Capítulo 3: Captura de CO 2 en postcombustión: absorción

Transcripción

1 Capítulo 3: Captura de CO 2 en postcombustión: absorción 3.1. Introducción Principios de absorción Procesos de absorción de CO 2 con reacción reversible Selección del equipo de contacto Alcanoaminas para la captura de CO Soluciones de sales alcalinas para la captura de CO Propiedades/Parámetros físico-químicos de los sistemas absorbentes...62 Antonio Luis López Fuentes 47

2 3. Captura de CO 2 en postcombustión: absorción 3.1. Introducción Las emisiones antropogénicas de CO 2 actuales proceden principalmente de los sistemas de combustión, tales como plantas de energía, hornos de cemento, hornos industriales y plantas de producción de hierro o acero. Esto se ha desarrollado hasta nuestros días mediante la combustión directa del combustible con aire en una cámara de combustión lo cual es la forma más sencilla y económica de extraer la energía contenida en el combustible. De esta forma la estrategia es muy importante para los sistemas de captura posteriores a la combustión cuando se enfrentan a las fuentes de CO 2 reales. En el capítulo 2 se muestra todas las formas de mitigar las emisiones de CO 2 procedentes de fuentes fijas. Estos sistemas de captura no serían apropiados para los procesos de combustión sin la definición de un sistema de almacenamiento o aprovechamiento de CO 2. Los sistemas de captura que se describen en este capítulo están destinados a la separación de CO 2 generada en procesos de combustión utilizando combustibles fósiles o biomasa. La salida de los gases de combustión por chimenea se encuentra a presión atmosférica. Debido a la baja presión y al contenido de nitrógeno del aire, las chimeneas muestran grandes flujo de salida, para una planta actual de ciclo combinado la pila de emisiones puede llegar a 5 millones de Nm 3 /hora. Como se ha descrito en capítulos anteriores, la concentración de CO 2 en los gases de salida por chimenea depende del combustible utilizado, así para una planta convencional de carbón pulverizado, el contenido de CO 2 en los gases de combustión puede ser del 14%. En principio, los sistemas de captura en postcombustión pueden ser aplicados para cualquier tipo de combustible, sin embargo las impurezas del combustible son muy importantes para el diseño y cálculo de costes de una planta completa. Los gases de combustión procedentes del carbón no solo contienen CO 2, N 2, O 2 y H 2 O, sino que también incorporan contaminantes tales como SO x y NO x, partículas, HCl, HF, mercurio y otros metales u oligoelementos orgánicos y contaminantes inorgánicos. Esto obliga a instalar previo al sistema de captura de CO 2 sistemas de eliminación de contaminantes como precipitadores electrostáticos para la eliminación de partículas o unidades de Antonio Luis López Fuentes 48

3 desulfuración (FGD). Aunque la captura de CO 2 es más problemática y requiere altos consumos energía, se tienen experiencias comerciales a gran escala para este tipo de instalaciones, esto constituye la base para las estimaciones económicas de los procesos se captura en postcombustión Principios de absorción La absorción aplicada a los procesos de purificación de gases puede clasificarse dependiendo de la interacción entre los componentes del gas y el absorbente: 1. Absorción física: En este proceso el componente a eliminar de la corriente de gas es más soluble en el líquido que los demás componentes, pero no hay reacción química con el absorbente. La concentración en la fase líquida depende de la presión parcial del componente en la fase gaseosa. Un ejemplo es la absorción de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono en el dimetil éter de polietilenglicol (proceso Selexol). 2. Absorción con reacción reversible: Este tipo de absorción implica una reacción química entre el componente gaseoso que se absorbe y un componente de la fase líquida. Un ejemplo es la absorción de CO 2 con aminas. Con un aumento de temperatura se pude desorber el componente que pertenecía a la fase gas. Presenta una curva de equilibrio no lineal y la velocidad de reacción afecta al coeficiente de absorción. 3. Absorción con reacción irreversible: El producto de reacción que se forma no se descompone para regenerar el absorbente. Un ejemplo es la absorción de sulfuro de hidrógeno en una solución de quelato de hierro para forma partículas de azufre elemental Procesos de absorción de CO 2 con reacción reversible Existen muchos procesos aplicables para los proceso de captura en postcombustión, pero teniendo en cuenta las comparaciones económicas, los sistemas de captura que utilizan absorción con absorbentes químicos son la mejor opción aplicable a postcombustión. La absorción química ofrece una captura con alta eficiencia y selectividad y el consumo de energía más bajo en comparación con otras tecnologías de captura. Los siguientes apartados están dedicados a una revisión de los conocimientos existentes de esta tecnología y las claves técnicas y ambientales. En Antonio Luis López Fuentes 49

4 primer lugar se describen los fundamentos de la etapa de absorción de CO 2, tras esto los requisitos de pretratamiento y por último las necesidades energéticas de regeneración del solvente químico. El proceso de absorción en los proceso de captura de CO 2 en postcombustión hace uso de la naturaleza reversible de una disolución acuosa alcalina absorbente, por lo general aminas, de una solución ácida o de un gas ácido. El diagrama de flujo de un proceso comercial de absorción de CO 2 es el representado en la Figura Después de enfriar los gases de combustión se ponen en contacto con la solución absorbente (solución pobre), es necesario un sistema de impulsión de gas para superar la pérdida de carga durante la absorción. La temperatura de esta etapa oscila normalmente entre 40 y 60ºC, el CO 2 es así atrapado por el solvente químico. Antes de abandonar esta etapa el gas es sometido a un lavado con agua, esta forma parte del balance total de agua, para eliminar las posibles gotas o vapor de absorbente que pueda arrastrar el gas. Es posible reducir la concentración de CO 2 del gas de salida hasta valores muy bajos, como resultado de la reacción química que se produce en el solvente, las concentraciones demasiado bajas en el gas de salida necesitan torres de absorción muy grandes. La solución rica, que contiene el CO 2 químicamente combinado, es bombeada al stripper (columna de regeneración) mediante la bomba de solución rica, pasando por un intercambio de calor para aprovechar el calor de la solución pobre de salida del stripper. La regeneración química del solvente es llevada a cabo entre 100 y 140ºC a una presión no mucho más alta de la presión atmosférica. El calor es aportado en el reboiler manteniendo de esta forma las condiciones de la desorción. Esto es lo que penaliza energéticamente este sistema. El vapor se recupera y es devuelto a la torre de regeneración, el CO 2 sale del stripper. El disolvente regenerado, con mínima concentración de CO 2 es bombeado a la torre de absorción. Antes de entrar en la torre, pasa por el intercambiador para adaptar su temperatura a las del proceso de absorción. El resto de los equipos que se usan es para mantener la solución absorbente en condiciones, se produce una degradación de la solución por partículas de corrosión y otras partículas. El filtro, lecho de carbón activo, controla la degradación y la corrosión. Antonio Luis López Fuentes 50

5 Los parámetros claves tecnológicos y económicos en la operación de absorción son: Flujo de gas de combustión: El caudal de gases de combustión que se quieran tratar va a determinar el tamaño de los equipos, representa una parte importante del coste total. Contenido de CO 2 en los gases de combustión: Dado que los gases de combustión se encuentran normalmente a presión atmosférica la presión parcial del CO 2 es de 3-15 kpa. Para estas condiciones lo mejor es utilizar solución acuosa de aminas para la absorción. Eliminación de CO 2 : La recuperación de CO 2 con este sistema se encuentra en torno al 80-95%. Hay que eligir el óptimo, ya que una recuperación más alta llevará asociada más costes de inversión en la columna y de consumo de energía. Caudal de disolvente: El caudal de solvente determina el tamaño de los demás equipos aparte del absorbedor. Para un disolvente dado, el caudal será fijado por la eliminación de CO 2 necesaria. Requerimientos de energía: La mayoría de la energía consumida proviene de la regeneración del solvente y de la energía utilizada por las bombas y soplantes. La compresión del CO 2 para transporte y almacenamiento también consume mucha energía. Refrigeración: La refrigeración es necesaria para que los gases de combustión y el disolvente estén dentro de los niveles de temperatura adecuados para el proceso. Además, se requiere refrigeración en el gas de cabeza del stripper para recuperar el vapor en el proceso de extracción. Antonio Luis López Fuentes 51

6 Figura 3. 1 Diagrama básico comercial para un sistema de absorción de CO Selección del equipo de contacto La elección del tipo de contacto para la columna de absorción es un parámetro fundamental en el proceso. La función principal de este equipo es crear una elevada interfase líquido-gas para mejorar el proceso de transferencia de materia. Normalmente se emplean los siguientes mecanismos: Dividir el gas en pequeñas burbujas que pasan por una fase de líquido continua (torres de platos). Difusión del líquido en películas delgadas a través de un flujo continuo de fase gaseosa (columnas de relleno). Dividir el líquido en pequeñas gotas que se difunden en una fase gas continua (cámaras de aspersión). Los tres tipos de equipos de contacto pueden ser usados en los diferentes procesos de purificación de gases, son intercambiables en gran medida aunque los Antonio Luis López Fuentes 52

7 requerimientos específicos y las condiciones de operación definen el equipo.los equipos de contacto gas-líquido también pueden ser clasificados en columnas por etapas (varios contactos individuales), columnas diferenciales (contacto continuo) y columnas pseudo-equilibrio (combinan contacto continuo y etapas). Torres de plato: Las torres de plato se usan para grandes instalaciones de intercambio gas-líquido, para fluido limpio, no corrosivo, que no forme espumas y para flujos medio-bajo de líquido. Son aplicables también cuando se requiere refrigeración interna, pueden colocarse serpentines de refrigeración o enfriamiento con entrada y salida de líquido del plato. Normalmente se usan platos perforados por su simplicidad y bajo costo. Los platos de campana (bubble cap) se usan para un flujo de líquido muy bajo pero pueden ser sustituidos por torres de relleno estructurado. En estas torres el líquido fluye horizontalmente por los platos y el gas fluye en sentido vertical a través de las aperturas de la bandeja. El líquido pasa de bandeja en bandeja a través de un bajante que ocupa aproximadamente del 5 al 20% de la bandeja. Torres de relleno: Las torres de relleno están ganando cada vez más aplicaciones por el desarrollo tecnológico de nuevos rellenos donde se produce el contacto, esto hace que el proceso alcance un rendimiento superior. Son muy recomendadas para procesos con baja pérdida de carga, líquidos que formen espumas, pequeños diámetro de columna, altos caudales de líquido, fluidos corrosivos y para fluidos viscosos. Normalmente el relleno se dispone en la torre de manera aleatoria, relleno al azar: este tipo de relleno es bastante económico y suelen ser de materiales resistentes a la corrosión (metálicos, cerámicos o de plástico). Los rellenos más empleados eran los anillos Raschig y las sillas o monturas Berl, pero ahora han sido reemplazados por otros más eficientes como los anillos Pall, las monturas Intalox y los anillos Bialecki. Pero también existen rellenos estructurados (usados para proceso que requieren alta transferencia de masa y baja pérdida de carga). El relleno pude ser de diferentes materiales: metal, cerámica, plástico. Los más importantes son los anillos Raschig Antonio Luis López Fuentes 53

8 (acero inoxidable), las monturas Berl (cerámico) y anillos de plástico. En comparación con las torres de platos, las columnas de relleno necesitan instalaciones más pequeñas, puede trabajar con fluidos espumantes o corrosivos, permiten un ratio elevado líquido/gas y la pérdida de carga es menor. La relación entre el diámetro de la columna y el diámetro del relleno tiene que ser al menos de 15:1. La altura máxima para un relleno de plástico es de 3-4 metros y para un relleno metálico 6-7 metros. Los distribuidores de líquido a lo largo de la columna son necesarios. Esta es la clave para el buen funcionamiento del proceso, la distribución de gas y líquido dentro del relleno. Cámaras de aspersión: Estos tiene aplicación cuando la caída de presión es un factor limitante y cuando hay partículas sólidas presentes en el gas. Su eficiencia no se aproxima mucho a la de una etapa ideal de equilibrio. El absorbente se distribuye en la cámara de gas como un aerosol, el absorbente también es recuperado para su regeneración y reciclo Alcanoaminas para la captura de CO 2 Las aminas con más interés comercial para la purificación de gases son monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA) y metildietanolamina (MDEA). También se utilizan variaciones y modificaciones de estas aminas como la alanina, el metilaminopropanol o la piperazina y compuestos con nombre comercial como Econamine FG, Kerr-McGee MEA, ExxonMobil Flexsorb o BASF piperazines El CO 2 reacciona con el sistema agua-amina para dar carbamato o bicarbonato. La formación de carbamato, a partir de estas aminas primarias (RNH 2 ) o secundarias (R 1 R 2 NH 2 ), es la reacción que gobierna el proceso de absorción. Las aminas terciarias han sido rechazadas para esta aplicación porque su capacidad y reactividad es baja y son poco estables. Antonio Luis López Fuentes 54

9 OH C C N H H OH OH C C C C N H OH OH C C C C N CH3 MEA DEA MDEA Figura 3. 2 Estructura química de las aminas más utilizadas en absorción química de CO2 Cada uno de estos compuestos tiene al menos un grupo amino. En general, se puede considerar hidroxilo sirve para la reducción de la presión de vapor y la solubilidad en el agua, el grupo amino provoca la alcalinidad en las soluciones necesarias para la absorción de gases ácidos. A continuación se muestras las reacciones químicas más importantes que ocurren cuando se pone en contacto CO 2 con una disolución de aminas. Reacción de ionización del agua: O H 2 H + + OH Disolución de CO 2 en agua: CO H 2O HCO + H Protonación de la amina: RNH 2 RNH H 3 Formación de carbamato: RNH CO RNHCOO + H Antonio Luis López Fuentes 55

10 Hay que considerar que se producen otras reacciones secundarias que afectan al proceso, estas son las reacciones del CO 2 con la amina para formar compuestos no regenerables. La concentración de equilibrio del CO 2 en el líquido depende de la presión parcial en la fase gas. El equilibrio es sensible a la temperatura, aumenta la presión parcial en la fase gaseosa cuando aumenta la temperatura, por esto, en el proceso de regeneración de la solución hay que calentar. La unidad de extracción utiliza un absorbedor seguido de una regeneración de la amina. El principio de extracción es la reacción de una base débil (alcalinoamina) con la un ácido débil (CO 2 ) para formar una sal soluble en agua. La formación de la sal se produce a una temperatura de 40-50ºC y se invierte con adición de calor para alcanzar los ºC. Bajo estas condiciones se libera el CO 2 y la amina se recicla al proceso de absorción. Dentro de la unidad de absorción el gas es inyectado, tras un acondicionamiento, en contracorriente con la corriente líquida de amina pobre. La solución enriquecida en CO 2 se precalienta en un intercambiador y luego pasa al regenerador. El escape de gases se produce mediante el calentamiento de la solución cargada. Esta mezcla de gases (contiene vapor de agua) pasa por un condensador para eliminar el agua y concentrar el gas en CO 2. Se pueden realizar modificaciones que aportan considerables ahorros energéticos: la solución enriquecida después de ser calentada puede alimentar un tanque flash, el líquido que se produce se lleva al regenerador. Esta modificación puede suponer un ahorro de energía de un 40% (en la regeneración) y puede bajar los costes de captura de un 10 a un 30%. Antonio Luis López Fuentes 56

11 Propiedades físicas de aminas Propiedades MEA DEA MDEA Peso molecular 61,09 105,14 119,17 Densidad relativa (20/20ºC) 1,0179 1,0919 (30/20ºC) 1,0418 Punto de ebullición (ºC) 760 mmhg 171 Se descompone 247,2 50 mmhg mmhg Presión de vapor (mmhg a 20ºC) 0,36 0,01 0,01 Punto de congelación (ºC) 10, Solubilidad en agua (% a 20ºC) ,4 100 Viscosidad absoluta 20ºC (cp) 24,1 380 (30ºC) 101 Calor de vaporización (kj/kg a 1atm) (23 mmhg) 525 Coste aproximado ( /kg) 1,85 1,9 2 MEA: Las disoluciones acuosas de monoetanolamina han sido usadas a lo largo de los años para la eliminación de CO 2 y H 2 S en el gas de síntesis, en la actualidad también se usa para el tratamiento del gas natural a alta presión. Es apropiada para eliminación de CO 2 y H 2 S cuando se encuentra en baja concentración en el gas y cuando no existan contaminantes minoritarios como COS o CS 2. Esencialmente, su uso es óptimo para el tratamiento de gases a bajar presión y elevada eliminación de CO 2. El bajo peso molecular de la MEA conlleva a soluciones con alta capacidad a concentración moderada; su alta alcalinidad y facilidad de recuperación son algunas de las ventajas que contrarrestan los inconvenientes que existen. El principal problema es la formación de productos de reacción irreversible lo cual provoca pérdidas de este producto químico como absorbente en los procesos. Además la MEA es más corrosiva que otras especies, especialmente si se sobrepasa el 20% de concentración en disolución. Esto limita la capacidad de la MEA para casos en los que la presión parcial de CO 2 sea elevada, donde podría cargarse mucho más. Antonio Luis López Fuentes 57

12 Existen sistemas de inhibición de la corrosión que son eficaces, permiten usar concentraciones de MEA en torno al 30%. Otra desventaja de la MEA es su alto calor de reacción con el CO 2 (30% superior al calor de reacción de la DEA), estro conlleva a mayor demanda energética en la regeneración. Por último, la presión de vapor relativamente alta de la monoetanolamina provoca pérdidas por evaporación significativas, particularmente en las operaciones de baja presión, sin embargo, esto se soluciona con un lavado de los gases purificados. DEA: Las disoluciones acuosas de dietanolamina (DEA) se han usado tradicionalmente en el uso de gases de refinería con un contenido apreciable de COS y CS 2 además de CO 2 y H 2 S. Las aminas secundarias son menos reactivas con estas impurezas que las aminas primarias y los productos de reacción no son particularmente corrosivos. La baja presión de vapor de la DEA hace que las pérdidas por vaporización sean despreciables, una desventaja de la dietanolamina es que puede requerir presión de vacío en el proceso de regeneración de la disolución. Otra desventaja en el uso de este tipo de disolución es que se degrada mucho con el CO 2, por eso no es óptima para la eliminación de este. MDEA: La absorción selectiva de sulfuro de hidrógeno en presencia de CO 2 especialmente en altas concentraciones, han permitido el uso de estas disoluciones de amina terciaria en el tratamiento de gases de plantas de gasificación de carbón y proceso Claus (recuperación de azufre). La MDEA puede eliminar casi completamente el azufre de una corriente ácida pero sol puede eliminar el 30% del CO 2 contenido. Puede ser usada en una concentración del 60% en disolución por su baja presión de vapor, además es resistente a la degradación térmica y la degradación química, los productos no son corrosivos y el calor de reacción es bajo. La concentración de aminas en la disolución absorbente puede ser muy arbitraria y normalmente se hace sobre la base de la experiencia. Normalmente las disoluciones acuosas con MEA van de un 12 a un 32%, aunque se recomienda un máximo del 20%. Las disoluciones con DEA van de un 20-25% en tratamiento de gases de refinería y de Antonio Luis López Fuentes 58

13 un 25-30% en la purificación de gas natural. MDEA puede usarse en disoluciones en agua al 35-55%. La capacidad de absorción de todas estas aminas se ve reducida por la presencia de impurezas en los gases, principalmente SOx, NOx y O 2. Es muy importante la degradación que se produce por el oxígeno, conlleva una pérdida importante de solvente en el proceso. La cantidad máxima de SO 2 que permite este tipo de disoluciones es de 100 ppmv además estos gases provocan serios problemas de corrosión en las unidades metálicas. Las disoluciones absorbentes se pueden combinar con inhibidores de degradación y corrosión Soluciones de sales alcalinas para la captura de CO 2 El primer requisito para una solución absorbente utilizada para la eliminación de CO 2 es que entre la solución y el gas se formen compuesto que realmente puedan ser disociados posteriormente. La mayoría de los procesos utilizan disoluciones de sales que contienen sodio o potasio como catión y como anión uno con el que se obtenga una disolución a ph Estas solución absorberán CO 2, pero por el efecto amortiguador del ácido débil presente en la solución original va ha hacer que no cambie rápidamente el ph, las sales propuestas para estas disoluciones son carbonato sódico o carbonato potásico (también de fosfato, borato, arsenito, sulfito) así como sales de ácidos orgánicos débiles. Las principales tecnologías que se emplean con estas disoluciones son: Procesos basados en carbonato sódico caliente para la captura de CO 2 de corrientes gaseosas a alta presión (normalmente las soluciones de carbonato sódico contienen un promotor que aumenta la tasa de absorción de CO 2 ) Procesos basados en la absorción a temperatura ambiente con carbonato potásico o sódico y regeneración con vapor. Normalmente para la eliminación de sulfuro de hidrógeno. Procesos a temperatura ambiente usando soluciones de sosa cáustica para eliminación de mercaptanos y trazas de dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Antonio Luis López Fuentes 59

14 El más utilizado para los procesos de captura de CO 2 es el carbonato potásico caliente cuya utilización se describe en este apartado. La reacción química de absorción de CO 2 en una disolución alcalina esta formada por dos mecanismos paralelos: (1) la reacción de formación de HCO - 3 por la reacción del CO 2 con el ión hidroxilo y (2) la reacción de CO 2 con el agua seguida de la disociación del ácido carbónico. El mecanismo predominante a ph>10 es la reacción directa: CO 2 + OH HCO3 (Rápida) 2= HCO3 + OH CO3 + H 2O (Instantánea) A ph<8 el mecanismo principal es la formación de ácido carbónico y su disociación por la reacción con OH - CO 2 + H2O HCO3 (Lenta) H 2 CO3 + OH HCO3 + H 2O (Instantánea) Industrialmente interesa una disolución de ph>8 para que predomine la formación del HCO 3 -. Lo que limita la velocidad de reacción es la concentración de iones hidroxilo. Velocidad de reacción gmol litro* segundo = koh *[ CO ]*[ OH ] / 2 La velocidad de reacción se ve incrementada por la concentración de CO 2, OH - o por una temperatura alta. Para obtener una velocidad de reacción suficientemente rápida se necesita un proceso de absorción a 55ºC; va aumentando conforme aumenta la temperatura pero no puede llegar a considerarse instantánea aunque se trabaje a 110ºC. La baja tasa de absorción de CO 2 en soluciones de carbonato-bicarbonato ha sido un incentivo para el uso de aditivos en estos procesos. Algunos utilizados son aminas con impedimentos estéricos, óxido arsenioso o glicina. Antonio Luis López Fuentes 60

15 Proceso con carbonato potásico caliente: Bendfield Para mejorar la transferencia de masa en la absorción con carbonato potásico e inhibir la corrosión, se añaden activadores e inhibidores. Estos sistemas conocidos como activated hot potasium carbonate (AHPC). Los procesos más extendidos son carbonato potásico son los de Bendfiel UOP y Catacarb Process de Eickmeyer&Associates. Estos procesos están diseñados para la captación de CO 2 en grandes cantidades, de corrientes a alta presión, produciéndose un CO 2 de alta pureza. Algunos procesos para la eliminación de CO 2 de gases alta presión usan soluciones de carbonato potásico con promotores de aminas secundarias como la piperazina, esto mejora el proceso la absorción de la solución. El proceso del carbonato potásico caliente (HPC) está basado en la diferencia de solubilidad del CO 2 a alta presión (condiciones de absorción) y a baja presión (condiciones de regeneración), por lo que la mayor eficiencia se espera para altas presiones parciales de CO 2 en la alimentación. La presión parcial de gas ácido es la fuerza impulsora del proceso HPC. La cantidad de CO 2 en la entrada puede estar entre el 5 y 35%. K 2CO3 + H 2O + CO2 2KHCO3 La velocidad de absorción del CO 2 se incrementa con el descenso de la temperatura, con el aumento de la presión parcial de CO 2 en el gas y el incremento de la concentración de carbonato potásico en la solución. El diagrama básico del proceso es como el de la Figura Según el diagrama del proceso la solución cargada de CO 2 es bombeada de la torre de absorción hasta la parte superior de la columna de regeneración, que posee un reboiler en la base. La solución de HPC es devuelta al absorbedor desde dos puntos del regenerador. Una parte se extrae de un punto intermedio, regenerada solo parcialmente, se introduce en un punto intermedio del absorbedor. Esta modificación mejora la pureza del gas producto al disminuir la presión de vapor de equilibrio del CO 2 en el último tramo de contacto con el gas. Las torres de relleno con relleno metálico son las que se utilizan normalmente para este proceso, no se recomiendan los rellenos plásticos o cerámicos. El resto se extrae por el fondo de la Antonio Luis López Fuentes 61

16 columna, completamente regenerada, y se bombea, después de ser enfriada, a la parte superior del absorbedor. La mezcla de dióxido de carbono y vapor de agua se separan en el condensador. El calor de reacción del CO 2 con la solución de carbonato potásico es relativamente pequeño, la mayoría del aporte energético es para calentar agua para la regeneración. Para evitar la formación de espumas en las torres puede añadirse a la disolución absorbente aditivos que actúan como antiespumantes. La adición de promotores o activadores a la solución conlleva una mejora del proceso ya que se aumenta la velocidad de absorción. También pueden incorporarse aditivos anticorrosión Propiedades/Parámetros físico-químicos de los sistemas absorbentes El objetivo del uso de soluciones absorbentes es la captura de un componente, CO 2, de una corriente de gases, existen muchas posibilidades para la elección de la mezcla adecuada, principalmente hay que considerar las siguientes propiedades. Solubilidad del gas: La solubilidad del gas ha de ser elevada, a fin de aumentar la rapidez de absorción y disminuir la capacidad requerida de disolvente. En general, los disolventes de naturaleza química similar a la del soluto que se va a absorber proporcionan una buena solubilidad. Normalmente, la reacción química entre el gas y el disolvente favorece una elevada solubilidad del gas, pero también hay que considerar que si se quiere reutilizar el disolvente es necesario que esta reacción sea reversible. El CO2 es significativamente soluble en agua a la presión atmosférica, 40 veces más que el aire pero 40 veces menos que el SO 2. El mecanismo que rige la solubilidad a presión atmosférica es fundamentalmente químico. Por otro lado, como la solubilidad está controlada por la ley de Henry, esta aumenta cuando se trabaja a más presión. Si la presión del sistema de absorción aumenta a 20 atm la solubilidad se multiplica por 15. Antonio Luis López Fuentes 62

17 Volatilidad: El disolvente debe tener una presión baja de vapor, puesto que el gas que sale de absorción generalmente está saturado con el disolvente y en consecuencia, puede perderse una gran cantidad. Si es necesario, puede utilizarse un líquido menos volátil para recuperar la parte evaporada del primer disolvente. Esta recuperación de disolvente en los procesos absorción son soluciones químicas se realiza con agua de lavado en la propia cabeza de la torre de absorción. Corrosión: Los procesos de absorción de CO 2 pueden generar subproductos que potencian la corrosión de los diferentes materiales en contacto con el líquido. Aun así estos materiales usados para la construcción de los equipos no pueden ser raros o costosos. Viscosidad: Se prefieren soluciones con viscosidad baja para la absorción ya que aumenta la rapidez del proceso, se consiguen mejores características frente a inundación en las torres, bajas caídas de presión en el bombeo y buenas características de transferencia de calor. Si es posible, el disolvente no debe ser tóxico, ni inflamable, debe ser químicamente estable y tener bajo punto de congelación. Mención aparte requieren los parámetros que más afectan a la selección del sistema absorbente como son la velocidad de reacción, la capacidad de absorción y la energía requerida para la regeneración del absorbente. Capacidad de absorción y velocidad de reacción: Cuanto mayor sea la capacidad de absorción de la solución a utilizar en el proceso menor será la cantidad de líquido que hay que utilizar y menor el coste de transporte de este (en referencia al coste de operación). Sin embargo, hay que distinguir entre la capacidad de absorción y la cinética de absorción porque no son lo mismo. Esto es muy importante ya que se trata de un proceso de absorción regenerativo, es decir, hay que eliminar el CO2 mediante el calentamiento de la solución rica antes de devolverla nuevamente a la cabeza del proceso (columna de absorción) después de enfriarla. Es decir, se trata de un proceso cíclico y el caudal de solución recirculada entre ambas etapas es absolutamente clave para la estabilidad fluidodinámica de la instalación y, por Antonio Luis López Fuentes 63

18 consiguiente, para el consumo global de energía en el proceso. La capacidad de absorción de una amina comercial (MEA) se encuentra en torno a 0.5 mol CO 2 /mol amina, existen sistemas absorbentes con más capacidad de carga que la MEA pero presentan baja reactividad en términos termodinámicos y cinéticos. También hay que tener en cuenta que la absorción de un gas en un líquido se practica industrialmente en dispositivos en los que la transferencia de materia se realiza mediante el contacto sobre superficies extendidas (rellenos) para alcanzar el equilibrio en el menor tiempo posible. Por eso, cuanto más baja sea la presión parcial del gas a absorber, mayor será la superficie de contacto requerida, esto es, mayor será la altura de la columna. Analizando solo la capacidad de absorción, resulta evidente que muchas aminas, dependiendo de su estructura molecular, pueden ser alternativa de la MEA, pero sin perder de vista las otras cuestiones, entre ellas la cinética, la estabilidad química y la degradabilidad frente a las altas temperaturas. En cualquier caso, se trata de soluciones acuosas y que el nivel térmico requerido para revertir el carbamato es, en la mayoría de los casos, superior a 110 ºC, resulta inevitable que con este nivel térmico, parte del agua pase a la fase vapor juntamente con el CO 2 desorbido. Aunque este agua se devuelve otra vez al sistema una vez que se condensa en la cabeza de la columna regeneradora (stripper) para separarla del CO 2, la condensación constituye un consumo energético extra que grava el proceso de absorción. Regeneración del absorbente: La mayoría de los costes de operación de un proceso de absorción química con disolventes líquidos se deben a los consumos en el proceso de regeneración. Sin la regeneración del absorbente se impide un proceso cíclico, lo cual resulta inviable. El calor y el nivel térmico necesarios para regenerar una solución absorbente cargada con CO 2 está relacionado con la entalpía de la reacción y, puesto que se trata de un proceso cíclico, depende también de la carga de la solución regenerada y de su concentración. Se puede relacionar el consumo energético del proceso con la eficiencia de la absorción de absorción de CO 2 alcanzada. Se consume más energía a medida que Antonio Luis López Fuentes 64

19 aumenta la eficiencia de captura para cualquier concentración de absorbente en el sistema líquido. Para valorar todos estos parámetros y comparar diferentes absorbentes químicos se proponen las instalaciones de laboratorio que se describen en los Capítulos 4 y 5. El análisis comparativo entre absorbentes de CO 2 es relativamente fácil a escala de laboratorio y en la bibliografía especializada se han publicado multitud de datos sobre esta cuestión, tomando casi siempre la MEA como absorbente de referencia. Se elige una temperatura para la etapa de absorción (< 50 ºC) y se mide el tiempo necesario para saturar la solución, luego se procede a la regeneración de la solución calentándola hasta una temperatura adecuada (> 110 ºC) midiendo también el tiempo necesario para alcanzar el equilibrio. Con estas condiciones también se trabaja a escala laboratorio con un proceso regenerativo continuo que nos dará información sobre la capacidad cíclica y eficiencia del sistema absorbente. Antonio Luis López Fuentes 65