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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERIA
DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICA
IEE3372 MERCADOS ELECTRICOS
Tecnologías de captura y
secuestro de CO2
Alumnos:
Hernán Morales
Cristian Torres
Profesor guía:
Cristián M. Muñoz
25 de Mayo de 2008
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Índice de contenidos
1. Introducción ................................................................................................. 4
2. Objetivos ....................................................................................................... 5
3. Tecnologías de captura de CO2 .................................................................. 6
3.1 Introducción ................................................................................................... 6
3.2 Tipos de captura ............................................................................................ 7
3.2.1 Captura de CO2 en pre-combustión ................................................... 7
3.2.2 Captura de CO2 en post-combustión ................................................. 8
3.2.3 Captura de CO2 en oxi-combustión ................................................. 16
3.3 Estudio comparativo de tecnologías ............................................................ 17
3.4 Impacto en la eficiencia de las tecnologías de CCS .................................... 20
3.4.1 Impacto de la captura en pre-combustión ........................................ 20
3.4.2 Impacto de la captura en post-combustión ....................................... 21
3.4.3 Impacto de la captura en oxi-combustión ........................................ 22
4. Tecnologías de transporte de CO2............................................................ 23
4.1 Introducción ................................................................................................. 23
4.2 Tipos de tecnología de transporte ................................................................ 24
4.2.1 Transporte continuo ........................................................................ 24
4.2.2 Transporte discontinuo o por barco ................................................ 27
4.3 Análisis comparativo de sistemas de transporte .......................................... 28
5. Tecnologías de almacenamiento de CO2.................................................. 28
5.1 Almacenamiento geológico ......................................................................... 28
5.2 Otras técnicas de almacenamiento de CO2 menos comunes ....................... 30
6. Estudio económico de la implementación de las diversas tecnologías .. 31
6.1 Costos asociados a tecnología ..................................................................... 31
6.2 Costos asociados a transporte ...................................................................... 35
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6.3 Costos asociados a almacenamiento ............................................................ 37
7. Aplicaciones actuales de tecnologías ........................................................ 40
7.1 Ejemplos de lugares de aplicación y proyectos ........................................... 40
8. Conclusiones ............................................................................................... 46
9. Referencias ................................................................................................. 48
Índice de tablas
Tabla 1. Tabla de solventes utilizados en el proceso .................................................. 9
Tabla 2. Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización ........................... 17
Tabla 3. Estudio característico de tecnologías de tratamiento de CO2 .................... 18
Tabla 4. Comparativa de tecnologías de tratamiento de CO2 .................................. 19
Tabla 5. Integración de tecnologías de captura de CO2 en plantas de energía ......... 20
Tabla 6. Diámetros de tuberías de transporte de CO2 y capacidad de transporte .... 26
Tabla 7. Especificaciones de composición de gasoductos de estadounidenses ........ 26
Tabla 8. Capacidad de almacenamiento de las formaciones geológicas .................. 30
Tabla 9. Características de almacenamiento en océanos y bajo suelo ...................... 31
Tabla 10. Costos y características de plantas energéticas con captura de CO2 ........ 32
Tabla 11. Costos de captura para las nuevas plantas de hidrogeno .......................... 33
Tabla 12. Precios con y sin captura de CO2 según World Resources Institute ........ 33
Tabla 13. Costos típicos de captura de CO2 para plantas......................................... 34
Tabla 14. Costos de captura y almacenamiento ....................................................... 34
Tabla 15. Costos CCS para diferentes combinaciones de plantas ............................ 35
Tabla 16. Precios del transporte en buque por tonelada en Euros por kilómetros ... 37
Tabla 17. Costos de almacenamiento por profundidad (en €/tCO2) ........................ 37
Tabla 18. Condiciones operacionales para la compresión ........................................ 38
Tabla 19. Potencial estimado para almacenamiento subterráneo de CO2 ................ 38
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Tabla 20. Costos estimados de transporte por región y por tipo de reserva de
almacenamiento (€/tCO2)............................................................................................ 38
Tabla 21. Resultados de los test de campo de CO2-EOR ........................................ 39
Tabla 22. Costos de almacenamiento oceánico a más de 3 km de profundidad ....... 39
Tabla 23. Proyectos en carpeta para aplicación de tecnologías de CCS .................. 44
Tabla 24. Proyectos en carpeta para aplicación de tecnologías de CCS .................. 45
Índice de figuras
Figura 1. Diseño planta con tecnología de captura en pre combustión ...................... 7
Figura 2. Detalle del proceso de absorción química................................................... 9
Figura 3. Etapas del proceso de absorción química ................................................. 10
Figura 4. Esquemas de funcionamiento de la calcinación/carbonatación ................ 11
Figura 5. Diagrama básico de funcionamiento de la adsorción física ...................... 12
Figura 6. Esquema de funcionamiento del sistema de membranas .......................... 13
Figura 7. Esquema básico de la destilación criogénica ............................................ 15
Figura 8. Gráfica de requerimientos de P y T para destilación criogénica............... 16
Figura 9. Diseño y esquema de operación de la oxi-combustión ............................. 16
Figura 10. Gráfica de penalización en la eficiencia para distintos tipos de planta ... 21
Figura 11. Impacto en la eficiencia de la captura en post-combustión .................... 22
Figura 12. Influencia de la oxi-combustión en la eficiencia .................................... 23
Figura 13. Efectos de la compresión de CO2 ........................................................... 24
Figura 14. Curvas de diámetros de tuberías ............................................................. 25
Figura 15. Gasoductos de CO2 estadounidenses ...................................................... 27
Figura 16. Opciones de almacenamiento del CO2 ................................................... 29
Figura 17. Grafica de costos de capital que requiere una planta generadora ........... 34
Figura 18. Grafica de curvas de precios v/s distancia de transporte ................................ 35
Figura 19. Costos de transporte para los gasoductos terrestres y marítimos ............ 36
Figura 20. Otros proyectos alrededor del mundo ..................................................... 44
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1. Introducción
El efecto invernadero es un fenómeno natural, el cual provoca un calentamiento
de la atmosfera en sus capas bajas; los gases que lo producen se denominan de efecto
invernadero, compuestos naturales de la atmosfera donde su concentración y
distribución está regulada por los ciclos de carbono y nitrógeno.
Los principales gases de efecto invernadero son producto de la actividad
humana, como son el N2O producto de cambios de suelo agrícola, CH4 del gas natural,
residuos sólidos y aguas residuales, CFC, PFC, SF6 provenientes de refrigerantes,
repelentes y productos en aerosol y el CO2 producto de la combustión de combustibles
fósiles. El CO2 es emitido principalmente por 3 sectores: transporte, terciario
(domestico y servicios) y el sector eléctrico.
El desarrollo económico de los países desarrollados y especialmente de aquellos
en vías de desarrollo está íntimamente ligado a un crecimiento de la demanda
energética, por lo que las proyecciones indican que la necesidad de combustibles
energéticos del tipo fósiles seguirá en aumento en cuanto no se desarrollen nuevas
tecnologías medioambientalmente y económicamente eficientes. Es por esta razón que
en una actualidad en donde los efectos de la polución comienzan a visualizarse (cambio
climático) y proyectarse es necesario controlar las emisiones de estos gases, como el
CO2, regulándolo con el fin de proteger el medio ambiente.
Buscando comprometerse con el cuidado del medio ambiente y cumplir con las
nuevas normativas ambientales acordadas (como el protocolo de Kioto) es que los
países más desarrollados han llevado a cabo numerosas investigaciones invirtiendo
importantes sumas de dinero con el objetivo de implementar tecnologías que puedan
reducir las emisiones de CO2 en los procesos de generación de energía, mediante
tecnologías de captura, secuestro y almacenamiento de este gas.
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2. Objetivos
El principal objetivo de esta investigación es conocer y entender las tecnologías
de tratamiento del CO2 desarrolladas y en desarrollo, intentando de esta manera analizar
la factibilidad de operación e implementación en las plantas generadoras de nuestro
país, no obstante que las normativas ambientales actuales no contemplan reducciones de
emisiones de este gas invernadero. A pesar de ello, surge una importante proyección a
futuro debido a los efectos medioambientales que la contaminación ha provocado con el
pasar de los años.
Es de suma importancia también estudiar detalladamente todas las tecnologías
ya sean de captura o secuestro de CO2, pues dentro de las diferencias existentes entre
ellas existe un efecto del sistema sobre otros gases invernaderos tanto más importantes
como son los NOX y los SOX, ambos presentes de una manera muy general en la actual
normativa medioambiental chilena.
De forma de aplicar eventualmente alguna de estas tecnologías en nuestro país
es que preliminarmente se necesita realizar un análisis a los costos involucrados en estas
aplicaciones a la generación de las plantas, ya que al ser tecnologías relativamente
nuevas, los costos de aplicación aún son bastante altos y pueden afectar
considerablemente la rentabilidad de las generadoras. De esta manera se estudiará el
efecto de todo el proceso de tratamiento de CO2 (captura, transporte y almacenamiento)
a los costos medios de generación de los tipos de planta involucradas estableciendo un
paralelo comparativo, y buscando la eficiencia máxima para una eventual aplicación de
las tecnologías.
Debido a que no existen precedentes de aplicación de estas tecnologías en Chile
es que se buscarán lugares donde estén siendo aplicadas, como plantas en Europa y los
Estados Unidos buscando dentro de lo posible visualizar los efectos tanto en la
reducción de las emisiones de gases invernaderos como en los costos medios de
generación de las plantas involucradas, analizando de esta manera no sólo el efecto
medioambiental sino la rentabilidad económica actual de implementar estos procesos.
Finalmente estudiaremos la normativa vigente nacional, de manera de establecer
parámetros que nos indiquen la importancia de investigar y traer estas nuevas
tecnologías a nuestro país y las proyecciones que existan sobre el control de las
emisiones de CO2, como una reacción de Chile ante la preocupación mundial sobre el
cuidado del medioambiente y el cambio climático.
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3. Tecnologías de captura de CO2:
3.1 Introducción:
La preocupación de las potencias mundiales ante los informes de cambio
climático y efecto de las emisiones de CO2 generó gran interés en la investigación de
tecnologías eficientes de captura, desarrollándose rápidamente métodos eficientes para
implementar en las industrias intensivas en energía, responsables de casi el 50% de las
emisiones de este gas en la Unión Europea.
La capacidad técnica de remover CO2 de las fuentes puntuales de emisión se ha
establecido; sin embargo actualmente son muy pocas las manifestaciones en gran escala
de esta tecnología, principalmente por los costos que implica y en la mayoría de los
casos las tecnologías individuales no han sido integradas al nivel que estaba previsto.
De esta manera, si bien teóricamente se puede superar el índice de captura de emisiones,
el enfoque actual de las investigaciones está en optimizar económicamente los procesos
utilizados en la actualidad.
En el aspecto técnico, el objetivo del proceso es producir una corriente
concentrada de CO2 que pueda transportarse fácilmente a un lugar de almacenamiento
seguro. La tecnología se aplica principalmente en centrales eléctricas de carbón, lignito
(tipo de carbón mineral) y gas natural, además, el continuo desarrollo de estas
tecnologías puede ampliar su uso a refinerías, plantas de cemento y químicas o también
en procesos de biomasa los cuales implican emisiones netas negativas.
Existen tres tipos básicos de captura de CO2; en Pre-combustión, en Post-
combustión (o Secuestro de CO2) y en Oxi-combustión. El uso de cada uno de estos
métodos dependerá entre otras cosas de la concentración de CO2, la presión del gas y el
tipo de combustible que se utiliza. A continuación se analizan con mayor detalle cada
uno de éstos procedimientos de manera de captar virtudes y defectos en la aplicación de
cada uno de ellos.
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3.2 Tipos de captura
3.2.1 Captura de CO2 en Pre-combustión
Este sistema está muy relacionado con la producción de hidrógeno, el cual es un
agente muy importante en distintos procesos, entre los cuales se incluyen:
- Generar energía eléctrica o calor (produciéndose únicamente vapor de agua).
- La síntesis de amoniaco.
- La producción de fertilizantes.
- Los hidroprocesamientos en las refinerías de petróleo.
Básicamente consiste en producir, a partir de gas natural o gas sintético
(proveniente de la gasificación de carbón u otros hidrocarburos), una mezcla gaseosa
compuesta principalmente del hidrógeno mencionado H2 y CO2 para posteriormente
separar estos dos gases. La separación se basa en la descarbonización del combustible
antes de la combustión mediante técnicas de gasificación del carbón o reformado del
gas natural.
Figura 1: Diseño planta con tecnología de captura en pre combustión
Una vez separados los gases los métodos de captura del CO2 son similares a los
analizados en el sistema de captura en postcombustión:
- Adsorción a cambio de presión (PSA), la cual se adapta para aplicaciones
puras de hidrógeno, pero con las composiciones de gas sintético obtenidas
usualmente, las pérdidas de hidrógeno serían inaceptables.
- Separación Criogénica, en la cual el CO2 es separado físicamente del gas
de síntesis condensándolo a temperaturas criogénicas para producir CO2
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líquido, listo para almacenamiento. Este sistema no es atractivo pues el
enfriamiento del gas de síntesis consume grandes cantidades de electricidad.
- Absorción química, usando una solución con monodietanolmelamina
(MDEA). El proceso es usualmente llamado amine scrubbing y es la
tecnología para remover CO2 más comúnmente utilizada en la actualidad.
- Absorción física usando Selexol o Rectisol (metanol frío) es ventajoso a
alta presión parcial de CO2 y es muy adaptable para productos de
gasificación.
- La separación de membrana es aplicada comercialmente para la
separación de hidrógeno, pero se requiere mayor desarrollo antes que las
membranas puedan ser usadas en una escala suficientemente grande. La
selectividad de membranas comercialmente disponibles para CO2/H2 es
también muy baja.
3.2.2 Captura de CO2 en Post-combustión o Secuestro de CO2:
En este sistema, el CO2 se ha separado de los gases de escape producidos
durante la combustión (principalmente N2) con aire de un combustible (carbón, gas
natural etc.). Para su captura posterior, entre los procesos más viables se encuentran el
ciclo de Calcinación – Carbonatación y la absorción química con aminas. El resto de las
opciones es menos utilizado ya sea por su bajo desarrollo o por los altos costos que
implican. Dentro de ellas se encuentran la adsorción física, la destilación criogénica y
las membranas.
a) Absorción química
En este proceso el CO2 reacciona con un líquido de absorción. Para ello se
utilizan compuestos químicos (aminas y nuevos absorbentes en investigación) con gran
afinidad de compuestos ácidos (CO2) y se usan como solventes formulados, en una
mezcla especial para atenerse a la tarea de separación. Algunos de ellos también
contienen activadores para promover la transferencia de masa en la absorción. En la
tabla 1 se muestran solventes usados comúnmente para llevar a cabo esta tarea.
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Tabla 1: Tabla de solventes utilizados en el proceso
Tipo de solvente Ejemplo
Aminas primarias Monoetanolamina (MEA)
Diglicolamina (DGA)
Aminas secundarias Dietanolamina (DEA)
Diisopropanolamina (DIPA)
Aminas terciarias Metildietanolamina (MDEA)
Trietanolamina (TEA)
Soluciones de sal alcalina Carbonato de potasio
Actualmente los siguientes procesos de solvente están comercialmente
disponibles para el tratamiento del CO2.
- Kerr-McGee/ABB Lummus Crest Process (Barchas and Davis, 1992).
- Fluor Daniel ECONAMINE Process (Sander and Mariz, 1992, Chapel et al.,
1999).
- Kansai Electric Power Co., Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Process (Mimura
et al.,2000).
El detalle del proceso se observa en la figura 2. El sistema se descompone en dos
etapas principales: absorción y regeneración (incremento de temperatura consumo
energía).
Figura 2: Detalle del proceso de absorción química
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Las etapas del proceso se describen básicamente en el esquema de la figura 3.
Detallamos las etapas del sistema.
1. El gas que contiene el CO2 se pone en contacto con un absorbente líquido capaz
de capturar el CO2.
2. El absorbente cargado con CO2 se transporta a otra torre donde se regenera
mediante cambios de temperatura o presión y libera el CO2.
3. El absorbente regenerado se envía de nuevo el proceso de captura de CO2.
4. Para contrarrestar las pérdidas de actividad del absorbente, se introduce siempre
nuevo absorbente.
Figura 3: Etapas del proceso de absorción química
Al utilizar este sistema no se pueden despreciar sus características básicas de
operación, que pueden determinar su viabilidad. Dentro de ellas mencionamos:
- La reacción química del proceso se realiza a alta temperatura.
- El sistema consta de un reactor a modo de absorbedor y otro que actúa de
regenerador de la amina.
- El proceso de regeneración requiere un considerable consumo de energía.
- El sistema necesita de un tratamiento previo a los gases de combustión,
debido a que las aminas son altamente atacables por los óxidos de
nitrógeno y azufre (NOx y SOx)
b) Ciclo de calcinación/carbonatación
Esta combinación de procesos se basa en la absorción química, usando como
sorbente a la caliza. Definiendo separadamente, la carbonatación es una reacción
exotérmica donde los reactivos CO2 y CaO reaccionan para producir CaCO3. La
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energía que se desprende de esta reacción es de 430 kcal/kg CaCO3. La calcinación en
cambio es el proceso inverso, pues produce la desorción del CO2 y CaO mediante la
descomposición de la caliza en presencia de calor.
Figura 4: Esquemas de funcionamiento de la tecnología calcinación/carbonatación
Como esquema del detalle del proceso esquematizado en la figura 4 podemos
incluir las siguientes etapas.
- La corriente de gases a tratar se toma antes de la entrada a la
desulfuradora (D.G.C.).
- El proceso propuesto trabajará en dos lechos fluidos circulantes
interconectados, trabajando a una temperatura de 650 ºC el que actúa
como carbonatador, y a 875 ºC el que trabaja como calcinador.
- El calcinador trabajará en oxi-combustión, con el objetivo de generar una
corriente alta de CO2 en los gases de salida.
- La recuperación de calor en el nuevo ciclo propuesto se realizará
mediante un ciclo agua-vapor supercrítico
Visualizando la implementación de una planta con este sistema de captura
podemos delinear 3 puntos necesarios.
1. Oxi-combustión en lecho fluido circulante atmosférico (CFB).
2. Planta de carbonatación-calcinación en conexión con una planta de
carbón existente.
3. Planta de carbonatación-calcinación para central de generación nueva.
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Delineando básicamente las características de este sistema vemos que el proceso
en si es bastante complejo de integrar, sumado al hecho de que la oxi-combustión está
en fase de desarrollo. Sin embargo, se extraen características importantes, como los
bajos costos que lo hacen competitivo con las técnicas de absorción, el hecho de que la
desulfuración sea parte del proceso, incluyendo la purga que tiene uso económico con
las cementeras y finalmente una generación extra de energía eléctrica que concentra
bajas emisiones de CO2 que es nuestro objetivo.
c) Adsorción física:
Básicamente se encarga de utilizar materiales capaces de adsorber el CO2
generalmente a altas temperaturas, para luego recuperarlo mediante procesos de cambio
de temperatura o presión (procesos TSA y PSA respectivamente).
Figura 5: Diagrama básico de funcionamiento de la adsorción física
Entre los adsorbentes se encuentran:
- Carbón activo
- Materiales mesoporosos
- Zeolitas
- Aluminas e hidrotalcitas
d) Membranas
Este proceso se utiliza para la captura de altas concentraciones de CO2 en gas
natural a alta presión, de lo contrario (a baja presión) la fuerza de separación necesaria
para el gas sería muy baja. Dentro de las limitaciones de este sistema vemos que resulta
en un mayor gasto de energía y por tanto es ineficiente frente a la absorción química, así
como también incurre en un menor porcentaje de remoción de CO2. Esto indica
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principalmente que el sistema no está muy desarrollado y las membranas más eficientes
aún no se han encontrado, pero como sistema es prometedor dado las ventajas
operacionales que posee y que se mencionan a continuación.
Figura 6: Esquema de funcionamiento del sistema de membranas
- Los flujos de gas y líquido son independientes, lo que evita problemas en
las columnas ya sea de inundación, espumado.
- No se necesita un lavado posterior al absorbente para recuperar líquido
de absorción que es sacado hacia fuera.
- La operación es a condiciones termodinámicamente óptimas, no
condicionadas por las condiciones hidrodinámicas del equipo de
contacto.
- El equipamiento es compacto a través del uso de fibra porosa de
membrana.
De manera de optimizar el uso de las membranas en el proceso, estas deben
presentar algunas características particulares para una mejor performance.
- La permeabilidad determinará el área de membrana necesaria para el
proceso.
- La selectividad (radio de permeabilidades) determinará la pureza del
producto final. A menor selectividad podrían ser necesarios procesos
posteriores de reciclaje.
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- La permeabilidad y selectividad de la membrana están correlacionadas
negativamente, por lo que se necesita encontrar un óptimo intermedio de
rendimiento.
- La estabilidad es un tema importante para este procedimiento, por lo que
una solución para ello son soportes porosos como pueden ser el vidrio, la
cerámica o el metal.
Las membranas se pueden clasificar en orgánicas e inorgánicas, destacando que
las membranas orgánicas no son resistentes a altas temperaturas como las inorgánicas.
Dependiendo del tipo de membrana será la aplicación a la cual estará enfocada.
Las membranas orgánicas utilizadas comercialmente son las poliméricas, las
cuales se utilizan para los siguientes procesos.
- Separación de CO2 y CH4 a alta presión del dióxido de carbono.
- Separación de CO2 y N2, como parte del proceso de post combustión. En
este proceso tanto la presión del flujo de gas como la selectividad de la
membrana deben ser bajas, por lo que requiere etapas posteriores de
reciclaje haciendo el procedimiento no rentable.
En las membranas inorgánicas encontramos más opciones en el tipo de
membrana como se detalla a continuación.
- Membranas metálicas, utilizadas en la captura en pre combustión,
separando CO2 y H2 mediante compuestos con aleaciones Pd.
- Membranas microporosas, también utilizadas en la captura en pre
combustión separando CO2 y H2. Para este proceso la selectividad que se
puede obtener actualmente no es suficiente para separar más de 99.99%
de H2.
- Membranas transportadoras de iones, las cuales pueden ser usadas
tanto en captura en pre combustión como captura en oxi-combustión.
Para el primer caso se utilizan membranas conductoras de protones y
para el segundo membranas conductoras de oxígeno.
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e) Destilación criogénica:
La información sobre este sistema es básica, y consiste a grandes rasgos en una
serie de etapas de compresión, enfriamiento y expansión, en las cuales los componentes
del gas se pueden separar en una columna de destilación. Esta tecnología se utiliza sobre
todo para separar las impurezas de una corriente de CO2 de alta pureza. Un esquema
básico se muestra en la figura 7. Sobre su aplicación se puede decir que no se ha
utilizado a la escala y condiciones, en términos de disponibilidad de costeo, que se
necesita para los sistemas de captura de CO2.
Figura 7: Esquema básico de la destilación criogénica
Dentro de los procesos donde se puede utilizar este sistema encontramos:
- Separación de CO2 y CH4 en gas natural, donde se puede obtener entre 1
y 80% del CO2 a alta presión (hasta 200 bar).
- Separación de CO2 y H2 en gas sintético. En este proceso se obtiene
entre 20 y 40% con presiones entre 10 y 80 bar.
- Purificación de los gases de la combustión en el proceso de oxi-
combustión, donde se pueden obtener concentraciones de CO2 entre 75 y
90%.
En la figura 8 se muestra una gráfica que describe los requerimientos de presión
y temperatura para una destilación criogénica con recuperación del 90% del CO2.
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Figura 8: Gráfica de requerimientos de P y T para destilación criogénica
3.2.3 Captura de CO2 en Oxi-combustión
Este proceso se realiza durante la combustión y tiene un largo recorrido como
tecnología aplicada. Básicamente consiste en la utilización de oxígeno en lugar de aire
para la combustión, de ahí que los gases de escape están compuestos principalmente de
H2O y CO2, que puede separarse fácilmente del vapor de agua mediante condensación.
En la figura 9 se presenta un esquema básico de funcionamiento. Esta tecnología
es utilizada en centrales de nueva generación con ciclos agua-vapor extremadamente
crítico, así como también en Turbinas de Gas con o sin calderas de recuperación.
Figura 9: Diseño y esquema de operación de la oxi-combustión
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Al ser una tecnología que está actualmente desarrollándose, existen muchos
proyectos de investigación en el tema buscando mejores desempeños y eficiencias de
costos. En la Tabla 2 se presentan los aspectos más importantes a desarrollar en los
diferentes aspectos de esta tecnología.
Tabla 2: Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización
Aspecto del proceso Áreas críticas de desarrollo
ASU (Unidad de separación de aire) - Destilación criogénica. Consumo de
auxiliares.
- Membranas cerámicas que incrementan la
eficiencia.
Combustión O2 - Combustión, ignición, estabilidad de llama,
temperaturas y perfiles de llama.
- Volumen del hogar. Absorción térmica por
unidad de superficie.
- Grado de recirculación CO2.
Filosofía de operación - Flexibilidad de operación.
- Integración de la ASU.
- Disposición chorros de O2 puro, CO2
recirculado y transporte de carbón.
Emisiones - La cinética del NOx en llamas de carbón no
es aplicable.
- Cinética del SO2.
- Composición de las cenizas.
Materiales - Propiedades de operación a largo plazo y
altas temperaturas.
- Ensayos de materiales avanzados
ultrasupercríticas.
- Potencial de corrosión para carbones con
altos contenidos de cenizas, S, Cl.
3.3 Estudio comparativo de tecnologías
Para analizar comparativamente los diferentes procesos existentes para el
tratamiento del CO2 conviene estudiar las ventajas y desventajas presentes en cada
tecnología como se observa en la tabla 3, lo que si bien permite compararlas, no es un
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buen criterio de discriminación pues se encuentran en distintas fases de desarrollo y
también la aplicabilidad no es al mismo tipo de centrales en algunos casos lo que las
hace excluyentes.
Tabla 3: Estudio característico de tecnologías de tratamiento de CO2
Tipo de tratamiento CO2 Ventajas Desventajas
Pre combustión
- La separación vía solvente físico o
químico está probada. Los gases de
salida salen a mayor presión y mayor
concentración de CO2 que la
postcombustión lo que reduce coste
de captura.
- La tecnología consigue menor
cantidad de impurezas: SOX y NOX y
cenizas.
- Es posible utilizar un amplio rango
de combustibles fósiles.
- El combustible primario debe
ser convertido a gas sintético
previamente.
- Las turbinas de gas,
calentadores y calderas deben
ser modificados para la
utilización de hidrógeno como
combustible.
- Requiere calor para regenerar
el absorbente.
Absorción química (post
combustión)
- Muchas de las tecnologías son
comerciales (absorción química),
separación de CO2 en yacimientos de
gas natural, producción de urea,
metanol, etc.
- Requiere menores modificaciones de
centrales existentes.
- Mayor volumen de gases a
tratar que en pre combustión.
- Presencia de impurezas: SOX y
NOX y cenizas, que afectan la
vida del absorbente.
- Necesidad de nuevas materias
primas ( 0,3 kg/Tm CO2)
- Alto consumo energético en la
regeneración del absorbente.
Calcinación/carbonatación
(post combustión)
- Costo del absorbente.
- Producción de energía (electricidad)
adicional lo que implica menor
consumo de energía.
- La desulfuración está incluida en el
propio proceso de captura del CO2.
- Material purgado (CaO) tiene un
valor añadido pues posee un valor
comercial (cementeras).
- Alto requerimiento de espacio.
- Necesidad de empleo de
oxicombustión en el
calcinador.
- Escala laboratorio
(previsiblemente en escala
piloto en breve).
- Control de proceso complejo.
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Oxi-combustión
- La tecnología básica tiene ya un
largo recorrido (proyectos en marcha
en la actualidad).
- Reducción del caudal de gases, que
implican Reducción de los costos de
separación, compresión y
almacenamiento.
- Generación de corriente rica en CO2
hasta 90 – 95% y pobre en NOx
reduciendo el 70 – 80%.
- Mejora de transferencia de calor por
mayores contenidos en H2O, CO2 y
Temperatura especialmente.
- Aumento de inquemados.
- Necesita una unidad de
separación de aire lo que
eleva los costos.
- Degradación de zonas de
radiación por corrosión.
- requiere investigación
avanzada en aspectos
operativos y de
mantenimiento.
De manera de establecer una diferenciación entre las tecnologías es que nos
enfocamos en aspectos comunes como nivel de desarrollo, consumos de energía o
requerimientos necesarios. En la tabla 4 se presenta una nueva tabla comparativa
enfocada en estos aspectos.
Tabla 4: Comparativa de tecnologías de tratamiento de CO2
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3.4 Impacto en la eficiencia de las tecnologías de CCS
Al momento de buscar la mejor alternativa entre las tecnologías disponibles para
el control de las emisiones de CO2 la eficiencia es un elemento importante a considerar.
Es por ello que presentamos a grandes rasgos el criterio de medición de la eficiencia
para las plantas generadoras y algunos gráficos con estimaciones del efecto de aplicar
CCS en ellas. En la tabla 5 se presenta la integración de las tecnologías de captura en los
ciclos de potencia.
Tabla 5: Integración de tecnologías de captura de CO2 en plantas de energía
3.4.1 Impacto de la captura en pre-combustión
La eficiencia de las plantas con captura en pre-combustión baja por las pérdidas
de energía provocadas por la conversión de combustible fósil en gas sintético, la
demanda de vapor/oxígeno para la conversión de combustible y reacciones de
evaporación de agua, sumado a los requerimientos de potencia en la producción de
oxígeno y la compresión de CO2, oxígeno y combustible. A continuación se presenta el
modelo matemático simple y las variables que determinan el resultado.
ηpre-captura = eficiencia de la planta con captura en pre-combustión.
ηCC H2 = eficiencia del ciclo combinado despedido en gas rico en hidrógeno.
ηconversión = eficiencia de la conversión de combustible fósil en gas sintético.
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21
Qn = procesos demandantes de calor (MWth).
Qm = procesos productores de calor (enfriamiento de gas sintético) (MWth).
α = radio de incremento de reducción de potencia a incremento de la salida
de calor (MWe/MWth).
Compresión = requerimientos de potencia de la compresión de CO2 (MWe).
Wmisc = requerimientos alternativos de potencia como en la compresión del
oxígeno/gas de combustible (MWe).
E = entrada de combustible fósil (MWth).
En la gráfica siguiente se pueden apreciar los impactos en la eficiencia según el
tipo de planta donde se desprende que para IGCC dependerá del tipo de gasificado.
Figura 10: Gráfica de penalización en la eficiencia para distintos tipos de planta
3.4.2 Impacto de la captura en post-combustión
En el caso de la post-combustión la eficiencia se verá disminuida por el proceso de captura del CO2, principalmente por las demandas de potencia y la posterior
compresión del gas.
ηpost-captura = eficiencia de la planta con captura de CO2 en post-
combustión
ηreferencia = eficiencia de la planta sin captura de CO2
Wcaptura = requerimientos de potencia del ventilador de gas de
combustión + las bombas (MWe)
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
IGCC dry IGCC slurry NGCC
eff
icie
nc
y p
en
alt
y (
%)
min
max
-
22
Qcaptura = requerimientos de calor de la regeneración de CO2
(MWth)
α = radio de reducción incremental de potencia a salida
incremental de calor (MWe/MWth)
Wcompresión = requerimiento de potencia para compresión de CO2
(MWe)
E = entrada de combustible fósil (MWth)
La eficiencia de la planta de referencia se calcula como la división de la salida
neta de potencia (producción menos requerimientos auxiliares de potencia) y la entrada
de combustible. La entrada de combustible estará basada ya sea en un valor a bajo
calentamiento (LHV) o alto calentamiento (HHV), donde HHV corresponde al valor
LHV más el posible calor producido en la condensación del vapor de agua contenido en
el gas de la combustión. Como se aprecia en la gráfica de la figura 11, el factor más
influyente en la eficiencia es el vapor requerido en la regeneración del CO2.
Figura 11: Impacto en la eficiencia de la captura en post-combustión
3.4.3 Impacto de la captura en oxi-combustión
La eficiencia en una planta con oxi-combustión se ve reducida por los
requerimientos de energía de la producción y compresión de oxígeno y la compresión
del CO2. Aún así, el rendimiento de las turbinas puede ser afectado positivamente por el
uso del oxígeno como medio de combustión.
oxi-combustión = eficiencia de la planta con captura en oxi-combustión
referencia O2 = eficiencia de una planta de referencia
-
23
WO2 = requerimientos de potencia para la producción y compresión de O2
(MWe)
Wcompresión = requerimientos de potencia en la compresión de CO2 (MWe)
El factor principal de reducción de la eficiencia es el consumo de energía en la
unidad de separación de aire y la compresión de CO2. Para el caso de PC, la baja en
eficiencia es comparable al caso de post-combustión, no así para NGCC, donde la
reducción es mayor por la mayor cantidad de oxígeno requerido.
Figura 12: Influencia de la oxi-combustión en la eficiencia para plantas PC y NGCC
4. Tecnologías de transporte de CO2
4.1 Introducción
En esta sección se describen los aspectos técnicos y económicos del transporte
de CO2 a través de tubos en forma supercrítico, pero también por barco en estado
líquido refrigerado. Se busca además optimizar los aspectos energéticos del transporte
por tubería y por buque de un sitio de la captura en tierra o en alta mar a los puntos de
inyección. Así, luego de haber extraído el CO2, se debe manejar que hacer con él y
naturalmente puede ser utilizado por algún otro proceso o ser tratado como desperdicio
y luego desechado. En la actualidad, dado al amplio crecimiento global que se
desarrolla en las tecnologías, se comenzó a usar de manera económica este material y
está comenzando a crearse un mercado de este producto cuya extracción no está
perfeccionada al máximo y cuyo rendimiento disminuye a medida que aumenta la
cantidad de gases que se debe tratar, es decir, a mayor cantidad de CO2 por extraer la
técnica funciona con menor eficiencia. Para reducir los costos de este mercado, o en el
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
PC NGCC
eff
icie
nc
y p
en
alt
y (
%)
min
max
-
24
caso de que el CO2 sea desechado, el transporte juega un rol muy importante y sobre
todo dada la necesidad de que el gas sea movido hacia donde será almacenado.
Existen 2 opciones o tipos de transporte: Continuo o Discontinuo, ambos
requiriendo de recursos sustanciales en términos de energía y costos. Debido al
comportamiento bajo diferentes presiones y temperaturas del CO2 el transporte debe ser
tratado adecuadamente para evitar formas sólidas.
Previo al inicio del transporte del material este debe ser tratado a través de un
rápido y simple proceso, dependiendo cual sea el tipo de transporte. En el caso de que el
transporte sea continuo, es decir, a través de una tubería el CO2 debe ser manejado con
cambios de temperaturas y de presión mediante un compresor (figura 13) para su
compactación y con esto una mayor cantidad de flujo puede ser manejado en menos
tiempo. En el caso del transporte discontinuo podemos ejemplificar con el caso de un
buque o barco que transporta el CO2 líquido criogenizado en barriles.
Figura 13: Efectos de la compresión de CO2
4.2 Tipos de tecnología de transporte
4.2.1 Transporte Continuo
En la actualidad, los gasoductos funcionan como una tecnología de mercados
maduros y son el método más común de transporte de CO2. Por lo general, el CO2
gaseoso es comprimido a una presión superior a 8 MPa con el fin de evitar regímenes de
flujo de dos fases y aumentar la densidad del CO2, facilitando y abaratando su
transporte.
-
25
Existen en la actualidad más de 3300 km de tuberías dedicadas al transporte de
CO2. El principal país que utiliza este método es EEUU, consecuencia de la utilización
de este fluido en técnicas de recuperación de petróleo. En este tipo de transporte
encontramos aspectos esenciales a su funcionamiento, los cuales se destacan por
separado.
a) Diseño de la tubería
• Presión: 10~20 Mpa (100~200 bar)
• El CO2 se encuentra en fase supercrítica (sobre 0,8 t/m3)
• Nivel de humedad más bajo posible (para evitar corrosión)
• No son necesarios aceros especiales.
Figura 14: Curvas de diámetros de tuberías
b) Diámetro estimado de la tubería en función del caudal másico a transportar y la
longitud del viaducto.
Una central de carbón de última generación de 1000 MW, con un rendimiento
del 45% en barras de central, produce trabajando a plena carga alrededor de 18.000
tCO2/día. Por lo tanto, el rango de diámetros de la tubería se situaría por encima de las
16 pulgadas.
Se observa que estos diámetros son mayores que los empleados en las tuberías
de Kinder Morgan (una de las compañías más grandes de tuberías de transporte), debido
principalmente a la discrepancia en la diferencia de presiones entrada/salida y las
densidades empleadas en los cálculos.
Diámetro tubería estimado (inch)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0 5000 10000 15000 20000 25000
Caudal másico (t/día)
D (
inc
h) L = 5 km
L = 10 km
L = 50 km
L = 100 km
-
26
Tabla 6: Diámetros de tuberías de transporte de CO2 y capacidad de transporte
Tubería
Capacidad transporte CO2
Potencia
equivalente
CT
Supercrítica
Pot. equivalente
CTCC
t/h
CO2
Nm3/h
CO2 t CO2/año MWb MWb
8" 206 1175988 1236785 - 655
10" 325 2253892 1947870 569 1032
12" 457 3171236 2740662 800 1452
14" 549 3809756 3292487 961 1745
16" 721 5004877 4325341 1263 2292
18" 909 6310240 5453468 1592 2889
20" 1128 7831476 6768158 1976 3586
El material a transportar por estas tuberías debe mantener cierta regulación de
concentración, esta composición característica se describe en la siguiente tabla.
Tabla 7: Especificaciones de composición de gasoductos de CO2 estadounidenses
(Kinder Morgan, 2006).
CO2 95%
Nitrógeno 4%
Hidrocarburos 5%
Agua 30 lbs/MMcf
Oxígeno 10 ppm
H2S 10-200 ppm
Glicol 0,3 gal/MMcf
-
27
Figura 15: Gasoductos de CO2 estadounidenses
4.2.2 Transporte discontinuo o por barco
En ciertas situaciones o lugares, el transporte de Co2 por buque puede resultar
más atractivo desde el punto de vista económico especialmente si el Co2 tiene que ser
transportado a largas distancias o a ultramar. El CO2 puede ser transportado en buques
cisterna a gran escala comercial (por lo general a una presión de 1.4 ~ 1.7 MPa y en un
rango de temperatura de -25 y -30ºC), la capacidad típica de una de estas naves es de
850 a 1400 toneladas de CO2. Actualmente este proceso se lleva a cabo a pequeña
escala debido a la escasa demanda. Para cargar un barco con la mayor cantidad de CO2,
el gas es convertido en líquido por presurización o una combinación de presurización y
enfriamiento. Aprovechando estas bajas temperaturas a las que se mantienen, también
ha llevado a mezclarse con el mercado de alimentos para una mantención refrigerada de
estos. Las propiedades del CO2 licuado son similares a las de los gases de petróleo
licuado y la tecnología podría ampliarse para ajustarse a los grandes medios de
transporte de CO2 si se materializara la demanda de esos sistemas. Los camiones y los
vagones cisterna también son opciones viables ya que podrían transportar CO2 a una
temperatura de -20ºC y a una presión de 2 Mpa. Sin embargo son costosos en
comparación con gasoductos y los buques salvo a escalas reducidas y es poco probable
que sea de utilidad a transportes de gran escala.
-
28
4.3 Análisis comparativo de sistemas de transporte
Si se comparan ambos métodos se puede apreciar fácilmente que en cuanto a
control de flujo en cantidades y velocidad el transporte a través de tuberías es más
conveniente dado a su rápido control por válvulas en las tuberías y también es más
estable a diferencia de la velocidad de transporte de barcos u otros transportes lentos. La
flexibilidad de tiempo también es un factor que marca la diferencia, además el
transporte discontinuo necesita de un almacenamiento intermediario, es por eso que se
debe optimizar la fase de transporte y de compresión.
5. Tecnologías de almacenamiento de CO2
5.1 Almacenamiento Geológico
Corresponde al confinamiento del CO2 en una formación geológica idónea, cuya
estructura favorece su acumulación de forma estable y segura en el tiempo (escala
geológica: cientos a miles de años). Las formaciones geológicas idóneas para el
almacenamiento de CO2 son las sedimentarias, destacando aquellas que han retenido
petróleo, gas natural, agua salada y capas de carbón. El CO2 inyectado en los poros de la
formación almacén migrará a través de la roca, empujando y expulsando el fluido
original contenido en los mismos. Para que el CO2 pueda desplazarlo debe ser inyectado
a una presión mayor de la existente en la formación.
La inyección de CO2 es una técnica aplicada en la producción de petróleo:
- Desde la década de los 70 se aplica dicha tecnología (CO2-EOR) para
mejorar la recuperación de petróleo (denominada tercera fase de
producción).
- La técnica se aplica con éxito en campos de producción de EEUU,
Canadá, y Oriente (Turquía, entre otros)
-
29
Figura 16: Opciones de almacenamiento del CO2
Las principales formaciones geológicas consideradas:
Yacimientos/reservas de hidrocarburos: petróleo o gas natural:
Puede ser bombeada a los depósitos para llenar los espacios vacíos
dejados por la extracción de hidrocarburos. La geología de estos embalses es
conocida y tienen almacenes de petróleo y gas durante mucho tiempo
haciéndolos buenos sitios para el almacenamiento de CO2.
Acuíferos salinos profundos:
También puede ser almacenado en profundas aguas saladas entre
formaciones rocosas saturadas. Estos existen en todo el mundo y tienen el
potencial para almacenar grandes cantidades de CO2. Sin embargo, la geología y
el efecto de las emisiones de CO2 en estos acuíferos aún no se entiende a la
perfección y se necesita más investigación.
Capas de carbón no explotables:
Puede ser almacenado en las costuras de carbón profundas, donde se
acumulará en los poros de la superficie del carbón y en las fracturas. Esto tiene
la ventaja adicional de forzar el metano de los yacimientos de carbón que puede
ser usado como combustible.
-
30
Tabla 8: Capacidad de almacenamiento de las formaciones geológicas
Tipo de depósito, Fuente IPCC, 2005 Gt CO2
Yacimientos de Petróleo y gas natural 675~900
Acuíferos salinos 1.000~10.000
Capas de carbón no explotables 3-15~200
(IPCC 2005)
5.2 Otras técnicas de almacenamiento de CO2 menos comunes
a) Biológica de almacenamiento o confinamiento natural: Hace referencia al proceso
biológico en el que los ecosistemas marinos y terrestres son capaces de absorber CO2 de
la atmósfera. De esta forma no es necesario disponer de ningún equipo que captura, ni
ningún medio de transporte que aísle y desplace al CO2 hasta un posible sumidero.
Siempre ha existido este proceso mediante el cual se ha venido regulando la
concentración de CO2 en la atmósfera terrestre. Se trata de hacer un uso más eficaz de
los bosques en los que almacenar CO2 atmosférico a través de la fotosíntesis. Este
método es aplicable a la limitación de las emisiones de CO2 (transporte, vivienda, etc.)
b) Almacenamiento en océanos: Este método consiste en inyectar el CO2 captado
directamente en los fondos oceánicos (a más de mil metros de profundidad), en que la
mayor parte quedaría aislada de la atmósfera durante siglos. Ello puede lograrse
mediante el transporte de CO2 por gasoductos o buques a un lugar de almacenamiento
oceánico, donde se inyecta en la columna de agua del océano o en los fondos marinos.
Posteriormente, el CO2 disuelto y disperso se convertiría en parte del ciclo
global del carbono. El almacenamiento oceánico aún no se ha desplegado ni demostrado
a escala experimental y sigue en la fase de investigación. No obstante, se han realizado
experimentos sobre el terreno a pequeña escala, así como 25 años de estudios teóricos,
de laboratorio y modelos de almacenamiento oceánico intencional de CO2.
Debido a que el dióxido de carbono es soluble en el agua, se producen
intercambios naturales de CO2 entre la atmósfera y las aguas en la superficie oceánica
hasta que se alcanza un equilibrio. Si la concentración atmosférica de CO2 aumenta, el
océano absorbe CO2 adicional gradualmente. De este modo, los océanos han absorbido
alrededor de 500 Gt de CO2 (140 Gt de C) de un total de 1 300 Gt de CO2 (350 Gt de
C) de emisiones antropógenas liberadas en la atmósfera durante los últimos 200 años.
-
31
Como resultado del aumento de las concentraciones atmosféricas de CO2 causadas por
actividades humanas relativas a niveles preindustriales, actualmente los océanos
absorben CO2 con una intensidad de unas 7 Gt de CO2 al año (2 Gt de C al año).
En la siguiente tabla las características principales de los dos sumideros con
mayor potencial de almacenamiento de CO2
Tabla 9: Características de almacenamiento en océanos y bajo suelo
6. Estudio Económico de la implementación de las diversas tecnologías
6.1 Costos asociados a tecnología
Usualmente cuando aumenta la experiencia con el uso de nuevas tecnologías, al
producir y usar los productos los precios bajan. Como estas tecnologías aun se
encuentran en fases de pruebas, investigación y de desarrollo en los ámbitos de potencia
y energía eléctrica la mayoría de los precios que se encuentran en los proyectos son
estimaciones redondeadas o proyecciones y como también adaptaciones de precios
acorde las actuales captadoras o secuestradoras de carbono activas (principalmente
costos de tecnología aplicadas a empresas petroleras o de combustibles).
-
32
Las reducciones de costos de las tecnologías deben ser calculadas como la suma
de las reducciones en todos los procesos por el nivel de capacidad instalado en captura,
transporte y almacenamiento. De acuerdo a la IEA se espera que a futuro (cercano al
año 2030) estos costos disminuyan un 50%, con lo que reflejaría un precio de $25-50
por tonelada de CO2, mientras la IPCC en la actualidad estima una reducción de costos
del orden de 20-30% en la siguiente década.
Algunos precios y rendimientos de las tecnologías se muestran a continuación en
las siguientes tablas.
Tabla 10: Costos y características de plantas energéticas con captura de CO2 (estos valores de
precios incluyen la compresión de CO2 entre 11 y 14 MPa pero no así los costos de transporte y
almacenamiento)
BPC: bajo poder calorífico
COE: Costo de producción de electricidad
(IPCC-2005)
El tamaño de las centrales eléctricas oscila, aproximadamente entre 400 y
800MW para las plantas sin captación y entre 300 y 700MW para aquellas con captura.
-
33
Tabla 11: Costos de captura para las nuevas plantas de hidrógeno sobre la base de
tecnología existente (incluye la compresión de CO2 pero no así los costos de transporte
ni almacenamiento)
(IPCC 2005)
Tabla 12: Precios con y sin captura de CO2 según World Resoruces Institute
(publicación de mayo 2008, Capturing King Coal, Deploying Carbon Capture and
Storage Systems in the U.S. at Scale)
Aquí se puede notar a simple vista el efecto económico y de rendimiento que se
relaciona a establecer una fase de captura de CO2, aumentando los costos de producción
y reduciendo la eficiencia de la tecnología energética.
-
34
Figura 17: Gráfica de costos de capital que requiere una planta generadora según su tipo,
incluye costos de compresión, y excluye los de transporte y almacenamiento (IEA Greenhouse
Gas R&D Programa 2007)
Tabla 13: Costos típicos de captura de CO2 para plantas
(Ecofys 2004)
El rango de costos de de las plantas energéticas varía entre los 26 € por tonelada
de CO2 capturado por ciclo combinado integrado gasificador a 43 € por tonelada de
CO2 extraído por ciclo combinado de gas natural (NGCC) equipado con captura en pre
combustión. La implementación de capturas incrementa los costos de producción en un
35 a 40% (en dichos casos) y en un 50% para las plantas que trabajan con material de
carbón. El costo de compresión de CO2 va entre los 6 a 10 € por tonelada de CO2.
Tabla 14: Costos de captura y almacenamiento, compuestos por los costos de la producción de
la electricidad para distintos tipos de generación, sin captura y para un sistema de captura y
almacenamiento de carbono (CAC)
(IPCC 2005)
-
35
Tabla 15: Costos de prevención de CO2 para diferentes combinaciones de plantas de referencia
sin CAC y plantas con CAC sobre la base de la tecnología existente para nuevas centrales
eléctricas.
(IPCC 2005)
6.2 Costos asociados a transporte
En cuanto el transporte usualmente es más conveniente a través de tuberías. Para
este método el costo varia en un rango de 1 a 6 € por tonelada de CO2 a través de 100
km de tubería, este precio fluctúa dependiendo de la capacidad de la tubería, mientras
más ancha la tubería menor seria el costo. Pero el problema económico que se presenta
con el transporte del tipo continuo es el tema de las distancias como se puede apreciar
en la siguiente figura
Figura 18: Gráfica de curvas de precios v/s distancia de transporte
A mayores distancias los costos de transporte continuos superan rápidamente a
los costos de transporte discontinuos. La diferencia que marcan los beneficios entre
ambos es la rapidez del movimiento de los productos, siendo una empresa cualquiera
obviamente pagaría mayores costos por una mayor velocidad o continuidad de
transporte de los productos. Además otra razón del porque estos valores de precios en
-
36
los gaseoductos aumentan constantemente a medida que aumenta la distancia se debe a
que se adhieren los costos de mantenimiento y obviamente mayor cantidad de
materiales para su construcción para que se lleve a cabo un transporte completo y de
calidad.
También existen diferencias económicas entre el tipo de gaseoducto
dependiendo de diversos factores de terreno, si está situado en tierra o en mar, si se trata
de una zona muy congestionada o si en su ruta hay montañas, grandes ríos o terrenos
congelados.
Figura 19: Costos de transporte para los gasoductos terrestres y marítimos, en USD$ por
tonelada de CO2 por cada 250 km en función del flujo másico del CO2. En el gráfico se
muestran las estimaciones al alza (líneas punteadas) y a la baja (líneas continuas).
A partir del gráfico es más costoso construir gaseoductos o tuberías en el mar
dado que se requiere mayor cantidad de materiales, además de las dificultades que la
construcción marítima implica.
En el transporte por barco, el volumen del tanque y las características de los
sistemas de carga y descarga son algunos de los factores determinantes del costo general
de transporte. Estos costos dependen de las empresas propietarias que prestan estos
servicios, normalmente establecen precios según la cantidad de toneladas que se carga
el buque y la distancia que debe recorrer con la carga, como muestra la siguiente tabla.
-
37
Tabla 16: Precios del transporte en buque por tonelada en Euros por kilómetros
Precios al
2003 Costo por tonelada
transportado en barco
€/100km 1,3
€/200km 1,4
€/300km 1,5
€/500km 1,7
€/1000km 2,2
6.3 Costos asociados a almacenamiento
Los costos de almacenamiento son causados principalmente por la excavación
del depósito y los costos operacionales, estos varían entre 1 a 8 € por tonelada de CO2.
Esto depende de la profundidad y la permeabilidad de la reserva y su tipo, Los costos
para la interacción del sistema de almacenamiento con recuperación de petróleo varía
entre los 20 y -10 € (dado que se obtienen grandes beneficios con el petróleo este podría
producir ganancias, de allí el signo negativo) por tonelada, produce beneficios si es que
el foso ya existe y además se aprovecha la extracción del material energético y en el
caso de que no exista foso, hay gastos por su construcción. Los costos de
almacenamiento en tierra son más bajos que los costos de almacenamientos en alta mar.
Tabla 17: Costos de almacenamiento por profundidad (en €/tCO2)
(Ecofys 2004)
-
38
Tabla 18: Condiciones operacionales para la compresión desde 0.1 a 12 MPa para un
compresor con una capacidad de 70 kg/s [Sulzer, 1999]
(Ecofys 2004)
Tabla 19: Potencial estimado para almacenamiento bajo tierra de CO2 para varias
reservas bajo tierra
(Ecofys 2004)
Tabla 20: Costos estimados de transporte por región y por tipo de reserva de
almacenamiento (€/tCO2)
-
39
Tabla 21: Resultados de los test de campo de CO2-EOR (después de Lysen [2002],
Ecofys 2004)
BO= barrel of oil
(Ecofys 2004)
Los costos dependen del nivel de concentración de dióxido de carbono en los
gases de combustión y de la disponibilidad de "residuo" de calor en o cerca del sitio de
la planta. Los costos se refieren a plena escala de las plantas y no refleja los costos de
demostración y piloto de plantas. Los costos para comprimir la captura de dióxido de
carbono aproximadamente de 6 a 10 €/tCO2. Alrededor del 60% de los costos son el
uso de la electricidad.
Los costos de compresión son considerablemente más elevados para los
pequeños flujos. Los costos de transporte de más de 100 km rango de 1 a 6 €/Mg CO2.
El extremo superior de los costos de las corrientes es de 25 kg/s. Para flujos mayores de
250 kg/s de los costos son alrededor de 2 €/tCO2. Cuando las velocidades son más altas
a través de la tubería, el costo puede ser reducido aún más.
Más del 50% de los gastos están formados por los gastos de depreciación. El
promedio de costos de transporte por región, por tipo de depósito varían de 1 a más de
30 €/tCO2. La incertidumbre en los costes es de aproximadamente ± 30%.
Tabla 22: Costos de almacenamiento oceánico a más de 3 km de profundidad
ª Los costos correspondientes a la opción del buque en desplazamiento se refieren a la inyección a niveles
de entre 2 000 y 2 500 m de profundidad.
(IPCC 2005)
-
40
7. Aplicaciones Actuales de Tecnologías
7.1 Ejemplos de lugares de aplicación y proyectos
Dentro de los países más preocupados por el medio ambiente en esta última
década sin duda están los países del continente europeo, quienes han sido los primeros
en desarrollar y estudiar estas tecnologías en mayor profundidad, siendo los pioneros en
las técnicas de captura, así como también lo son en cuanto a la tarea de almacenamiento.
Los lugares más reconocidos y proyectos que actualmente lideran el mercado del CO2 y
han dado noticia en estos años se presentan a continuación.
- Sleipner Vest, Noruega: El campo comenzó a funcionar en octubre de 1996.
Fue construida para evadir los impuestos de CO2 en Noruega. Esto significa que
fue la primera planta de captura de CO2 en alta mar del mundo que estaba en
funcionamiento, con esto también es el primer proyecto de almacenamiento de
CO2 en una capa geológica 1000 metros debajo del fondo del mar. Como
reconocimiento a su labor, en 2002 la empresa a cargo (Statoil) recibió el premio
de desarrollo tecnológico del congreso mundial de petróleo por el
almacenamiento de esta planta. Logra almacenar 1 millón de toneladas de CO2
al año.
- Snøhvit, Noruega: La primera planta de gas natural en el mundo donde
eliminan el dióxido de carbono reinyectándolo en el reservorio por debajo del
lecho marino. Pueden ser almacenadas 700.000 toneladas de CO2 al año. La
empresa a cargo es Statoil, relacionada a extracciones de petróleo y gas natural.
- Mongstad, Noruega: a partir de un acuerdo entre Alstom y Statoil se espera que
comience su funcionamiento entre los años 2009 y 2010. El proyecto contempla
una planta energética de 40MW diseñada para capturar 80.000 toneladas de CO2
- K12-B, Holanda: Es el primer lugar del mundo donde la inyección de CO2 es
en la misma reserva donde se produjo, junto con el metano. El campo de gas
K12-B está en la zona costera de al noroeste de Ámsterdam. El proceso de
-
41
captura e inyección en esta planta comenzó en 2004 a cargo de ProNed y Gaz de
France.
- In Salah, Argelia: A partir de 2004, 1,2 millones de toneladas de CO2 por año
están siendo capturadas y almacenadas en In Salah. Statoil y BP trabajo con
Sonatrach, propiedad estatal de petróleo y gas de Argelia, en el campo de gas y
condensado In Salah, que entró en funcionamiento en 2004. Cada año 1,2
millones de toneladas de CO2 se eliminan del gas natural, siendo inyectadas y
almacenadas en la formación de arenisca en Krechba. Empresa a cargo: Statoil.
- Weyburn. EE.UU. & Canadá: Las compañías EnCana (canadiense) y Dakota
Gasification (estadounidense) utilizan el CO2 para el bien económico, energético
y ambiental de la región. En Beulah, en el estado de North Dakota, se lleva a
cabo la extracción y venta de CO2 de una planta de generación termoeléctrica. El
CO2 es transportado de allí desde el año 2000 en forma continua a través de una
tubería hasta la Unidad GoodWater, ubicada en los campos petroleros en
Weyburn (Canadá). Ahí es donde se almacena el CO2 bajo los fondos de las
fosas petroleras.
- Ponferrada (León) y Puertollano (Ciudad Real), España: Proyectos de una
planta de oxi-combustion cuyo funcionamiento esta previsto para el año 2009 y
una planta usando pre-combustión para el año 2010 respectivamente de esta
última está a cargo la empresa Elcogás. Además en España estos últimos años se
ha estado investigando en varias regiones los distintos tipos de captura de CO2,
como en las regiones de Aragón, Asturias, Zaragoza, Teruel y Oviedo.
- NZEC. El Reino Unido - EEUU – China: En septiembre de 2005 se realizó un
acuerdo de socios para el comienzo de estudios de la posibilidad de instalación
de plantas de CCS en China. El proyecto se implementará para la generación de
energía y supone estar terminado con sus sistemas activos para el año 2020.
- ZeroGen, Australia: Para el año 2012 en la región central de Queensland se
pondrá en marcha la utilización de las tecnologías de captura de CO2. Dicho
proyecto se dividirá en 2 fases. Dentro de lo más importante es que las empresas
-
42
asociadas se han unido para configurar también "ZeroGen Mark II", que es la
segunda fase del proyecto y contempla desde 2012 hasta 2017 y lograra capturar
hasta el 90% de las emisiones de CO2 a gran escala. Entre las empresas
relacionadas están Shell (Australia), GE energy, Stanwell Corporation y el
instituto de investigación de poder eléctrico.
- FutureGen, Mattoon, Illinois (US): Uno de los proyectos más ambiciosos de
EE.UU. fue publicado en el 2003 por el presidente G. Bush y a inicios del 2008
fue cancelado por problemas de alto costo. El proyecto definía a la primera
central eléctrica más limpia (cercana a la cero emisión de gases contaminantes)
del mundo la cual sería del tipo coproducción de hidrogeno y electricidad, a
partir del carbón, y con ella el control de emisiones y almacenamiento bajo tierra
de CO2.
- Ktezin, Alemania: Forma parte del proyecto integrado CO2SINK, proyecto
cuya funcionalidad es reducir las emisiones de CO2 provenientes de una planta a
raíz del compromiso realizado con el protocolo de Kyoto, debiendo reducir cada
país al menos 8% de sus emisiones de CO2. Se espera que su funcionamiento
inicie el año 2008.
- Fort Nelson, British Colombia (Canadá): Proyecto diseñado para utilizar
aproximadamente 1.6 millones de toneladas de CO2 por año desde una de las
estaciones de procesamiento de gas más grandes en Norteamérica. En la planta
Fort Nelson, el CO2 será capturado usando un sistema removedor con ácido con
base de aminas. Luego el CO2 será comprimido hasta un nivel de fluido
supercrítico y transportado vía tuberías al lugar donde será inyectado, dentro de
50 millas de la misma planta. Se espera que su funcionamiento comience entre
los años 2009 y 2015.
- Williston, Dakota del norte/al este de Montana (EEUU): De los mismos
participantes del proyecto en Fort Nelson, PCOR. Partners: Centro de
investigación de energía y ambiente de la Universidad de North Dakota y “Basin
Electric Power Cooperative & Encore Energy”. Proyecto diseñado para transportar
un mínimo de 500.000 toneladas de CO2 por año desde la estación eléctrica del
-
43
Valle Antelope, cuya fuente de poder es el carbón. El CO2 será capturado
usando un sistema removedor con ácido con base de aminas, luego será
comprimido hasta un nivel de fluido supercrítico y transportado vía tuberías al
lugar donde será inyectado. La tecnología de captura que se piensa utilizar aquí
es de post-combustión y su funcionamiento se espera para los años 2010-2014.
- Kwinana, Perth (Australia): El denominado proyecto DF3 ubicara una central
eléctrica de 500MW de hidrógeno en la refinería de Kwinana, en Perth,
Australia Occidental. El hidrógeno será generado por la gasificación de carbón
local con captura y secuestro de CO2.
- Vattenfall, Alemania: El proyecto comenzó en el año 2001 y se espera su
funcionamiento para mediados del 2008. Esta planta piloto se encuentra cercana
a la planta de poder Schwarze Pumpe que trabaja con lignito como combustible
y se utilizará con un programa de pruebas durante 3 años. Recientemente
también se ha anunciado otro proyecto de la empresa Vattenfall cercana a la
central de poder de Jänschwalde (a fuente de lignito) que también se encuentra
en Alemania específicamente en la región de Brandenburg.
- Hypogen, Europa: Se creó en orden de responder a FUTUREGEN (visto más
arriba), es una iniciativa de Europa que permitirá que las plantas de poder a gas
se puedan combinar con la producción de hidrógeno con almacenamiento de
CO2 para los años 2012, a cargo SINTEF Energy Research.
- Sask Power, Canadá: Su estado se mantiene en stand-by hasta el año 2009. En
ese año se espera que comiencen las construcciones. La larga espera se debe a
los altos precios de una planta de este tipo por lo que se espera que a medida que
pase el tiempo la tecnología de estas plantas disminuya sus costos. La idea del
proyecto es crear una central a base de carbón de 300MW en algún lugar
cercano a Saskatchewan, que sea capaz de capturar todas sus emisiones de CO2.
- Karlshamn, Suecia: El proyecto está a cargo de las empresas Alstom y E.ON
para construir una planta de demostración de captura de CO2 a base de amoniaco
refrigerado de 5MW. Su operación se espera para el año 2008
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44
Figura 20: Otros proyectos alrededor del mundo
Tabla 23: Proyectos en carpeta para aplicación de tecnologías de tratamiento de CO2
(http://sequestration.mit.edu/tools/projects/index.html)
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Tabla 24: Proyectos en carpeta para aplicación de tecnologías de tratamiento de CO2
(http://sequestration.mit.edu/tools/projects/index.html)
Abreviaciones usadas en las tablas:
bpd = barrels per day
CHP = Combined Heat and Power
EOR = Enhanced Oil Recovery
Oxy = Oxyfuel
Petcoke = Petroleum Coke
Post = Post-combustion
Pre = Pre-combustion [Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC)]
Seq = Sequestration
* 30/300/1000 = Pilot/Demo/Comercial
** 250/800 = Demo/Comercial
-
46
8. Conclusiones
Una vez estudiadas las diferentes alternativas existentes para el tratamiento del
CO2 podemos intuir que las tecnologías se encuentran en una etapa avanzada pero no lo
suficientemente desarrolladas como para ser aplicadas factiblemente a las grandes
centrales existentes en el mundo, responsables de la mayor parte de las emisiones del
gas a la atmósfera. En este sentido las señales enviadas internacionalmente por
protocolos como el de Kioto son positivas e impulsan el desarrollo de lo existente y
nuevas tecnologías de captura y secuestro, pero se necesita una participación más activa
por parte de los gobiernos (partiendo por las potencias) para incentivar la investigación
y el perfeccionamiento de lo existente por parte de las empresas. Esto puede ser
mediante incentivo económico, regulación eficiente del mercado emergente con este
sistema y legislaciones efectivas para el uso de estas tecnologías.
Analizando los costos de las distintas tecnologías, donde no sólo basta con la
captura del CO2 sino que hay que incluir el transporte y el almacenamiento, se hace
difícil para las empresas implementar los proyectos existentes o invertir en estas
tecnologías pues por una parte sus plantas se vuelven menos eficientes por el gasto
energético que implica aplicar procedimientos complejos y no totalmente desarrollados
como los actuales y por otra el gasto por utilizar el sistema es considerable en el costo
total de generación, lo que implica que el CCS no sea rentable y se decida no incurrir en
el gasto. Para mejorar esto no es suficiente que haya más investigación o se
perfeccionen las tecnologías existentes pues si bien ayudarían a mejorar en forma
importante los rendimientos de las centrales, aún habría un gasto extra al costo de
generación que hace difícil para las empresas que lo apliquen competir en sistemas de
precios como por ejemplo el chileno. Se necesita por tanto una reforma en el marco
regulatorio y legal en cada país para todas las etapas del proceso (captura, transporte y
almacenamiento) que permita considerar esta “generación limpia” como una opción real
y necesaria para las generadoras, lo que actualmente no existe a nivel mundial creando
una barrera importante al crecimiento en el tema.
Estudiando con la profundidad que permite el acceso actual a la información
sobre este tema vemos que no existe una normativa vigente sobre estas tecnologías pues
aún están en fase de experimentación y los proyectos existentes son pilotos. Esto,
sumado a la nula regulación que impide a las empresas que aplican CCS pagar los sobre
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costos en que incurren puede explicar el lento crecimiento de estas tecnologías, la
cancelación de algunos proyectos en esta materia a nivel mundial y la casi nula
importancia que se le ha dado al tema en nuestro país.
El tema de la captura y el secuestro de CO2 es muy importante a nivel mundial
por lo que significa actualmente la contaminación atmosférica y los efectos que ya se
están vislumbrando como el calentamiento global e interesa de sobremanera la actitud
que están tomando los países más importante frente a esto, pero también nos debe
importar lo que hace Chile frente al tema y cómo puede influir en esto. En la
investigación pudimos descubrir que actualmente en Chile falta prácticamente todo en
este tema, ya que no hay centros para la investigación ni convenios para desarrollar
plantas pilotos. En este sentido, Colombia y Brasil aparecen como los países
latinoamericanos con mayor factibilidad de aplicación, el primero por la presencia de
carbón que es donde las tecnologías actuales presentan mayor desarrollo y en Brasil por
su volumen de generación y los recursos presentes. Otro tema que juega en contra de
nuestro país es el almacenamiento, una de las etapas principales del proceso. En Chile
no existen actualmente alternativas viables para almacenar el CO2 lo que imposibilita
cualquier implementación de CCS pues lógicamente no basta con capturar el CO2 y
transportarlo sino que se necesita un lugar donde almacenarlo.
Un tema actual en Chile es la ley sobre energías renovables no convencionales.
Relacionando la investigación con este tema creemos que la ley actualmente atenta
contra el desarrollo de este tipo de tecnologías ya que las señales económicas que envía
el país no son suficientes para viabilizar una posible inversión en CCS en el largo plazo
principalmente porque los precios actuales del sistema no son sostenibles por el periodo
de vida útil de estas tecnologías. Todas las señales que vemos sobre el tema nos llevan a
creer que la presencia de estas tecnologías en nuestro país en el mediano plazo no es
muy factible, basándonos principalmente en el tema económico. Ahora, según el plan de
expansión indicativo de la CNE se incluyen centrales a carbón en el futuro producto en
parte de las restricciones energéticas actuales (gas natural Argentino). Esto provocaría
que las emisiones de CO2 aumentaran considerablemente en el futuro lo que no sería
sostenible en el largo plazo. En un país de accionar reactivo ante las problemáticas
como el nuestro habría que cambiar la matriz energética o derechamente aplicar estas
tecnologías de tratamiento de CO2 en algún momento para seguir utilizando carbón en
las centrales.
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