UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS E NATURAIS BACHARELADO EM CIÊNCIA E TECNOLOGIA CLEÍRTON MORAES FREITAS PROCESSOS DE SEPARAÇÃO DE CO

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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS E NATURAIS BACHARELADO EM CIÊNCIA E TECNOLOGIA

CLEÍRTON MORAES FREITAS

PROCESSOS DE SEPARAÇÃO DE CO

2

A PARTIR DE ABSORÇÃO UTILIZANDO AMINAS: REVISÃO

MOSSORÓ – RN

2019

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CLEÍRTON MORAES FREITAS

PROCESSOS DE SEPARAÇÃO DE CO

2

A PARTIR DE ABSORÇÃO UTILIZANDO AMINAS: REVISÃO

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Universidade Federal Rural do Semi-Árido – UFERSA, Departamento de Ciências Exatas e Naturais, como parte dos requisitos para obtenção do Título de Bacharel em Ciência e Tecnologia.

Orientador: Prof. Dr. Rafael Barbosa Rios – UFERSA

MOSSORÓ – RN

2019

(3)

(4)

(5)

AGRADECIMENTOS

Primeiramente a Deus, por esta sempre comigo em meio as dificuldades, se mostrando sempre presente e me fortalecendo, dando saúde e sabedoria para que eu pudesse tomar as decisões certas.

A minha mãe, Lúcia Moraes, que sempre foi um grande exemplo e fortaleza para mim, pelos incentivos, por sua dedicação incansável, sempre lutando por mim e me priorizando. Pela minha educação, por me guiar nesse caminho tão árduo de maneira exemplar, acreditando e confiando sempre em mim. Por todo amor, carinho, atenção, paciência e dedicação.

A meu pai, Clerton Freitas, que me ensina todos os dias o que é ser um bom profissional, com sua dedicação ao trabalho e sua determinação. Por todos os ensinamentos, por estar presente na minha vida todos os dias. Por tudo que faz por mim e por todo carinho que me dá. Por sempre me orientar e aconselhar a me tornar cada vez mais maduro. Dedicando a nossa família todo seu tempo e amor, e não medido esforços nem investimentos em meus estudos.

A minha irmã, Camila Moraes, que tem contribuído de sua maneira para que eu pudesse ser quem sou hoje, e pelo seu amor e carinho para comigo.

A minha namorada, Alanna Mikaela, que esteve sempre ao meu lado me ajudando e dando conselhos para seguir em frente nos dias apesar das dificuldades.

Aos meus amigos, que sempre estão comigo e me impulsionam a prosseguir apesar dos obstáculos a serem enfrentados, através de mensagens de motivação e o exemplo de cada um de vocês que acrescentam qualidades na minha formação.

Ao meu orientador, Professor Dr. Rafael Barbosa Rios, pela orientação durante

todo esse tempo, sugestões que só acrescentaram este trabalho e também pela

amizade. Pela compreensão, disponibilidade e dedicação.

(6)

RESUMO

As atuais emissões de CO

2

vêm promovendo um acúmulo de gases de efeito estufa (GEE) na atmosfera, e, por consequência, um aumento do aquecimento global.

Por conta disso, tem-se intensificado estudos que buscam reduzir a quantidade de CO

2

que é lançado na atmosfera a partir de processos conhecidos como Carbon Capture and Storage (CCS). Tais processos pretendem separar o CO

2

de correntes de gases de exaustão para posterior armazenamento. Dentre as tecnologias apontadas para captura de CO

2

, a que vem sendo mais usada é a absorção utilizando aminas, como por exemplo a monoetanolamina (MEA). No entanto, este tipo de tecnologia possui um gasto energético elevado, o que dificulta a sua viabilidade e motiva o desenvolvimento de estudos com o objetivo de se obter uma melhor eficiência energética. A avaliação de diferentes configurações de processo para tal separação vem sendo feita, nos últimos anos, em vários trabalhos a partir do uso de simuladores de processo, como o Aspen Hysys. Entretanto, frente a essa quantidade de estudos realizados, existe a necessidade de se fazer um apanhado do que já foi feito de forma a comparar as configurações de processo propostas e indicar as melhores para a remoção do CO

2

. Desta forma, o objetivo deste trabalho é levantar na literatura as diferentes configurações de processos de remoção de CO

2

por absorção utilizando MEA, como forma de sumarizar os avanços alcançados e apontar que tipo de configuração é mais interessante para a separação do CO

2

, bem como que parâmetros ou condições operacionais tem maior influência na redução do gasto energético desse tipo de planta.

Palavras-chave: CO

2

. Absorção. Amina. Eficiência Energética.

(7)

LISTA DE FIGURAS

Figura 01 – Principais gases responsáveis pelo efeito estufa...14

Figura 02 – Emissões globais de GEE por setor econômico...15

Figura 03 – Diagrama do processo de captura e armazenamento de CO

2

... 16

Figura 04 – Opções de estocagem do CO

2...

...17

Figura 05 – Fluxograma dos métodos de separação do CO

2.

... 18

Figura 06 – Esquema ilustrativo das quatros técnicas de separação...19

Figura 07 – Estrutura Molecular da Monoetanolamina ... 24

Figura 08 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração padrão simulada no Aspen Hysys por Øi (2007) ...27

Figura 09 – Princípio para uma configuração padrão de absorção de CO

2

... 28

Figura 10 – Princípio para absorção de CO

2

usando configuração de fluxo dividido...29

Figura 11 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configurações de fluxo dividido simulada no Aspen HYSYS por Øi e Vozniuk (2010) ...30

Figura 12 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração padrão simulada no Aspen HYSYS por Birkelund (2013) ...33

Figura 13 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração de recompressão de vapor simulada no Aspen HYSYS por Birkelund (2013) ... 36

Figura 14 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração de divisão enxuta simulada no Aspen Hysys por Birkelund (2013) ...39

Figura 15 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração padrão simulada no Aspen HYSYS por Øi et al. (2014) ...41

Figura 16 – Princípio para absorção de CO

2

usando configuração de fluxo dividido ...42

Figura 17 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração de recompressão de vapor simulada no Aspen Hysys por Øi et al. (2014)... 44

Figura 18 – Princípio para uma configuração de absorção de CO

2

com recompressão de vapor e fluxo dividido a partir do fundo do dessorvedor...45

Figura 19 – Fluxograma para remoção do CO

2

usando a configuração de recompressão de vapor e fluxo dividido a partir do fundo do dessorvedor simulada no Aspen HYSYS por Øi et al. (2014) ...46

Figura 20 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração padrão

simulada no Aspen Hysys por Gervasi (2014) ...49

(8)

Figura 21 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração SSF simulada

no Aspen Hysys por Gervasi (2014) ... 50

Figura 22 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração LVC simulada

no Aspen Hysys por Gervasi (2014) ...51

Figura 23 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração SSF-LVC

simulada no Aspen Hysys por Gervasi (2014)...52

Figura 24 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração padrão

simulada no Aspen Hysys por Aromada e Øi (2017) ...54

Figura 25 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração de

recompressão de vapor simulada no Aspen Hysys por Aromada e Øi (2017) ...56

Figura 26 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração de

recompressão de vapor combinada com fluxo dividido simulada no Aspen Hysys por

Aromada e Øi (2017) ...58

(9)

LISTA DE TABELAS

Tabela 01 – Absorventes utilizados industrialmente...20

Tabela 02 – Propriedades de diferentes tipos de solventes... ... 23

Tabela 03 – Especificações de entrada no Aspen Hysys para configuração padrão, com eficiência de remoção de 85%, simulado por Øi (2007) ...

...

...26

Tabela 04 – Resultados obtidos na configuração padrão apresentado em Øi (2007) ... 28

Tabela 05 – Especificações de entrada no Aspen HYSYS para a configuração padrão e de fluxo dividido, com eficiência de remoção de 85%, simulado por Øi e Vozniuk (2010) ...29

Tabela 06 – Resultados obtidos na configuração padrão e de fluxo dividido apresentado por Øi e Vozniuk (2010) ...31

Tabela 07 – Especificações de entrada no Aspen HYSYS para configuração padrão, com eficiência de remoção de 85%, simulado por Birkelund (2013) ...32

Tabela 08 – Resultados obtidos na configuração padrão apresentado em Birkelund (2013) ... 33

Tabela 09 – Especificações de entrada no Aspen HYSYS para configuração de recompressão de vapor, com eficiência de remoção de 85%, simulado por Birkelund (2013) ...34

Tabela 10 – Resultados obtidos na configuração de recompressão de vapor apresentado em Birkelund (2013) ...36

Tabela 11 – Especificações da amina para absorver ...37

Tabela 12 – Especificações para o fluxo semi-enxuto para absorver ... 37

Tabela 13 – Especificações para o fluxo recomprimido para o stripper...37

Tabela 14 – Especificações e dados para o resto do modelo ...38

Tabela 15 – Resultados obtidos na configuração de divisão enxuta apresentado em Birkelund (2013) ...39

Tabela 16 – Especificações de entrada no Aspen HYSYS para a configuração padrão, com eficiência de remoção de 85%, simulado por Øi (2014)

...

... 40

Tabela 17 – Resultados obtidos na configuração padrão apresentado em Øi (2014) ...42

Tabela 18 – Resultados obtidos na configuração de fluxo dividido apresentado em Øi

(2014) ...43

(10)

Tabela 19 – Resultados obtidos na configuração de recompressão de vapor

apresentado em Øi (2014) ...45

Tabela 20 – Resultados obtidos na configuração de recompressão de vapor

combinado com fluxo dividido apresentado em Øi (2014) ... 46

Tabela 21 – Especificações de entrada no Aspen HYSYS para as configurações, com

eficiência de remoção de 85%, simuladas por Gervasi (2014) ...47

Tabela 22 – Resultados obtidos na configuração de padrão apresentado em Gervasi

(2014) ...49

Tabela 23 – Resultados obtidos na configuração SSF apresentado em Gervasi (2014)

...50

Tabela 24 – Resultados obtidos na configuração LVC apresentado em Gervasi (2014)

... 52

Tabela 25 – Resultados obtidos na configuração LVC+SSF apresentado em Gervasi

(2014) ...53

Tabela 26 – Especificações de entrada no Aspen HYSYS para as configurações, com

eficiência de remoção de 85%, simuladas por Aromada (2017)

...54

Tabela 27 – Resultados obtidos na configuração de padrão apresentado em Aromada

(2017) ... 55

Tabela 28 – Resultados obtidos na configuração de recompressão de vapor

apresentado em Aromada (2017) ...57

Tabela 29 – Resultados obtidos na configuração de recompressão de vapor

combinada com fluxo dividido apresentado em Aromada (2017)

...59

Tabela 30 – Gastos energéticos e fluxos de gás de entrada das configurações padrões

estudadas ...60

Tabela 31 – Gastos energéticos e fluxos de gás de entrada das configurações de fluxo

dividido estudadas ... 61

Tabela 32 – Gastos energéticos e fluxos de gás de entrada das configurações de

recompressão de vapor estudadas ...62

Tabela 33 – Gastos energéticos e fluxos de gás de entrada das configurações de

recompressão de vapor combinada com fluxo dividido estudadas anteriormente

...62

Tabela 34 – Condições de operação da coluna de absorção ...63

(11)

Tabela 35 – Condições de operação da coluna de destilação...64

Tabela 36 – Resultado geral das configurações propostas pelos autores estudados

no processo de absorção do CO

2...

...65

(12)

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ...12

2. REFERENCIAL TÉORICO ... 14

2.1 EFEITO ESTUFA E SEUS GASES ...14

2.2 PRINCIPAIS EMISSORES DE CO

2

... ...15

2.3 PROCESSO DE CAPTURA DE CO

2

...16

2.4 TECNOLOGIAS DE CAPTURA E ARMAZENAMENTO DE CO

2

...18

2.4.1. Absorção ...19

2.4.2. Separação por membranas ... ....20

2.4.3. Destilação criogênica...20

2.4.4. Adsorção...21

2.5 PROCESSO DE ABSORÇÃO DE CO

2

... 21

2.5.1. Absorção fisica e química ... 22

2.5.2. Absorção de CO

2

utilizando MEA ... 24

3. CONFIGURAÇÕES DE PROCESSO DE REMOÇÃO DE CO

2

POR ABSORÇÃO ... 26

3.1. SIMULAÇÃO DA CONFIGURAÇÃO PADRÃO SUGERIDA POR ØI (2007) ...26

3.2. SIMULAÇÕES SUGERIDAS POR ØI E VOZNIUK (2010)... 28

3.2.1 Configuração padrão ...28

3.2.2 Configuração de fluxo dividido ...29

3.3. SIMULAÇÕES SUGERIDAS POR BIRKELUND (2013) ... 31

3.3.1 Configuração padrão ...31

3.3.2 Recompessão de vapor ...34

3.3.3 Divisão enxuta ...37

3.4. SIMULAÇÕES SUGERIDAS POR ØI (2014) ... 40

3.4.1 Configuração padrão ...40

3.4.2 Fluxo dividido ...42

3.4.3 Recompressão de vapor ...43

3.4.4 Recompressão de vapor combinada com fluxo dividido ...45

3.5 SIMULAÇÕES SUGERIDAS POR GERVASI (2014) ...47

3.5.1 Configuração padrão ...47

3.5.2 Stripper Split Feed (SSF) ...50

3.5.3 Lean Vapor Compression (LVC) ...51

3.5.4 Configuração combinada de LCV-SSF ...52

3.6 SIMULAÇÕES SUGERIDAS POR AROMADA (2017) ...53

(13)

3.6.1 Configuração padrão ...53

3.6.2 Recompressão de vapor ...56

3.6.3 Recompressão de vapor combinada com fluxo dividido ...57

4. COMPARATIVO ENTRE AS CONFIGURAÇÕES PROPOSTAS ... 60

4.1 GASTOS ENERGÉTICOS E DIFERENÇAS ENTRE AS CONFIGURAÇÕES ...60

4.1.1 Configuração padrão ...60

4.1.2 Fluxo dividido ...61

4.1.3 Recompressão de vapor ...61

4.1.4 Recompressão de vapor combinado com fluxo dividido ...62

4.2 COMPARAÇÕES ENTRE AS CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO NAS COLUNAS ...63

4.3 COMPARAÇÕES GERAIS DOS GASTOS ENERGÉTICOS DAS CONFIGURAÇÕES ...65

5. CONCLUSÃO ...68

REFERÊNCIAS ...69

(14)

1. INTRODUÇÃO

Nas últimas décadas tem-se aumentado a liberação de gases responsáveis pelo efeito estufa na atmosfera, em virtude das atividades humanas. O efeito estufa é um fenômeno natural de aquecimento térmico da terra ocasionado pela concentração de gases na atmosfera, os quais formam uma camada que permite a passagem parcial dos raios solares e a absorção de calor, permitindo o desenvolvimento das espécies no planeta. Contudo, o problema é que com a liberação dos gases provenientes das atividades humanas, principalmente o dióxido de carbono (CO

2

), tem-se causado um acumulo destes na atmosfera, e, consequentemente, uma maior quantidade de calor está sendo retida na terra resultando em um aumento da temperatura global.

Estudo recente de 2017 indica que são de 90% as chances do aumento da temperatura média no século XXI, para valores entre 2 a 4,9 °C. Um aumento de 2 °C já resultaria em graves e irreversíveis problemas ambientais. Por isso, o aquecimento global é considerado um problema ambiental urgente e com graves consequências para a humanidade.

A redução da emissão do dióxido de carbono no meio ambiente constitui-se um desafio e uma grande oportunidade para o desenvolvimento tecnológico. Dessa forma, uma das opções para reduzir a emissão desse gás na atmosfera, a partir das indústrias e usinas de gás, são as tecnologias conhecidas como Carbon Capture and Storage (CCS). Nesses processos, o dióxido de carbono é separado dos outros gases presentes nas fontes de emissão e, então, é concentrado, transportado e armazenado para posterior utilização ou disposição final (RIOS, 2015). Estima-se que os processos CCS contribuirão com 15-55% dos esforços de mitigação dessa problemática até 2100, como reportado no Intergovernamental Panel On Climate Change (IPCC, 2015).

O CO

2

tem excelentes aplicações que podem justificar o investimento na sua captura e separação, tais como na indústria de alimentos e de bebidas, na indústria química, em clínicas e hospitais e na recuperação avançada de poços maduros de petróleo, através da variação da viscosidade do óleo, sendo esta última uma das maiores perspectivas de mercado, onde grandes quantidades deste gás poderão ser usadas para aumentar a produção de óleo (CARVALHO et al., 2007).

Alguns métodos são utilizados mundialmente para a remoção de gases ácidos

de correntes gasosas, como: absorção, separação por membranas, destilação

(15)

criogênica e adsorção. Contudo, a absorção é o processo mais utilizado para a separação de um ou mais componentes de uma corrente gasosa, através do contado com um solvente liquido, podendo ocorrer ou não a reação química entre eles.

Atualmente, a tecnologia de absorção mais adotada para remoção do CO

2

das industrias de gás natural utiliza aminas, como a Monoetanolamina (MEA). Essas aminas absorvem o CO

2

pela formação de ligações químicas, particularmente sob alta pressão e baixas temperaturas. A solução química resultante é, então, aquecida e a pressão reduzida, liberando CO

2

concentrado e regenerando o solvente (BARBOSA, 2010). Porém, apesar de ser um processo onde pode-se obter resultados satisfatórios, seu gasto energético é elevado, o que sugere a necessidade de pesquisas para buscar reduzir tal gasto energético.

Para facilitar estudos em busca de avaliar meios de minimizar o gasto de energia térmica de tal processo, vem-se utilizando softwares capazes de simular diferentes configurações de processo e verificar parâmetros de operação que influenciam na remoção de CO

2

, dentre eles destaca-se o software Aspen Hysys.

Dessa forma, tendo em vista a necessidade de redução das emissões de dióxido

de carbono na atmosfera, bem como a tarefa de viabilizar a tecnologia de absorção

para a remoção do CO

2

, este trabalho busca fazer um levantamento bibliográfico das

diferentes configurações propostas na literatura para a remoção do CO

2

por absorção

utilizando MEA, de tal forma a ser possível apontar os layouts mais promissores em

relação a captura do CO

2

e em redução do gasto energético total da planta. Esse

trabalho pretende, ainda, identificar os parâmetros operacionais das plantas de

separação do CO

2

, por absorção, para avaliar a influência destes na eficiência do

processo.

(16)

2. REFERENCIAL TEÓRICO

2.1 EFEITO ESTUFA E SEUS GASES

O efeito estufa é um processo físico que retém o calor irradiado pela superfície do planeta, e tem como finalidade promover a manutenção da temperatura média da terra, que é essencial para sobrevivência dos seres.

Segundo Ramos (2001), o efeito estufa é importante para a vida terrestre, pois impede o escape, à noite, do calor absorvido pela Terra durante o dia. Caso não existisse naturalmente, a temperatura média do planeta seria muito baixa, da ordem de 18 ºC negativos. Porém a intensificação deste fenômeno pode se tornar prejudicial para a vida no planeta, e isso vem sendo causado pela liberação excessiva de gases do efeito estufa.

Os principais gases que causam o efeito estufa (GEE) são apresentados na Figura 01. Pode-se perceber que o CO

2

representa a maior parcela do GEE.

Figura 01 – Principais gases responsáveis pelo efeito estufa

Fonte: IPCC (2014).

Segundo o IPCC (2014), o dióxido de carbono é o principal causador da ampliação do efeito estufa, onde estimasse que o mesmo aumentou cerca de 35%

desde a era industrial, e este aumento deve-se as atividades humanas, principalmente pela queima de combustíveis fosseis e remoção das florestas, causando assim o aumento do efeito estufa, e, consequentemente, o aquecimento global.

Dióxido de Carbono (processos indústriais)

65%

Dióxido de carbono (Usos

da terra) 11%

Metano 16%

Óxido nitroso 6%

Gases 2%

(17)

2.2 PRINCIPAIS EMISSORES DE CO

2

Os principais responsáveis pelas emissões de dióxido de carbono podem estar causando as mudanças climáticas que afetam toda a flora e fauna do planeta.

Separando os principais emissores deste gás por setor econômico têm-se: produção de eletricidade e calor, transportes, edifícios residenciais e comerciais, indústria, agricultura e outros usos de energia. A seguir na Figura 02 é possível ver a contribuição de cada setor na emissão do CO

2

na atmosfera.

Figura 02 – Emissões globais de GEE por setor econômico

Fonte: IPCC (2014).

Como pode-se perceber na Figura 02, a produção de eletricidade e calor é o principal setor que mais emite CO

2

no meio ambiente. A queima do carvão, gás natural e petróleo para gerar eletricidade ou aquecer representam 25% das emissões de todo o mundo.

Devido à contribuição do CO

2

no aquecimento global, tornasse cada vez mais importante a realização de estudos para a remoção do gás carbônico da atmosfera, como estudos relacionados ao sequestro de carbono, que estão relacionados à captura, transporte e estocagem deste gás. Isso faz com que entre em cena a necessidade de desenvolvimento de tecnologias limpas e trabalhos visando a redução ou mitigação do impacto do uso de combustíveis fósseis.

Produção de Eletricidade e

calor 25%

Agricultura 24%

Edifícios 6%

Transporte 14%

Indústria 21%

Outras Energias 10%

(18)

2.3 PROCESSO DE CAPTURA DE CO

2

Carbon Capture and Storage (CCS) é um conjunto de técnicas que visa a separação, transporte e armazenamento geológico do dióxido de carbono emitido por fontes estacionarias nas mais diversas atividades humanas. Este processo é uma importante alternativa na redução das emissões e estabilização das concentrações atmosféricas dos gases do efeito estufa, em uma perspectiva de desenvolvimento sustentável e está baseado no princípio de devolver o carbono ao subsolo (CEPAC 2009).

Existem três tipos de tecnologias de captura de CO

2

em centrais termoeléctricas, envolvendo processos de separação do CO

2

dos gases de combustão:

 Pós-combustão: o CO

2

é separado dos gases de exaustão;

 Pré-combustão: o combustível é gaseificado, produzindo-se uma mistura CO+H

2

, do qual o CO

2

pode ser recuperado;

 Oxi-combustão: o combustível é queimado na presença de oxigênio puro, resultando em gases de exaustão compostos por CO

2

e H

2

O. A Figura 03 mostra um exemplo de processo de captura de CO

2

em uma planta de geração de energia e armazenamento geológico.

Figura 03 – Diagrama do processo de captura e armazenamento de CO

2

Fonte: COELHO (2017).

(19)

Segundo Licks (2018), existem várias formas de realizar o sequestro de CO

2

, porém, para que possa ser uma alternativa eficaz é preciso ser efetivo e economicamente competitivo, ter estabilidade e longo tempo de estocagem; ser benéfico ao meio ambiente.

A captura de CO

²

deve ser realizada em locais que contenham fontes emissoras expressivas de dióxido de carbono na atmosfera, para ser mais economicamente viável. As maiores fontes de CO

²

estão relacionadas à utilização de combustíveis fósseis como o carvão na geração de energia elétrica. No entanto, algumas atividades industriais são fontes potenciais de emissão deste gás ao meio ambiente (LICKS, 2008).

Existem diversas aplicações uteis para o CO

2

que é capturado e armazenado, como, a recuperação avançada de petróleo, carbonatação de bebidas, fabricação de metais, etc. No entanto, para cada aplicação, o CO

2

deve apresentar uma determinada pureza, o que requer o uso de processos de separação eficientes para se chegar ao nível de pureza desejado.

O armazenamento de CO

2

precisa ser feito de forma segura. A distância para um local de armazenamento seguro e a disponibilidade e o custo de transporte de infraestrutura também influenciam a escolha da opção de estocagem.

Na Figura 04 pode-se observar algumas opções de armazenamento de CO

2.

Figura 04

–

Opções de estocagem do CO

2

Fonte: Relatório da Greenpeace.

(20)

Em geral, os estudos mostram que as formações geológicas são a opção mais abundante e atraente para as centrais térmicas dos EUA. Esta abordagem permitiria isolar o CO

²

durante milhares de anos. O isolamento de CO

2

em formações geológicas apresenta boas perspectivas devido ao grande número de potenciais dissipadores geológicos. O Departamento de Energia dos Estados Unidos (DOE) estima que 1120- 3400 bilhões de toneladas de CO

2

possam ser isoladas nas formações identificadas até agora. Além disso, com preços mais elevados do petróleo, existe um interesse crescente na utilização de CO

²

para o melhoramento da recuperação de óleo; e com preços mais elevados de gás, haverá um interesse crescente na utilização de CO

²

para o melhoramento da produção de metano em leito de carvão (SANTOS, 2012).

2.4 TECNOLOGIAS DE CAPTURA E ARMAZENAMENTO DE CO

2

A captura de CO

2

tem sido fortemente empregada no processamento de gás natural e em indústrias de processamento químico há mais de 60 anos. Um exemplo disso é a captura de CO

2

de usinas elétricas, que tem sido praticada comercialmente desde o final da década de 70 com o objetivo de utilizar o CO

2

capturado para aumentar a recuperação de poços de petróleo (GUPTA et al., 2003; BARBOSA, 2009).

As principais tecnologias que já existem de captação do CO

2

são: absorção, separação por membranas, destilação criogênica e adsorção. A Figura 05 mostra um fluxograma apresentando os métodos de separação e os materiais utilizados em cada um.

Figura 05 – Fluxograma dos métodos de separação do CO

2

Fonte: Adaptado de GADÊLHA (2013).

A Figura 06 mostra um esquema ilustrativo das quatro técnicas de separação. A

seguir será apresentado os princípios de cada tecnologia, bem como seus avanços,

(21)

vantagens e desvantagens. Não é possível dizer qual o melhor método de captura visto que depende de muitos fatores.

Figura 06 – Esquema ilustrativo das quatros técnicas de separação

Fonte: NEVES et al. (2007).

2.4.1 Absorção

A absorção é uma técnica convencional, já utilizada em processos industriais para captura de CO

2

. Contudo, essa tecnologia apresenta um grande consumo energético e faz uso de materiais com baixo tempo de vida útil, além de dificuldades operacionais frequentes principalmente com a formação de espuma (THITAKAMOL e VEAWAB, 2009).

No processo convencional utiliza-se de uma coluna de absorção por onde passa o gás de queima, que é, então, absorvido por solventes orgânicos, geralmente aminas.

Nesse instante, há a separação do CO

2

que fica absorvido ao passo que os demais gases saem da coluna isentos de dióxido de carbono.

Esta técnica representa a maioria dos processos de captura de CO

2

, sobretudo

nas indústrias petroquímicas. É bastante útil em processos que exija um elevado grau

de pureza, pois os solventes de amina apresentam boa capacidade de reatividade,

bem como alta seletividade. Com isso, torna-se útil nas indústrias químicas, de

alimentos, fertilizantes, etc. A Tabela 01 mostra os principais compostos utilizados

nesse processo industrial.

(22)

Tabela 01 – Absorventes utilizados industrialmente

Absorventes Siglas usuais

Metildietanolamina MDEA

Monoetanolamina MEA

Dietanolamina DEA

Piperazina PZ

Carbonato de Potássio -

Aminometilpropano AMP

Trietanolamina TEA

Diglicolamina DGA

Ác. Aminoetanioco -

Dietilenotriamina DETA

Di-isso-propanodiol DIPA

Fonte: Autoria própria (2018).

2.4.2 Separação por membranas

O processo de separação por membranas é uma tecnologia bastante estudada;

desde 1980 são comercializadas algumas unidades de membranas de separação para gases em processos industriais, tais como separação de CO

2

e H

2

S (SHEKHAWAT et al., 2003; EBNER e RITTER, 2009).

A separação por membranas está baseada em diferentes tamanhos e pesos moleculares dos gases em mistura, bem como de distintas propriedades químicas, baseado em suas interações químicas intra e intermoleculares. As membranas podem ser constituídas de diferentes materiais, como carbono, aminas e principalmente polímeros (SHEKHAWAT et al., 2003, BASU et al., 2004; SANDRU et al., 2010). Uma molécula de CO

2

que possui diâmetro cinético de 3,3 Å. Está técnica tem a capacidade de separar de gases com diâmetros maiores, como O

2

, N

2

e CH

4

.

A separação por membranas difere da absorção pelo fato de dispensar o uso de agentes de separação, ou agentes que envolvam mudanças de fases, portanto o custo com a regeneração e mudança não existem.

2.4.3 Destilação criogênica

A criogenia é uma técnica que se baseia na separação de gases de diferentes

pressões de vapor através da redução da temperatura. Este método apresenta

(23)

dificuldade relacionadas ao entupimento de colunas e tubulações ou perdas excessivas de pressão durante a captura. Uma vantagem é que os processos com criogenia não utilizam nenhum material químico, adsorvente ou elevadas pressões, o que evita etapas de pré e pós tratamento.

2.4.4 Adsorção

A adsorção é um fenômeno de concentração espontânea de moléculas ou íons presentes em uma fase fluida, que ocorre na superfície de um material sólido, aqui chamado de adsorvente, em contato com o fluido aqui chamado de adsorvido (RUTHVEN, 1984; ROUQUEROL, et al., 1999).

O processo de adsorção ocorre devido às forças intermoleculares entre um gás de um determinado fluido com a superfície de um material, o que permite a separação dos componentes, uma vez que o gás, que apresenta afinidade com o material, tende a ficar retido na superfície desse adsorvente. A seletividade de adsorção dos gases está diretamente relacionada com a temperatura do sistema, pressão parcial do gás, forças de superfície e tamanho dos poros do adsorvente. A principal tecnologia utilizada para separação do CO

2

por adsorção chama-se Pressure Swing Adsorption (PSA). Essa tecnologia, entretanto, depende essencialmente da capacidade do adsorvente em adsorver CO

2

e em dessorvê-lo, o que exige o estudo de materiais mais promissores para tornar esse processo mais viável.

2.5 PROCESSO DE ABSORÇÃO DE CO

2

A absorção é um processo muito utilizado na indústria para separação de gases.

É feito a partir da transferência de massa de um componente na fase gasosa para a fases líquida, por causa da solubilidade e da diferença de concentração entre as fases, que escoam em torres que serve para proporcionar maior contato entre as fases.

O processo de absorção de gases é comumente utilizado em plantas industriais com o objetivo de produção ou recuperação de compostos com alto valor agregado e sua aplicação vem tendo grande relevância ambiental na redução de poluentes emitidos na atmosfera (LEITE; BERTOLI; BARROS, 2005).

Quase todos os processos comerciais de absorção envolve sistemas nos quais

o soluto gás reage com o solvente líquido. Em geral, o efeito da reação química é o

(24)

de aumentar a taxa de absorção, bem como a capacidade do solvente líquido em dissolver o soluto gás, comparado com os sistemas onde a absorção é puramente física (AZEVÊDO, 1996).

A absorção é baseada nas interações entre o solvente e o gás a ser removido da corrente gasosa e pode ser classificada em: absorção física ou química, com reação reversível e irreversível.

2.5.1 Absorção física e química

Absorção física é mais usada quando os gases ácidos presentes no gás representam uma fração apreciável da corrente gasosa total. O custo de removê-los através de solventes químicos, que demandam uma grande quantidade de calor na etapa de regeneração, pode ser fora de proporção quando comparado ao valor do gás tratado (KOHL e NIELSEN, 1997).

Geralmente, os solventes físicos são estáveis, tendo uma boa seletividade e capacidade de absorção de CO

2

e uma baixa capacidade para remoção de outros constituintes primários do fluxo de gás. A maioria dos solventes físicos utilizados é orgânico e com elevados pontos de ebulição e baixas pressões de vapor a temperatura ambiente. Além disso, devem possuir baixa viscosidade e serem poucos corrosivos.

Em sua forma mais simples, plantas de absorção com solventes físicos requerem pouco mais que uma coluna absorvedora, um vaso expansor atmosférico e uma bomba de reciclo. Não é necessário, na maioria das vezes, vapor ou outra fonte de calor. Uma vez que os gases ácidos absorvidos são dissolvidos da solução solvente através da redução de pressão para pressão atmosférica, a concentração de gases ácidos na solução pobre corresponde à concentração de equilíbrio a pressão parcial de gases ácidos de 1 atm e está, consequentemente, representa a pressão parcial mínima teórica de gás ácido na corrente de gás tratado. A regeneração térmica do solvente geralmente é necessária para que se possa atingir um nível de regeneração compatível com o grau de pureza requerido para o gás tratado. Vácuo ou injeção de gás inerte também podem ser aplicados na regeneração do solvente para se obter um grau maior de purificação do gás tratado (KOHL e NIELSEN, 1997).

A absorção química está ligada aos processos onde um gás é absorvido em um

solvente líquido pela formação de um composto quimicamente ligado, que pode

(25)

ocorrer de forma reversível ou irreversível. Para o caso de reação irreversível, o produto formado na reação não se decompõe, inviabilizando a reutilização do solvente no processo. Um exemplo de absorção reversível é o de CO

2

em presença de solução de aminas, na qual pode ocorrer em baixas pressões, em que a amina tem uma alta capacidade de absorção de CO

2

e a possibilidade de regeneração.

Derivados de amina como a monoetanolamina (MEA), a dietanolamina (DEA), a trietanolamina (TEA), metildietanolamina (MDEA), diisopropanolamina (DIPA), 2- amino-2-metil-1-propanol (AMP) e diglicolamina (DGA) tem sido as principais alcanolaminas usadas em aplicação comercial (BARBOSA, 2010). A Tabela 02 mostra as propriedades dos diferentes tipos de solventes.

Tabela 02 – Propriedades de diferentes tipos de solventes

Propriedades MEA* DEA* TEA* MDEA* DIPA* DGA**

Peso Molecular 61,09 105,14 149,19 119,17 133,19 105,14 Densidade Relativa

20/20 ºC 1,0179 1,0919

(30/20 ºC) 1,1258 1,0418

0,9890 (45/20

ºC)

1,0550 Ponto de ebulição

(ºC) 760 mmHg

50 mmHg 10 mmHg

171 100 69

Decomp 187 150

360 244 208

247,2 164 128

248,7 167 133

221 - - Pressão de vapor

mmHg a 20 ºC 0,36 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

Calor de vaporização Btu/lb

a 1 atm

355 288

(169,5 ºC) 230 223 184,5 219,1 Custo aproximado

$/lb*** 0,59 0,6 0,61 1,40 - 0,93

* Dados de Union Carbide Chemicals Company (1957) exceto para custo.

** Dado de Jefferson Chemical Company, Inc. (1969) exceto para custo.

*** Kenney (1995).

Fonte: Adaptado de KOHL e NIELSEN (1997).

(26)

2.5.2 Absorção de CO

2

utilizando MEA

Alguns estudos mostram que os sistemas de absorção de CO

²

em aminas são os mais indicados para as centrais térmicas, pois são sistemas eficazes para diluir correntes de CO

²

, tais como os gases da combustão do carvão, que normalmente contêm apenas cerca de 10-12% de CO

²

por volume. Estas unidades são operadas em temperatura e pressão normais.

Quando são utilizados em usinas térmicas para capturar CO

²

em sistemas de pós-combustão de CO

²

, o gás de combustão é borbulhado através do solvente em uma coluna absorvente empacotada. Em seguida, o solvente passa através de um regenerador onde o CO

²

absorvido é expulso do solvente utilizando vapor em contracorrente a 100 – 120

^o

C. O vapor d’água condensa, originando um fluxo de CO

²

de alta concentração, que pode ser comprimido para utilização comercial ou estocagem. O solvente pobre é refrigerado a 40 – 65 °C e reciclado na coluna absorvente (HERZOG; GOLOMB, 2004).

Segundo Cullinane (2005), as aminas aquosas são solventes considerados um dos mais efetivos. Existem uma grande variedade de alcanolaminas utilizadas como absorvente, algumas inclusive são especialmente desenvolvidas para esta finalidade.

No entanto, a amina mais utilizada em processos com pressões parciais mais baixas para captura de CO

2

é a monoetanolamina (MEA) e, com isso, tem sido estudada com mais intensidade. Diferentes modelos termodinâmicos têm sido utilizados para descrever o comportamento de equilíbrio de CO

2

em soluções aquosas de alcanolamina, em particular, de MEA.

A MEA é um composto orgânico de fórmula CH

2

(NH

2

)CH

2

OH, ou seja, é ao mesmo tempo um álcool primário e uma amina primária, como apresentado na Figura 07.

Figura 07 – Estrutura Molecular da Monoetanolamina

Fonte: SANTOS (2012).

(27)

As reações nas quais o dióxido de carbono está presente em soluções alcalinas não chegam a ser instantâneas. O fato de o CO

2

ser um ácido de Lewis, que necessita ser hidratado antes de reagir com uma base, faz com que a transferência de massa ocorra no regime rápido de reação. Assim, a eficiência de remoção de CO

2

na absorção é uma função de vários parâmetros que afetam o equilíbrio gás-líquido (por exemplo, caudal, temperatura, pressão, composição dos gases de combustão, concentração de CO

2

, concentração de amina) (AZÊVEDO, 1996; SANTOS, 2012).

Um problema significante com a técnica de absorção utilizando a MEA em suas formas correntes é a perda do solvente, com o tempo, por degradação da amina, que pode ser definida pela fração desativada da amina presente que já não está disponível para capturar CO

2

. Os subprodutos da degradação da MEA são conhecidos pelo decréscimo da eficiência da captura do CO

2

e tem também implicações no mecanismo de corrosão. Em regra, para compensar esta degradação, a amina é destilada para remoção dos subprodutos e é adicionada, continuamente, amina “fresca” para o sistema. A degradação é influenciada pela temperatura, concentração da amina, carga de CO

2

e pela presença de oxigênio (STRAZISAR et al., 2002; SANTOS, 2012).

O resfriamento e o aquecimento do solvente, o bombeamento e a compressão

requerem energia do ciclo térmico da usina, diminuindo a eficiência térmica do

sistema. Estima-se que a etapa de regeneração será responsável por mais da metade

dos custos de processo global, principalmente devido ao alto consumo de energia

para a regeneração de solventes (LICKS, 2008).

(28)

3. CONFIGURAÇÕES DE PROCESSOS DE REMOÇÃO DE CO

2

POR ABSORÇÃO

Na literatura existe uma grande quantidade de configurações de processo de absorção de CO

2

. Neste tópico será apresentado as principais configurações propostas na literatura, a partir de simulações de processo, para a remoção do CO

2

por absorção usando MEA. Será apresentado também algumas tabelas construídas para possibilitar a comparação do gasto energético entre as configurações propostas, bem como para comparar as condições de operação adotadas em cada configuração.

3.1 SIMULAÇÃO DA CONFIGURAÇÃO PADRÃO SUGERIDA POR ØI (2007)

Foi proposto e simulado por Øi (2007) uma configuração de remoção de CO

2

chamada de padrão, por ser um tipo de configuração comum para plantas que já existem. Os parâmetros utilizados no processo estão especificados na Tabela 03 e o fluxograma gerado no Aspen Hysys para a simulação é mostrado na Figura 08.

Tabela 03 – Especificações de entrada no Aspen Hysys para a configuração padrão, com eficiência de remoção de 85%, simulado por Øi (2007)

Parâmetros Valores

Temperatura do gás de alimentação 40 °C

Pressão do gás de alimentação 1,1 bar

Fluxo do gás de alimentação 85000 kgmol/h

CO

2

no gás de alimentação 3,73 %mol

Água no gás de alimentação 6,71 %mol

Temperatura da amina pobre 40 °C

Pressão na amina pobre 1,1 bar

Taxa de amina pobre 120000 kgmol/h

Conteúdo de MEA na amina pobre 29 %m/m

CO

2

na amina pobre 5,5 %m/m

Número de estágios no absorvedor 10

Eficiência de Murphree no absorvedor 0,25

Pressão da bomba da amina rica 2 bar

Temperatura da amina rica aquecida 104,5 °C

(29)

Número de etapas no stripper 6(3+3)

Eficiência de Murphree no stripper 1,0

Razão de refluxo em stripper 0,3

Temperatura do reboiler 120 °C

Pressão da bomba de amina pobre 2 bar

Mínimo ΔT em calor 10 °C

Fonte: ØI (2007).

Figura 08 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração padrão simulada no Aspen Hysys por Øi (2007)

Fonte: Øi (2007).

Na simulação da Figura 08, foi alcançado uma remoção de CO

2

de 85 %mol, com um gasto energético de 3,65 MJ/kg utilizando como pacote termodinâmico, o modelo de equilíbrio Kent Eisenberg.

A Tabela 04 apresenta os resultados descritos acima de forma resumida,

permitindo uma melhor comparação dos valores obtidos por Øi (2007).

(30)

Tabela 04 – Resultados obtidos na configuração padrão apresentado em Øi (2007)

Autor (ano)

Configuração do processo

Modelo de Equilíbrio

CO

2

removido (%)

Gasto energético

(MJ/kg)

Fluxo de gás de entrada (kgmol/h)

Øi (2007)

Padrão

Kent

Eisenberg 85 3,65 85000

3.2 SIMULAÇÕES SUGERIDAS POR ØI E VOZNIUK (2010) 3.2.1 Configuração padrão

Foi simulado por Øi e Vozniuk (2010) uma configuração de remoção de CO

2

padrão, semelhante a feita por Øi (2007), baseando-se no princípio de uma absorção de CO

2

padrão, como mostrado na Figura 09. O CO

2

é absorvido pela solução de amina no absorvedor. A amina rica em CO

2

é bombeada para o stripper e regenerada.

Depois, é ,então, recirculada de volta para o absorvedor. Foi observado que em ambos os trabalhos, Øi (2007) e Øi e Vozniuk (2010), resfriaram a amina regenerada através do cooler e depois a misturaram no make-up. Entretanto, tais trabalhos distinguem-se na quantidade do número de estágios do absorvedor e na eficiência de Murphree que foi adotada nas simulações.

Figura 09 – Princípio para uma configuração padrão de absorção de CO

2

Fonte: Øi e Vozniuk (2010).

(31)

3.2.2 Configuração de fluxo dividido

Øi e Vozniuk (2010) propõe que existe uma maneira de reduzir o consumo de energia nesse processo a partir de uma configuração chamada de fluxo dividido, como mostrado na Figura 10. Uma corrente de solução de amina parcialmente regenerada é bombeada e alimentada na coluna de absorção e a amina completamente regenerada é bombeada e alimentada no topo da coluna de absorção. Na Tabela 05 é apresentado os parâmetros utilizados nas configurações avaliadas em Øi e Vozniuk (2010). Em ambas as configurações foi utilizado o modelo de equilíbrio de Kent Eisenberg. A Figura 11 apresenta o fluxograma gerado na simulação feita no Aspen Hysys para configuração de fluxo dividido.

Figura 10 – Princípio para absorção de CO

2

usando configuração de fluxo dividido

Tabela 05 – Especificações de entrada no Aspen Hysys para a configuração padrão e de fluxo dividido, com eficiência de remoção de 85%, simulado por

Øi e Vozniuk (2010)

Especificações

Configuração padrão

Configuração de fluxo dividido

Temperatura do gás de alimentação 40 °C 40 °C

Pressão do gás de alimentação 1,11 bar 1,11 bar

Fluxo do gás de alimentação 85000 kgmol/h 85000 kgmol/h

CO

2

no gás de alimentação 3,73 %mol 3,73 %mol

Água no gás de alimentação 6,71 %mol 6,71 %mol

(32)

Temperatura da amina pobre 40 °C 40 °C

Pressão de amina pobre 1,01 bar 1,01 bar

Taxa de amina pobre 148000 kgmol/h 103500 kgmol/h

Teor de MEA em amina pobre 29 %m/m 29 %m/m

CO

2

em amina pobre 5,5 %m/m 5,5 %m/m

Número de estágios no absorvedor 18 26

Eficiência de Murphree no absorvedor 0,15 0,15

Pressão rica da bomba de amina 2 bar 2 bar

Temperatura de amina rica aquecida 104,2 °C 96,6 °C Número de estágios no stripper 6 + Cond + Reb 6 + Cond + Reb

Eficiência de Murphree no stripper 1 1

Razão de refluxo no stripper 0,1 0,1

Temperatura do reboiler 120 °C 120 °C

Pressão da bomba de amina pobre 2 bar 2 bar

Temperatura da amina semi-pobre - 40 °C

Pressão de amina semi-pobre - 1,11 bar

Taxa de amina semi-pobre - 100000 kgmol/h

Teor de MEA em amina semi-pobre - 28 %m/m

CO

2

em amina semi-pobre - 9,1 %m/m

Figura 11 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração de fluxo dividido simulada no Aspen Hysys por Øi e Vozniuk (2010)

(33)

Foi alcançado um percentual de remoção de CO

2

de 85 %mol em ambas as configurações de processo avaliadas pelo o autor em questão, porém constatou-se que a configuração de fluxo dividido gerou um gasto energético menor, no valor de 3,0 MJ/kg, enquanto a configuração padrão obteve um gasto de 3,8 MJ/kg. Øi e Vozniuk (2010) observaram também que o aumento do número de estágios pode reduzir o consumo energético, o que aconteceu na configuração de fluxo dividido.

Na Tabela 06 estão dispostos os resultados acima de maneira mais resumida para facilitar a comparação dos valores de acordo com sua respectiva configuração usada no processo.

Tabela 06 – Resultados obtidos na configuração padrão e de fluxo dividido apresentado em Øi e Vozniuk (2010)

Autor (ano)

Configuração do processo

Modelo de Equilíbrio

CO

2

removido (%)

Gasto energético

(MJ/kg)

Fluxo de gás de entrada

(kgmol/h)

Øi e Vozniuk

(2010)

Padrão Kent

Eisenberg 85

3,8

85000

Fluxo dividido 3,0

3.3 SIMULAÇÕES SUGERIDAS POR BIRKELUND (2013) 3.3.1 Configuração padrão

Birkelund (2013) simulou também uma configuração padrão, onde os valores dos

parâmetros utilizados estão descritos na Tabela 07 abaixo. Logo em seguida, na

Figura 12, é apresentado o fluxograma da simulação realizada no Aspen Hysys.

(34)

Tabela 07 – Especificações de entrada no Aspen Hysys para a configuração padrão, com eficiência de remoção de 85%, simulado por Birkelund (2013)

Parâmetros Valores

Composição

MEA: 29,0 %m/m CO

2

: 5,5 %m/m H

2

O: 65,5 %m/m

Carga de amina pobre 0,263

Temperatura 40 °C

Pressão 101 KPa

Taxa de fluxo 1,6x10

⁵

kgmol/h

Absorvedor- Estagios 14

Absorvedor - eficiência Murphree 0,15

Dessorber – estágios 10 + condensador + reboiler

Dessorber - eficiência Murphree 1

Reboiler - temperatura 120 °C

Dessorber - Relação de refluxo 0,1

Carga de amina rica 0,434

Bomba de amina rica - pressão de entrada

101 KPa

Bomba de amina rica - pressão de saída

200 KPa

Bomba de amina rica - temperatura de entrada

43,5 °C

Bomba de amina rica - eficiência adiabática

75%

Amina rica aquecida - temperatura 104,5 °C Bomba de amina pobre - pressão de

entrada

100 KPa Bomba de amina pobre - pressão de

saída

400 KPa

Bomba de amina pobre - eficiência adiabática

75%

Amina - Taxa de fluxo 45 kgmol/h

(35)

Água - Taxa de fluxo 6150 kgmol/h

Fonte: Birkelund (2013).

Figura 12 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração padrão simulada no Aspen Hysys por Birkelund (2013)

Birkelund (2013) mostra que o resultado após a simulação foi um gasto energético no valor de 4,3 MJ/kg para o processo de absorção na configuração padrão. Como visto antes, este modelo de configuração também foi simulado por outros autores, mostrando entre seus fluxogramas várias semelhanças, como a utilização do make-up após o resfriamento no cooler. Entretanto, Birkelund (2013) diferente dos demais, adicionou uma válvula para redução de pressão. Na Tabela 08 a seguir mostra os resultados obtidos nesta configuração.

Tabela 08 – Resultados obtidos na configuração padrão apresentado em Birkleund (2013)

Autor (ano)

Configuração do processo

Modelo de Equilíbrio

CO

2

removido (%)

Gasto energético

(MJ/kg)

Fluxo de gás de entrada (kgmol/h) Birkelund

(2013)

Padrão Kent Eisenberg

85 4,3 160000

(36)

3.3.2 Recompressão de vapor

Foi simulado também por Birkelund (2013) uma configuração através da recompressão de vapor, onde os valores dos parâmetros utilizados estão descritos na Tabela 09 a seguir. Logo em seguida, na Figura 13, é apresentado o fluxograma da simulação.

Tabela 09 – Especificações de entrada no Aspen Hysys para a configuração de recompressão de vapor, com eficiência de remoção de 85%, simulado por Birkelund

(2013)

Parâmetros Valores

Composição

MEA: 29,0 %m/m CO2: 5,1 %m/m H2O: 65,9 %m/m

Carga de amina pobre 24,4

Temperatura 40 °C

Pressão 101 KPa

Taxa de fluxo 1,23x10

⁵

kgmol/h

Absorvedor - Estágios 16

Eficiência de Murphree no absorvedor 0,15

Dessorber – estágios 10 + condensador + reboiler

Dessorber - eficiência Murphree 1

Reboiler - temperatura 120 °C

Dessorber - Relação de refluxo 0,3

Flash tank – pressão 115 KPa

Carga de amina rica 46,8

Bomba de amina rica - pressão de entrada

101 KPa

Bomba de amina rica - pressão de saída

200 KPa Bomba de amina rica - temperatura de

entrada

41,8 °C

(37)

Bomba de amina rica - eficiência adiabática

75%

Bomba de amina pobre - pressão de entrada

115 KPa

Bomba de amina pobre - pressão de saída

200 KPa

Bomba de amina pobre - temperatura de entrada

105,3 °C

Bomba de amina pobre - eficiência adiabática

75%

Compressor - eficiência adiabática 75%

Compressor - pressão de entrada 115 KPa

Compressor - pressão de saída 200 KPa

Compressor - temperatura de entrada 99,4 KPa

Compressor - temperatura de saída 120 °C

Taxa de fluxo de amina 40 kgmol/h

Taxa de fluxo de água 4980 kgmol/h

Especificações para o fluxo de recompressão para o stripper

Composição

MEA: 10,8 %m/m CO2: 86,4 %m/m H2O: 2,8 %m/m

Temperatura 120 °C

Pressão 200 KPa

Vazão 3985 kgmol/h

(38)

Figura 13 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração de recompressão de vapor simulada no Aspen Hysys por Birkelund (2013)

O resultado após a simulação feita por Birkelund (2013) mostrou um gasto energético no valor de 2,7 MJ/kg. Ao comparar este modelo de processo com o de fluxo dividido simulado por Øi e Vozniuk (2010), pode-se perceber que ambos os autores fizeram na planta de simulação o uso de um mesmo permutador de calor, e de um separador flash, porém Birkelund (2013) colocou duas válvulas de redução de pressão em seu processo, diferentemente do outro autor. A Tabela 10 a seguir mostra os resultados obtidos nesta configuração.

Tabela 10 – Resultados obtidos na configuração de recompressão de vapor apresentado em Birkelund (2013)

Autor (ano)

Configuração do processo

Modelo de Equilíbrio

CO

2

removido (%)

Gasto energético

(MJ / kg)

Fluxo de gás de entrada (kgmol/h) Birkelund

(2013)

Recompressão de vapor

Kent Eisenberg

85 2,7 123000

(39)

3.3.3 Divisão enxuta

Foi simulado também por Birkelund (2013) uma configuração de remoção de CO

2

através da divisão enxuta. Os parâmetros utilizados no processo estão especificados na Tabela 11, 12, 13 e 14. O fluxograma utilizado no Aspen Hysys para a simulação é mostrado na Figura 14.

Tabela 11 – Especificações da amina para absorver

Parâmetros Valores

Composição

MEA: 27 %m/m CO

2

: 4,4 %m/m H

2

O: 68,6 %m/m Carga de amina pobre

Temperatura 40 °C

Pressão 1,01 bar

Quociente de vazão 4,55 * 10

⁴

kgmol/h

Tabela 12 – Especificações para o fluxo semi-enxuto para absorver

Parâmetros Valores

Composição

MEA: 29,0 %m/m CO

²

: 5,1 %m/m H

2

O: 65,9 %m/m

Temperatura 40 °C

Pressão 1,01 bar

Quociente de vazão 5,29 * 10

⁴

kgmol/h

Tabela 13 – Especificações para o fluxo recomprimido para o stripper

Parâmetros Valores

Composição

MEA: 2,8 %m/m

CO

2

: 7,9 %m/m

H

2

O: 89,3 %m/m

(40)

Temperatura 120 °C

Pressão 2 bar

Quociente de vazão 1689 kgmol/h

Tabela 14 – Especificações e dados para o resto do modelo

Parâmetros Valores

Absorvedor - estágios 24

Eficiência de Murphree no absorvedor 0,15

Dessorber – estágios 6 + Cond + Reb

Eficiência de Murphree no dessorber 1

Reboiler - temperatura 120 °C

Dessorber - Razão de refluxo 0,3

Separador - pressão 1 bar

Amina rica 0,537

Bomba de amina rica - pressão de entrada

1,01 bar Bomba de amina rica - pressão de

saída

2,91 bar Bomba de amina rica - temperatura de

entrada

41,3 °C Bomba de amina rica - eficiência

adiabática

75%

Bomba de amina pobre - pressão de entrada

1 bar Bomba de amina pobre - pressão de

saída

3 bar Bomba de amina pobre - temperatura

de entrada

101,8°C Bomba de amina pobre - eficiência

adiabática

75%

Compressor - eficiência adiabática 75%

Compressor - pressão de entrada 1 bar

Compressor - pressão de saída 2 bar

Compressor - temperatura de entrada 99,4 °C Compressor - temperatura de saída 120 °C Bomba de amina semi-enxuta - pressão

de entrada

1 bar Bomba de amina semi-enxuta - pressão

de saída

1,11 bar Bomba de amina semi-enxuta -

temperatura de entrada

46,5 °C Bomba de amina semi-enxuta -

eficiência adiabática

75%

(41)

Figura 14 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração de divisão enxuta simulada no Aspen Hysys por Birkelund (2013)

Na simulação da Figura 14 foi alcançado uma remoção de CO

2

de 85 %mol, com um gasto energético de 2,7 MJ/kg utilizando, como pacote termodinâmico, o modelo de equilíbrio Kent Eisenberg.

Comparando os modelos simulados por Birkelund (2013) de divisão enxuta e recompressão de vapor, no modelo em discursão foram adicionados alguns equipamentos com relação ao anterior, como: uma bomba semi-pobre e outro refrigerador de água.

A Tabela 15, mostra os resultados descritos acima de forma resumida, permitindo uma melhor comparação dos valores obtidos por Birkelund (2013).

Tabela 15 – Resultados obtidos na configuração de divisão enxuta apresentado em Birkelund (2013)

Autor (ano)

Configuração do processo

Modelo de Equilíbrio

CO

2

removido (%)

Gasto energético

(MJ/kg)

Fluxo de gás de entrada (kgmol/h) Birkelund

(2013)

Divisão enxuta Kent Eisenberg

85 2,7 52900

(42)

3.4 SIMULAÇÕES SUGERIDAS POR ØI (2014)

3.4.1 Configuração padrão

Øi (2014) fez mais uma simulação de processo de configuração padrão de remoção de CO

2

, as especificações dos parâmetros utilizados estão dispostas na Tabela 16. O fluxograma da simulação do processo de absorção consta na Figura 15.

Tabela 16 – Especificações de entrada no Aspen Hysys para a configuração padrão, com eficiência de remoção de 85%, simulado por Øi (2014)

Parâmetros Valores

Temperatura do gás de entrada 40 °C

Pressão de entrada de gás 1,11 bar

Fluxo de gás de entrada 108600 kgmol/h

CO

2

no gás de entrada 5,12 %mol

Água no gás de entrada 4,08 %mol

Temperatura da amina pobre 40 °C

Pressão de amina pobre 1,01 bar

Taxa de amina pobre 129400 kgmol/h

Conteúdo MEA em amina pobre 29 %m/m

CO

2

em amina pobre 5,4 %m/m

Pressão de dessorção 2 bar

Temperatura de amina rica aquecida 105,2 °C Número de estágios de equilíbrio no

stripper

8(3+3+cond+reb)

Relação de refluxo no stripper 0,3

Temperatura do reboiler 120 °C

Fonte: Øi (2014).

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Figura 15 – Fluxograma para remoção de CO

2

usando a configuração padrão simulada no Aspen Hysys por Øi (2014)

Fonte: Øi (2014).

Na simulação, o resultado foi de 85 %mol de remoção do CO

2

para ambos os modelos de equilíbrio adotados, porém, o gasto de energético utilizando o Kent Eisenberg foi de 3,39 MJ/kg, que é maior do que quando foi utilizado o Li-Mather, que teve como gasto energético de 3,26 MJ/kg.

Fazendo uma comparação com a mesma configuração simulada por Øi (2007), pode-se observar que houve uma redução no consumo energético em ambos os pacotes termodinâmicos, utilizando o Kent Eisenberg baixou de 3,65 MJ/kg para 3,39 MJ/kg. Ocorreu um aumento na eficiência do processo, que mesmo aumentando o seu fluxo de gás de entrada o consumo energético reduziu. O aumento do número de estágios pode ter contribuído grandemente para aumentar a eficiência nesta configuração padrão. Outra mudança que houve foi a redução da eficiência de Murphee, que em Øi (2007) foi de 0,25, já em Øi (2014) foi de 0,15.

Na Tabela 17 a seguir, mostra os resultados obtidos por Øi (2014) para a

configuração padrão, permitindo uma melhor comparação dos valores.

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Tabela 17 – Resultados obtidos na configuração padrão apresentado em Øi (2014)

Autor (ano)

Configuração do processo

Modelo de Equilíbrio

CO

2

removido (%)

Gasto energético

(MJ/kg)

Fluxo de gás de entrada (kgmol/h)

Øi (2014)

Padrão

Kent

Eisenberg 85 3,39 108600

Li-Mather 3,26

3.4.2 Fluxo dividido

Foi simulado por Øi (2014) o processo de configuração de fluxo dividido, as especificações dos parâmetros são os mesmos utilizados no caso base dispostos na Tabela 16, apenas com algumas alterações e adições. A alimentação semi-pobre foi para estágio 14. A taxa de amina semi-enxuta foi de 70000 kgmol/h, o que foi próximo para o ótimo dando o menor consumo de calor. A concentração de CO

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semi-pobre foi de 9 %m/m. Um trocador de calor foi usado para simular o aquecimento da rica corrente de amina e o resfriamento da riachos semi-esbeltos. O princípio utilizado por Øi (2014) na configuração consta na Figura 16.

Figura 16 – Princípio para absorção de CO

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usando configuração de fluxo dividido

Fonte: Øi (2014).