Ciclo combinado de gasificación integrada

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 de síntesis presurizado . Esto permite eliminar las impurezas del combustible antes de generar electricidad , reduciendo las emisiones de dióxido de azufre , partículas, mercurio y, en algunos casos, dióxido de carbono . Algunas de estas impurezas, como el azufre, pueden transformarse en subproductos reutilizables mediante el proceso Claus . Con equipos de procesamiento adicionales, el monóxido de carbono puede convertirse en dióxido de carbono mediante la reacción de desplazamiento del gas de agua , lo que permite su secuestro y aumenta la eficiencia de la gasificación. El calor residual de la combustión primaria y la generación de gas de síntesis se transfiere a un ciclo de vapor , produciendo electricidad adicional. Este proceso resulta en una mayor eficiencia termodinámica, en comparación con la combustión convencional de carbón pulverizado .

El carbón se encuentra en abundancia en Estados Unidos 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 mundial de electricidad. El consumo de combustibles fósiles y su contribución a las emisiones _de CO₂ a gran escala se está convirtiendo en un problema acuciante debido a los efectos adversos del cambio climático . En particular, el carbón contiene más CO₂ _por BTU que el petróleo o el gas natural y es responsable del 43 % de las emisiones de CO₂ _provenientes de la combustión de combustibles. Por lo tanto, se analiza la reducción de emisiones que permite la tecnología IGCC mediante la gasificación y la captura de carbono previa a la combustión como una forma de abordar las preocupaciones 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 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 se utiliza para 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 genera energía eléctrica. En un ciclo combinado convencional, el 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 incorporar el vapor a mayor temperatura producido por el proceso de gasificación al ciclo de la turbina de vapor. Este vapor se utiliza posteriormente en turbinas de vapor para generar energía eléctrica adicional.

Las plantas IGCC presentan ventajas en comparación con las centrales eléctricas de carbón convencionales debido a su alta eficiencia térmica , bajas emisiones de gases de efecto invernadero distintos _del carbono y capacidad para procesar carbón de baja calidad. Entre sus desventajas se incluyen mayores costos de capital y mantenimiento, y la cantidad de CO₂ liberado sin captura previa a la combustión. ^{[ 2 ]}

• El carbón sólido se gasifica para producir gas de síntesis. El gas de síntesis se sintetiza gasificando carbón en un reactor cerrado presurizado con una baja concentración de oxígeno. Esta baja concentración de oxígeno garantiza que el carbón se descomponga por el calor y la presión, en lugar de quemarse por completo. La reacción química entre el carbón y el oxígeno produce un producto que es una mezcla de carbono e hidrógeno, o gas de síntesis. C _x H _y + (x/2)O ₂ → (x)CO + (y/2)H ₂
• El calor generado durante la producción de gas de síntesis se utiliza para producir vapor a partir del agua de refrigeración, que luego se emplea para la generación de electricidad mediante turbinas de vapor .
• El gas de síntesis debe pasar por un proceso de separación de precombustión para eliminar el CO₂ _y otras impurezas y producir un combustible más purificado. Se necesitan tres pasos para la separación de impurezas: ^{[ 3 ]}

1. Reacción de desplazamiento del gas de agua . La reacción que ocurre en un reactor de desplazamiento del gas de agua es CO + _H₂O${\displaystyle \rightleftharpoons }$ CO ₂ + H ₂ . Esto produce un gas de síntesis con una mayor proporción de hidrógeno como combustible, lo que resulta más eficiente para la combustión en etapas posteriores.
2. Proceso de separación física. Esto se puede realizar mediante diversos mecanismos como la absorción, la adsorción o la separación por membrana.
3. Secado, compresión y almacenamiento/envío.

• El gas de síntesis resultante alimenta una turbina de combustión que produce electricidad. En esta etapa, el gas de síntesis es H₂ bastante _puro .

Una desventaja importante del uso del carbón como fuente de combustible es la emisión de dióxido de carbono y contaminantes, como 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 su superficie, lo quema para producir vapor y lo hace pasar por una turbina para generar electricidad. Las centrales de carbón pulverizado solo pueden capturar el 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 las partículas grandes, lavado para eliminar las partículas finas y adsorbentes sólidos para la eliminación de mercurio. Además, se utiliza hidrógeno gaseoso como combustible, que no produce contaminantes durante la combustión. ^{[ 4 ]}

La tecnología IGCC también consume menos agua que las centrales tradicionales de carbón pulverizado. En una central de carbón pulverizado, el carbón se quema para producir vapor, que luego se utiliza para generar electricidad mediante una turbina de vapor. Posteriormente, el vapor de escape debe condensarse con agua de refrigeración, y se pierde agua por evaporación. En la tecnología IGCC, el consumo de agua se reduce gracias a la combustión en una turbina de gas, que utiliza el calor generado para expandir el aire e impulsar la turbina. El vapor solo se utiliza para capturar el calor de los gases de escape de la turbina de combustión y utilizarlo en una turbina de vapor secundaria. Actualmente, la principal desventaja 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 3 plantas IGCC: la central eléctrica de Edwardsport en Edwardsport, Indiana ; la central eléctrica de 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 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. La central eléctrica de Polk está actualmente en funcionamiento, tras la resolución de los problemas de puesta en marcha de la demostración, pero el proyecto de Piñon Pine encontró problemas significativos y fue abandonado.

La Iniciativa de Energía Limpia de Carbón (CCPI Fase 2) del Departamento de Energía de EE. UU. seleccionó el Proyecto Kemper como uno de los dos proyectos para demostrar la viabilidad de las centrales eléctricas de carbón de bajas emisiones. Mississippi Power comenzó la construcción del Proyecto Kemper en el condado de Kemper, Mississippi, en 2010 y está lista para comenzar a operar en 2016, aunque ha habido muchos retrasos. ^{[ 7 ]} En marzo, la fecha proyectada se pospuso aún más de principios de 2016 al 31 de agosto de 2016, lo que agregó $110 millones al total y puso el proyecto con 3 años de retraso. La central eléctrica es un proyecto insignia de Captura y Almacenamiento de Carbono (CCS) que quema carbón 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 de gasificación de Wabash, ubicada en el condado de Vigo, Indiana, incumplió su permiso de agua entre 1998 y 2001 ^{[ 9 ]} debido a que emitía arsénico, selenio y cianuro. Wabash operó comercialmente hasta 2016 y se estaba transformando en una planta de hidrógeno y amoníaco con bajas emisiones de carbono para 2025. ^{[ 10 ] [ 11 ]}

Ahora se promociona IGCC como listo para la captura y podría usarse potencialmente para capturar y almacenar dióxido de carbono. ^{[ 12 ] [ 13 ]} (Ver FutureGen ) Kędzierzyn en Polonia pronto albergará una planta química y de energía de cero emisiones que combina la tecnología de gasificación de carbón con captura y almacenamiento de carbono (CCS). Esta instalación había sido planificada, pero no ha habido información al respecto desde 2009. Otras plantas IGCC operativas existentes en el mundo son Alexander (anteriormente Buggenum) en los Países Bajos, Puertollano en España y JGC en Japón.

El proyecto Texas Clean Energy planeaba construir una planta 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 Estados Unidos en combinar IGCC con un 90 % de captura y almacenamiento de carbono. El promotor, Summit Power, se declaró en bancarrota en 2017. ^{[ 14 ]}

Hay varias ventajas y desventajas en comparación con la captura de carbono posterior a la combustión convencional y varias variaciones ^{[ 15 ].}

Un problema clave en la implementación de IGCC es su alto costo de capital, que le impide competir con otras tecnologías de centrales eléctricas. Actualmente, las centrales de carbón pulverizado convencionales son la opción de menor costo. La ventaja de IGCC radica en la facilidad de modernización de las centrales existentes, lo que podría 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 USD/MWh (2005), carbón pulverizado con CCS costaba 88 USD/MWh (2005) y gas natural de ciclo combinado con CCS costaba 80,6 USD/MWh (2005). El costo nivelado de la electricidad fue notablemente sensible al precio del gas natural y a la inclusión de los costos de almacenamiento y transporte de carbono. ^{[ 16 ]}

El beneficio potencial de la modernización no ha compensado hasta ahora el costo de IGCC con tecnología de captura de carbono. Un informe de 2013 de la Administración de Información Energética de EE. UU. demuestra que el costo de inversión inicial 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 inicial de $5227 (dólares de 2012)/kW, IGCC con CCS tiene un costo de capital inicial de $6599 (dólares de 2012)/kW, y el ciclo combinado de gas natural con CCS tiene un costo de capital inicial de $2095 (dólares de 2012)/kW. Los costos del carbón pulverizado y NGCC no cambiaron significativamente desde 2010. El informe también indica que el aumento del 19 % en el costo de IGCC se debe a información reciente de proyectos de IGCC que han superado el presupuesto y costado más de lo esperado. ^{[ 17 ]}

Testimonios recientes en procedimientos regulatorios muestran que el costo de IGCC es el doble del predicho por Goddell, de $96 a $104/MWh. ^{[ 18 ] [ 19 ]} Esto es antes de la adición de captura y secuestro de carbono (el secuestro ha sido una tecnología madura tanto en Weyburn en Canadá (para 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. ^{[ 20 ]}

La planta de Wabash estuvo inactiva repetidamente durante largos periodos debido a problemas con el gasificador. Proyectos posteriores, como el Proyecto Mesaba de Excelsior, incorporan un tercer gasificador y una tercera línea de producción.

La planta IGCC del condado de Polk presenta problemas de diseño. En primer lugar, el proyecto se paralizó inicialmente debido a la corrosión en la tubería de lodos que alimentaba el gasificador con carbón triturado procedente de los vagones cisterna. Se desarrolló un nuevo revestimiento para la tubería. En segundo lugar, el termopar se sustituyó en menos de dos años, lo que indica que el gasificador tenía problemas con diversos tipos de materia prima, desde carbón bituminoso hasta subbituminoso . El gasificador también estaba diseñado para procesar lignitos de menor rango. En tercer lugar, se produjeron paradas no planificadas en el gasificador debido a problemas con el revestimiento refractario, cuya reparación resultó costosa. El gasificador fue diseñado originalmente en Italia para tener la mitad del tamaño del que se construyó en Polk. Los nuevos materiales cerámicos podrían contribuir a mejorar el rendimiento y la vida útil del gasificador. Es fundamental comprender los problemas operativos de la planta IGCC actual para mejorar el diseño de la futura planta. (Central eléctrica Polk IGCC, 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 documento inédito de la Universidad de Harvard).

General Electric está diseñando actualmente una planta modelo IGCC que debería ofrecer mayor fiabilidad. El modelo de GE incorpora 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 incluida en la lista Fortune 500, construyó la instalación en 1983 sin subvenciones estatales ni federales y obtiene beneficios. ^{[ 21 ] [ 22 ]}

En Europa existen varias plantas IGCC ubicadas en refinerías que han demostrado una buena disponibilidad (90-95%) tras los periodos iniciales de puesta a punto. Varios factores contribuyen a este rendimiento:

1. Ninguna de estas instalaciones utiliza turbinas de gas de tecnología avanzada ( tipo F ).
2. Todas las plantas que utilizan residuos de refinería emplean como materia prima residuos de refinería en lugar de carbón. Esto elimina la necesidad de equipos para la manipulación y preparación del carbón, así como los problemas que estos conllevan. Además, la producción de cenizas en el gasificador es mucho menor, lo que reduce la limpieza y el tiempo de inactividad en las etapas de enfriamiento y purificación del gas.
3. Estas plantas no industriales han reconocido la necesidad de tratar el sistema de gasificación como una planta de procesamiento químico inicial y han reorganizado su personal operativo en consecuencia.

Otro caso de éxito de IGCC ha sido la planta Buggenum de 250 MW en los Países Bajos, que se puso en marcha en 1994 y cerró en 2013, ^{[ 23 ]} tuvo buena disponibilidad. Esta planta IGCC basada en carbón fue diseñada originalmente para usar hasta un 30 % de biomasa como materia prima suplementaria. El propietario, NUON, recibió un incentivo del gobierno para usar la biomasa. NUON ha construido una  planta IGCC de 1311 MW en los Países Bajos, que comprende tres unidades CCGT de 437 MW. La central eléctrica Nuon Magnum IGCC se puso en marcha en 2011 y se inauguró oficialmente en junio de 2013. Mitsubishi Heavy Industries ha sido la adjudicataria para la construcción de la central eléctrica. ^{[ 24 ]} Tras un acuerdo con organizaciones ecologistas, NUON tiene prohibido utilizar la planta Magnum para la quema de carbón y biomasa hasta 2020. Debido a los altos precios del gas en los Países Bajos, dos de las tres unidades se encuentran actualmente fuera de servicio, mientras que la tercera tiene un uso muy bajo. La eficiencia relativamente baja del 59 % de la planta Magnum implica que se prefieren las centrales de ciclo combinado más eficientes (como la planta Hemweg 9) para el suministro de energía (de respaldo).

Se ha propuesto una nueva generación de centrales eléctricas de carbón basadas en IGCC, aunque ninguna está aún en construcción. AEP , Duke Energy y Southern Company están desarrollando proyectos en EE. UU., y en Europa por ZAK/PKE , Centrica (Reino Unido), E.ON y RWE (ambas en Alemania) y NUON (Países Bajos). En Minnesota, el análisis del Departamento de Comercio del estado determinó que la tecnología IGCC tiene el costo más alto, con un perfil de emisiones que no es significativamente mejor que el del carbón pulverizado. En Delaware, el análisis de Delmarva y de la consultora estatal arrojó resultados prácticamente idénticos.

El alto costo de IGCC es el mayor obstáculo para su integración en el mercado eléctrico; sin embargo, la mayoría de los ejecutivos del sector energético reconocen que la regulación del carbono llegará pronto. Se están proponiendo proyectos de ley que exigen la reducción de carbono tanto en la Cámara de Representantes como en el Senado, y con la mayoría demócrata parece probable que con el próximo presidente haya un mayor impulso a la regulación del carbono. La decisión de la Corte Suprema que exige a la EPA regular el carbono (Commonwealth of Massachusetts et al. v. Environmental Protection Agency et al.)[20] también apunta a 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 planta de CC de gas natural, el aumento es de aproximadamente un 46%. Para una planta de carbón pulverizado, el aumento es de aproximadamente un 57%. ^{[ 25 ]} Este potencial para una captura de carbono más económica hace de IGCC 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 más alto en el mercado del carbono o un marco regulatorio para incentivar adecuadamente a la industria. ^{[ 26 ]}

En Japón, las compañías eléctricas, en colaboración con Mitsubishi Heavy Industries, operan 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. Esta planta funciona exclusivamente con carbón seco alimentado con aire (no oxígeno). Quema carbón PRB con un contenido de carbono no quemado inferior al 0,1 % y sin lixiviación detectada de oligoelementos. Emplea turbinas de tipo F y 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 _alcancen una mayor eficiencia térmica y reduzcan los costos gracias a la simplificación de sus sistemas en comparación con las plantas IGCC convencionales. Su principal característica radica en que, en lugar de utilizar oxígeno y nitrógeno para gasificar el carbón, emplean oxígeno y CO₂ _. La principal ventaja es que permite mejorar la eficiencia del gas frío y reducir el carbono no quemado (carbón vegetal).

Como referencia para la eficiencia de las centrales eléctricas:

• Con la turbina de gas Frame E, refrigeración por gas de extinción a 30 bar, limpieza de gas a baja temperatura y HRSC de 2 niveles, es posible alcanzar una eficiencia energética de alrededor del 38 % .
• Con la turbina de gas Frame F, el gasificador de enfriamiento de 60 bar, la limpieza de gas a baja temperatura y el sistema HRSC de 3 niveles + HR, es posible alcanzar una eficiencia energética de alrededor del 45 %.
• Los últimos avances en turbinas de gas Frame G, la integración de aire ASU y la desulfuración a alta temperatura pueden aumentar aún más el rendimiento. ^{[ 27 ]}

El CO₂ _extraído de los gases de escape de la turbina de gas se utiliza en este sistema. El uso de un sistema de turbina de gas cerrado capaz de capturar el CO₂ _mediante compresión y licuefacción directa elimina la necesidad de un sistema de separación y captura. ^{[ 28 ]}

_{La eliminación de CO₂} antes de la combustión es mucho más sencilla que la eliminación de CO₂ _de los gases de combustión en la captura posterior a la combustión, debido a la alta concentración de CO₂ _tras la reacción de desplazamiento del gas de agua y a 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. ^{[ 29 ]} 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 comparación con los disolventes químicos. Los disolventes físicos funcionan absorbiendo los gases ácidos sin necesidad de una reacción química, a diferencia de los disolventes tradicionales a base de aminas. El disolvente puede regenerarse y el CO₂ _desorberse reduciendo la presión. El principal obstáculo de los disolventes físicos es la necesidad de enfriar el gas de síntesis antes de la separación y luego recalentarlo para la combustión, lo que consume energía y disminuye la eficiencia general de la planta. ^{[ 29 ]}

Los códigos de prueba nacionales e internacionales se utilizan para estandarizar los procedimientos y definiciones empleados en las pruebas de las centrales eléctricas IGCC. La selección del código de prueba a utilizar es un acuerdo entre el comprador y el fabricante, y tiene cierta importancia para el diseño de la planta y los sistemas asociados. En Estados Unidos, la Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos publicó en 2006 el Código de Prueba de Rendimiento para Centrales de Generación de Energía IGCC (PTC 47), que proporciona procedimientos para determinar la cantidad y calidad del gas combustible según su caudal, temperatura, presión, composición, poder calorífico y contenido de contaminantes. ^{[ 30 ]}

En 2007, la oficina del Fiscal General del Estado de Nueva York exigió la divulgación completa de los "riesgos financieros de los gases de efecto invernadero" a los accionistas de las compañías eléctricas que proponían el desarrollo de centrales eléctricas de carbón IGCC. "Cualquiera de las diversas iniciativas regulatorias nuevas o probables para las emisiones de CO₂ _de las centrales eléctricas, 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 la generación de carbón intensiva en carbono "; ^{[ 31 ]} La senadora estadounidense Hillary Clinton de Nueva York ha propuesto que esta divulgación completa de riesgos se exija a todas las compañías eléctricas que cotizan en bolsa en todo el país. ^{[ 32 ]} Esta divulgación honesta ha comenzado a reducir el interés de los inversores en todo tipo de desarrollo de centrales eléctricas de carbón con tecnología existente, incluido IGCC.

El senador Harry Reid (líder de la mayoría del Senado de EE. UU. en 2007/2008) declaró en la Cumbre de Energía Limpia de 2007 que haría todo lo posible para detener la construcción de las nuevas centrales eléctricas de carbón IGCC propuestas en Nevada. Reid desea que las compañías eléctricas de Nevada inviertan en energía solar , eólica y geotérmica en lugar de tecnologías de carbón. Reid afirmó que el calentamiento global es una realidad y que tan solo una de las centrales de carbón propuestas contribuiría a él al quemar siete millones de toneladas de carbón al año. Los costos de atención médica a largo plazo serían demasiado altos, afirmó (sin citar la fuente). "Voy a hacer todo lo posible para detener estas centrales", dijo. "No existe una tecnología de carbón limpia . Existe una tecnología de carbón más limpia, pero no existe una tecnología de carbón limpia". ^{[ 33 ]}

• Costo relativo de la electricidad generada por diferentes fuentes
• Impacto ambiental de la industria del carbón
• Ciclo de pila de combustible de gasificación integrada
• Sustituir el gas natural

• Huntstown: La central eléctrica más eficiente de Irlanda (según la página web de Siemens Power Generation)
• Centrales eléctricas de turbina de gas de ciclo combinado de gas natural. Consejo de Planificación Energética del Noroeste, Nueva caracterización de recursos para el Quinto Plan Energético, agosto de 2002.
• Energía solar de ciclo combinado