero net greenhouse gas emissions by 2060 • peaking per capita emissions by 2013 • 40% of 1990 levels by 2020 • 80% of 1990 levels by 2050. In 2010, the Australian government published the objectives described above. As well as Australia, most of the developed countries in the world have set the same kind of goals. As it has been explained in the chapter 1.1, a great part of the greenhouse emissions are produced by the energy production system. One of the opportunities of reducing these emissions is the possibility of using IGCC plants instead of the conventional combined cycle plants. But for further CO 2 emissions reduction a CO 2 capture unit has to be installed in the IGCC plant, which considerably reduces the thermal eciency of the power plant. In this thesis dierent feed stocks, quenching methods and gasier types have been used in an IGCC plant with CO 2 capture. The point is to compare and optimize them to reach the maximum eciency possible. Once an acceptable eciency has been obtained, in dierent simulations, a discussion about whether the values obtained for each model encourage the development of 3 Chapter 1 Introduction further investigations for that specic model is explained. In order to accomplished these comparisons, ASPEN Plus has been the software chosen for the development of the dierent process congurations. NOTE It is important to understand that the results obtained in dierent simulations carried out in this project are to be used to obtained a conclusion after compare them. So it should be remarked that any other comparison with other simulations or with real values has not to be done, because the conclusions obtained could be wrong. The conclusions obtained along this work will help as a starting point for further investigations, but not to take denitive decisions in real plants or prototypes. Every consideration and assumption used in the dierent simulations is explained along this document. 1.4 Time Frame of the Project Before starting to work with the real study of this simulations a practical knowledge ASPEN Plus and a theoretical knowledge about the dierent topics that have been treated in this document had to be accomplished. Dierent papers about for example, gasication, feedstock preparation or CO 2 separation were read. As well, working with dierent ASPEN Plus tutorials and reading the main concepts in the ASPEN Plus user guides was needed to acquire the proper skill with the software. The timetable of this project is explained in the table 1.1 Table 1.1: Intro: Mission statement Time frame Objective Begin End 02.04.12 23.04.12 Literature review 23.04.12 14.05.12 Learning ASPEN software 14.05.12 02.07.12 Simulation of entrained ow gasier with Slurry feed(GE) 02.07.12 12.07.12 Simulation of entrained ow gasier with dry feed(Shell) 12.07.12 08.08.12 Elaboration of a intermediate report 08.08.12 21.08.12 Preparation of the intermediate presentation 22.08.12 31.08.12 Simulation of Shell gasier with biomass feed 01.09.12 13.09.12 Simulation of Shell gasier with co-feed possibilities 13.09.12 30.09.12 Elaboration of the nal report 4 3.4 IGCC blocks and components • Uniform and moderate temperature • Moderate oxygen and steam requirements Winkler gasier and Kellogg Brown and Root Inc.(KBR) are the main models of uidized bed gasiers. Entrained Flow gasier is the kind of gasier studied in this thesis. GE and Shell are currently working with this technology. A ne coal size distribution at the entrance of the gasier is needed. Both, air and fuel, are injected at the top of the gasier, so the particle are heated up really fast. The temperature is high enough, around 1400 ◦ C, to transform the ash into slag and to achieve the highest carbon conversion. The residence time is in the order of seconds, so the high temperature is needed. The low time residence needed implies that the unit can be much more compact what allows the possibility of using this kind of gasiers for large scale power plants. The main advantage of this kind of gasier, besides its high carbon conversion, is the exibility for working with every rank of coal. A diagram of this gasier conguration is shown in the gure 3.3. 3.4 IGCC blocks and components The auxiliary blocks that an IGCC power plant needs depends on the type of gasier that it is being used. For example, the kind of gasier denes the outlet temperature of the gas, so the way of quenching this gas will depend on the temperature. As far as this thesis is related with entrained ow gasiers, the blocks that are going to be explained below are the ones used within this kind of gasiers. 3.4.1 Air Separation Unit (ASU) The oxygen needed for the gasication can be supplied by an oxygen stream or an air stream. The air blown gasiers have less capital cost due to the the ASU is an expensive unit but the caloric value reached in the outlet gas is considerably lower, because the nitrogen dilutes is. It also have a negative eect in case of using a CO 2 capture unit. These are the reason why an ASU is used to provided an high purity oxygen stream to the gasier. The atmospheric air usually enters to the ASU with a rough composition of 79% N 2 and 21% O 2 and with 1 bar of pressure. The ASU is a unit that destillates the air at high pressure ( around 6 bar) and cryogenic temperatures, allowing to get an outlet stream of high O 2 purity at around 6 bar. This unit consums a high amount of work in order to accomplished the separation process, during the compression of the air, however the eciency of the plant is increased due to the higher quality of the syngas obtained. Moreover, the stream of N 2 obtained can be used in the gas turbine to get a larger power output from it. 11 Chapter 3 IGCC Power Plants Figure 3.3: Diagrams of the dierent types of gasier. (Maustard) 12 3.4 IGCC blocks and components 3.4.2 Gas quenching Independent of the gasier used, the outlet temperature of the gas is too high(from 600 ◦ C to 1500 ◦ C) for the conventional acid gas removal systems, so the gas has to be cooled down until 300 ◦ C approximately. Also in the case of the entrained ow gasiers, due to its high outlet temperature, the slag is in liquid form, so it is also need to reduce the temperature in order to solidify it and do not damage the downstream process equipment. There are two main quenching methods considered in this thesis, water quenching and heat recovery. Water quenching is widely used due to its simplicity. Water quench is the method where water is mixed with the high temperature gas. Part of the sensible heat of the syngas makes the water vaporized, reducing the temperature of the stream. At this point the gas is saturated with water, at it has to go trough a series of condensers. However, if CO 2 capture is required the amount of steam present in the stream(ratio H 2 O/CO) is near to the optimum, so no extra steam is needed to be add in the shift reactor. Nonetheless, in this quenching method high-temperature thermal energy is transformed into low-temperature thermal energy, which leads to large energy degradation. Heat recovery + Gas quenching is the method where the syngas after the particle removal stage at a temperature around 300 ◦ C is recycle, compressed and mixed with the 1500 ◦ C syngas stream exiting from the gasier. So that a nal gas stream of 900 ◦ C is obtained. Afterwards, this stream is cooled down by passing trough a radiant boiler where saturated steam is generated. The most attracting point is that no extra stream is mixed with the main syngas stream. The heat recovery system and the gas quenching method have problems by their own, but they are solved when working together. Chemical quench is another choice for the syngas quenching process that has not been taken into account in this simulations because it is not appropriate for the type of gasiers used. It is a two-stage concept with rst slagging and second non-slagging stages. The major dierence of chemical quench against other quench options is the addition of a second gasication stage which uses the sensible heat in the hot synthesis gas to gasify the coal feed with water (J. 2003). In this case, the sensible heat is fully used in the endothermic water gas reaction and converted into chemical energy stored in components of synthesis gas such as CO, CH 4 and H 2 . Synthesis gas after chemical quench is suciently cooled and achieves a higher caloric value. This process oers a higher cold gas eciency. A disadvantage is the complex cleaning process of tars formed in the second stage due to low temperature (Pang 2012). 3.4.3 Particle removal When a gas stream has particulate matter, it can cause problems in the downstream process and damaging the equipment, such as the gas turbine. Therefore, this particles need to be removed using dry or wet solids removal systems. Dry solid removal systems are mainly candle lters. This systems should work between 300 ◦ C and 500 ◦ C. 13 Chapter 3 IGCC Power Plants Water scrubbers are the most used wet solid removal systems. They operate at lower temperatures, and in most of the IGCC plants, they are also installed after the candle lter in order to guarantee a ner removal. 3.4.4 Shift reactor The shift reactor is the unit needed before the sulfur removal and the CO 2 capture. In this unit the chemical reaction shown in the equation 3.1 takes place. More H 2 is produced decreasing the amount of CO in the syngas. A H 2 O/CO ratio close to 2 is needed to perform an appropriate conversion. If there is a lack of H 2 O then some steam from the steam cycle has to be extracted. The shift reaction ideally takes place at low temperature around 200 ◦ C. CO +H2O→CO2+H2 (3.1) In order to get a proper sulfur removal the COS present in the syngas should be conversed into H 2 S. This can be achieve by two dierent methods, with hydrolysis, which would be suitable if no CO 2 capture is considered, and a sour shift conversion that follows the equation shown in 3.2. This reaction can be carried out in the same shift reactor unit as the reaction 3.1, reducing the capital cost of the installation. COS +H2O→H2S+CO2 (3.2) 3.4.5 Acid gas removal unit In the acid gas removal unit, the sulfur components and CO 2 are extracted from the syngas stream. The separation of these components from the original stream can be carried out by a physical or a chemical absorption based on MDEA(methyldiethanolamine). Physical absorption is the choice made in this thesis, specically Rectisol process, using methanol as solvent. How this process work is easily understandable after knowing the absorption coecient of methanol for dierent gases as it is shown in the gure 3.4. It can be observed that the sulfur components have the highest absorption coecient, and then CO 2 has higher than the rest of them. So the gas is mixed with a methanol stream at low temperature and afterwards it is ashed in order to separate the liquid substream(methanol+sulfur compounds) and the gaseous stream(syngas+CO 2 ). Finally the gaseous stream containing syngas and CO 2 will be mixed with a clean methanol stream in order to extract the CO 2 from the syngas after the ashing. Once the solvent has extracted the sulfur components and the CO 2 from the main stream, the syngas is ready to be used. However, the solvent needs to be recycle, so that, a desorption process needs to be done. In this thesis, the methanol with sulfur is stripped with steam in order to obtain a high purity methanol stream and the methanol with CO 2 is ashed at dierent pressure levels. 14 3.4 IGCC blocks and components The contaminants ; CO 2 is compressed to a supercritical pressure (74bar) and then it can be transported away from the plant for the nal capture, meanwhile, the H 2 S is led to a Claus process plant where it can be used for some chemical processes. Figure 3.4: Absorption coecient α of various gases in methanol. (N.Korens u.a.) 15 Chapter 4 General Assumptions 4.1 Abstract After the dierent process simulations have been run, the results are to be compared. In order to have a valid comparison and get useful conclusions, some general assumptions have to be made. The energy inputs, the dierent blocks eciencies, the calculation method, etc... have to be the same within each simulation. In the following sections how these parameters have been set is ASPEN Plus is explained. 4.2 ASPEN Plus The owsheet in ASPEN Plus has to be designed in every simulation and all the parameters that dened it are to be set. The rst step that it is needed to be decided is the unit system that will be used along the simulation. The unit system used is Solids with Metric Units that can be found in the table 4.1. The stream class is needed to be specied when working with solids in ASPEN Plus, in this simulation the one used is MCINCPSD, which includes MIXED, CIPSD and NCPSD substreams. MIXED substreams include every material stream composed by liquid, gas or both. CIPSD and NCPSD are used to dened conventional and non-conventional solid substreams. PSD means that a particle size distribution is dened for the input solid substreams. Non-conventional solids are those who are not included in the database of the software and are needed to be specied. As well, the PR-BM property calculation method is dened, that it is based in the Peng-Robinson equation of stated with Boston-Mathias modications. Table 4.1: Unit system Variable Units Temperature ◦ C Pressure bar Mass ow kg/hr Mole ow kmol/hr Heat W Work kW Volume ow m 3 /hr 17 Chapter 4 General Assumptions Every component that is used in the simulations is shown in the gure 4.1 Figure 4.1: Components 4.2.1 Coal denition Illinois Coal, dened in the book (Fan 2010), is used for these simulations. Coal is dened as a NCPSD substream due to its state is not included in the software database. Physical properties of the coal are set before any calculation can be done. Enthalpy and density are dened respectively through the HCOALGEN and the DCOALIGT models. HCOALGEN model selected, for calculate the enthalpy of the coal, needs a component attribute denition for the coal, 18 4.2 ASPEN Plus based on a proximate analysis(PROXANAL), ultimate analysis(ULTANAL) and sulfur analysis(SULFANAL). As have been said previously, NCPSD substreams are solids with a particle size distribution that has to be specied. In this simulations a common PSD, shown in the table 4.2 obtained from the tutorial (ASPEN technology) is used. Table 4.2: Coal PSD, in mu Interval Lower Limit Upper Limit Weight Fraction 7 120 140 0.1 8 140 160 0.2 9 160 180 0.3 10 180 200 0.4 Once the PSD is set, the component attribute analysis for the coal are dened in the table 4.3. Table 4.3: Coal Component Attributes PROXANAL ULTANAL SULFANAL Element Value Element Value Element Value Moisture 11.12 Ash 10.91 Pyritic 2.82 FC 49.72 Carbon 71.72 Sulfate 0.0 VM 39.37 Hydrogen 5.06 Organic 0.0 ASH 10.91 Nitrogen 1.41 Chlorine 0.33 Sulfur 2.82 Oxygen 7.75 The attribute analysis have to fulll the next requirements: • PROXANAL 1 values of FC, VM and ASH must sum 100 • ULTANAL value for ASH must be the same as PROXANAL ash value • ULTANAL values sum 100 • SULFANAL 2 values sum the ULTANAL value for SULFUR The software can calculate the heat of combustion, as well as the rest of operating parameters needed, once the component attributes are known, but as far the heat of combustion for this specic coal is given in the book (Fan 2010), it will be set manually. This modication can be carried on changing the default values of the option Option code value of the HCOALGEN model 1 In proximate analysis, every value is given in dry basis but MOISTURE 2 Sulfur analysis is not specied so a 100% of pyrilitc sulfur is assumed 19 Chapter 4 General Assumptions from [1,1,1,1] to [6,1,1,1]. The heat of combustion has to be specied in dry basis as shown in formula 4.1 HCOMB(drybasis) = 29,414MJ/kg (4.1) The input of coal has to be equal in each simulation. In these simulation 612 kg/hr of wet coal are fed to the process, which implies 544 kg/hr of dry coal making 4,53 MW of heat input energy. 4.2.2 Biomass denition As biomass, wood dened in the article (McKendry) has been chosen. As occurs with coal, the biomass feed is dened as a NCPSD substream because it is not included in the database of the software. HCOALGEN and DCOALIGT models are again used to dene the physical properties of the biomass. The attributes of the biomass will be explained with the proximate analysis(PROXANAL), ultimate analysis(SULFANAL) and sulfur analysis(SULFANAL). Also the particle size distribution of the biomass has to be set as far as it is dened as NCPSD substream. The PSD of the biomass is shown in the table 4.4. Table 4.4: Biomass PSD, in mm Interval Lower Limit Upper Limit Weight Fraction 1 5 10 0.1 2 10 20 0.1 3 20 30 0.15 4 30 40 0.3 5 40 50 0.35 Once the PSD is set, the component attribute analysis for the biomass are dened in the table 4.5. Table 4.5: Biomass Component Attributes PROXANAL ULTANAL SULFANAL Element Value Element Value Element Value Moisture 20.00 Ash 1.00 Pyritic 0.1 FC 17.00 Carbon 51.30 Sulfate 0.0 VM 82.00 Hydrogen 6.20 Organic 0.0 ASH 1.00 Nitrogen 0.00 Chlorine 0.00 Sulfur 0.1 Oxygen 41.40 The attribute analysis have to fulll the next requirements: 20 4.3 Eciency calculations 4.3 Eciency calculations 4.3.1 Thermal eciency The thermal eciency of the system is calculated as the net output power over the input power. The net output power considers the power generated by the steam cycle and the gas turbine and also all the auxiliary consumptions such as compressors, pumps and the crusher. Every heat stream is considered as a heat gain or loss for the water stream going through the steam cycle. The heat streams considered are originated in the coal preparation unit, the ASU, the slag separation unit, the shift reactor, the clean up unit and the heat recovery steam generator(just in the dry feed gasier). 4.3.2 Cold Gas eciency The cold gas eciency is the output chemical energy of the syngas over the input chemical energy of the fuel. In this simulations has been calculated using the owsheet shown in the gure 4.6. Figure 4.6: Cold Gas eciency calculation owsheet The chemical energy of the input fuel is the heat of combustion of the coal multiplied by the mass ow of dry coal incoming the system. The output chemical energy remaining in the syngas is calculated simulating the combustion of the fuel at 1400 ◦ C of temperature and then cooling down the exhaust gases to 300 ◦ C again. The syngas composition is considered before the shift reaction and the clean up are carried out. No pressure drop is taken into account in this process. 4.3.3 CO 2 Capture eciency The CO 2 capture eciency is calculated following the formula 4.8. Efficiency =CO2captured CO2produced (4.8) 27 Chapter 5 Entrained Flow Gasier with Slurry Feed 5.1 Introduction The entrained ow gasiers are the kind of slagging gasiers, which means that the ash is converted to slag(liquid state), so these type of gasiers work at high temperature (1400-1600 ◦ C). Shell and GE are the main developers of entrained ow gasiers, the rst one works with dry feed gasiers meanwhile the second is currently developing slurry feed gasiers. In a slurry feed gasier after the crushing of the coal, when a appropriate particle size distribution has been gotten, it is mixed with water in order to obtain the slurry. The mixed usually has a 65% of coal and 35% of water(weigth basis). Afterwards it is compressed before it is led to the gasier. Slurry feed gasiers have lower eciency than dry feed gasiers and are needed to be used with high rank coal, otherwise the eciency will be really low and the electricity production would not be eective. The cold gas eciency is also lower because part of the produced syngas has to be burned in order to vaporized the water included in the mix. Meanwhile slurry feed gasiers have a lower capital cost. When quenching the syngas, GE gasiers can work with a heat recovery system or with water quenching. In this simulation, water quenching has been selected, that recovers less sensible heat than the heat recovery system, however the extra H 2 O present in the syngas stream is useful for carrying out the shift reaction that will allow the CO 2 capture and the H 2 S removal. As well, the Shell gasier can only work with heat recovery, so in this document both systems are explained and compared. 5.2 Slurry Preparation and Gasication The gasier and the slurry preparation is simulated in ASPEN Plus following the owsheet shown in the gure 5.1. The RYIELD reactor is a unit that does not exit in the real process, but it is used by the software to convert the non-conventional solid that denes the coal into the dierent elements, so that the chemical reactions and the energy balances can be done properly. In this ctional step a problem appears in the simulation, some elements at atmospheric pressure and ambient 29 Chapter 5 Entrained Flow Gasier with Slurry Feed Figure 5.1: Slurry preparation and Gasier owsheet temperature are in gaseous state, so after the mixing with the water for producing the slurry, some gaseous phase is present. This implies a warning advice in the compression, so in this particular pump, the option that allows the pump work with gaseous and liquid states has been activated. By the time, there is a ctional compression of gas, the temperature of the product increases much more than in a liquid compression, as well a great amount of work has to be developed by the pump. This extra work and the heating obtained from cooling down the product at 55 bar to its original temperature are neglected. This assumptions will not aect the nal results, due to the work that the pump would require is too small compared with the work required for the compressors and the work developed by the turbine. The design specications and calculator blocks are two tools available in ASPEN Plus that allow the user to set an initial value for a specic variable and then an iteration process will produce the nal value for the named variable once the result required is reached. The amount of water needed for the slurry preparation is calculated with a design specication that gives the nal amount of water needed to get 65% of weight of coal in the slurry. As well the amount of oxygen needed for the gasication is set with a design specication which condition is that the output gas from the gasier has a temperature of 1400 ◦ C. The gasication is simulated with a RGIBBS reactor working at 55 bar. The block use the phase and chemical equilibrium calculation method and allows that every component dened for the simulation can be produced with the only restriction that the carbon remaining will be in form of conventional solid. 5.3 Quenching The quenching in this simulation, as it is said previously, is carried out with water quenching, that it is simulated with a MIXER block. In this unit, a stream of compressed steam in mixed with the produced gas. As before, the design specication tool allows to set the proper amount of steam needed to reach a nal temperature of 300 ◦ C after the quenching. 30 5.4 Results Once the quenching is accomplished the simulation follows the steps specied in the chapter 4. 5.4 Results As it is said in the section 4.2.1 the amount of input wet coal is 612 kg/hr which implies 544 kg/hr of dry coal making 4,53 MW of heat input energy. Below the results obtained in the simulations are shown. 5.4.1 Water consumption Table 5.1: Water consumption for the IGCC plant with GE gasier Stream kg/hr/MW Steam cycle 142,2 Steam extra 266,8 Water quenching 184,7 Slurry preparation 42,1 Clean-up 134,5 • Steam cycle denes the amount of water that is used in the steam cycle and it is recirculated. • Steam extra denes the amount of extra water that it is introduced in the cycle in the second and the third heat exchanger of the steam cycle in order to obtain a major power output. • Water quenching is the amount of water needed to cool down the gas from the gasier to 300 ◦ C with the water quenching method. • Slurry preparation is the amount of water needed to have a proper slurry feed for the gasier. • Clean-up denes the amount of water used in the cleaning-up unit, used for the H 2 desorption. The variable steam cycle is much lower than steam extra because, the main stream suers a much higher temperature increment, so the mass ow has to be lower. 5.4.2 Air consumptions • Coal drying denes the amount of air that is used to dry the coal before going to the crusher. 31 Chapter 5 Entrained Flow Gasier with Slurry Feed Table 5.2: Air consumption for the IGCC plant with GE gasier Stream kmol/hr/MW Coal drying 16,5 ASU 16,1 Combustion 23,3 Nitrogen 28,2 • ASU is the air used in the air used in the air separation unit to produce the oxygen needed to produced the oxidization in the gasier. • Combustion is the amount of air needed to reach a complete combustion of the syngas. • Nitrogen denes the amount of NITROGEN added to the exhaust gases after the combustion to have a nal temperature of 1400 ◦ C. The extra nitrogen added to the exhaust gases after the combustion makes the mass ow going through the gas turbine to increase generating a greater power output. There is a choice of generating steam while cooling down this gases to 1400 ◦ C before the gas turbine, but in this way the power output get is lower. 5.4.3 Solvent consumption Table 5.3: Solvent consumption for the IGCC plant with GE gasier Stream kg/hr/MW H 2 S absorber 128,9 CO 2 absorber 1722,9 Extra solvent 9,0 • H 2 S absorber is the amount of solvent(methanol) needed in the unit where the H 2 S is separated from the syngas. • CO 2 absorber denes the amount of solvent needed for the absorption of CO 2 . • Extra solvent denes the extra solvent that is needed to be replaced in the cycle. After the absorption, the solvent is cleaned . Once the methanol leaves the H 2 S absorber, it is leaded to a desorption unit to reach a high purity solvent that can be used again. Meanwhile, the solvent used in the CO 2 absorber goes 3 ash stages to be cleaned. Nevertheless, some of this solvent cannot be complete regenerated to be used again, so an extra solvent is needed for replace it. 32 5.4 Results 5.4.4 Plant eciency The cold gas eciency reached is 73,64%. The CO 2 capture eciency is 88,65%. The total eciency of the IGCC plant is 35,54%. 5.4.5 Summary In the gure 5.2 a summary of all the results of the GE gasier is shown. Figure 5.2: Results summary for GE gasier 33 Chapter 6 Entrained Flow Gasier with Dry Feed 6.1 Introduction As it has been said in the chapter 5, entrained ow gasier are those which work at slagging temperature(1400-1600 ◦ C). Shell is one of the main entrained ow gasier developers. Its gasier works with dry feed, (global solutions 2008). In a dry feed gasier, the wet coal is normally dried until around 2% before the crushing. After the crushing, when a appropiate particle size distribution has been reached, the coal is mixed with an inert gas in order to be able to compress the feed to a high pressure. Aftewards, it is led to the gasier. In comparison with the slurry feed gasiers, dry feed gasiers can work with every rank of coal performing high eciency values. The cold gas eciency of this gasiers is higher because no fuel is burnt to vaporize water as it happens in the slurry feed gasiers. On the other hand, dry feed gasiers have higher capital cost than the slurry feed ones. Dry feed gasiers, specically Shell gasiers, when quenching syngas just a heat recovery system can be used. First of all, some of the quenched syngas is recycle to cool down a bit the high temperature syngas before going through the heat recovery system. 6.2 Dry Feed preparation and Gasication The gasier and the dry feed preparation are simulated in ASPEN Plus following the owsheet shown in the gure 6.1. As it was explained in the section 5.2, the block RYIELD does not exit in the real process and it is used for the software ASPEN Plus to convert the non-conventional feed(coal) into the dierent elements that compose it. As it happened in the previous chapter as well, a problem occurs with this ctional step. The element S and a bit of H 2 O diluted on it are in liquid form instead of gaseous, so they cannot be compressed in the compressor with the rest of the elements. And auxiliary and ctional pump is used to solve this problem, the work developed by this pump is neglected in the calculations due to it is not real. 35 Chapter 6 Entrained Flow Gasier with Dry Feed Figure 6.1: Dry feed preparation and Gasier owsheet The gaseous stream is mixed with an inert gas. Nitrogen is often used for this purpose, but in the case of IGCC plants with CO 2 capture, medium pressure CO 2 extracted from the capture unit can be used as inert gas. The amount of inert gas used is xed following the parameters explained in the article (der Drift u.a. 2004). 3,7m 3 of CO 2 are to be used per ton of coal, so 2,26m 3 /hr are used. As it was said in the section 5.2, a calculator block is used in the RYIELD block for the decomposition and a design specication is used to calculate the amount of air needed in the drier. Once the dry feed has been compressed the gasication process is carried out in a RGIBBS block at 40 bar. The block use the phase and chemical equilibrium calculation method and allows that every component dened for the simulation can be produced with the only restriction that the carbon remaining will be in form of conventional solid. The amount of oxygen needed in the gasier is calculated with a design specication, expecting 1500 ◦ C for the outcome gas. 6.3 Quenching The quenching system used in this simulation is shown in the gure 6.2. It consist of the syngas quenching and a heat recovery. The syngas quenching uses recirculated quenched syngas to cool down the hot gas to 900 ◦ C approximately. A design specication is used to calculate the fraction of quenched syngas that 36 7.5 Economics Figure 7.1: Results summary for IGCC plants from the Shell gasier. This methane has a great heat of combustion but it produces CO 2 which reduces the CO 2 capture eciency for the plant. This problem could be solved with an auto thermal steam reforming process for the conversion of methane into other combustible products as shown in the equation 7.1. This process can be carried out with a temperature close to 900 ◦ C and a pressure around 35 bar. 4CH4+O2+ 2H2O→4CO + 10H2 (7.1) A cold gas eciency analysis is good to be included because it allows a valid comparison between various process at dierent temperatures. Under same conditions, GE cold gas eciency should be larger due to the gasication is done at lower temperature. However, the water quenching method used in the GE gasier makes that some of the fuel has to be burnt in order to vaporize the water, which makes that nal cold gas eciency is reduced. So the Shell cold gas eciency is larger than in the GE gasier. The total eciency of the system is higher for the Shell gasier power plant as it was expected, (O.Maurstad u.a.). The IGCC plant with the GE gasier has an acceptable eciency, but this is due to the use of a high rank coal in the feed, when working with low rank coal, it would be expected for the GE gasier eciency to decrease more sharply than for the Shell gasier. 7.5 Economics In order to reach a nal decision about which model should be chosen for a particular issue, a detailed economic evaluation should be enclosed for each model. Depending on the pressure and temperature levels that every block is working with, the cost of it can widely vary. It is not the same a pump needing to compress until 40 bar than 140 bar or a gas turbine working at 1400 ◦ C or a steam turbine withstanding 520 ◦ C, so no rough cost can be approximate. As well, the raw material used, such as solvent, nitrogen or coal has to be taken into account for the nal study. And also the nal products like the CO 2 captured or the streams containing sulfur, that has to be led to a Claus process plant, are to be considered. 43 Chapter 8 Entrained Flow Gasier with Dry Biomass Feed 8.1 Introduction Two types of gasiers have been considered, modeled and evaluated, the slurry and the dry feed gasiers based on the GE and Shell technologies respectively. The results obtained for both cases were quite close but as it was commented this is because the slurry feed gasier has acceptable results with high rank coals as it was the Illinois coal. Even with this selection of coal the total eciency of the IGCC plant was larger for the Shell based plant. In this chapter another simulation with biomass as feed has been done, in this case the best gasier according to the previous results obtained in the section 7 has been chosen. Also, when using biomass as feed that is a source of energy with lower quality than the coal, the slurry feed is not a viable option. In order to complete a valid comparison between the results obtained with the dierent kinds of feed the Shell gasier with the same characteristics as in the chapter 6 has been simulated. The are only two main dierence between the Shell gasier based IGCC plant for coal and biomass feed. The rst one is that the biomass needs another extra pretreatment stage before being fed to the gasier, the torrefaction. Secondly, due to the low sulfur content in the biomass, the sulfur removal unit(absorption and desorption) can be removed from the process. NOTE The Shell gasier is a technology that is being developed for the use of coal as feed. The simulations done in this chapter are assuming that this type of gasier could be used with biomass as feed. This is plausible because the geometry, materials and manufacturing of the gasier are not taken into account in ASPEN Plus simulations, so the simulation can be carried out. The relevant parameters for this simulation are basically the temperature, the pressure or the amount of air, steam or solvent needed. This simulation can be used as a starting point for making a decision about the possibility of a future investment for studying the possible modications that the Shell gasier would need for being used with biomass feed. 8.2 Feed Preparation and Gasication The gasier and the feed preparation are simulated in ASPEN Plus following the owsheet shown in the gure 8.1. 45 Chapter 8 Entrained Flow Gasier with Dry Biomass Feed Figure 8.1: Feed preparation and Gasier owsheet Part of the preparation of the feed includes the torrefaction process that has been explained in the gure shown in 4.3. Torrefaction is a mild thermal treatment at a temperature around 300 ◦ C. Depending on the temperature set for the torrefaction process, the time spent on it varies from some minutes(15 min) until one hour. Torrefaction is a process carried out in absence of oxygen that decomposes partially the biomass giving o some volatiles. After this treatment, the brous structure of the biomass is destructed and it heat of combustions is increased, so some of the disadvantages of the biomass are vanished. As well this process makes the biomass brittler so the power consumption for the grinding is highly reduce (Mark J. Prins 2006). The amount of heat needed for the torrefaction is included in the calculations of the total eciency of the plant. As it happened in the previous simulations, after the pretreatment of the feed(drying, torrefaction and crushing), the next block is the RYIELD reactor. This block does not exist in the real process, it is a unit used by the software for the conversion of the non-convectional feed(biomass) into the dierent elements that compose it, such as H 2 , O 2 , C, so on. In the simulations explained in the sections 5 and 6, this ctional step caused some problems, because some of the component were not in gaseous state at 1 bar and around 100 ◦ C, nevertheless, in this case after the torrefaction process the feed is at 300 ◦ C so every component has gaseous state. For the compression of the feed a lock hopper is used, what means that certain amount of inert gas has to be added to allow the compression. As inert, usually nitrogen is used, however in the IGCC plants with CO 2 capture unit, this gas can be used instead of N 2 . According to the article (der Drift u.a. 2004), 11 m 3 of CO 2 are to be used per ton of biomass, what means 10.71m 3 /hr. A calculator block is used in the decomposition of the biomass in the RYIELD reactor. Once the compression of the elements is completed, the gaseous stream is led to the gasier, modeled with a RGIBBS reactor. This block works at 40 bars. The amount of oxygen needed for 46 8.3 Quenching the gasication is set with a design specication under the condition of reaching 1500 ◦ C in the outgoing gas. The RGIBBS reactor is a block that uses a phase and chemical calculation method, with the only restriction that if there is any carbon remaining it would be in form of solid carbon. 8.3 Quenching The quenching method in this simulation is the same as it was used in the simulation of the Shell gasier based IGCC plant shown in the gure 6.2. It consist of a syngas cooling where part of the cooled syngas at 300 ◦ C is recirculated and mixed with the hot syngas at 1500 ◦ C in order to obtain stream around 900 ◦ C. After this, a heat recovery unit is installed that cools the syngas down until 300 ◦ C. This heat is used in the heat recovery unit(close heat exchanger) to produce steam at 140 bar. The amount of steam produce is set with a design specication under the condition of reaching 575 ◦ C in the steam leaving the heat recovery unit. 8.4 Results The amount of total input energy for this simulation(as well as in the rest of the simulations) is 4,53MW, for this 1096kg/hr of wet biomass are needed which implies 877kg/hr of dry biomass with a caloric value in dry basis of 18,6MJ/kg. In the next lines the results obtained in the simulation are shown. 8.4.1 Water consumption Table 8.1: Water consumption for the IGCC plant with Shell gasier and Biomass feed Stream kg/hr/MW Steam cycle 0,0 Steam extra 220,5 Heat recovery 200,7 Shift reactor 46,3 Clean-up 0,0 • Steam cycle denes the amount of water that is used in the steam cycle and it is recirculated. • Steam extra denes the amount of extra water that it is introduced in the cycle in the second and the third heat exchanger of the steam cycle in order to obtain a major power output. • Heat recovery is the amount of water used in the heat exchanger to cool down the syngas from 900 ◦ C to 300 ◦ C. • Shift reactor is the amount of water that it is needed to add to the shift reactor. 47 Chapter 8 Entrained Flow Gasier with Dry Biomass Feed • Clean-up denes the amount of water used in the cleaning-up unit, used for the H 2 desorption. The value zero in the variable steam cycle does not mean that no water is used for producing power output in the steam turbines, it means that the steam produced in the heat recovery system is the total amount of steam that can be used in the rst stage of the steam cycle. In the last stage some extra water can be included in the cycle as it is indicated in the variable steam extra . The total amount of water needed for the shift reactor is calculated through a design speci- cation getting less than 1% of CO unconverted and less than 1% of water present in the outgoing syngas stream. As it has been commented in this document, due to the low sulfur content of the biomass, the H 2 S removal unit has been removed, so no water is needed for the clean up process. The water for this process was used for the desorption of the sulfur compounds from the solvent. 8.4.2 Air consumption Table 8.2: Air consumption for the IGCC plant with Shell gasier with Biomass feed Stream kmol/hr/MW Biomass drying 79,2 ASU 12,7 Combustion 22,4 Nitrogen 24,4 • Biomass drying denes the amount of air that is used to dry the biomass before going to the torrefaction process and the crusher. • ASU is the air used in the air separation unit to produce the oxygen needed to carry out the oxidization in the gasier. • Combustion is the amount of air needed to reach a complete combustion of the syngas. • Nitrogen denes the amount of NITROGEN added to the exhaust gases after the combustion to have a nal temperature of 1400 ◦ C. 8.4.3 Solvent consumption • H 2 S absorber is the amount of solvent(methanol) needed in the unit where the H 2 S is separated from the syngas. • CO 2 absorber denes the amount of solvent needed for the absorption of CO 2 . • Extra solvent denes the extra solvent that is needed to be replaced in the cycle. 48 8.4 Results Table 8.3: Solvent consumption for the IGCC plant with Shell gasier with Biomass feed Stream kg/hr/MW H 2 S absorber 0,0 CO 2 absorber 1756,5 Extra solvent 9,0 The amount of solvent used for the removing of sulfur compounds is zero because this unit is no present in the clean up process with biomass as feed. The low sulfur content in the biomass makes that the little amount of sulfur compounds generated in the gasication are removed within the CO 2 in the CO 2 capture unit. The reduction of the total amount of solvent needed to be processed in the clean up unit of the IGCC plant makes part of the auxiliary work consumption of this unit disappeared. 8.4.4 Plant eciency The cold gas eciency reached is 71,39%. The CO 2 capture eciency is 88,01%. The total eciency of the IGCC plant is 33,29%. 8.4.5 Summary In the gure 8.2 a summary of all the results of the Shell gasier simulation is shown. Figure 8.2: Results summary for Shell gasier with Biomass feed 49 Chapter 9 Entrained Flow Gasier with Coal-Biomass Co-Feed 9.1 Introduction Biomass is a zero net carbon dioxide emissions fuel, or even negative in case of capture and sequestration of CO 2 . However, it presents some problems compared to the traditional fuels, such as oil or coal. The main challenges that biomass has are that biomass supply is limited and seasoned, biomass density is low and expensive for long distance transportation and also, due to the limited supply of biomass, this plants are usually small what implies in a higher capital and production costs. Considering this issues a co-gasication of coal and biomass can be interesting to be studied. Co-gasication is more economically attractive and less technically challenging than the biomass gasication. Large biomass IGCC plants are not feasible because biomass is a seasonal feedstock, however the substitution of part of the coal feed in a large coal IGCC plant can generate profitable results. During biomass low oer terms, the IGCC plant can keep on working with full coal feedstock, and during the periods when biomass is available a co-feed could be carried out. In this chapter another simulation with biomass and coal co-feed has been carried out. As it was explained in the chapter 8, in order to perform a correct comparison between this results and the results obtained in the simulation with full coal feed and full biomass feed, the same model of gasier has been used. In this model, both blocks, coal and biomass pretreatment units are included. As it happened in the IGCC plant with biomass feed, depending on the ratio of biomass used the sulfur removal unit will not be needed. 9.2 Feed preparation and gasication There is no unique valid ratio of coal/biomass for the denition of the feed that will provide the best results. So for this model, dierent possibilities, shown in the table 9.1, have been taken into account. In the table, the percentage of coal in the feedstock is expressed in dry basis, meanwhile the coal and biomass ows are indicated in wet basis. For every combination put forward the input energy considered is 4.53MW as in the rest of the simulations. 51 Chapter 9 Entrained Flow Gasier with Coal-Biomass Co-Feed Table 9.1: Composition of the feedstocks % of coal Coal in kg/hr Biomass in kg/hr 0,9 583,1 72,0 0,8 538,9 149,7 0,7 491,0 233,8 0,6 439,0 325,1 0,5 382,2 424,7 The coal stream is pretreated as it happened in the chapter 6. The coal is dried until 2% and then is crushed. Once the pulverized coal is obtained it is led to the ctional block, the RYIELD reactor that performs the decomposition of the coal into its elements. In this case, the decomposition is calculated thanks to a calculator block. After the decomposition, the feed has to be compressed until 40 bar for what it needs inert gas. According to (der Drift u.a. 2004), it is needed 3,7 m 3 of CO 2 per ton of coal. The amount used in each case is shown in the table 9.2. The biomass stream is pretreated the same way as in the chapter 8. The biomass is dried until 10%, then it is torreed at 300 ◦ C where its moisture also decreases until 2% and nally is crushed. Once the ne biomass is obtained it is led to another second ctional block, the RYIELD reactor that performs the decomposition of the biomass into its elements. For the compression of the biomass in accordance with (der Drift u.a. 2004), it is needed 11 m 3 of CO 2 per ton of biomass. The amount used in each case is shown in the table 9.2. Table 9.2: Inert gas needs for the compression of the feed % of coal Inert gas for coal in m 3 /hr Inert gas for biomass in m 3 /hr 0,9 2,16 0,69 0,8 1,99 1,64 0,7 1,82 2,57 0,6 1,62 3,58 0,5 1,41 4,67 When the feed is properly compressed it is injected, at the same time, to the gasier, that is modeled with a RGIBBS reactor. This block works at 40 bars. The amount of oxygen needed for the gasication is set with a design specication under the condition of reaching 1500 ◦ C in the outgoing gas. The RGIBBS reactor is a block that uses a phase and chemical calculation method, with the only restriction that if there is any carbon remaining it would be in form of solid carbon. All this process is shown in the owsheet represented in the gure 9.1. 52 10.6 Plant eciency CO 2 capture eciency of the plant. This problem could be solved with an auto thermal steam reforming process for the conversion of methane into other combustible products as shown in the equation 10.1. This process can be carried out with a temperature close to 900 ◦ C and a pressure around 35 bar. This units have a high capital cost for a small scale plant, so this would only be a viable option in case the large scale electric production power plant. 4CH4+O2+ 2H2O→4CO + 10H2 (10.1) It is also important to notice, that the CO 2 capture eciency is related to the carbon dioxide produced and captured, however biomass is considered as carbon neutral. This means in the case of pure biomass feed, the net emissions are negative and in the case of the co-feed IGCC plant part of this emissions should not be considered because the come from the biomass, so the net CO 2 capture eciency should be even larger than the 88% obtained. The total eciency of the IGCC plant for the biomass feed is low compared with the coal feed one. The low energy density of the biomass or the high consumption of heat for the torrefaction process make the total eciency decrease. Nonetheless, using biomass and coal co-gasication in the IGCC plant raises the total eciency even over the eciency obtained for the pure coal feed IGCC plant. This is produced because there are less energy losses like the cleaning of the syngas. 59 Chapter 11 Conclusion and Future Considerations A coal based IGCC process scheme was simulated in ASPEN plus with a Shell gasier and in another case with a GE gasier. The results were discussed and compared and the Shell based IGCC plant showed better results. So it was chosen for a further study with dierent types of feed. As it is shown in the chapter 10, the co-gasication of biomass and coal produces an improvement compared with the case of coal feed. The total eciency of the plant is higher and also the greenhouse emissions are reduced, as can be seen with the increment of the CO 2 capture eciency. Power produced in the IGCC plants with biomass and coal co-feed cannot be considered as renewable energy, but the IGCC plants with sour gas removal and CO 2 capture can almost be named as clean energies. This almost zero emissions for the IGCC plants is what makes this technology so attractive to be studied and developed. Year after year and eort after eort the IGCC eciency are becoming closer to the conventional combined cycle plants. This situation could lead to the optimal solution for the energy production in the future. These are partially fuelbased power plants, what give the stability that a renewable energy cannot grant and including the main advantage of the zero emissions. Based on the results obtained in this work, even with the reduction of the electrical eciency when including a gasier in the conventional combined cycle plant, a further development of the IGCC plants is recommended. After the elaboration of this study, it would be strongly recommended to invest in this kind of technology focusing in the co-gasication method. This plants can work at large scale and in required situations could also work with pure coal feed. A further study of the certain biomass ratio that should be use in the IGCC plant would be needed. Depending on the coal and the biomass available for the feed. The biomass is a expensive fuel to be transported so, the closer the plant can be placed to the source of biomass the better the economic results of the plant would be. Finally, another suggestion to be made is to carry out a feasibility study for the existent coal based IGCC plants about the possibility of integration of biomass co-feed. As it has been shown along this thesis, the eciency of the plant would raise, as well as a decrement of the net 61 Chapter 11 Conclusion and Future Considerations emissions of CO 2 and in the price of the fuel. So if it technically possible a deeper economic analysis should be made. 62 Bibliography [ASPEN technology ] ASPEN technology , Inc.: Getting Started Modeling Processes with Solids. [der Drift u.a. 2004] Drift , A.Van der ; Boerrigter , H. ; Coda , B. ; Cieplik , M.K. ; Hemmes , K.: Entrained Flow Gasication of Biomass. (2004) [of Energy und electricity company ] Energy , U.S D. of ; company , Tampa electricity: The Tampa Electric Integrated Gasication Combined-Cycle Project. 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Aspen tech driving process profitability, 2003 64 Appendix A Simulations As far as not every single detail can be quoted in this document a copy of the les used for this simulation is attached in the CD-ROM. As well, the complete owsheet can be seen because it cannot be represented and be understandable in one single sheet of paper. 65