Un ciclo combinado de gasificación integrada ( IGCC ) es una tecnología que utiliza un gasificador de alta presión para convertir carbón y otros combustibles a base de carbono en gas presurizado: gas de síntesis ( syngas ). Luego, puede eliminar las impurezas del syngas antes del ciclo de generación de electricidad . Algunos de estos contaminantes, como el azufre, se pueden convertir en subproductos reutilizables a través del proceso Claus . Esto da como resultado menores emisiones de dióxido de azufre , partículas, mercurio y, en algunos casos, dióxido de carbono . Con equipo de proceso adicional, una reacción de cambio de agua-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 cambio se puede separar, comprimir y almacenar a través del secuestro . El exceso de calor de la combustión primaria y la generación de gas de síntesis se 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 los EE. UU. y en 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 de electricidad mundial. El consumo de combustibles fósiles y su contribución a las emisiones de CO 2 a gran escala se está convirtiendo en un problema acuciante 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 de la combustión de combustible. Por lo tanto, las emisiones más bajas que permite la tecnología IGCC a través de la gasificación y la captura de carbono previa a la combustión se discuten como una forma de abordar las preocupaciones mencionadas anteriormente. [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 pesados de petróleo y biomasa .
La planta se denomina integrada porque (1) el gas de síntesis producido en la sección de gasificación se utiliza 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 utilizado 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" de los gases de escape de la turbina de gas se utiliza en un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) para producir vapor para el ciclo de la turbina de vapor. Una planta IGCC mejora la eficiencia general del proceso al agregar el vapor de mayor temperatura producido por el proceso de gasificación al ciclo de la turbina de vapor. Este vapor se utiliza luego en las turbinas de vapor para producir energía eléctrica adicional.
Las plantas de 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 CO2 liberado sin captura previa a la combustión. [2]
Una de las principales desventajas del uso del carbón como fuente de combustible es la emisión de dióxido de carbono y contaminantes, entre ellos dióxido de azufre, óxido de nitrógeno, mercurio y partículas. Casi todas las centrales eléctricas de carbón utilizan la combustión de carbón pulverizado, que muele el carbón para aumentar la superficie, lo quema para producir vapor y lo hace pasar por 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, depuración 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]
La IGCC también consume menos agua que las plantas tradicionales de carbón pulverizado. En una planta de carbón pulverizado, el carbón se quema para producir vapor, que luego se utiliza para crear electricidad utilizando una turbina de vapor. Luego, el vapor de escape debe condensarse con agua de refrigeración y el agua se pierde por evaporación. En la IGCC, el consumo de agua se reduce mediante la combustión en una turbina de gas, que utiliza el calor generado para expandir el aire y accionar la turbina. El vapor solo 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 alto costo 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: Edwarsport Power Station en Edwardsport, Indiana , Polk Power Station en Tampa, Florida (en línea 1996) y Pinon Pine en Reno, Nevada . En el proyecto de demostración de Reno, los investigadores descubrieron que la tecnología IGCC vigente en ese momento 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 residuos sólidos. Las centrales eléctricas de Wabash River y Polk están actualmente en funcionamiento, tras la resolución de los problemas de puesta en marcha de la demostración, pero el proyecto Piñon Pine encontró problemas significativos y fue abandonado.
La Iniciativa de Energía de Carbón Limpio (CCPI Fase 2) del Departamento de Energía de Estados Unidos seleccionó el Proyecto Kemper como uno de los dos proyectos para demostrar la viabilidad de las plantas de energía a carbón de bajas emisiones. Mississippi Power comenzó la construcción del Proyecto Kemper en el condado de Kemper, Mississippi, en 2010 y está a punto de comenzar a operar en 2016, aunque ha habido muchos retrasos. [7] En marzo, la fecha proyectada se retrasó aún más de principios de 2016 al 31 de agosto de 2016, lo que agregó $110 millones al total y retrasó el proyecto tres 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 de ciclo combinado de gas inorgánico contaminaba menos que la tecnología contemporánea basada en carbón, pero también contaminaba el agua; por ejemplo, la planta del río Wabash no cumplía con su permiso de agua durante el período 1998-2001 [9] porque emitía arsénico, selenio y cianuro. La central generadora del río Wabash ahora es propiedad exclusiva de la Asociación de Energía del Río Wabash y está operada por ella.
Actualmente, se dice que el IGCC está listo para la captura y podría usarse potencialmente para capturar y almacenar dióxido de carbono. [10] [11] (Ver FutureGen ) La ciudad polaca de Kędzierzyn albergará pronto una planta química y energética de cero emisiones que combina la tecnología de gasificación de carbón con la captura y almacenamiento de carbono (CCS). Esta instalación había sido planeada, pero no ha habido información al respecto desde 2009. Otras plantas IGCC operativas que existen en todo el mundo son Alexander (antes Buggenum) en los Países Bajos, Puertollano en España y JGC en Japón.
El proyecto Texas Clean Energy tenía previsto construir una instalación de 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 captura y almacenamiento de carbono al 90%. 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]
Un aspecto clave en la implementación de IGCC es su alto costo de capital, que le impide competir con otras tecnologías de plantas de energía. Actualmente, las plantas de carbón pulverizado comunes son la opción de planta de energía de menor costo. La ventaja de IGCC proviene de la facilidad de modernización de las plantas de energía existentes que podrían compensar el alto costo de capital . En un modelo de 2007, IGCC con CCS es el sistema de menor costo en todos los casos. Este modelo comparó estimaciones del costo nivelado de la electricidad , mostrando que IGCC con CCS costaba 71,9 $US2005/MWh, 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 era notablemente sensible al precio del gas natural y a la inclusión de los costos de almacenamiento y transporte de carbono. [14]
Hasta ahora, el beneficio potencial de la modernización no ha compensado el costo de la IGCC con tecnología de captura de carbono. Un informe de 2013 de la Administración de Información Energética de Estados Unidos demuestra que el costo de la IGCC con CCS aumentó un 19% desde 2010. Entre los tres tipos de plantas de energía, el carbón pulverizado con CCS tiene un costo de capital de la noche a la mañana de $5,227 (dólares de 2012)/kW, el IGCC con CCS tiene un costo de capital de la noche a la mañana de $6,599 (dólares de 2012)/kW, y el ciclo combinado de gas natural con CCS tiene un costo de capital de la noche a la mañana de $2,095 (dólares de 2012)/kW. Los costos del carbón pulverizado y la NGCC no cambiaron significativamente desde 2010. El informe también indica que el aumento del 19% en el costo de la IGCC se debe a información reciente de proyectos de IGCC que han superado 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 predicho por Goddell, de $96 a $104/MWh. [16] [17] Eso es antes de agregar la captura y secuestro de carbono (el secuestro ha sido una tecnología madura tanto en Weyburn en Canadá (para la recuperación mejorada de petróleo ) como en Sleipner en el Mar del Norte a escala comercial durante los últimos diez años); se espera que la captura a una tasa del 90% tenga un costo adicional de $30/MWh. [18]
El río Wabash estuvo inactivo en repetidas ocasiones durante largos períodos debido a problemas con el gasificador. Los problemas con el gasificador no se han solucionado; en proyectos posteriores, como el Proyecto Mesaba de Excelsior, se ha incorporado un tercer gasificador y un tren. Sin embargo, el año pasado el río Wabash funcionó de manera confiable, con una disponibilidad comparable o mejor que la de otras tecnologías.
El gasificador de gas de ciclo combinado (IGCC) del condado de Polk tiene problemas de diseño. En primer lugar, el proyecto se cerró inicialmente debido a la corrosión en la tubería de lodo que alimentaba el carbón en suspensión desde los vagones de ferrocarril al gasificador. Se desarrolló un nuevo revestimiento para la tubería. En segundo lugar, el termopar se reemplazó en menos de dos años, lo que indica que el gasificador tenía problemas con una variedad de materias primas, desde carbón bituminoso hasta carbón subbituminoso. El gasificador fue diseñado para manejar también lignitos de menor rango. En tercer lugar, el tiempo de inactividad no planificado en el gasificador debido a problemas con el revestimiento refractario, y esos problemas fueron costosos de reparar. El gasificador fue diseñado originalmente en Italia para tener la mitad del tamaño de lo que se construyó en Polk. Los materiales cerámicos más nuevos pueden ayudar a mejorar el rendimiento y la longevidad del gasificador. Comprender los problemas operativos de la planta IGCC actual es necesario para mejorar el diseño de la planta IGCC del futuro. (Planta eléctrica IGCC de Polk, https://web.archive.org/web/20151228085513/http://www.clean-energy.us/projects/polk_florida.html.) Keim, K., 2009, IGCC: un proyecto sobre sistemas de gestión de la sostenibilidad para el rediseño y la renovación de la imagen de la planta. Este es un artículo inédito de la Universidad de Harvard)
General Electric está diseñando actualmente una planta modelo IGCC que debería aportar una mayor fiabilidad. 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 la lista Fortune 500, construyó la instalación en 1983 sin ningún subsidio estatal o federal y obtiene beneficios. [19] [20]
Existen varias plantas de gas IGCC basadas en refinerías en Europa que han demostrado una buena disponibilidad (90-95%) después de los períodos iniciales de prueba. Varios factores contribuyen a este desempeño:
Otro caso de éxito de la IGCC ha sido la planta Buggenum de 250 MW en los Países Bajos, que se puso en funcionamiento en 1994 y se cerró en 2013 [21] , y que tenía una buena disponibilidad. Esta planta IGCC basada en carbón se diseñó originalmente para utilizar hasta un 30% de biomasa como materia prima complementaria. 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, que comprende tres unidades CCGT de 437 MW. La planta de energía IGCC Nuon Magnum 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 planta de energía. [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 solo registra niveles de uso bajos. La eficiencia relativamente baja del 59% de la planta Magnum significa que se prefieren plantas de ciclo combinado más eficientes (como la planta Hemweg 9) para proporcionar energía (de respaldo).
Se ha propuesto una nueva generación de centrales eléctricas de carbón basadas en IGCC, aunque todavía no hay ninguna en construcción. AEP , Duke Energy y Southern Company están desarrollando proyectos en los EE. UU., y en Europa por ZAK/PKE , Centrica (Reino Unido), E.ON y RWE (ambas de Alemania) y NUON (Países Bajos). En Minnesota, el análisis del Departamento de Comercio del estado concluyó que la IGCC tiene el costo más alto, con un perfil de emisiones no significativamente mejor que el carbón pulverizado. En Delaware, el análisis de Delmarva y la consultora estatal tuvo esencialmente los mismos resultados.
El alto costo de la IGCC es el mayor obstáculo para su integración en el mercado eléctrico; sin embargo, la mayoría de los ejecutivos de energía reconocen que la regulación del carbono llegará pronto. Se están proponiendo nuevamente proyectos de ley que exigen la reducción de carbono tanto en la Cámara como en el Senado, y con la mayoría demócrata parece probable que con el próximo presidente habrá un mayor impulso para la regulación del carbono. La decisión de la Corte Suprema que requiere que la EPA regule el carbono (Commonwealth of Massachusetts et al. v. Environmental Protection Agency et al.)[20] también habla de la probabilidad de que las futuras regulaciones del 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 de aproximadamente el 46%. Para una planta de carbón pulverizado, el aumento es de aproximadamente el 57%. [23] Este potencial para una captura de carbono menos costosa hace que la IGCC sea una opción atractiva para mantener el carbón de bajo costo como una 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. La IGCC con CCS requiere algún tipo de mandato, un precio de mercado del carbono más alto o un marco regulatorio para incentivar adecuadamente la industria. [24]
En Japón, las compañías eléctricas, en colaboración con Mitsubishi Heavy Industries, han estado operando una planta piloto de 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 seco soplado (no con oxígeno). Quema carbón PRB con un contenido de carbono no quemado de <0,1% y no se ha detectado lixiviación de elementos traza. Utiliza no sólo turbinas de tipo F , sino también de tipo G (véase el enlace de gasification.org a continuación).
Se espera que las plantas IGCC de próxima generación con tecnología de captura de CO2 tengan una mayor eficiencia térmica y mantengan los costos bajos debido a los sistemas simplificados en comparación con las IGCC convencionales. La característica principal es que en lugar de utilizar oxígeno y nitrógeno para gasificar el carbón, utilizan oxígeno y CO2 . La principal ventaja es que es posible mejorar el rendimiento de la eficiencia del gas frío y reducir el carbono 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 licuefacción directas evita la necesidad de un sistema de separación y captura. [26]
La eliminación de CO2 antes de la combustión es mucho más fácil que la eliminación de CO2 de los gases de combustión en la captura posterior a la combustión debido a la alta concentración de CO2 después de la reacción de desplazamiento del gas de agua y la alta presión del gas de síntesis. Durante la precombustión en IGCC, la presión parcial de CO2 es casi 1000 veces mayor que en los gases de combustión posteriores a la combustión. [27] Debido a la alta concentración de CO2 antes de la combustión, se prefieren los disolventes físicos, como Selexol y Rectisol , para la eliminación de CO2 en lugar de los disolventes químicos. Los disolventes físicos funcionan absorbiendo los gases ácidos sin la necesidad de una reacción química como en los disolventes tradicionales basados en aminas. Luego, el disolvente se puede regenerar y el CO2 desorber , 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 que se utilizan para probar las plantas de energía 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 Desempeño 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 por su caudal, temperatura, presión, composición, valor calorífico y su contenido de contaminantes. [28]
En 2007, la Fiscalía General del Estado de Nueva York exigió a los accionistas de las compañías eléctricas que proponían el desarrollo de plantas de energía a carbón con tecnología IGCC que revelaran completamente los "riesgos financieros de los gases de efecto invernadero". "Cualquiera de las diversas iniciativas regulatorias nuevas o probables para las emisiones de CO2 de las plantas eléctricas -incluidos los controles estatales de carbono, las regulaciones de la EPA bajo la Ley de Aire Limpio o la promulgación de una legislación federal sobre el calentamiento global- añadirían un costo significativo a la generación de carbón con uso intensivo de carbono "; [29] La senadora estadounidense Hillary Clinton de Nueva York ha propuesto que esta revelación completa de los riesgos se exija a todas las compañías eléctricas que cotizan en bolsa en todo el país. [30] Esta honesta revelación ha comenzado a reducir el interés de los inversores en todo tipo de desarrollo de plantas eléctricas a carbón con tecnología existente, incluida la IGCC.
El senador Harry Reid (líder de la mayoría del Senado de los EE.UU. 2007/2008) dijo en la Cumbre de Energía Limpia de 2007 que haría todo lo posible para detener la construcción de nuevas plantas de energía eléctrica a 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 planta de carbón propuesta contribuiría a él quemando siete millones de toneladas de carbón al año. Los costos de atención médica a largo plazo serían demasiado altos, afirmó (no se atribuyó ninguna fuente). "Voy a hacer todo lo que pueda para detener estas plantas", dijo. "No existe tecnología de carbón limpio . Existe tecnología de carbón más limpia, pero no existe tecnología de carbón limpio". [31]
Una de las formas más eficientes de tratar el gas H2S de una planta IGCC es convertirlo en ácido sulfúrico en un proceso de ácido sulfúrico con gas húmedo ( proceso WSA) . Sin embargo, la mayoría de las plantas de tratamiento de H2S utilizan el proceso Claus modificado, ya que la infraestructura del mercado del azufre y los costos de transporte del ácido sulfúrico en comparación con el azufre favorecen la producción de azufre.
Como resultado, las aguas residuales de proceso derivadas 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 estos problemas, el personal de la planta ha estado trabajando en varias posibles modificaciones de los equipos y alternativas de tratamiento para que la descarga vuelva a cumplir con los requisitos. Actualmente, el río Wabash tiene la obligación de resolver este problema para septiembre de 2001. [p. ES-6] Los niveles elevados de selenio, cianuro y arsénico en las aguas residuales han hecho que las aguas residuales de proceso no cumplan con los requisitos de la normativa. Los valores máximos diarios, aunque no se indican en la tabla anterior, se superaron sistemáticamente para el selenio y el cianuro, y solo ocasionalmente para el arsénico. [pág. 6-14, Tabla 6.1L]
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