Un ciclo combinado de gasificación integrada ( IGCC ) es una tecnología que utiliza un gasificador de alta presión para convertir el carbón y otros combustibles a base de carbono en gas presurizado: gas de síntesis (gas de síntesis ). Luego puede eliminar las impurezas del gas de síntesis antes del ciclo de generación de electricidad . Algunos de estos contaminantes, como el azufre, pueden convertirse en subproductos reutilizables mediante el proceso Claus . Esto da como resultado menores emisiones de dióxido de azufre , partículas, mercurio y, en algunos casos, dióxido de carbono . Con equipos de proceso adicionales, una reacción de cambio de agua y gas puede aumentar la eficiencia de la gasificación y reducir las emisiones de monóxido de carbono al convertirlo en dióxido de carbono. El dióxido de carbono resultante de la reacción de desplazamiento se puede separar, comprimir y almacenar mediante secuestro . El exceso de calor de la combustión primaria y de la generación con gas de síntesis pasa luego a un ciclo de vapor , similar a una turbina de gas de ciclo combinado . Este proceso da como resultado una eficiencia termodinámica mejorada, en comparación con la combustión de carbón pulverizado convencional .
El carbón se puede encontrar en abundancia en EE.UU. y muchos otros países y su precio se ha mantenido relativamente constante en los últimos años. De los combustibles de hidrocarburos tradicionales ( petróleo , carbón y gas natural ), el carbón se utiliza como materia prima para el 40% de la generación eléctrica mundial. El consumo de combustibles fósiles y su contribución a las emisiones de CO 2 a gran escala se está convirtiendo en un problema apremiante debido a los efectos adversos del cambio climático . En particular, el carbón contiene más CO 2 por BTU que el petróleo o el gas natural y es responsable del 43% de las emisiones de CO 2 procedentes de la quema de combustible. Por lo tanto, las menores emisiones que permite la tecnología IGCC a través de la gasificación y la captura de carbono antes de la combustión se discuten como una forma de abordar las preocupaciones antes mencionadas. [1]
A continuación se muestra un diagrama de flujo esquemático de una planta IGCC:
El proceso de gasificación puede producir gas de síntesis a partir de una amplia variedad de materias primas que contienen carbono, como carbón con alto contenido de azufre, residuos de petróleo pesado y biomasa .
La planta se llama integrada porque (1) el gas de síntesis producido en la sección de gasificación se usa como combustible para la turbina de gas en el ciclo combinado y (2) el vapor producido por los enfriadores de gas de síntesis en la sección de gasificación es usado por la turbina de vapor en el ciclo combinado. En este ejemplo, el gas de síntesis producido se utiliza como combustible en una turbina de gas que produce energía eléctrica. En un ciclo combinado normal, el llamado "calor residual" del escape de la turbina de gas se utiliza en un generador de vapor con recuperación de calor (HRSG) para generar vapor para el ciclo de la turbina de vapor. Una planta IGCC mejora la eficiencia general del proceso agregando el vapor de mayor temperatura producido por el proceso de gasificación al ciclo de la turbina de vapor. Este vapor luego se utiliza en turbinas de vapor para producir energía eléctrica adicional.
Las plantas IGCC son ventajosas en comparación con las centrales eléctricas de carbón convencionales debido a su alta eficiencia térmica , bajas emisiones de gases de efecto invernadero no relacionados con el carbono y capacidad para procesar carbón de baja calidad. Las desventajas incluyen mayores costos de capital y mantenimiento, y la cantidad de CO 2 liberada sin captura previa a la combustión. [2]
Un inconveniente importante del uso de carbón como fuente de combustible es la emisión de dióxido de carbono y contaminantes, incluidos dióxido de azufre, óxido de nitrógeno, mercurio y partículas. Casi todas las centrales eléctricas alimentadas con carbón utilizan combustión de carbón pulverizado, que muele el carbón para aumentar la superficie, lo quema para producir vapor y hace pasar el vapor a través de una turbina para generar electricidad. Las plantas de carbón pulverizado sólo pueden capturar dióxido de carbono después de la combustión cuando está diluido y es más difícil de separar. En comparación, la gasificación en IGCC permite la separación y captura del dióxido de carbono concentrado y presurizado antes de la combustión. La limpieza del gas de síntesis incluye filtros para eliminar partículas a granel, lavado para eliminar partículas finas y adsorbentes sólidos para eliminar el mercurio. Además, se utiliza gas hidrógeno como combustible, que no produce contaminantes durante la combustión. [4]
IGCC también consume menos agua que las tradicionales plantas de carbón pulverizado. En una planta de carbón pulverizado, el carbón se quema para producir vapor, que luego se utiliza para generar electricidad mediante una turbina de vapor. Luego el vapor de escape debe condensarse con agua de refrigeración y el agua se pierde por evaporación. En IGCC, el consumo de agua se reduce mediante la combustión en una turbina de gas, que utiliza el calor generado para expandir el aire e impulsar la turbina. El vapor sólo se utiliza para capturar el calor del escape de la turbina de combustión para su uso en una turbina de vapor secundaria. Actualmente, el principal inconveniente es el elevado coste de capital en comparación con otras formas de producción de energía.
El Proyecto de demostración de carbón limpio del DOE [5] ayudó a construir tres plantas IGCC: la central eléctrica Edwarsport en Edwardsport, Indiana , la central eléctrica Polk en Tampa, Florida (en línea en 1996) y Pinon Pine en Reno, Nevada . En el proyecto de demostración de Reno, los investigadores descubrieron que la tecnología IGCC actual no funcionaría a más de 300 pies (100 m) sobre el nivel del mar. [6] Sin embargo, el informe del DOE en la referencia 3 no menciona ningún efecto de la altitud, y la mayoría de los problemas estaban asociados con el sistema de extracción de desechos sólidos. Las centrales Wabash River y Polk Power están actualmente en funcionamiento, luego de que se resolvieron los problemas de puesta en marcha de la demostración, pero el proyecto Piñon Pine encontró problemas importantes y fue abandonado.
La Iniciativa de Energía Limpia a Carbón del Departamento de Energía de EE. UU. (CCPI Fase 2) seleccionó el Proyecto Kemper como uno de los dos proyectos para demostrar la viabilidad de centrales eléctricas alimentadas con carbón de bajas emisiones. Mississippi Power comenzó la construcción del Proyecto Kemper en el condado de Kemper, Mississippi, en 2010 y está listo para comenzar a operar en 2016, aunque ha habido muchos retrasos. [7] En marzo, la fecha proyectada se retrasó aún más desde principios de 2016 hasta el 31 de agosto de 2016, añadiendo 110 millones de dólares al total y retrasando el proyecto 3 años. La planta eléctrica es un proyecto emblemático de captura y almacenamiento de carbono (CCS) que quema carbón de lignito y utiliza tecnología IGCC de precombustión con una tasa de captura de emisiones proyectada del 65%. [8]
La primera generación de plantas IGCC contaminaba menos que la tecnología contemporánea basada en carbón, pero también contaminaba el agua; por ejemplo, la planta del río Wabash no cumplió con su permiso de agua durante 1998-2001 [9] porque emitió arsénico, selenio y cianuro. La estación generadora de Wabash River ahora es propiedad exclusiva de la Wabash River Power Association y está operada por ella.
Ahora se promociona el IGCC como listo para la captura y potencialmente podría usarse para capturar y almacenar dióxido de carbono. [10] [11] (Ver FutureGen ) Kędzierzyn, Polonia, pronto albergará una planta química y de energía de cero emisiones que combina la tecnología de gasificación de carbón con la captura y almacenamiento de carbono (CCS). Esta instalación estaba prevista, pero no se tiene información al respecto desde 2009. Otras plantas IGCC en funcionamiento que existen en todo el mundo son Alexander (antes Buggenum) en Holanda, Puertollano en España y JGC en Japón.
El proyecto Texas Clean Energy planeaba construir una instalación IGCC de 400 MW que incorporaría tecnología de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS). El proyecto habría sido la primera central eléctrica de carbón en los Estados Unidos en combinar IGCC y un 90% de captura y almacenamiento de carbono. El patrocinador Summit Power se declaró en quiebra en 2017. [12]
Existen varias ventajas y desventajas en comparación con la captura de carbono postcombustión convencional y varias variaciones [13]
Una cuestión clave en la implementación de IGCC es su alto costo de capital, que le impide competir con otras tecnologías de centrales eléctricas. Actualmente, las plantas de carbón pulverizado ordinarias son la opción de central eléctrica de menor coste. La ventaja del IGCC proviene de la facilidad de modernizar las centrales eléctricas existentes, lo que podría compensar el alto costo de capital . En un modelo de 2007, el IGCC con CCS es el sistema de menor costo en todos los casos. Este modelo comparó las estimaciones del costo nivelado de la electricidad , mostrando que el IGCC con CCS costaba 71,9 $US2005/MWh, el carbón pulverizado con CCS costaba 88 $US2005/MWh y el ciclo combinado de gas natural con CCS costaba 80,6 $US2005/MWh. El costo nivelado de la electricidad fue notablemente sensible al precio del gas natural y a la inclusión de los costos de transporte y almacenamiento de carbono. [14]
Hasta ahora, el beneficio potencial de la modernización no ha compensado el costo del IGCC con tecnología de captura de carbono. Un informe de 2013 de la Administración de Información Energética de EE. UU. demuestra que el costo nocturno de IGCC con CCS ha aumentado un 19% desde 2010. Entre los tres tipos de centrales eléctricas, el carbón pulverizado con CCS tiene un costo de capital nocturno de $5,227 (dólares de 2012)/kW. El IGCC con CCS tiene un costo de capital a un día de $6.599 (dólares de 2012)/kW, y el ciclo combinado de gas natural con CCS tiene un costo de capital a un día de $2.095 (dólares de 2012)/kW. Los costos del carbón pulverizado y NGCC no cambiaron significativamente desde 2010. El informe relata además que el aumento del 19% en el costo de IGCC se debe a información reciente de proyectos de IGCC que han excedido el presupuesto y han costado más de lo esperado. [15]
Testimonios recientes en procedimientos regulatorios muestran que el costo de IGCC es el doble de lo previsto por Goddell, de 96 a 104 dólares/MWh. [16] [17] Eso es antes de agregar la captura y el secuestro de carbono (el secuestro ha sido una tecnología madura tanto en Weyburn en Canadá (para una recuperación mejorada de petróleo ) como en Sleipner en el Mar del Norte a escala comercial durante los últimos diez años): captura a una tasa del 90% se espera que tenga un costo adicional de $30/MWh. [18]
El río Wabash estuvo bajo repetidamente durante largos tramos debido a problemas con el gasificador. Los problemas del gasificador no se han solucionado; proyectos posteriores, como el Proyecto Mesaba de Excelsior, tienen un tercer gasificador y un tren incorporados. Sin embargo, el año pasado el río Wabash funcionó de manera confiable, con una disponibilidad comparable o mejor que otras tecnologías.
El IGCC del condado de Polk tiene problemas de diseño. En primer lugar, el proyecto se cerró inicialmente debido a la corrosión en el ducto de lodo que alimentaba el carbón en lodo desde los vagones al gasificador. Se desarrolló un nuevo revestimiento para la tubería. En segundo lugar, el termopar fue reemplazado en menos de dos años; una indicación de que el gasificador tenía problemas con una variedad de materias primas; desde carbón bituminoso hasta carbón subbituminoso. El gasificador fue diseñado para procesar también lignitos de rango inferior. En tercer lugar, el tiempo de inactividad no planificado en el gasificador debido a problemas con el revestimiento refractario, y esos problemas eran costosos de reparar. El gasificador fue diseñado originalmente en Italia para tener la mitad del tamaño de lo construido en Polk. Los materiales cerámicos más nuevos pueden ayudar a mejorar el rendimiento y la longevidad del gasificador. Es necesario comprender los problemas operativos de la planta IGCC actual para mejorar el diseño de la planta IGCC del futuro. (Planta de energía Polk IGCC, https://web.archive.org/web/20151228085513/http://www.clean-energy.us/projects/polk_florida.html.) Keim, K., 2009, IGCC A Project on Sistemas de Gestión de la Sostenibilidad para el Rediseño y Reimagen de Plantas. Este es un artículo inédito de la Universidad de Harvard)
General Electric está diseñando actualmente una planta modelo IGCC que debería introducir una mayor confiabilidad. El modelo de GE cuenta con turbinas avanzadas optimizadas para el gas de síntesis de carbón. La planta de gasificación industrial de Eastman en Kingsport, Tennessee, utiliza un gasificador de alimentación sólida de GE Energy. Eastman, una empresa de Fortune 500, construyó la instalación en 1983 sin ningún subsidio estatal o federal y obtiene ganancias. [19] [20]
Hay varias plantas IGCC basadas en refinerías en Europa que han demostrado una buena disponibilidad (90-95%) después de los períodos iniciales de prueba. Varios factores ayudan a este desempeño:
Otra historia de éxito del IGCC ha sido la planta Buggenum de 250 MW en los Países Bajos, que se puso en marcha en 1994 y se cerró en 2013, [21] tenía buena disponibilidad. Esta planta IGCC a base de carbón fue diseñada originalmente para utilizar hasta un 30% de biomasa como materia prima suplementaria. El propietario, NUON, recibió una tarifa de incentivo del gobierno para utilizar la biomasa. NUON ha construido una planta IGCC de 1.311 MW en los Países Bajos, compuesta por tres unidades CCGT de 437 MW. La central eléctrica Nuon Magnum IGCC se puso en funcionamiento en 2011 y se inauguró oficialmente en junio de 2013. Mitsubishi Heavy Industries ha sido adjudicataria de la construcción de la central eléctrica. [22] Tras un acuerdo con organizaciones medioambientales, a NUON se le ha prohibido utilizar la planta Magnum para quemar carbón y biomasa hasta 2020. Debido a los altos precios del gas en los Países Bajos, dos de las tres unidades están actualmente fuera de servicio, mientras que la tercera unidad sólo ve niveles de uso bajos. La eficiencia relativamente baja del 59% de la planta Magnum significa que se prefieren plantas CCGT más eficientes (como la planta Hemweg 9) para proporcionar energía (de respaldo).
Se ha propuesto una nueva generación de centrales eléctricas alimentadas con carbón basadas en IGCC, aunque aún no hay ninguna en construcción. Los proyectos están siendo desarrollados por AEP , Duke Energy y Southern Company en Estados Unidos, y en Europa por ZAK/PKE , Centrica (Reino Unido), E.ON y RWE (ambas Alemania) y NUON (Países Bajos). En Minnesota, el análisis del Departamento de Comercio del estado encontró que el IGCC tiene el costo más alto, con un perfil de emisiones no significativamente mejor que el del carbón pulverizado. En Delaware, el análisis de Delmarva y del consultor estatal tuvo esencialmente los mismos resultados.
El alto costo de la IGCC es el mayor obstáculo para su integración en el mercado energético; sin embargo, la mayoría de los ejecutivos del sector energético reconocen que la regulación del carbono llegará pronto. Tanto en la Cámara como en el Senado se están proponiendo nuevamente proyectos de ley que exigen la reducción de las emisiones de carbono, y con la mayoría demócrata parece probable que con el próximo presidente se dé un mayor impulso a la regulación del carbono. La decisión de la Corte Suprema que exige que la EPA regule el carbono (Commonwealth of Massachusetts et al. contra Environmental Protection Agency et al.)[20] también habla de la probabilidad de que futuras regulaciones sobre el carbono lleguen más pronto que tarde. Con la captura de carbono, el costo de la electricidad de una planta IGCC aumentaría aproximadamente un 33%. Para una CC de gas natural, el aumento es aproximadamente del 46%. Para una planta de carbón pulverizado, el aumento es aproximadamente del 57%. [23] Este potencial para una captura de carbono menos costosa hace que el IGCC sea una opción atractiva para mantener el carbón de bajo costo como fuente de combustible disponible en un mundo con restricciones de carbono. Sin embargo, la industria necesita mucha más experiencia para reducir la prima de riesgo. El IGCC con CAC requiere algún tipo de mandato, un precio de mercado de carbono más alto o un marco regulatorio para incentivar adecuadamente a la industria. [24]
En Japón, las compañías de energía eléctrica, junto con Mitsubishi Heavy Industries, han estado operando una planta piloto IGCC de 200 t/d desde principios de los años 90. En septiembre de 2007, pusieron en marcha una planta de demostración de 250 MW en Nakoso. Funciona únicamente con carbón de alimentación seco soplado por aire (no oxígeno). Quema carbón PRB con una proporción de contenido de carbono no quemado de <0,1 % y no se detecta lixiviación de oligoelementos. Emplea no sólo turbinas de tipo F sino también de tipo G. (ver el enlace gasification.org a continuación)
Se espera que las plantas IGCC de próxima generación con tecnología de captura de CO 2 tengan una mayor eficiencia térmica y mantengan los costos bajos debido a sistemas simplificados en comparación con los IGCC convencionales. La característica principal es que en lugar de utilizar oxígeno y nitrógeno para gasificar el carbón, utilizan oxígeno y CO 2 . La principal ventaja es que es posible mejorar el rendimiento de la eficiencia del gas frío y reducir el carbón no quemado (char).
Como referencia para la eficiencia del motor:
En este sistema se utiliza el CO2 extraído de los gases de escape de las turbinas de gas. El uso de un sistema cerrado de turbina de gas capaz de capturar el CO2 mediante compresión y licuación directa elimina la necesidad de un sistema de separación y captura. [26]
La eliminación de CO 2 antes de la combustión es mucho más fácil que la eliminación de CO 2 de los gases de combustión en la captura poscombustión debido a la alta concentración de CO 2 después de la reacción de desplazamiento de agua-gas y la alta presión del gas de síntesis. Durante la precombustión en el IGCC, la presión parcial del CO 2 es casi 1.000 veces mayor que en los gases de combustión de poscombustión. [27] Debido a la alta concentración de CO 2 en la precombustión, se prefieren los disolventes físicos, como Selexol y Rectisol , para la eliminación de CO 2 frente a los disolventes químicos. Los disolventes físicos funcionan absorbiendo los gases ácidos sin la necesidad de una reacción química como en los disolventes tradicionales a base de aminas. A continuación se puede regenerar el disolvente y desorber el CO 2 reduciendo la presión. El mayor obstáculo con los disolventes físicos es la necesidad de enfriar el gas de síntesis antes de la separación y recalentarlo después para la combustión. Esto requiere energía y disminuye la eficiencia general de la planta. [27]
Se utilizan códigos de prueba nacionales e internacionales para estandarizar los procedimientos y definiciones utilizados para probar las centrales eléctricas IGCC. La selección del código de prueba que se utilizará es un acuerdo entre el comprador y el fabricante, y tiene cierta importancia para el diseño de la planta y los sistemas asociados. En los Estados Unidos, la Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos publicó el Código de prueba de rendimiento para plantas de generación de energía IGCC (PTC 47) en 2006, que proporciona procedimientos para la determinación de la cantidad y calidad del gas combustible según su caudal, temperatura, presión y composición. , poder calorífico y su contenido de contaminantes. [28]
En 2007, la Fiscalía General del Estado de Nueva York exigió la divulgación completa de los "riesgos financieros derivados de los gases de efecto invernadero" a los accionistas de las compañías de energía eléctrica que proponían el desarrollo de centrales eléctricas de carbón IGCC. "Cualquiera de las varias iniciativas regulatorias nuevas o probables para las emisiones de CO 2 de las plantas de energía -incluidos los controles estatales de carbono, las regulaciones de la EPA bajo la Ley de Aire Limpio o la promulgación de legislación federal sobre el calentamiento global- agregaría un costo significativo a las emisiones intensivas de carbono. generación de carbón"; [29] La senadora estadounidense Hillary Clinton , de Nueva York, ha propuesto que se exija esta divulgación completa de los riesgos a todas las empresas eléctricas que cotizan en bolsa en todo el país. [30] Esta revelación honesta ha comenzado a reducir el interés de los inversores en todo tipo de desarrollo de centrales eléctricas alimentadas con carbón con tecnología existente, incluida la IGCC.
El senador Harry Reid (líder de la mayoría del Senado de Estados Unidos en 2007/2008) dijo en la Cumbre de Energía Limpia de 2007 que hará todo lo posible para detener la construcción de las nuevas centrales eléctricas de carbón IGCC propuestas en Nevada. Reid quiere que las empresas de servicios públicos de Nevada inviertan en energía solar , energía eólica y energía geotérmica en lugar de tecnologías de carbón. Reid afirmó que el calentamiento global es una realidad y que sólo una central de carbón propuesta contribuiría a ello quemando siete millones de toneladas de carbón al año. Los costes sanitarios a largo plazo serían demasiado elevados, afirmó (sin fuente identificada). "Voy a hacer todo lo que pueda para detener estas plantas", afirmó. "No existe una tecnología de carbón limpia . Existe una tecnología de carbón más limpia, pero no existe una tecnología de carbón limpia". [31]
Una de las formas más eficientes de tratar el gas H2S de una planta IGCC es convirtiéndolo en ácido sulfúrico en un proceso WSA de ácido sulfúrico con gas húmedo . Sin embargo, la mayoría de las plantas de tratamiento de H 2 S utilizan el proceso Claus modificado, ya que la infraestructura del mercado de azufre y los costos de transporte del ácido sulfúrico frente al azufre favorecen la producción de azufre.
Como resultado, las aguas residuales del proceso que surgen del uso de la materia prima actual siguen sin cumplir con los permisos debido a los elevados niveles de arsénico, selenio y cianuro. Para rectificar estas preocupaciones, el personal de la planta ha estado trabajando en varias posibles modificaciones de equipos y alternativas de tratamiento para que la descarga vuelva a cumplir con las normas. Actualmente, Wabash River está obligado a resolver esta cuestión para septiembre de 2001. [p. ES-6] Los niveles elevados de selenio, cianuro y arsénico en las aguas residuales han provocado que las aguas residuales del proceso no cumplan con los permisos. Los valores máximos diarios, aunque no indicados en la tabla anterior, se excedieron sistemáticamente para el selenio y el cianuro, y sólo ocasionalmente para el arsénico. [pag. 6-14, Tabla 6.1L]
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