Capítulo 9 Alicia Fernández Jiménez ANÁLISIS ...bibing.us.es/proyectos/abreproy/5149/fichero/Capitulo+9.pdf · Las unidades de combustión de ... Costes determinados para las

PROYECTO FIN DE CARRERA Alicia Fernández Jiménez

Capítulo 9 ANÁLISIS ECONÓMICO

9. Análisis económico

El objetivo de este capítulo es poner de manifiesto las bases de comparación que permitirán

seleccionar la opción más viable desde el punto de vista económico para la captura de CO2 en

centrales térmicas de nueva construcción. Gracias a los resultados obtenidos en el apartado

cumplir las especificaciones predeterminadas. Es el turno ahora de determinar los costes que

estos equipos requieren para su implantación en forma de:

Capital de inversión

Costes materias primas (en aquellos equipos donde se requiera)

Costes de operación y mantenimiento

Este capítulo comienza definiendo las bases para el estudio económico de los procesos.

Continúa presentando la metodología empleada para la determinación de los costes

generados por cada uno de los tipos de unidades necesarias. Para finalizar, se expondrán los

costes globales estimados para cada uno de los p

Análisis técnico.

Cambio de tamaño en los equipos:

La metodología general para el cálculo de costes de las unidades ha consistido en la búsqueda

de costes de equipos semejantes ya implantados en otros campos industriales o bien el uso de

estudios que han servido para estimar los costes a partir de modelos o extrapolaciones.

En general, el procedimiento seguido para hacer el cambio de escala de tamaño cuando los

datos disponibles han estado referidos a equipos de distinta magnitud a la manejada en este

proyecto, ha sido el empleo de la regla rule of six-tenth. Consiste en el empleo de la Fórmula

9.1 para la estimación de los costes de equipo en función de los tamaños, fijados, bien en

volumen, bien en superficie o bien en potencia calorífica, según los casos. <9.1>:

(Fórmula 9.1)

Las unidades de combustión de partida no contemplan el transporte y almacenamiento de CO2

entre los costes asociados. Como se menciona en la sección 8.1, es posible establecer los

costes energéticos adicionales necesarios para la captura (absorción regenerativa con MEA

para postcombustión y producción de O2 criogénico + recirculación de gases en oxicombustión)

mediante un aumento global estimado de un 24% sobre el carbón alimentado en combustión

convencional para producir la potencia establecida como base del estudio. <9.2>.

Para el establecimiento de la comparativa económica se ha empleado un método de de

análisis temporal de los costes adicionales a los convencionales, derivados del empleo de



equipos específicos para la captura y sus auxiliares. El estudio abarca un total de 20 años,

considerados como vida útil de la planta, en los que se van acumulando los sobrecostes

derivados de la captura.

Periodo de tiempo en estudio:

Se ha considerado el comienzo del estudio en el año 2012, estableciendo que dicha fecha es la

correspondiente al comienzo de funcionamiento del proceso. De esta forma, se interpreta que

las obras de ingeniería han sido ya realizadas y que es en este año 2012 el momento en el que

se ponen en marcha los diferentes equipos que componen la planta.

Con el fin de acotar el estudio a lo largo del tiempo, se ha decidido realizar los cálculos

pertinentes hasta 20 años después de comenzada la implantación de la planta, como se ha

señalado anteriormente, es decir, el estudio abarca el período comprendido entre el día 1 de

Enero de 2012 y el día 31 de Diciembre de 2032. Durante este periodo de tiempo, todos los

equipos se consideran presentes y activos.

No es arbitrario que el período de tiempo bajo estudio sea de 20 años. Los datos económicos

empleados en el equipo de separación de CO2 mediante amina corresponden a costes

normalizados de la energía establecidos para 20 años como vida media útil que se estima para

estos equipos de primera generación. Este método de cálculo de costes mencionado se suele

designar como LCOE (Levelised Cost Of Energy). Consiste en dividir el coste total de la vida útil

de la instalación (coste del terreno, instalación, construcción y mantenimiento) entre la

energía generada por la instalación <9.3>. A fin de simplificar en la medida de lo posible los

cálculos y advirtiendo que un estudio a 20 años es suficientemente extenso para determinar

qué proceso es el más viable de los existentes, se ha fijado esta duración del período de

estudio.

Efecto del tiempo en la estimación de los costes de los equipos:

Los datos obtenidos de bibliografía están referidos al precio de la moneda en un año

determinado. Es necesario tener en cuenta el incremento generalizado que los bienes y

servicios sufren con el paso del tiempo. Este fenómeno queda recogido bajo la incorporación

de la inflación en el estudio.

Los índices que se han tenido en cuenta para estimar la inflación han sido los Costes de Plantas

Estos valores, véase la Tabla 9.1 <9.4>, serán aplicados al coste de inversión de capital para

obtener el equipo.



Tabla 9.1: Valores del índice CEPCI de los últimos años (Referencia)

AÑO CEPCI

2000 394,1

2001 394,3

2002 395,6

2003 401,7

2004 442,2

2005 468,2

2006 499,6

2007 525,4

2008 575,4

2009 511,8

2011 518,3

2012 520,9

Por otra parte, también en relación con la inflación, se ha establecido la tasa de depreciación

anual. El valor del dinero se va depreciando con el paso del tiempo. Para tener este dato

presente en el estudio, se ha hecho uso de la tasa de inflación anual para aquellos equipos que

no contemplen un sistema LCOE. El valor de esta tasa se ha considerado constante y de

magnitud 3%.

Costes determinados para las unidades que componen el tren de tratamiento:

o Unidad de desnitrificación (SCR):

Se dispone de datos para centrales de tamaño 300, 500 y 700 MW en dólares

americanos de 2003 <9.5>, Tabla 9.1. Estos datos corresponden a un equipo

SCR empleado en la central térmica de Los Barrios (Cádiz) donde el

combustible empleado es hulla y no existe una posterior captura de CO2. La

estrategia empleada para correlacionar los datos económicos del equipo SCR

será estimar si la hulla empleada en Los Barrios preciaría aproximadamente los

mismos requerimientos en este tratamiento que los carbones bajo estudio.

Para ello se compararán la composición en N y el factor C/H de la hulla de

referencia y del carbón bajo estudio como parámetros de referencia para

asegurar la comparativa. En el caso de que sean valores semejantes, podrá

hacerse uso de la Tabla 9.2 como datos de partida.



Tabla 9.2: Costes asociados a la unidad SCR para diferentes tamaños de central

SCR (año 2003) Tamaño de la central [MWe]

300 500 700

Capital [$/kWe] 112,8 98,6 89,4

O y M (fijos) [MWe/año] 1,6 1,3 1,1

O y M (vbles.) [$·10-3/kWh] 1,6 1,6 1,6

Extracción de NOx [%] 90 90 90

Para poder hacer uso de estos datos, será necesario cerciorarse de que, como

sucedía en el Capítulo 8, la concentración de N y la razón C/H entre el carbón

de referencia y el que se encuentra bajo estudio son semejantes. La Tabla 9.3

recoge los valores de estos parámetros de la hulla empleada en Los Barrios.

Tabla 9.3: Parámetros de referencia (hulla CT Los Barrios) en la comparación entre carbones

Carbón Los Barrios

N [% p/p] 1,83

C/H 18,04

o Unidad de desulfuración (FGD):

Los datos de los que partimos corresponden a un sistema LSFO instalado en la

planta Los Barrios (Cádiz) en el año 2010, Tabla 9.4. El término LSFO indica la

utilización de caliza de una forma forzada para lograr la separación de los SOX.



Tabla 9.4: Costes asociados a la unidad FGD

FGD (500 MWe)

Capital [$/kWe] (2010) 236,1

O y M (fijos) [$/MWe/año] (2010) 9,16

O y M (vbles.) [$*10^(-3)/kWh] (2010) 1,08

Extracción de SOx [%] 95

Es necesario tener presente la concentración de azufre presente en los

carbones bajo estudio para estimar los costes originados de la separación de

los SOX. A más S presente en el carbón, más SOX generado. Se ha establecido

que la relación entre S existente en el carbón y SOX generado sea lineal, ya que

el proceso, está ligado a la estequiometria directa de la reacción, a diferencia

de lo que ocurre con el NOx. En el caso del carbón empleado en Los Barrios, la

composición de S es de 0,72% p/p.

o Separación de CO2 mediante absorción regenerativa con de aminas:

Los datos de partida que se han seleccionado pertenecen a un estudio

realizado para una planta capaz de capturar el 90% de CO2 generado. La

unidad de separación pertenece a una central térmica que genera 500 MWe

con un factor de capacidad del 85% <9.2>. El carbón quemado en esta central

es Illinois #6 del que nos interesa conocer el contenido de carbono que posee,

por ser el parámetro que liga de forma lineal las necesidades para la captura

de CO2. A partir de esta concentración se establecerán correlaciones lineales

para poder realizar comparaciones con los carbones bajo estudio. El valor de la

concentración de carbono en el combustible de referencia es 63,75% en peso

tal y como se recibe <9.6>. En la Tabla 9.5 quedan expuestos los costes

generados por esta unidad en la planta de referencia.

Tabla 9.5: Costes asociados a la unidad de separación de CO2 mediante amina

$ (2007) Illinois #6

Tamaño [MWe] 500

MWh/año 3.723.000

Capital [$/MWh] 62,4

Materias primas [$/MWh] 20,9

Oper. y Mantenim. [$/MWh] 17,0



o Unidad ASU (Air Separation Unit):

Esta unidad es la opción a día de hoy disponible para obtener corrientes de O2

en base al orden de magnitud necesario en los procesos de oxi-combustión

bajo estudio. Estas unidades ASU aportan una corriente gaseosa con las

siguientes especificaciones

o 95% de O2

o 0,015% de H2O

Se dispone de dos fuentes diferentes de las que se han extraído los datos

necesarios para el estudio. Por una parte, los costes de inversión del equipo

provienen de la referencia <9.6>. Los costes relacionados con la utilización del

equipo han sido extraídos de la referencia <9.7>.

En relación al coste de inversión, una planta de nueva construcción de un

tamaño de 548,73 MWe requiere una unidad ASU por valor de 138.239.000 $

de 2007. Pueden hacerse estimaciones de caudal generado por la unidad ASU

de una forma fiable mediante la concentración de carbono presente en el

combustible. En el caso del carbón de referencia, la concentración de C es de

63,75% p/p.

En la segunda referencia, <9.7>, se establece un compromiso por parte de la

empresa Air Liquide por el que se afirma que la suma de los costes de capital

más los costes de operación y mantenimiento se encuentren en torno a los

4.000.000 $/kW (dólares americanos de 2007). Esta información permite

determinar de una forma indirecta el valor de los costes de Operación y

Mantenimiento haciendo uso del valor del coste de Inversión obtenido en la

referencia <9.6>.

En la Tabla 9.6 quedan recogidos los costes antes mencionados para la unidad

ASU de referencia.

Tabla 9.6: Costes asociados a la unidad ASU de referencia

TIPO DE COSTE PLANTA DE REFERENCIA

Inversión 138.239.000 $ (2007)

Inversión + Oper. y Mantenimiento 4.000.000 $(2007)/kW



o Unidad CPU (Compression and Purification Unit):

Los costes asociados al empleo de una unidad CPU han sido seleccionados a

partir de dos referencias distintas. Por una parte los Costes de Capital <9.6> y

por otra los Costes de Operación y Mantenimiento <9.8>.

El coste capital de la unidad alcanza el valor de 138.239.000 $ de 2007 <9.6>.

Los costes de operación y mantenimiento pueden calcularse de forma

indirecta. Para ello se parte del valor de costes de captura, transporte y

almacenamiento de CO2 por cada tonelada de CO2. Este valor ha sido obtenido

a través del Gráfico 9.1 <9.8> el cual trabaja con $ de 2011.

Gráfico 9.4: Costes de captura, transporte y almacenamiento de CO2 para la unidad CPU de referencia

Además, según la referencia <9.2>, se estima que los costes por transporte y

almacenamiento del CO2 capturado rondan los 10 dólares americanos de 2007

por tonelada.

Se va a diferenciar entre dos tipos diferentes de CPU. El primer tipo incorpora

una unidad FGD para favorecer la separación de SOX (casos X.1) mientras que

el segundo tipo (casos X.2) no requiere, según los fabricantes, el empleo de

esta unidad para cumplir las especificaciones que se requieren de los gases de

salida de la CPU. De este segundo tipo de unidades se desconoce aun los

costes tanto de capital como de operación que requerirán pues su estado de

desarrollo se encuentra aun en pruebas a escala piloto. Se espera que esta



nueva generación de CPU cumpla los siguientes objetivos que a continuación

se exponen:

Trabajar con corrientes mucho más ácidas. Esto conlleva el empleo de

materiales más resistentes a la corrosión y, por tanto, más caros.

Aumento del rendimiento de la unidad CPU gracias al incremento de la

concentración de SOX en la corriente de entrada a la misma.

A causa del incremento en la concentración de SOX, se requerirán

mejores rendimientos de estas unidades para alcanzar las

especificaciones impuestas. A falta de datos aportados por los

fabricantes, se desconoce si pesará más el beneficio del aumento de la

concentración de SOX o si, por el contrario, conllevará más costes.

El tamaño de los componentes que constituyen la unidad CPU será

mayor puesto que trabajarán con un volumen de gases mayor ya que

los SOX no han sido eliminados previa entrada en la unidad CPU.

Las unidades CPU están constituidas por elementos que podemos clasificar en tres

grandes grupos:

Aquellos encargados de depurar los SOX y NOX

Compresores

Intercambiadores de calor

A la hora de establecer una metodología que permita correlacionar diferentes tipos de

gases a tratar por la unidad CPU, existen dos aspectos a tener muy presentes. Por una

parte, el tipo de sustancias que se encarga de separar, es decir, NOX, SOX o ambas. Por

el otro, el caudal de gases de entrada a la unidad.

Aquellos componentes de la CPU encargados de la separación de sustancias tendrán

unos costes más dependientes de la concentración ácida de los gases de entrada a la

unidad. Sin embargo, los compresores e intercambiadores de calor están más ligados a

la magnitud del caudal de gases a tratar.

Los procesos tipo X.1 van a ser dimensionados en función de la magnitud del caudal a

tratar puesto que la unidad FGD que incorpora favorece la separación de los SOX a la

entrada de la unidad. Esto supone una corriente gaseosa menos ácida a tratar por el

resto de los componentes de la CPU.

Los procesos tipo X.2 trabajan con corrientes más ácidas por lo que la corriente a

eliminar de SOX y NOX es mayor. Además, debido a su más elevada acidez, requerirán

materiales más resistentes a la corrosión por lo que también más costosos. A falta de

información en el mercado, se ha estimado que el coste capital de las unidades CPU

tipo X.2 sea un 25% superior en comparación con la respectiva unidad CPU de tipo X.1.

El procedimiento que se va a seguir puede resumirse en las siguientes etapas.



1) Presentación de la Tabla 8.19 donde se muestran todos los procesos que han

superado satisfactoriamente el análisis técnico establecido en el Capítulo 8. En

dicha tabla queda reflejado, para cada proceso, las unidades que serán

necesarias en su correspondiente tren de tratamiento de gases.

2) Cálculo de los costes generados por cada unidad necesaria. Estos costes son

calculados para todo el período de tiempo que este estudio económico abarca.

3) Suma de los costes generados por parte de todos los equipos que componen el

tren de tratamiento de cada uno de los procesos posibles.

La presentación de los costes se va a realizar de una forma anual y acumulativa. Esto quiere

decir que, para el año , el valor que resulte será el de los costes necesarios para el

los costes asociados a los años previos.

La decisión de escoger este criterio frente a otros como podría ser el empleo de los costes

normalizados de la energía para todos y cada uno de los equipos es la posibilidad de extraer

información adicional del estudio que abarque el periodo de uso completo.

Gracias a la elección de esta forma de presentación de los datos, para el año inicial, año 2012,

se contemplará la inversión de capital inicial que la entidad que desee ponerlo en marcha

tendrá que acometer durante el primer año de funcionamiento del equipo. Esta información

no se podría extraer de los gráficos o tablas de datos de haber empleado la metodología LCOE

por lo que se considera un valor añadido. Esta información adicional ha sido considerada

interesante desde el punto de vista de que, la inversión inicial, es de relevancia a la hora de

decidir realizar la inversión.

genérico comprendido en el periodo de estudio pero que

no se trate del primer año, es decir de 2012, son los generados hasta el año previo, es decir, el

- más los costes necesarios durant

Los costes generados durante un año corresponden a los costes relacionados con la operación

y el mantenimiento de la unidad o tren al que se refieran así como la adquisición de aquellas

materias primas que sean necesarias. Por poner un ejemplo, en el caso de la unidad FGD, una

materia prima necesaria será calcita para la separación de SOX.

Como se mencionaba en el Apartado 9.1, la inflación juega un papel importante a la hora de

realizar el estudio económico. Todas las unidades verán modificados sus costes anuales en

función del año bajo estudio excepto aquellas que dispongan de sus costes siguiendo la

metodología LCOE, donde la inflación ya ha sido tenida en cuenta a la hora de estimar los

costes.



9.2.1 Trenes de tratamiento para cada proceso bajo

estudio

Tabla 9.7: Tren de tratamiento de los procesos que han pasado satisfactoriamente el análisis técnico

PROCESOS

EQUIPOS

SCR FGD Amina ASU CPU

X.1 X.2

D ok Ok

E.1 Ok ok

E.2 Ok ok

F.1 Ok ok

F.2 Ok ok

H.1 Ok ok

H.2 Ok ok

9.2.2 Cálculo de los costes generados por cada unidad de forma

individual

o Unidad SCR:

1) El carbón empleado por la referencia puede no corresponde con el

empleado en los procesos bajo estudio. Se debe hacer una comparativa

entre los carbones bajo estudio y el de referencia <9.5> para determinar si

son comparativamente semejantes para el objeto del estudio de la SCR.

Para ello se verificará si los parámetros N y C/H son equivalentes, siendo N,

C y H la concentración que el carbón posee de nitrógeno, carbono e

hidrógeno respectivamente.

2) Para redimensionar el tamaño de la unidad, se ha decidido realizar una

correlaciones. Los Gráficos 9.2 y 9.3 muestran dichas representaciones. Se

aprecia una relación lineal entre los costes y el tamaño de la planta.

Determinando la línea de tendencia entre los datos aportados por la

referencia, se obtiene un R2 de valor 0,985 para el caso de coste Capital y

de valor 0,9868 para los costes fijos de Operación y Mantenimiento.



Por tanto, se atisba que la linealización es un método más aproximado para

establecer correlaciones de costes en la unidad SCR frente a aplicar la regla

Rule of six-tenth.

Gráfico 9.5: Representación de los Costes fijos de operación y mantenimiento VS. Potencia para los datos de la unidad SCR de referencia

Gráfico 9.3: Representación de los Costes fijos de operación y mantenimiento VS. Potencia para los datos de la unidad SCR de referencia

3) Las expresiones a emplear para obtener la dimensión de la planta

equivalente para el Proceso i son las siguientes:

R² = 0.96

200 300 400 500 600 700 800

Cap

ital

[$

/kW

e]

Potencia electrica generada [MWe]

Capital

R² = 0.9868 1

1.2

1.4

1.6

1.8

200 300 400 500 600 700 800

Co

ste

s fi

jos

de

Op

er.

y M

ante

n.

[$/k

We

]

Tamaño Central [MWe]

Operación y Mantenimiento (fijos)



A carbones diferentes, volúmenes de gases a tratar también

Fórmula 9.2 para

solventar esta diferencia.

(Fórmula 9.2)

Correlación entre caudales y tamaños de planta (Fórmula 9.3),

donde Planta Referencia y Carbón Referencia son los empleados

en la central de Los Barrios.

(Fórmula 9.3)

El tamaño de la planta una vez tenido en cuenta el aporte

energ

mediante la Fórmula 9.4.

(Fórmula 9.4)

imponer todas las relaciones queda según la Fórmula 9.5,

siendo [NOx]out la concentración de NOX a la salida de la caldera.

(Fórmula 9.5)

4) Los costes son linealizados para el tamaño equivalente de la planta del

Proceso i.



5) Es necesario actualizar el valor de los costes obtenidos haciendo uso de los

índices CEPCI. La Fórmula 9.6 indica la forma de llevarlo a cabo siendo el

Año Y el año de partida según la referencia y el Año X el año en el que

deseamos conocer el valor, es decir, el año 2012.

(Fórmula 9.6)

6) La aplicación de la tasa de inflación anual se lleva a cabo mediante el uso

de la Fórmula 9.7.

(Fórmula 9.7)

o Unidad de separación de CO2 mediante el empleo de aminas:

1. Factores definidos para tener en consideración las diferencias entre los

datos empleados por la referencia y los del

(Fórmula 9.8)

(Fórmula 9.9)

2. Caudal de combustible de referencia teniendo en cuenta el aporte

extra de carbón, Fórmula 9.10:

(Fórmula 9.10)



3. Tamaño equivalente de la planta de referencia una vez considerados

los cambios en relación al combustible, donde MWe Planta ref en red tiene

un valor de 500 MWe, Fórmula 9.11:

(Fórmula 9.11)

4. Combinación de las Fórmulas 9.11 y 9.12 con el fin de obtener la

expresión última del tamaño equivalente en el proceso de referencia,

Fórmula 9.12:

(Fórmula 9.12)

5. Fórmula 9.13.

(Fórmula 9.13)

6. Empleo de los índices CEPCI para la obtención de los costes de

inversión y de materia prima en $ de 2012. Hacer uso de la Fórmula 9.6.

7. Aplicación de Rule of six-tenth, Fórmula 9.1, para obtener los costes de

inversión y de materias primas

tamaño de la planta , Fórmula 9.14.

(Fórmula 9.14)

8. No será necesario aplicar el índice de inflación a los costes generados

puesto que los datos de referencia provienen de un estudio donde se



emplea el sistema LCOE por lo que la inflación se encuentra ya

contemplada en los costes.

o Unidad ASU (Air Separation Unit):

1) Definición del

combustibles que, por su naturaleza, requieran caudales de O2 diferentes

al de la referencia.

(Fórmula 9.16)

2) Ratio de conversión al tamaño de la planta deseado, Fórmula 9.17.

(Fórmula 9.17)

3) La Fórmula 9.18 representa el tamaño equivalente de la planta de

referencia. Esta expresión abarca el aporte del 24% extra de combustible

necesario además del factor h ya definido en la Fórmula 9.10. A su vez, se

ha particularizando el tamaño de la planta para la referencia ahora entre

manos siendo este 548,73 MWe.

(Fórmula 9.18)

4)

bastara con particularizar los valores de h y m. En la Fórmula 9.19 queda

reflejada esta idea.

(Fórmula 9.19)



5) Mediante rule of six-tenth, Fórmula 9.1, se obtiene el Coste Capital

necesario para cada proceso.

6) Cambio de divisa de dólares americanos de 2007 a dólares americanos de

2012 haciendo uso de los índices CEPCI, Fórmula 9.3.

7) Los costes anuales de operación y mantenimiento se han calculado en la

Fórmula 9.20 restando a los costes totales generados por la unidad el

valor del coste capital y dividiendo ese resultado entre 20 años que es el

período de estudio empleado para el sistema LCOE de la referencia, <9.7>.

(Fórmula 9.20)

o Unidad CPU (Compression and Purification Unit):

1) Se ha considerado que el tanto por ciento de penetración de aire por fugas

en las centrales que funcionan bajo condiciones de oxi-combustión es del

2%. Este parámetro, junto con el Gráfico 9.1, permiten la estimación de los

costes de captura, transporte y almacenamiento por tonelada de CO2 de

una unidad CPU convencional.

2) A falta de más información, se ha decidido dimensionar las unidades CPU

en función de los caudales de gases que tendrán que tratar para los

Procesos tipo X.1, es decir, aquellos que incorporan entre sus componentes

una unidad FGD. Para ello se define en la Fórmula 9.21 el coeficiente r para

.

(Fórmula 9.21)

3) Haciendo uso de los coeficientes r (Fórmula 9.21) y h (Fórmula 9.10) y de

que el tamaño de la planta de la referencia es de 548,73 MW, es posible

Fórmula

9.22.

(Fórmula 9.22)



4) Haciendo uso de la regla rule six-tenth expuesta en la Fórmula 9.1,

podemos determinar el coste capital de la unidad equivalente para cada

proceso en dólares americanos de 2007.

5) Con la ayuda de los coeficientes CEPCI y mediante la Fórmula 9.6 podemos

calcular el coste capital de la unidad CPU de tipo X.1 en dólares americanos

de 2012.

6) Los costes de operación y mantenimiento de las unidades CPU de tipo X.1

se pueden obtener a partir de la referencia <9.8>. Asumiendo que existe

un 2% de aire que es capaz de adentrarse en la planta, se deduce que para

una unidad CPU convencional estos costes alcanzan los 50 $ de 2011 por

tonelada de CO2.Este coste puede llegar a ser fácilmente reducido en los

próximos años. Tanto es así que existen fabricantes que aseguran una

reducción hasta los 43 $ de 2011 por tonelada capturada. Al carecer de

referencias sobre el coste capital de estas unidades de nueva generación,

se ha decidido realizar el estudio empleando los equipos convencionales.

Con ello se aspira a ofrecer una visión más cercana a la que finalmente

tomen estas unidades en el mercado.

7) Para determinar los costes de las unidades CPU tipo X.2, bastará con

aplicar la Fórmula 9.23 una vez conocidos los costes de la unidad CPU

semejante pero de tipo X.1

(Fórmula 9.23)

Se empleará la metodología anteriormente descrita para la estimación de los diferentes

capítulos de coste para cada uno de los procesos seleccionados como viables en la etapa

anterior de análisis técnico.

9. 3.1. Proceso D

Unidades necesarias para el tren de tratamiento:

o Unidad SCR

o Unidad de separación de CO2 mediante empleo de amina

Costes generados por la unidad SCR:



1. En la Tabla 9.8 se muestra el valor de los parámetros que se emplearán

para la comparativa del carbón empleado en Los Barrios y el

bituminoso bajo estudio.

Tabla 9.8: Comparación entre el carbón de referencia y el bituminoso en estudio para la separación de NOx

Carbón Los Barrios Bituminoso en estudio

N [% p/p] 1,83 1,65

C/H 18,04 19,31

Para los dos carbones, ambos parámetros, N y C/H, son muy próximos. Además

los valores de las composiciones de los carbones son siempre valores

promediados, por tanto es posible considerar ambos carbones semejantes.

Gracias a esta consideración, podemos establecer que la generación de

NOX en la planta de Los Barrios es aproximadamente equivalente a la

que se esperaría para el carbón bituminoso de este estudio en una

combustión en aire con una caldera convencional. Por tanto, podemos

emplear como valor [NOx]out, Ref el conocido ya del Proceso B.

3. La Tabla 9.9 recoge los valores intermedios y el valor del tamaño equivalente

de la planta para el Proceso D.

Tabla 9.9: Valores intermedios para la determinación del tamaño equivalente de la unidad SCR así como el valor final obtenido del mismo

[NOx]out [mg/Nm^3]

Q teórico [kg/h]

j

MWe equiv.

Proceso i

Proceso D 104 131.299 1 75

4. La Tabla 9.10 recoge los valores de los costes unitarios obtenidos para

el Proceso D tras realizar la linealización.



Tabla 9.10: Costes para la unidad SCR del Proceso D

SCR [$ de 2003]

Tamaño [Mwe equivalentes] 75

Capital [$/kWe] 14,79

O y M (fijos) [$/(MWe*año)] 0,20

O y M (vbles.) [$*10^(-3)/kWh] 1,6

Extracción de NOx [%] 90

5. Los costes expresados en $ de 2012 quedan recogidos en la Tabla 9.11,

sabiendo que:

CEPCI (2012) = 520,9

CEPCI (2003) = 401,7

Tabla 9.11: Coste de la unidad SCR del Proceso D en $ de 2012

Costes [$ (2012)] SCR del

Proceso D

Capital 1.437.610

O y M (fijos) 19

O y M (vbles.) 1.119.761

6. En la Tabla 9.12 se recogen los costes anuales en $ de 2012 de la

unidad SCR empleada en el Proceso D.



Tabla 9.12: Costes generados por la unidad SCR para el Proceso D

Año $ de 2012

2012 2.557.390

2013 3.710.764

2014 4.898.739

2015 6.122.353

2016 7.382.675

2017 8.680.807

2018 10.017.883

2019 11.395.071

2020 12.813.575

2021 14.274.635

2022 15.779.525

2023 17.329.563

2024 18.926.102

2025 20.570.537

2026 22.264.305

2027 24.008.886

2028 25.805.804

2029 27.656.630

2030 29.562.981

2031 31.526.522

2032 33.548.970

Costes generados por la unidad de separación de CO2 mediante el empleo de

aminas:

1. En la Tabla 9.13 se muestran parámetros particulares así como el valor de los

factores g y h para el Proceso D.



Tabla 9.13: Parámetros y factores necesarios para el dimensionado de la unidad de separación de CO2

Illinois #6 Bituminoso en estudio

CO2 [%] 63,75 65,06

g 1 1,021

factor capacidad

0,85 0,822

h 1 0,967

5. Sustituyendo en la Fórmula 9.13 se ha obtenido que el tamaño de la

planta equivalente necesaria para el Proceso D es:

6. Se calculan los costes unitarios de la unidad de referencia en $ de 2012

obteniendo la Tabla 9.14 empleando para ello:

CEPCI (2012) = 520,9

CEPCI (2007) = 525,4

Tabla 9.14: Coste unitario de la unidad de captura de CO2 mediante amina para el proceso de referencia

CARBÓN DE REFERENCIA $ (2007) $ (2012)

Tamaño [MWe] 500 500

MWh/año 3.723.000 3.723.000

Capital [$/MWh] 62,4 61,9

Materias primas [$/MWh] 20,9 20,7

Oper. y Mantenim. [$/MWh] 17,0 17,0

7. Tras la aplicación de la Fórmula 9.1, los costes de la unidad de captura de CO2

para el Proceso D quedan según la Tabla 9.15.



Tabla 9.15: Costes para la unidad de separación de CO2 del Proceso D

Costes [$ (2012)] Unidad de separación de

CO2 del Proceso D

Capital 228.940.713

Materias primas 76.680.463

Oper. y Manten. 60.069.070

8. A continuación se expone en la Tabla 9.16 los costes generados por la unidad

de separación de CO2 del Proceso D durante el período en estudio.

Tabla 9.16: Costes generados por la unidad de separación de CO2 para el Proceso D

Año $ de 2012

2012 365.690.246

2013 502.439.779

2014 639.189.312

2015 775.938.845

2016 912.688.378

2017 1.049.437.911

2018 1.186.187.444

2019 1.322.936.977

2020 1.459.686.510

2021 1.596.436.043

2022 1.733.185.576

2023 1.869.935.109

2024 2.006.684.642

2025 2.143.434.174

2026 2.280.183.707

2027 2.416.933.240

2028 2.553.682.773

2029 2.690.432.306

2030 2.827.181.839

2031 2.963.931.372

2032 3.100.680.905



9. 3.2. Proceso E.1


o Unidad ASU

o Unidad CPU de tipo X.1

Costes generados por la unidad ASU:

1. En la Tabla 9.17 se muestra la concentración de carbono del combustible, el

valor del factor m y el tamaño de la unidad equivalente para este proceso.

Tabla 9.17: Valores intermedios y tamaño equivalente de la unidad ASU para el Proceso E.1 y E.2

5. Tras emplear la Fórmula 9.1, y los índices CEPCI de 2007 y 2012 se obtienen a

partir de los datos de referencia los costes de la unidad ASU del Proceso E.1 en

$ de 2012, Tabla 9.18.

Tabla 9.18: Costes generados por la unidad ASU en los Procesos E.1 y E.2 hasta el final de 2012

[$] (2012) Procesos E.1 y

E.2

Tamaño equivalente [MWe] 453,17

Capital 122.190.366

Operación y Mantenimiento [$/ año] 83.748.426

Proceso de referencia

Procesos E.1 y E.2

C [%p/p] 63,75 52,59

M 1 0,82

MWe equiv.

548,73 453,17



6. Sin aplicar la tasa de inflación, se obtienen los costes generados por la unidad a lo largo

del período bajo estudio: Tabla 9.19.

Tabla 9.19: Costes generados por la unidad ASU para los Procesos E.1 y E.2

Año $ de 2012

2012 205.938.793

2013 289.687.219

2014 373.435.645

2015 457.784.071

2016 540.932.497

2017 624.680.924

2018 708.429.350

2019 792.177.776

2020 875.926.202

2021 959.674.628

2022 1.043.423.055

2023 1.127.171.481

2024 1.210.919.907

2025 1.294.668.333

2026 1.378.416.759

2027 1.462.165.186

2028 1.545.913.612

2029 1.629.662.038

2030 1.713.410.464

2031 1.797.158.890

2032 1.880.907.317

Costes generados por la unidad CPU de tipo E.1:

1. Los costes de captura, transporte y almacenamiento de CO2 ascienden, con un equipo

CPU convencional a unos 50 dólares americanos de 2011 la tonelada de CO2.

2. En la Tabla 9.20 se muestra el valor del caudal molar de gases de entrada a la unidad

CPU, el valor del factor r y el tamaño equivalente de la planta para el proceso de la

referencia y para el proceso E.1.



Tabla 9.20: Valores intermedios y tamaño de la unidad CPU para el Proceso E.1

Referencia Proceso E.1

Q [kmol/h] 18.974 46.365,80

R 1 2,44

MWe equiv.

548,73 827,23

4. Aplicando la Fórmula 9.1 y empleando los índices CEPCI correspondientes es posible

determinar, Tabla 9.21, los costes en $ de 2012 de:

Capital

Captura, transporte y almacenamiento

Transporte y almacenamiento

Operación y mantenimiento

Tabla 9.21: Costes generados por la unidad CPU tipo E.1 en el año 2012

[$] (2012) Proceso E.1


Capital 175.330.006

Coste captura, transp. y almacenam. 54.338

Coste transp. y almacen. 12.466

Operación y Mantenimiento [$/ año] 41.872

Los costes generados a lo largo de todo el período de tiempo bajo estudio quedan

presentados en la Tabla 9.22.



Tabla 9.22: Costes generados por la unidad CPU para el Proceso E.1

Año $ de 2012

2012 175.371.878

2013 175.415.006

2014 175.459.428

2015 175.505.183

2016 175.552.310

2017 175.600.851

2018 175.650.849

2019 175.702.346

2020 175.755.388

2021 175.810.022

2022 175.866.294

2023 175.924.255

2024 175.983.954

2025 176.045.445

2026 176.108.780

2027 176.174.015

2028 176.241.207

2029 176.310.415

2030 176.381.699

2031 176.455.122

2032 176.530.748

9. 3.3. Proceso E.2


o Unidad ASU



Son exactamente los mismos que los generados para el Proceso E.1. Véase la Tabla 9.19.



Costes generados por la unidad CPU de tipo E.2:

La principal diferencia es que se va a estimar que el coste capital se ve

incrementado en un 25% en relación con la CPU de tipo E.1.

Los resultados intermedios serán por tantos similares al caso anterior

modificándose únicamente los costes.

La Tabla 9.23 es semejante a la Tabla 9.21 pero para este proceso en concreto. La

Tabla 9.24 recoge todos los costes generados por la unidad durante el período bajo

estudio.

Tabla 9.23: Costes generados por la unidad CPU tipo E.2 en el año 2012

[$] (2012) Proceso E.2


Capital 219.263.675






Tabla 9.24: Costes generados por la unidad CPU para el Proceso E.2

Año $ de 2012

2012 219.305.547

2013 219.348.675

2014 219.393.097

2015 219.438.852

2016 219.485.979

2017 219.534.520

2018 219.584.517

2019 219.636.015

2020 219.689.057

2021 219.743.690

2022 219.799.963

2023 219.857.923

2024 219.917.623

2025 219.979.113

2026 220.042.448

2027 220.107.684

2028 220.174.876

2029 220.244.084

2030 220.315.368

2031 220.388.791

2032 220.464.416

9. 3.4. Proceso F.1


o Unidad ASU



1. En la Tabla 9.25 se muestra la concentración de carbono del combustible, el

valor del factor m y el tamaño de la unidad equivalente para este proceso.



Tabla 9.25: Valores intermedios y tamaño equivalente de la unidad ASU para el Proceso F.1 y F.2

Carbón

referencia Procesos F.1 y F.2

C [%p/p] 63,75 65,06

M 1 1,02

MWe equiv.

548,73 560,63

5. Tras emplear la Fórmula 9.1, y los índices CEPCI de 2007 y 2012 se obtienen a

partir de los datos de referencia los costes de la unidad ASU del Proceso F.1 en

$ de 2012, Tabla 9.26.

Tabla 9.26: Costes generados por la unidad ASU en los Procesos F.1 y F.2 hasta el final de 2012

[$] (2012) Procesos F.1 y

F.2


Capital 138.830.056

Operación y Mantenimiento [$/ año] 104.223.317

6. Sin aplicar la tasa de inflación, se obtienen los costes generados por la unidad a lo largo

del período bajo estudio: Tabla 9.27.



Tabla 9.27: Costes generados por la unidad ASU para los Procesos F.1 y F.2

Año $ de 2012

2012 243.053.373

2013 347.276.690

2014 451.500.007

2015 555.723.324

2016 659.946.641

2017 764.169.958

2018 868.393.275

2019 972.616.592

2020 1.076.839.909

2021 1.181.063.226

2022 1.285.286.543

2023 1.389.509.860

2024 1.493.733.176

2025 1.597.956.493

2026 1.702.179.810

2027 1.806.403.127

2028 1.910.626.444

2029 2.014.849.761

2030 2.119.073.078

2031 2.223.296.395

2032 2.327.519.412

Costes generados por la unidad CPU de tipo F.1:

1. Los costes de captura, transporte y almacenamiento de CO2 sigue ascendiendo a unos

50 dólares americanos de 2011 la tonelada de CO2.



referencia y para el proceso F.1.



Tabla 9.28: Valores intermedios y tamaño de la unidad CPU para el Proceso F.1

Referencia Proceso F.1

Q [kmol/h] 18.974 44.271,64

R 1 2,33

MWe equiv.

548,73 789,87



Capital




Tabla 9.29: Costes generados por la unidad CPU tipo F.1 en el año 2012

[$] (2012) Proceso F.1


Capital 170.534.780








Tabla 9.30: Costes generados por la unidad CPU para el Proceso F.1

Año $ de 2012

2012 170.572.504

2013 170.611.360

2014 170.651.381

2015 170.692.603

2016 170.735.062

2017 170.778.794

2018 170.823.838

2019 170.870.234

2020 170.918.022

2021 170.967.243

2022 171.017.940

2023 171.070.159

2024 171.123.944

2025 171.179.343

2026 171.236.404

2027 171.295.177

2028 171.355.713

2029 171.418.064

2030 171.482.287

2031 171.548.436

2032 171.616.570

9. 3.5. Proceso F.2


o Unidad ASU



Son exactamente los mismos que los generados para el Proceso F.1. Véase la Tabla 9.27.

Costes generados por la unidad CPU de tipo F.2:



Los resultados intermedios se calcularán de una forma similar solo que será

aumentado su valor capital en un 25%.

A continuación se muestran en las Tablas 9. 31 y 9.32 los valores intermedios y los

costes estimados para este proceso.

Tabla 9.31: Costes generados por la unidad CPU tipo F.2 en el año 2012

[$] (2012) Proceso F.2


Capital 213.195.844






Tabla 9.32: Costes generados por la unidad CPU para el Proceso F.2

Año $ de 2012

2012 213.233.568

2013 213.272.423

2014 213.312.445

2015 213.353.667

2016 213.396.125

2017 213.439.857

2018 213.484.902

2019 213.531.297

2020 213.579.085

2021 213.628.306

2022 213.679.004

2023 213.731.223

2024 213.785.008

2025 213.840.407

2026 213.897.468

2027 213.956.240

2028 214.016.776

2029 214.179.128

2030 214.143.350

2031 214.209.499

2032 214.277.633

9. 3.6. Proceso H.1


o Unidad ASU



2. El diseño de la unidad ASU depende únicamente del caudal de O2 que el

combustible requiera para su correcta combustión. El combustible empleado

en los Procesos H.1 y H.2 es el mismo que el de los Procesos F.1 y F.2, por tanto



los costes que esta unidad genera en todos ellos es el mismo. La Tabla 9.27

muestra los costes que la unidad ASU requieren para los Procesos H.1 y H.2.

Costes generados por la unidad CPU de tipo H.1:

1. Los costes de captura, transporte y almacenamiento de CO2 siguen ascendiendo a 50

dólares americanos de 2011 la tonelada de CO2.



referencia y para el proceso H.1.

Tabla 9.33: Valores intermedios y tamaño de la unidad CPU para el Proceso H.1

Referencia Proceso F.1

Q [kmol/h] 18.974 44.265,73

R 1 2,33

MWe equiv. 548,73 789,76



Capital






Tabla 9.34: Costes generados por la unidad CPU tipo H.1 en el año 2012

[$] (2012) Proceso H.1


Capital 170.521.134






Tabla 9.35: Costes generados por la unidad CPU para el Proceso H.1

Año $ de 2012

2012 170.558.858

2013 170.597.713

2014 170.637.734

2015 170.678.956

2016 170.721.415

2017 170.765.147

2018 170.810.192

2019 170.856.587

2020 170.904.375

2021 170.953.596

2022 171.004.294

2023 171.056.513

2024 171.110.298

2025 171.165.697

2026 171.222.757

2027 171.281.530

2028 171.342.066

2029 171.404.418

2030 171.468.640

2031 171.534.789

2032 171.602.923



9. 3.7. Proceso H.2


o Unidad ASU



Son exactamente los mismos que los generados para el Proceso F.1. Véase la Tabla 9.27.

Costes generados por la unidad CPU de tipo H.2:

Una vez más se incrementa el coste capital en un 25% en relación a la unidad

análoga del Proceso H.1.

A continuación se muestran en las Tablas 9. 36 y 9.37 los valores intermedios y los

costes estimados para este proceso.

Tabla 9.36: Costes generados por la unidad CPU tipo H.2 en el año 2012

[$] (2012) Proceso H.2


Capital 213.197.056






Tabla 9.37: Costes generados por la unidad CPU para el Proceso H.2

Año $ de 2012

2012 213.234.779

2013 213.273.635

2014 213.313.656

2015 213.354.878

2016 213.397.337

2017 213.441.069

2018 213.486.114

2019 213.532.509

2020 213.580.297

2021 213.629.518

2022 213.680.216

2023 213.732.434

2024 213.786.220

2025 213.841.619

2026 213.898.679

2027 213.957.452

2028 214.017.988

2029 214.080.340

2030 214.144.562

2031 214.210.711

2032 214.278.845

En este apartado se realiza, para cada proceso, la suma de los costes de todas las unidades que

su tren de tratamiento requiere. A estos costes se les ha llamado Costes totales para el Proceso

i.



Tabla 5: Costes totales para los Procesos D, E.1 y E.2

Año COSTES TOTALES

PROCESO D PROCESO E.1 PROCESO E.2

2012 368.247.636 381.310.671 425.244.340

2013 506.150.543 465.102.225 509.035.894

2014 644.088.051 548.895.073 592.828.742

2015 782.061.198 633.289.254 677.222.923

2016 920.071.053 716.484.807 760.418.476

2017 1.058.118.718 800.281.775 844.215.444

2018 1.196.205.327 884.080.199 928.013.867

2019 1.334.332.048 967.880.122 1.011.813.791

2020 1.472.500.085 1.051.681.590 1.095.615.259

2021 1.610.710.678 1.135.484.650 1.179.418.318

2022 1.748.965.101 1.219.289.349 1.263.223.018

2023 1.887.264.672 1.303.095.736 1.347.029.404

2024 2.025.610.744 1.386.903.861 1.430.837.530

2025 2.164.004.711 1.470.713.778 1.514.647.446

2026 2.302.448.012 1.554.525.539 1.598.459.207

2027 2.440.942.126 1.638.339.201 1.682.272.870

2028 2.579.488.577 1.722.154.819 1.766.088.488

2029 2.718.088.936 1.805.972.453 1.849.906.122

2030 2.856.744.820 1.889.792.163 1.933.725.832

2031 2.995.457.894 1.973.614.012 2.017.547.681

2032 3.134.229.875 2.057.438.065 2.101.371.733



Tabla 9.39: Costes totales para los Procesos F.1, F.2, H.1 y H.2

Año COSTES TOTALES

PROCESO F.1 PROCESO F.2 PROCESO H.1 PROCESO H.2

2012 413.625.877 456.286.941 413.612.231 456.288.152

2013 517.888.050 560.549.113 517.874.403 560.550.325

2014 622.151.388 664.812.452 622.137.741 664.813.663

2015 726.415.927 769.076.991 726.402.280 769.078.202

2016 830.681.703 873.342.766 830.668.056 873.343.978

2017 934.948.752 977.609.815 934.935.105 977.611.027

2018 1.039.217.113 1.081.878.177 1.039.203.467 1.081.879.389

2019 1.143.486.826 1.186.147.889 1.143.473.179 1.186.149.101

2020 1.247.757.931 1.290.418.994 1.247.744.284 1.290.420.206

2021 1.352.030.469 1.394.691.532 1.352.016.822 1.394.692.744

2022 1.456.304.483 1.498.965.547 1.456.290.837 1.498.966.759

2023 1.560.580.019 1.603.241.083 1.560.566.373 1.603.242.294

2024 1.664.857.120 1.707.518.184 1.664.843.474 1.707.519.396

2025 1.769.135.836 1.811.796.900 1.769.122.190 1.811.798.112

2026 1.873.416.214 1.916.077.278 1.873.402.567 1.916.078.489

2027 1.977.698.304 2.020.359.367 1.977.684.657 2.020.360.579

2028 2.081.982.157 2.124.643.220 2.081.968.510 2.124.644.432

2029 2.186.267.825 2.229.028.889 2.186.254.179 2.228.930.101

2030 2.290.555.365 2.333.216.428 2.290.541.718 2.333.217.640

2031 2.394.844.831 2.437.505.894 2.394.831.184 2.437.507.106

2032 2.499.135.982 2.541.797.045 2.499.122.335 2.541.798.257

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Capítulo 9 Alicia Fernández Jiménez ANÁLISIS ...bibing.us.es/proyectos/abreproy/5149/fichero/Capitulo+9.pdf · Las unidades de combustión de ... Costes determinados para las