La gasificación del carbón es un proceso mediante el cual una materia prima de hidrocarburos (carbón) se convierte en componentes gaseosos mediante la aplicación de calor bajo presión en presencia de vapor. En lugar de quemarse, la mayor parte de la materia prima que contiene carbono se descompone mediante reacciones químicas que producen "gas de síntesis". El gas de síntesis está compuesto principalmente de hidrógeno y monóxido de carbono, pero la composición exacta puede variar. En los sistemas de ciclo combinado de gasificación integrada (IGCC), el gas de síntesis se limpia y se quema como combustible en una turbina de combustión que luego impulsa un generador eléctrico . El calor de escape de la turbina de combustión se recupera y se utiliza para crear vapor para un generador de turbina de vapor. El uso de estos dos tipos de turbinas en combinación es una de las razones por las que los sistemas de energía basados en la gasificación pueden lograr altas eficiencias de generación de energía. Actualmente, los sistemas basados en gasificación disponibles comercialmente pueden funcionar con eficiencias de alrededor del 40%. [1] Sin embargo, el gas de síntesis emite más gases de efecto invernadero que el gas natural y casi el doble de carbono que una planta de carbón. La gasificación del carbón también requiere mucha agua. [2]
Según el Consejo de Tecnologías de Gasificación y Gas de Síntesis, una asociación comercial, en todo el mundo hay 272 plantas de gasificación en funcionamiento con 686 gasificadores y 74 plantas con 238 gasificadores en construcción. La mayoría de ellas utilizan carbón como materia prima. [3]
En 2017, la expansión a gran escala de la industria de gasificación de carbón se estaba produciendo únicamente en China, donde los gobiernos locales y las empresas energéticas promueven la industria en aras de la creación de empleo y de un mercado para el carbón. El gobierno central es consciente del conflicto que existe con los objetivos medioambientales. En su mayor parte, las plantas están situadas en zonas remotas ricas en carbón. Además de producir una gran cantidad de dióxido de carbono, las plantas utilizan una gran cantidad de agua en zonas donde el agua es escasa. [4]
Gasificación de carbón bituminoso para producir electricidad
El proyecto de repotenciación de la gasificación de carbón del río Wabash fue una demostración de la tecnología avanzada de ciclo combinado de gasificación integrada (IGCC), una iniciativa conjunta entre la empresa conjunta del proyecto de gasificación de carbón del río Wabash y el Departamento de Energía de los EE. UU. [6] El término "repotenciación" se refiere a la sustitución de una antigua central eléctrica convencional de carbón pulverizado por la planta IGCC. La construcción comenzó en julio de 1993 cerca de West Terre Haute, Indiana, seguida por la puesta en marcha operativa en noviembre de 1995. La fase de demostración del proyecto se completó y se puso en marcha para la operación comercial en diciembre de 1999.
La tecnología de gasificación utilizada en el IGCC de Wabash River fue desarrollada originalmente por Dow Chemical y posteriormente transferida a Destec, una subsidiaria parcialmente controlada por Dow Chemical. La tecnología fue adquirida posteriormente por ConocoPhillips. CB&I actualmente otorga licencias para esta tecnología de proceso bajo el nombre E-GAS™. [7]
La planta de energía IGCC del río Wabash está diseñada para utilizar una variedad de carbones locales, incluidos carbones bituminosos del Medio Oeste con alto contenido de azufre, como el Illinois No. 6. Además, se consumen coque de petróleo y mezclas de carbón y coque, en el rango de aproximadamente 2500 TPD para generar aproximadamente 262 MWe de salida neta de electricidad. [8]
El diseño de la planta se realizó con el objetivo de superar los estándares de emisiones de la Ley de Aire Limpio (CAA), que limitan el dióxido de azufre (SO2 ) a 1,2 lb/millón de Btu de entrada de combustible y el NOx a 0,15 lb/millón de Btu. Las emisiones demostradas son mucho mejores que estos objetivos. A pesar de que la generación de energía en el complejo de Wabash River es casi tres veces mayor que la de la unidad original, las emisiones totales son una fracción de los valores previos a la generación de energía como resultado del sistema IGCC. Las emisiones de partículas son insignificantes.
Gasificación de carbón bituminoso para producir electricidad
La construcción de esta unidad IGCC en la central eléctrica Polk de Tampa Electric Company (condado de Polk, Florida) comenzó en octubre de 1994, y se puso en funcionamiento en septiembre de 1996. El proyecto funcionó durante cuatro años como demostración y sigue funcionando como instalación de producción de energía para Tampa Electric. La planta utiliza el gasificador de flujo arrastrado con oxígeno soplado de GE Energy (anteriormente propiedad de Texaco) [10] para producir gas de síntesis a partir de carbón o coque de petróleo que alimenta un sistema de turbina de ciclo combinado para producir electricidad. La unidad IGCC consume 2200 TPD de carbón bituminoso y produce 260 MW de electricidad.
La siguiente tabla [11] cuantifica las emisiones de la central eléctrica de Polk, comparándolas con las emisiones asociadas a las tecnologías convencionales de generación de electricidad a partir de carbón. Como es habitual en la generación de electricidad basada en la gasificación de carbón con generación de ciclo combinado, las emisiones de contaminantes son mucho menores que las de las tecnologías convencionales. Por ejemplo, a pesar de que la unidad IGCC se alimenta con carbón con alto contenido de azufre y/o coque de petróleo, las emisiones de azufre son muy bajas como resultado del sistema de tratamiento de gas de amina MDEA que elimina el H2S del gas de síntesis que alimenta la turbina de combustión. [12]
Gasificación de carbón bituminoso para producir electricidad
Duke Energy comenzó la construcción de una planta de IGCC en Edwardsport, Indiana, en 2008, que comenzó a operar comercialmente en junio de 2013. La unidad basada en IGCC en Edwardsport consumirá entre 1,7 y 1,9 millones de toneladas de carbón por año para generar 618 MW de electricidad de carga base. Utiliza tecnología de gasificación de GE, turbinas de combustión GE 7FB y una turbina de vapor de GE. La planta de IGCC reemplaza una planta de energía a carbón de 160 MW ahora demolida en el sitio, y si bien puede producir casi cuatro veces la energía de la unidad que reemplazó, tiene emisiones mucho más bajas de SO 2 , NO x y partículas. Existe potencial para la captura de carbono y el secuestro geológico en el contexto del proyecto IGCC de Edwardsport, con espacio reservado en el sitio para equipos de captura de CO 2 . Además, Duke inició un estudio de diseño e ingeniería preliminar para la captura de carbono y presentó una solicitud de 121 millones de dólares a la Comisión Reguladora de Servicios Públicos de Indiana para la caracterización detallada de acuíferos salinos profundos, yacimientos de petróleo o gas agotados y recuperación mejorada de petróleo. Schlumberger Carbon Services comenzará la evaluación del sitio para el secuestro de sal profunda cerca de la planta.
Gasificación de carbón para producir productos químicos
Una de las primeras y más notables plantas químicas basadas en la gasificación de carbón en los Estados Unidos es propiedad de Eastman Chemical Company y está ubicada en Kingsport, Tennessee . Conocida como la instalación de gasificación de carbón integrada de Eastman, se inauguró por primera vez en 1983 y está diseñada para procesar gas de síntesis a partir de la gasificación del carbón del suroeste de Virginia y el este de Kentucky, utilizando gasificadores de Texaco (ahora tecnología de gasificación de GE [15] ). Los productos intermedios de la conversión de gas de síntesis son metanol y CO; estos se convierten a su vez en productos que consisten en 500 millones de libras por año de productos químicos de acetilo, incluido anhídrido acético y ácido acético, suficiente para satisfacer la mitad de las necesidades de acetilo en bruto de Eastman. Los productos químicos de acetilo son importantes para muchos de los productos de Eastman, pero especialmente para los de la planta de Kingsport, donde cinco de las siete divisiones de fabricación dependen de los acetilos como materia prima. El éxito de la operación llevó a la decisión de ampliar la capacidad de la planta a un exceso de 1000 millones de libras por año para satisfacer todas las necesidades de Eastman.
La configuración del proceso en Eastman es bastante compleja, como consecuencia de los requisitos de materia prima asociados con las múltiples síntesis químicas involucradas. Parte del gas de síntesis resultante de la gasificación del carbón de alimentación se transforma y se utiliza un proceso Rectisol para la eliminación de azufre y CO2 . El CO2 recuperado se vende para su uso en la elaboración de bebidas carbonatadas. [16]
Gasificación de lignito para producir gas natural sintético o amoniaco
La planta de combustibles sintéticos Great Plains Synfuels Plant (GPSP) en Beulah, Dakota del Norte, ha estado en funcionamiento desde 1984 produciendo gas natural sintético (SNG) a partir de carbón de lignito, [17] y sigue siendo la única instalación de carbón a SNG en los Estados Unidos. GSPS es operada por la Dakota Gasification Company . Además de la producción de SNG, la planta también produce dióxido de carbono de alta pureza, que se distribuye a través de un ducto a los usuarios finales en Saskatchewan, Canadá (Apache Canada en el campo Midale y Cenovus Energy en el campo Weyburn, hasta que ese activo se vendió a Whitecap Resources en 2017 [18] ) para operaciones de recuperación mejorada de petróleo .
La rentabilidad operativa de la GPSP se ve afectada por el precio de mercado del gas natural, con el que compite el SNG. En respuesta a ello, en la década de 1990 se añadió una unidad de síntesis de amoníaco anhidro al tren de procesamiento de la planta, [19] diversificando la línea de productos de la planta más allá de los combustibles sintéticos (SNG), con una capacidad sustancial para producir amoníaco anhidro, una materia prima para la producción de fertilizantes. La planta puede cambiar la producción a productos de mayor valor, dependiendo de las condiciones fluctuantes del mercado.
Gasificación de carbón de lignito para producir electricidad
Southern Company Services/Mississippi Power comenzó la construcción de una nueva planta IGCC ubicada en el condado de Kemper, Mississippi, en diciembre de 2010. La construcción del proyecto Kemper está completa en un 75 % a enero de 2013. [21] El inicio de las operaciones comerciales de la planta está programado para 2016, año en el que la planta convertirá 12 000 toneladas de carbón local de bajo rango de Mississippi por día (grandes reservas de 4 mil millones de toneladas de lignito explotable se encuentran cerca de la planta) para producir 582 MW (netos) de electricidad. La nueva planta utilizará la tecnología de gasificador TRIG™ de KBR, [22] adecuada para la utilización de los recursos locales de lignito; dos de los gasificadores funcionarán en modo de soplado de aire en la planta del condado de Kemper.
TRIG™ y los sistemas relacionados para la gasificación de carbón de bajo rango fueron desarrollados por KBR y Southern Company en conjunto con el DOE en la Instalación de Desarrollo de Sistemas de Energía (PSDF) en Wilsonville, Alabama, que comprendió una demostración a escala de ingeniería de TRIG™ y los subsistemas críticos asociados. Esto proporcionó la base operativa y de ingeniería para la planta a gran escala que ahora se está construyendo en el condado de Kemper.
La planta capturará y secuestrará el 65% del CO2 que produce mediante la recuperación mejorada de petróleo . Los controles de emisiones eliminarán más del 99% de SO2 y P25, al menos el 90% de Hg y limitarán las emisiones de NOx a menos de 0,07 lb/millón de Btu.
Se estima que el proyecto de IGCC del condado de Kemper costará 4.700 millones de dólares, pero la planta de Kemper será la más barata de operar una vez que esté en funcionamiento. Mississippi Power ha recibido una subvención de 270 millones de dólares del Departamento de Energía y 412 millones de dólares en créditos fiscales a la inversión aprobados por el IRS a través de la Ley de Política Energética Nacional de 2005 y la Ley de Mejora y Extensión Energética de 2008.
El componente gasificador de este proyecto ha sido cancelado.
Sasol , en Sudáfrica , opera plantas de gasificación comerciales en Secunda, Mpumalanga y en Sasolburg . [23]
Durante la sesión de 2011 de la legislatura de Illinois se consideraron propuestas para proporcionar apoyo financiero a plantas de gasificación de carbón de última generación en Chicago y el sur de Illinois. Los proyectos de ley requieren que las empresas de servicios públicos de Illinois compren gas a tarifas fijas de las plantas durante 30 años. La planta de Chicago que será construida por Chicago Clean Energy, una subsidiaria de Leucadia National Corporation , tiene un presupuesto de $ 3 mil millones. Estaría ubicada en una zona industrial existente en el lado sureste en Burley Avenue cerca de la calle 116. Además de carbón, la planta utilizaría coque, un subproducto de la refinería de petróleo, como materia prima. El dióxido de carbono producido durante el proyecto sería secuestrado. [24] El proyecto de ley para construir la planta de Chicago fue aprobado por la legislatura, pero vetado por el gobernador de Illinois Pat Quinn, quien citó problemas de costo. Debido a la incertidumbre sobre los suministros y precios del gas natural, la financiación alternativa es dudosa. Otra planta, Indiana Gasification, LLC, también subsidiaria de Leucadia National Corporation y con un plan de negocios similar, se propone para Rockport, Indiana, donde el estado acordó comprar gas durante 30 años a un precio fijo. [25] [26]
Durante algún momento entre finales de 2011 y principios de 2012, la asociación del carbón otorgó alrededor de 18 licencias de explotación de carbón para crear nuevas plantas de gasificación de carbón alrededor de la isla de Gran Bretaña , siendo la más grande la de la bahía de Swansea , donde hay hasta mil millones de toneladas de carbón debajo del agua. [ cita requerida ] Si se aprueban estas licencias, el Reino Unido podría volver a ser una de las principales potencias del carbón en el mundo.
Desde 2012, Ucrania está cambiando gradualmente de tecnologías basadas en gas natural a tecnologías de gasificación de carbón desarrolladas por China . [27]
Nuestras inversiones en carbón limpio no deben realizarse a expensas de los consumidores.