Renewable methane. Integrated configurations of power-to-gas and carbon capture by means of renewable energy surplus

Bailera Martín, Manuel
Lisbona Martín, Mª Pilar (dir.) ; Romeo Gimenez, Luis Miguel (dir.)

Universidad de Zaragoza, 2018
(Ingeniería Mecánica)


Resumen: El dióxido de carbono es el principal causante del calentamiento global [1] y su presencia en la atmósfera se está incrementando al mayor ratio jamás observado (2.0 ppm/año) [2]. Para revertir la situación, la Agencia Internacional de la Energía (IEA) considera como principal prioridad la descarbonización de los sectores de generación eléctrica y térmica, dado que son responsables de dos quintas partes de las emisiones mundiales de CO2 [3].
En Europa, la descarbonización del sistema energético se basa en la implementación masiva de las energías renovables (ER) [4], lo que ha permitido reducir las emisiones de CO2 un 12% desde 2009 [5]. No obstante, moverse en esta dirección implica tener un mix energético con altos porcentajes de energía intermitente, que pueden causar excedentes eléctricos y hacer que la operación del sistema sea más compleja [6][7]. Por ello, el objetivo de la primera parte de la tesis es cuantificar el exceso eléctrico que podría existir en el futuro mix energético español a causa de la penetración de las renovables. Este análisis se envió a Energy, además de ser presentado en el 13th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies con un artículo asociado en Energy Procedia:
i Energy storage in Spain: forecasting electricity excess and assessment of Power-to-Gas potential up to 2050, Energy 2017, Submitted (en 2ª revisión)
ii Power to Gas technology under Spanish future energy scenario, Energy Procedia 2017, 114, 6880-6885
Frente a esta situación, la Comisión Europea propuso el desarrollo del almacenamiento de energía a gran escala como una posible solución [8]. Este permite balancear el exceso de electricidad renovable desde los periodos de baja demanda hacia los de alta demanda, además de desplazar a los combustibles fósiles en aplicaciones que tradicionalmente eran de difícil acceso para las renovables (e.g., transporte). Sin embargo, las tecnologías de almacenamiento actuales presentan limitaciones en su aplicación a gran escala ya sea por restricciones prácticas (e.g., requerimiento de localizaciones concretas, utilización de compuestos contaminantes) o técnicas (e.g., baja potencia, tiempos de almacenaje cortos) [9][10][11]. La técnica más prometedora para superar estas limitaciones es el almacenamiento de energía en forma de hidrógeno. Este proceso usa la electricidad para alimentar electrolizadores que disocian el agua, produciendo así hidrógeno (vector energético) que puede ser utilizado más tarde para volver a generar electricidad [12]. No obstante, para hacer viable el almacenamiento de hidrógeno todavía se tienen que superar dos barreras: los altos costes (inversión de >1000 €/kW y falta de infraestructura de distribución) y la baja eficiencia global (36.5% - 66.5%) [13].
Con dicho objetivo en mente, un nuevo concepto conocido como Power to Gas (PtG) ha aparecido en los últimos años [14]. El Power to Gas combina el H2 de la electrólisis junto con CO2 para producir CH4 (componente principal del gas natural), lo que permite transferir el exceso eléctrico desde la red eléctrica a la red de gas natural [15]. Este gas natural sintético amplía los usos finales de la energía almacenada, posibilitando mejores eficiencias durante la reconversión a electricidad y mayores beneficios. Además, así se evitan las medidas de seguridad y los costes de transporte asociados al vector hidrógeno. Por ello, la segunda parte de esta tesis revisa los proyectos existentes en el mundo que están desarrollando la tecnología. El objetivo es recopilar todas aquellas experiencias prácticas que comprenden la construcción y operación de plantas Power to Gas, para observar así los retos pendientes de cara a su industrialización. La revisión fue publicada en Renewable & Sustainable Energy Reviews:
iii Power to Gas projects review: Lab, pilot and demo plants for storing renewable energy and CO2, Renew Sust Energ Rev 2017, 69, 292-312
Hasta la fecha, 46 proyectos experimentales de PtG han sido desarrollados en el mundo, mostrando que el alto coste de los equipos y la baja eficiencia todavía restringen la rentabilidad del concepto, limitando por ello el número de experiencias que son llevadas a escala industrial. Estos problemas son la motivación principal de la tesis, la cual busca favorecer la industrialización de la tecnología Power to Gas. De otro modo, el PtG tendría que esperar a futuros escenarios favorables para poder desarrollarse, en los que las renovables fuesen mayoritarias y las penalizaciones económicas sobre las emisiones de CO2 fuesen notorias. El potencial de hibridación del Power to Gas (energía exotérmica de la metanización y oxígeno de la electrólisis) [15] amplía los posibles escenarios para un desarrollo industrial propicio.
Así, el objetivo central de la tesis es proponer novedosos conceptos híbridos de Power to Gas, para incrementar la eficiencia, hacer un mejor uso de los recursos disponibles, reducir el equipo necesario y favorecer nuevos usos de la tecnología. La tesis analiza y caracteriza los sistemas propuestos para mostrar que se pueden alcanzar mejoras sustanciales en la tecnología Power to Gas por medio de las hibridaciones adecuadas.
Algunas de las hibridaciones más relevantes para mejorar el Power to Gas son aquellas que evitan las penalizaciones energéticas asociadas a la captura de CO2, dado que resultan considerables cuando tiene que ser capturado de mezclas de gases en los que se encuentra diluido. La eficiencia cae entre 9 y 12 puntos porcentuales [16][17], lo que enmascara las ventajas medioambientales del PtG y su rol como reciclaje de CO2 frente a otras tecnologías de almacenamiento de energía.
Una buena opción para evitar dichos inconvenientes es la hibridación del PtG con el método de captura en oxicombustión. En una oxicombustión, el comburente es oxígeno puro en vez de aire [18]. El alto contenido de N2 que está presente típicamente en la combustión con aire, es aquí sustituido por los propios productos de la oxicombustión (CO2 y H2O), por lo que los gases de chimenea alcanzan una alta concentración de dióxido de carbono. La penalización energética asociada a este proceso de captura procede principalmente de la unidad de separación de aire (ASU), la cual produce el oxígeno requerido (190 kWh/tO2) [19]. Por tanto, la hibridación PtG-Oxicombustión puede usar el oxígeno procedente de la electrólisis para reemplazar a la ASU y eliminar su consumo eléctrico. Además, dado que el CO2 es reciclado a combustible otra vez, se evita el consumo eléctrico de la compresión que sería necesario para almacenarlo.
Si el concepto se implementa en una caldera, la energía exotérmica de la metanización puede ser integrada directamente como una salida útil del sistema, mientras que si el concepto se aplica a una central eléctrica, la energía térmica se puede integrar en el ciclo de potencia para incrementar la eficiencia eléctrica global.
La hibridación PtG-Oxicombustión es la primera propuesta estudiada en esta tesis. Para ello, se usa el ratio entre los tamaños de la electrólisis y la oxicombustión como un parámetro clave a la hora de definir la estrategia de operación. Después, se realizaron diversas simulaciones para ver los cambios en el sistema en función del combustible que es alimentado a la oxicombustión (carbón, biomasa o gas natural). Por último, se completó el estudio con un caso aplicado que analiza la integración PtG-Oxi en un ciclo combinado para la producción de electricidad. Los resultados se publicaron en 3 artículos:
iv Power to gas-oxyfuel boiler hybrid systems, Int. J. Hydrogen Energy 2015, 24, 168-175
v Power to Gas-biomass oxycombustion hybrid system: Energy integration and potential applications, Appl Energy 2016, 167, 221-229
vi Future applications of hydrogen production and CO2 utilization for energy storage: Hybrid Power to Gas-Oxycombustion power plants, Int. J. Hydrogen Energy 2017, Vol.42, 19, 13625-13632
Otra opción para evitar la penalización de obtener CO2 puro es la integración de la tecnología Power to Gas con la captura en post-combustión con aminas. En esta técnica, los gases de combustión entran a una columna de absorción donde los gases inertes escapan limpios por la parte superior, y el CO2 queda absorbido por la amina. El solvente rico en CO2 es posteriormente regenerado en una segunda columna, utilizando vapor a contracorriente entre 100 y 200 ºC, y obteniendo así un flujo con alta concentración de CO2 [20]. La mayor pérdida de eficiencia viene de la energía térmica requerida para regenerar el solvente (producción del vapor), pero puede ser disminuida integrando la energía exotérmica procedente de la metanización.
Dado que la captura con aminas es la tecnología de captura más madura, ya existen en literatura estudios que analizan su integración con el proceso PtG en centrales eléctricas [21][22]. Por ello, en la última parte de la tesis se propone y estudia por primera vez la aplicación del sistema PtG-Aminas en la industria química. El estudio de esta propuesta evalúa la viabilidad técnica y económica de la hibridación, en la que el hidrógeno es un subproducto proveniente de una línea de producción basada en la electrólisis. Los resultados fueron publicados en Applied Energy:
vii Power to Gas-Electrochemical industry hybrid systems: A case study, Applied Energy 2017, 202, 435-446


Resumen (otro idioma): El dióxido de carbono es el principal causante del calentamiento global [1] y su presencia en la atmósfera se está incrementando al mayor ratio jamás observado (2.0 ppm/año) [2]. Para revertir la situación, la Agencia Internacional de la Energía (IEA) considera como principal prioridad la descarbonización de los sectores de generación eléctrica y térmica, dado que son responsables de dos quintas partes de las emisiones mundiales de CO2 [3]. En Europa, la descarbonización del sistema energético se basa en la implementación masiva de las energías renovables (ER) [4], lo que ha permitido reducir las emisiones de CO2 un 12% desde 2009 [5]. No obstante, moverse en esta dirección implica tener un mix energético con altos porcentajes de energía intermitente, que pueden causar excedentes eléctricos y hacer que la operación del sistema sea más compleja [6][7]. Por ello, el objetivo de la primera parte de la tesis es cuantificar el exceso eléctrico que podría existir en el futuro mix energético español a causa de la penetración de las renovables. Este análisis se envió a Energy, además de ser presentado en el 13th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies con un artículo asociado en Energy Procedia: i Energy storage in Spain: forecasting electricity excess and assessment of Power-to-Gas potential up to 2050, Energy 2017, Submitted (en 2ª revisión) ii Power to Gas technology under Spanish future energy scenario, Energy Procedia 2017, 114, 6880-6885 Frente a esta situación, la Comisión Europea propuso el desarrollo del almacenamiento de energía a gran escala como una posible solución [8]. Este permite balancear el exceso de electricidad renovable desde los periodos de baja demanda hacia los de alta demanda, además de desplazar a los combustibles fósiles en aplicaciones que tradicionalmente eran de difícil acceso para las renovables (e.g., transporte). Sin embargo, las tecnologías de almacenamiento actuales presentan limitaciones en su aplicación a gran escala ya sea por restricciones prácticas (e.g., requerimiento de localizaciones concretas, utilización de compuestos contaminantes) o técnicas (e.g., baja potencia, tiempos de almacenaje cortos) [9][10][11]. La técnica más prometedora para superar estas limitaciones es el almacenamiento de energía en forma de hidrógeno. Este proceso usa la electricidad para alimentar Energy storage and CO2 capture hybrid systems based on Power to Gas xii electrolizadores que disocian el agua, produciendo así hidrógeno (vector energético) que puede ser utilizado más tarde para volver a generar electricidad [12]. No obstante, para hacer viable el almacenamiento de hidrógeno todavía se tienen que superar dos barreras: los altos costes (inversión de >1000 €/kW y falta de infraestructura de distribución) y la baja eficiencia global (36.5% - 66.5%) [13]. Con dicho objetivo en mente, un nuevo concepto conocido como Power to Gas (PtG) ha aparecido en los últimos años [14]. El Power to Gas combina el H2 de la electrólisis junto con CO2 para producir CH4 (componente principal del gas natural), lo que permite transferir el exceso eléctrico desde la red eléctrica a la red de gas natural [15]. Este gas natural sintético amplía los usos finales de la energía almacenada, posibilitando mejores eficiencias durante la reconversión a electricidad y mayores beneficios. Además, así se evitan las medidas de seguridad y los costes de transporte asociados al vector hidrógeno. Por ello, la segunda parte de esta tesis revisa los proyectos existentes en el mundo que están desarrollando la tecnología. El objetivo es recopilar todas aquellas experiencias prácticas que comprenden la construcción y operación de plantas Power to Gas, para observar así los retos pendientes de cara a su industrialización. La revisión fue publicada en Renewable & Sustainable Energy Reviews: iii Power to Gas projects review: Lab, pilot and demo plants for storing renewable energy and CO2, Renew Sust Energ Rev 2017, 69, 292-312 Hasta la fecha, 46 proyectos experimentales de PtG han sido desarrollados en el mundo, mostrando que el alto coste de los equipos y la baja eficiencia todavía restringen la rentabilidad del concepto, limitando por ello el número de experiencias que son llevadas a escala industrial. Estos problemas son la motivación principal de la tesis, la cual busca favorecer la industrialización de la tecnología Power to Gas. De otro modo, el PtG tendría que esperar a futuros escenarios favorables para poder desarrollarse, en los que las renovables fuesen mayoritarias y las penalizaciones económicas sobre las emisiones de CO2 fuesen notorias. El potencial de hibridación del Power to Gas (energía exotérmica de la metanización y oxígeno de la electrólisis) [15] amplía los posibles escenarios para un desarrollo industrial propicio. Así, el objetivo central de la tesis es proponer novedosos conceptos híbridos de Power to Gas, para incrementar la eficiencia, hacer un mejor uso de los recursos disponibles, reducir el equipo necesario y Resumen xiii favorecer nuevos usos de la tecnología. La tesis analiza y caracteriza los sistemas propuestos para mostrar que se pueden alcanzar mejoras sustanciales en la tecnología Power to Gas por medio de las hibridaciones adecuadas. Algunas de las hibridaciones más relevantes para mejorar el Power to Gas son aquellas que evitan las penalizaciones energéticas asociadas a la captura de CO2, dado que resultan considerables cuando tiene que ser capturado de mezclas de gases en los que se encuentra diluido. La eficiencia cae entre 9 y 12 puntos porcentuales [16][17], lo que enmascara las ventajas medioambientales del PtG y su rol como reciclaje de CO2 frente a otras tecnologías de almacenamiento de energía. Una buena opción para evitar dichos inconvenientes es la hibridación del PtG con el método de captura en oxicombustión. En una oxicombustión, el comburente es oxígeno puro en vez de aire [18]. El alto contenido de N2 que está presente típicamente en la combustión con aire, es aquí sustituido por los propios productos de la oxicombustión (CO2 y H2O), por lo que los gases de chimenea alcanzan una alta concentración de dióxido de carbono. La penalización energética asociada a este proceso de captura procede principalmente de la unidad de separación de aire (ASU), la cual produce el oxígeno requerido (190 kWh/tO2) [19]. Por tanto, la hibridación PtG-Oxicombustión puede usar el oxígeno procedente de la electrólisis para reemplazar a la ASU y eliminar su consumo eléctrico. Además, dado que el CO2 es reciclado a combustible otra vez, se evita el consumo eléctrico de la compresión que sería necesario para almacenarlo. Si el concepto se implementa en una caldera, la energía exotérmica de la metanización puede ser integrada directamente como una salida útil del sistema, mientras que si el concepto se aplica a una central eléctrica, la energía térmica se puede integrar en el ciclo de potencia para incrementar la eficiencia eléctrica global. La hibridación PtG-Oxicombustión es la primera propuesta estudiada en esta tesis. Para ello, se usa el ratio entre los tamaños de la electrólisis y la oxicombustión como un parámetro clave a la hora de definir la estrategia de operación. Después, se realizaron diversas simulaciones para ver los cambios en el sistema en función del combustible que es alimentado a la oxicombustión (carbón, biomasa o gas natural). Por último, se completó el estudio con un caso aplicado que analiza la integración PtG-Oxi en un ciclo combinado para la producción de electricidad. Los resultados se publicaron en 3 artículos: Energy storage and CO2 capture hybrid systems based on Power to Gas xiv iv Power to gas-oxyfuel boiler hybrid systems, Int. J. Hydrogen Energy 2015, 24, 168-175 v Power to Gas-biomass oxycombustion hybrid system: Energy integration and potential applications, Appl Energy 2016, 167, 221-229 vi Future applications of hydrogen production and CO2 utilization for energy storage: Hybrid Power to Gas-Oxycombustion power plants, Int. J. Hydrogen Energy 2017, Vol.42, 19, 13625-13632 Otra opción para evitar la penalización de obtener CO2 puro es la integración de la tecnología Power to Gas con la captura en post-combustión con aminas. En esta técnica, los gases de combustión entran a una columna de absorción donde los gases inertes escapan limpios por la parte superior, y el CO2 queda absorbido por la amina. El solvente rico en CO2 es posteriormente regenerado en una segunda columna, utilizando vapor a contracorriente entre 100 y 200 ºC, y obteniendo así un flujo con alta concentración de CO2 [20]. La mayor pérdida de eficiencia viene de la energía térmica requerida para regenerar el solvente (producción del vapor), pero puede ser disminuida integrando la energía exotérmica procedente de la metanización. Dado que la captura con aminas es la tecnología de captura más madura, ya existen en literatura estudios que analizan su integración con el proceso PtG en centrales eléctricas [21][22]. Por ello, en la última parte de la tesis se propone y estudia por primera vez la aplicación del sistema PtG-Aminas en la industria química. El estudio de esta propuesta evalúa la viabilidad técnica y económica de la hibridación, en la que el hidrógeno es un subproducto proveniente de una línea de producción basada en la electrólisis. Los resultados fueron publicados en Applied Energy: vii Power to Gas-Electrochemical industry hybrid systems: A case study, Applied Energy 2017, 202, 435-446

Pal. clave: procesos quimicos ; gas natural ; procesos industriales ; control de la contaminacion atmosferica

Área de conocimiento: Ingeniería mecánica

Departamento: Ingeniería Mecánica

Nota: Presentado: 15 12 2018
Nota: Tesis-Univ. Zaragoza, Ingeniería Mecánica, 2018



 Registro creado el 2018-03-01, última modificación el 2018-03-01


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