capítulo3 co2 combustion

Diseño y montaje de una instalación de laboratorio para la caracterización y desarrollo de absorbentes de CO2 basados en aminas. Capítulo 3: Captura de CO2 en postcombustión: absorción

Antonio Luis López Fuentes 47

Capítulo 3:

Captura de CO2 en postcombustión: absorción

3.1. Introducción.....................................................................................48

3.2. Principios de absorción....................................................................49

3.3. Procesos de absorción de CO2 con reacción reversible ..................49

3.3.1.Selección del equipo de contacto ...........................................52

3.4. Alcanoaminas para la captura de CO2 .............................................54

3.5. Soluciones de sales alcalinas para la captura de CO2 .....................59

3.6. Propiedades/Parámetros físico-químicos de los sistemas

absorbentes..............................................................................................62



3. Captura de CO 2 en postcombustión: absorción

3.1. Introducción

Las emisiones antropogénicas de CO2 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

CO2 reales. En el capítulo 2 se muestra todas las formas de mitigar las emisiones de

CO2 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 CO2.

Los sistemas de captura que se describen en este capítulo están destinados a la

separación de CO2 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 Nm3/hora. Como se ha descrito en

capítulos anteriores, la concentración de CO2 en los gases de salida por chimenea

depende del combustible utilizado, así para una planta convencional de carbón

pulverizado, el contenido de CO2 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 CO2, N2, O2 y H2O, sino que

también incorporan contaminantes tales como SOx y NOx, partículas, HCl, HF, mercurio

y otros metales u oligoelementos orgánicos y contaminantes inorgánicos. Esto obliga a

instalar previo al sistema de captura de CO2 sistemas de eliminación de contaminantes

como precipitadores electrostáticos para la eliminación de partículas o unidades de



desulfuración (FGD). Aunque la captura de CO2 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.

3.2. 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 CO2 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.

3.3. 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



primer lugar se describen los fundamentos de la etapa de absorción de CO2, 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 CO2 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 CO2 es el representado en la Figura 3. 1. 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 CO2 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 CO2 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 CO2 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 CO2 sale del stripper. El disolvente regenerado, con mínima

concentración de CO2 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.



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 CO2 en los gases de combustión: Dado que los gases de

combustión se encuentran normalmente a presión atmosférica la presión

parcial del CO2 es de 3-15 kPa. Para estas condiciones lo mejor es utilizar

solución acuosa de aminas para la absorción.

• Eliminación de CO2: La recuperación de CO2 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 CO2 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 CO2 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.



Figura 3. 1 Diagrama básico comercial para un sistema de absorción de CO2

3.3.1. 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



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



(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.

3.4. 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 CO2 reacciona con el sistema agua-amina para dar carbamato o bicarbonato. La

formación de carbamato, a partir de estas aminas primarias (RNH2) o secundarias

(R1R2NH2), 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.



C COH N

H

H

MEA

CCOH

N H

CCOH

DEA

CCOH

N CH3

CCOH

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 CO2

con una disolución de aminas.

Reacción de ionización del agua:

−+ +→ OHHOH 2

Disolución de CO2 en agua:

+− +→+ HHCOOHCO 322

Protonación de la amina:

++ →+ 32 RNHHRNH

Formación de carbamato:

+− +→+ HRNHCOOCORNH 22



Hay que considerar que se producen otras reacciones secundarias que afectan al

proceso, estas son las reacciones del CO2 con la amina para formar compuestos no

regenerables. La concentración de equilibrio del CO2 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 (CO2) 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 110-120ºC. Bajo estas condiciones se libera el CO2 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 CO2 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 CO2.

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%.



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 100 187 164

10 mmHg 69 150 128

Presión de vapor (mmHg a 20ºC) 0,36 0,01 0,01

Punto de congelación (ºC) 10,5 28 -21

Solubilidad en agua (% a 20ºC) 100 96,4 100

Viscosidad absoluta 20ºC (cP) 24,1 380 (30ºC) 101

Calor de vaporización (kJ/kg a

1atm) 836 678 (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 CO2 y H2S 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 CO2 y H2S cuando se encuentra en baja

concentración en el gas y cuando no existan contaminantes minoritarios como COS o

CS2. Esencialmente, su uso es óptimo para el tratamiento de gases a bajar presión y

elevada eliminación de CO2. 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 CO2 sea elevada, donde podría cargarse mucho más.



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 CO2 (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 CS2 además de

CO2 y H2S. 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 CO2, por eso no es óptima para la

eliminación de este.

MDEA:

La absorción selectiva de sulfuro de hidrógeno en presencia de CO2 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 CO2 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



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 O2. Es muy importante la

degradación que se produce por el oxígeno, conlleva una pérdida importante de

solvente en el proceso. La cantidad máxima de SO2 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.

3.5. Soluciones de sales alcalinas para la captura de CO2

El primer requisito para una solución absorbente utilizada para la eliminación de

CO2 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 9-11.

Estas solución absorberán CO2, 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 CO2 de

corrientes gaseosas a alta presión (normalmente las soluciones de carbonato

sódico contienen un promotor que aumenta la tasa de absorción de CO2)

• 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.



El más utilizado para los procesos de captura de CO2 es el carbonato potásico

caliente cuya utilización se describe en este apartado.

La reacción química de absorción de CO2 en una disolución alcalina esta formada

por dos mecanismos paralelos: (1) la reacción de formación de HCO3- por la reacción

del CO2 con el ión hidroxilo y (2) la reacción de CO2 con el agua seguida de la

disociación del ácido carbónico.

El mecanismo predominante a pH>10 es la reacción directa: −− →+ 32 HCOOHCO (Rápida)

OHCOOHHCO 2233 +→+ =−− (Instantánea)

A pH<8 el mecanismo principal es la formación de ácido carbónico y su

disociación por la reacción con OH- −→+ 322 HCOOHCO (Lenta)

OHHCOOHCOH 2332 +→+ −− (Instantánea)

Industrialmente interesa una disolución de pH>8 para que predomine la formación

del HCO3-. Lo que limita la velocidad de reacción es la concentración de iones hidroxilo.

Velocidad de reacción [ ] [ ]−= OHCOksegundolitrogmol OH ***/ 2

La velocidad de reacción se ve incrementada por la concentración de CO2, 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 CO2 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.



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 CO2 en

grandes cantidades, de corrientes a alta presión, produciéndose un CO2 de alta pureza.

Algunos procesos para la eliminación de CO2 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 CO2 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 CO2 en la alimentación. La presión parcial de gas ácido es la

fuerza impulsora del proceso HPC. La cantidad de CO2 en la entrada puede estar entre

el 5 y 35%.

32232 2KHCOCOOHCOK →++

La velocidad de absorción del CO2 se incrementa con el descenso de la

temperatura, con el aumento de la presión parcial de CO2 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 3. 1. Según el diagrama del

proceso la solución cargada de CO2 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 CO2 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



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 CO2 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.

3.6. Propiedades/Parámetros físico-químicos de los sistemas

absorbentes

El objetivo del uso de soluciones absorbentes es la captura de un componente, CO2,

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 SO2. 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.



• 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 CO2 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



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

CO2/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 CO2 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 CO2, 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 CO2

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 CO2 alcanzada. Se consume más energía a medida que



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 CO2 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.

capítulo3 co2 combustion

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