La generación eléctrica a partir de combustibles fósiles

La generación eléctrica a partir de combustibles fósiles

La generación eléctrica a partir de combustibles fósiles
José Miguel González Santaló
Introducción
La generación de electricidad a partir de combustibles fósiles ha sido el
proceso de generación más importante del siglo XX y se vislumbra que
seguirá siendo dominante durante la mayor parte del siglo XXI.Es, sin
embargo, un proceso crítico para la humanidad, como puede ilustrarse
con las observaciones introductorias presentadas en el “WorldEnergy
Outlook 2008” 1, que se traducen a continuación:
“El sistema mundial de energía está en una encrucijada. Las
tendencias actuales de demanda y producción de energía son
evidentemente
no
sustentablesni
ambientalmente,
ni
económicamente, ni socialmente. Pero esto puede – y debe – ser
modificado. Todavía hay tiempo para cambiar el camino por el que
hoy vamos. No es una exageración afirmar que el futuro de la
prosperidad humana depende del grado de éxito que logremos
para solucionar los dos grandes problemas que hoy enfrentamos:
asegurar un suministro confiable y accesible de energía; y hacer
una transformación rápida del sistema de suministro de energía
hacia un sistema de bajo carbono, eficiente y ambientalmente
amigable.”
En la actualidad (datos de 2006), en el mundo, el 80 % del consumo
energético proviene de combustibles fósiles 2. En el caso de la
electricidad, el 60% se genera a partir de combustibles fósiles 3, con un
16 % generado con energía nuclear y otro tanto con hidroeléctrica. En
México el porcentaje de energía eléctrica generada a partir de
combustible fósiles es del 80% 4.
El
uso
de
combustibles
fósiles
está
siendo
cuestionado,
fundamentalmente por la producción de CO 2 que se emite a la
1
Agencia Internacional de Energía. World Energy Outlook 2008. P. 37
Agencia Internacional de Energía. World Energy Outlook 2008. P. 78
3
Agencia Internacional de Energía. World Energy Outlook 2008. P. 143
4
Prospectiva del Sector Eléctrico 2008-2017. SENER. Pp 109
2
1
atmósfera, lo que contribuye a la acumulación de gases de efecto
invernadero (GEI) lo que es uno de los impulsores de un cambio
climático. Sin embargo también está claro que los combustibles fósiles,
junto con la energía nuclear, representan los energéticos primarios
disponibles y las tecnologías capaces hoy en día de aportar
significativamente a la satisfacción de la demanda energética mundial.
La misma Agencia Internacional de Energía 5 prevé que para 2030 el
porcentaje de electricidad generado con combustibles fósiles será de
66%, lo que muestra que no sólo no disminuye el uso de esta fuente
primaria, sino que incluso aumenta ligeramente en este periodo. La
energía nuclear está entrampada en una discusión polémica y política y,
aunque en algunos países se continúa utilizando e incluso crece su
participación, en la mayoría de los países desarrollados no se han
instalado nuevas centrales y en algunos de ellos se está esperando a
llegar al final de su vida útil para desmantelarlas.
Esta situación en la que, por un lado los combustibles fósiles junto con
la energía nuclear, representan la opción económica viable en la
actualidad para satisfacer la demanda energética, y por el otro lado, la
preocupación existenteno solo válida, sino francamente urgente, de las
emisiones de gases de efecto invernadero, ha impulsado el desarrollo y
demostración de las tecnologías de separación y confinamiento
geológico de CO 2 (CCS por sus siglas en inglés) que buscan, para el
periodo comprendido entre el momento actual y el momento en el que
las energías renovables sean la solución mayoritaria, servir de puente
tecnológico que permita el uso de los combustibles fósiles, sin incidir
sobre el cambio climático.
Disponibilidad mundial y usos de combustibles fósiles
La tabla 1 muestra las reservas de distintos combustibles fósiles en el
mundo y la relación entre consumo anual y reservas6i 7. Es evidente que
el combustible más abundante es el carbón, para el cual hay una
relación reservas/consumo de 133 años y que en el caso del gas natural
5
Agencia Internacional de Energía. World Energy Outlook 2008. P. 143
Prospectiva del Sector Eléctrico 2008-2017. SENER
7
Prospectiva del Petróleo 2008-2017. SENER
6
2
y el petróleo esta relación es menor, 60 y 40 años respectivamente,
pero significativa.
Tabla 1. Reservas de combustibles
El uso de combustóleo para la generación eléctrica se ha ido reduciendo
en el mundo en la medida en que los precios de los petrolíferos
aumentan y las refinerías se reconfiguran para extraer todos los ligeros
posibles del crudo y dejar como residuos coque de petróleo.El carbón y
el gas natural, en cambio, aumentan su participación porcentual en la
generación como se observa en el consumo actual y proyectado a 2015
de combustibles en generación eléctrica en el mundose presenta en la
figura 1.
Figura 1. Uso de combustibles en la generación eléctrica
3
México es uno de los pocos países en los que todavía se utiliza
combustóleo para generación eléctrica y de hecho hasta fines del siglo
XX casi toda la generación termoeléctrica se hacía con este combustible.
Sin embargo las ventajas tecnológicas y económicas de los ciclos
combinados y los bajos precios del gas natural a principios de este siglo,
hicieron que el gas natural rebasara al combustóleo como fuente
primaria para electricidad en 2004 8, tal como se muestra en la figura 2.
Figura 2. Evolución del consumo de combustóleo y de gas natural en
México en kilocalorías *1010
En 2007, en números redondos,la generación con gas fue de 80,000
GW-h, mientras que la generación con combustóleo fue de 50,000 GWh 9. Esta tendencia preponderante del gas natural se acentuó en 2008,
ya que dados los precios de los petrolíferos, las centrales a combustóleo
se utilizaron para satisfacer picos.
Esto representa un cambio radical en el sector eléctrico, pues de ser un
sector que utilizaba casi 100% de insumos nacionales como fuentes
primarias, pasa a ser un sector importador en carbón y en gas natural,
con el consiguiente impacto en la economía del país y en las
necesidades de planeación del sector.
8
9
Gráfica de elaboración propia con datos de la Prospectiva del Sector Eléctrico 2006 – 2015. SENER
Prospectiva del sector eléctrico 2007-2016. SENER. Pp. 109
4
Tecnologías para la
combustibles fósiles
generación
eléctrica
a
partir
de
Las tecnologías de generación a partir de combustibles fósiles se pueden
agrupar en dos grandes conjuntos, en función del equipo principal de la
central:
Tecnologías de generación
• Centrales basadas en turbinas de gas
o Centrales de Ciclo combinado (G,D)
o Centrales con turbinas a ciclo abierto (G,D)
o Centrales de gasificación integrada a Ciclo Combinado (C –
S)
• Centrales basadas en generación de vapor
o Ciclo Rankine Regenerativo subcrítico (G, C, S)
o Ciclo Rankine Regenerativo supercrítico (G, C, S)
o Ciclo Rankine Regenerativo ultra supercrítico (G, C, S)
o Lecho fluidizado circulante atmosférico (S)
o Lecho fluidizado circulante presurizado (S)
Tecnologías complementarias
Además de las tecnologías de generación en sí, es necesario
considerar también las tecnologías complementarias para reducir las
emisiones de CO 2 .
• Tecnologías complementarias CCS
o Por el método de separación del CO 2
 Pre combustión
 Post combustión
 Oxicombustión
o Por el tipo de confinamiento geológico
 Yacimientos de crudo y gas
 Yacimientos profundos de carbón
 Formaciones y acuíferos salinos
En la tabla 2 se presenta un resumen de las características de cada
tecnología
5
Tecnología
Combusti
ble
Ciclo Combinado (CC)
Gas
Diesel
/
50
–
60 %
Turbina de gas en ciclo abierto
Gas
Diesel
Sólidos
/
35
–
45 %
40
–
44 %
Gasificación integrada a CC **
Ciclo Rankinesubcrítico
Eficienc
ia
Costo
USD/K
W
800
Plazo de
construcci
ón
2
500
1
2,000
5
Combustó
leo/
Carbón
35
–
38 %
1,300
4
*
Combustó
leo/
Carbón
39
–
42 %
1,486
4
Ciclo Rankine ultra supercrítico –
Carbón pulverizado
Combustó
leo/
Carbón
Carbón
42
–
47 %
1,550
4
39
–
41 %
1,700
4
Carbón
42
–
44 %
2,200?
4
Ciclo Rankine supercrítico
Carbón pulverizado
Lecho
fluidizado
atmosférico***
circulante
Lecho fluidizado presurizado
Aplicaciones
Carga base cuando se tiene gas natural
disponible. Su despacho depende de los precios
del gas en relación con los del carbón
Carga pico
Combustibles sólidos con alto contenido de
azufre. Es la tecnología que con menor costo
adicional puede hacer separación de CO 2
Central dominante en el siglo XX. Ahora está
siendo desplazada, pues para nuevas centrales
se prefieren las tecnologías supercríticas que
son más eficientes
Centrales para las mismas aplicaciones que las
anteriores, pero con mayores eficiencias. Los
tamaños de las unidades son también mayores:
700 MW vs. 350.
Centrales todavía de mayor eficiencia que las
anteriores que están todavía en el proceso de
obtener la confianza de las empresas.
Tecnología particularmente atractiva para el uso
de combustibles de alto azufre y altas cenizas.
Utiliza piedra caliza para retener el azufre
Es una variante de la anterior, pero representa
un arreglo complejo y no ha tenido buena
penetración en el mercado
Tabla 2. Comparación entre las tecnologías de generación termoeléctrica
6
Los costos de inversión son “overnight”; es decir, no incluyen los
intereses durante la construcción. Adicionalmente hay que considerar
que durante el último año ha habido cambios importantes en precios de
materiales, por lo que estos costos por KW instalado hay que tomarlos
como índices comparativos.
Tecnología de ciclo combinado
Esta tecnología ha sido la que ha dominado el crecimiento de las
centrales térmicas de generación en la última década. La central
consiste esencialmente de una turbina de gas cuyos gases de escape
calientes se pasan por una caldera de recuperación para generar vapor y
hacerlo pasar por una turbina de vapor. Típicamente la turbina de gas
(puede ser una turbina o dos, depende de las capacidades) genera el 66
% de la energía y la turbina de vapor el 34 % restante.
El despegue de esta tecnología se dio por los aumentos de eficiencia de
las turbinas de gas, que pasaron del 20 al 44% entre 1960 y 1990,
logrados con el desarrollo de mejores materiales y mejores técnicas de
fabricación. En la actualidad las centrales de ciclo combinado alcanzan
eficiencias (con base en el poder calorífico inferior) cercanas al 60 %.
En México, en 2007 esta tecnología representó el 52.24 % de la
capacidad instalada en el país y el 46.7 % de la generación total 10.
Tecnología de turbina de gas a ciclo abierto
Esta tecnología consiste en una turbina de gas sin utilización del calor de
los gases de escape. Hace 25 años la eficiencia de estas máquinas era
del orden del 20 %, por lo que se utilizaban exclusivamente para picos
de generación. En la actualidad ya hay máquinas que a ciclo abierto
pueden operar con eficiencias del 45 %, por lo que se están convirtiendo
en alternativa de otras tecnologías.
Gasificación integrada a ciclo combinado (IGCC por sus siglas
en inglés)
10
Prospectiva del Sector Eléctrico 2008-2017. SENER. p.108
7
Esta tecnología se basa es un ciclo combinado como el que ya se
describió, con la particularidad de que el gas que se alimenta a la
turbina proviene de un proceso de gasificación de combustibles sólidos o
líquidos como el carbón o el coque de petróleo.Un atractivo de esta
tecnología es la posibilidad de utilizar diversos combustibles, incluidos
residuos sólidos. La figura 3 muestra una central de IGCC que utiliza
residuos municipalesy la figura 4 un diagrama del proceso típico de un
IGCC.
Figura 3. Planta de gasificación de basura en el Reino Unido
Figura 4. Diagrama de proceso de una central IGCC
El proceso de gasificación es una combustión parcial, generalmente con
oxígeno puro, en presencia de vapor que alimentándose con carbón,
arroja como producto una mezcla de CO 2 , CO,H 2 y SO 2 . Este proceso,
mostrado en la figura 4, se lleva a cabo en el gasificador.Los gases
producidos pasan por un sistema de limpieza para retener el SO 2 y el
8
gas resultante es lo que se conoce como “gas de síntesis”. El gas de
síntesis se alimenta a una turbina de gas y los gases de escape de la
turbina de gas van a un recuperador de calor, en el que se genera vapor
que se utiliza en una turbina de vapor.
La razón por la cual su eficiencia es considerablemente más baja que la
del ciclo combinado es la cantidad de energía que se requiere para
producir el oxígeno requerido en la gasificación, que se realiza en la
unidad de separación de aire mostrada en el diagrama.Un atractivo
fuerte de esta tecnología es que mediante la adición de un reactor
adicional, el gas de síntesis puede tratarse para convertirlo en una
mezcla solamente de CO 2 e H 2 , con lo cual la separación del CO 2 es
sencilla y se puede evitar su emisión a la atmósfera.
La figura 5 muestra un diagrama de la Central de Gasificación de UNESA
en Puerto Llano, España y en ella se da una idea clara del tamaño
relativo de los distintos equipos y sistemas. Conviene observar el
tamaño de la casa de máquinas con la turbina de gas (No.8) comparado
con el gasificador (No.7)
Figura 5. Esquemático de la central IGCC de UNESA (Puerto Llano)
Ciclo Rankine regenerativo subcrítico
Esta fue la tecnología más usada para todo tipo de combustibles en el
siglo XX. El arreglo de la planta generadora consiste de una caldera en
9
la que se genera vapor a alta presión y temperatura, que se pasa a una
turbina para expandirse y generar energía. La expansión se hace
generalmente en dos pasos. Al final de la primera expansión el vapor se
regresa a la caldera para ser recalentado y regresar a otra turbina de
vapor para expandirse hasta la presión del condensador. Esto es lo que
se conoce como el ciclo con una etapa de recalentamiento.
La temperatura típica del vapor antes de entrar a la turbina es de 540°C
y está determinada por los materiales de los tubos en la caldera. La
presión máxima es del orden de 130 atmósferas y está determinada por
la diferencia de densidades que se requiere para poder separar el líquido
del vapor. La eficiencia típica de estas centrales está en el rango de 35 a
40 %.
Con la llegada de los ciclos combinados para gas natural se dejó el uso
del gas en las centrales de ciclo Rankine pues la diferencia de eficiencias
es muy importante (ver tabla 2).
El término regenerativo proviene del hecho de que para mejorar la
eficiencia, en ciertos puntos de presión intermedio (entre 5 y 7 puntos)
se extrae vapor de la turbina que se usa para precalentar el condensado
que se regresa a la caldera. El ciclo se ilustra en la figura 6.
Figura 6. Diagrama de un ciclo Rankine regenerativo
DIAGRAMA DE UN CICLO RANKINE
ENERGIA
ELECTRICA
GASES DE COMBUSTION
VAPOR RECALENTADO CALIENTE
VAPOR RECALENTADO FRIO
VAPOR SOBRECALENTADO
TURBINA BAJA P
TURBINA
ALTA P
AIRE
GENERADOR
CALDERA
EXTRACCIONES
COMBUSTIBLE
DEAREADOR
CONDENSADOR
CALENTADORES DE ALTA P.
CALENTADORES DE BAJA P
10
Ciclo Rankine regenerativo supercrítico
Esta tecnología es una variación de la anterior. La presión de operación
es ligeramente superior a la presión crítica del agua (218 atmósferas) y
generalmente se pueden obtener temperaturas de vapor ligeramente
mayores que las de los generadores de vapor subcríticos, y llegar a 560
o 570°C. La tecnología se conoce desde los años 60, pero el desarrollo
de mejores sistemas de control y mejores materiales ha hecho posible
su utilización el día de hoy.
Al tener una mayor presión es posible tener dos etapas de
recalentamiento. Es decir, la expansión del vapor se hace en tres etapas
y al final de las dos primeras el vapor se regresa a la caldera para elevar
nuevamente su temperatura. La descarga de la tercera etapa va al
condensador.
Con estas variaciones la eficiencia que se logra es del orden del 42 - 44
% contra el 37 % de las centrales subcríticas, lo cual representa una
reducción del 20% en uso de combustible.
Ciclo Rankine regenerativo ultra supercrítico
Una variación más sobre la anterior, que utiliza presiones del orden de
más de 230 atmósferas y temperaturas de vapor más altas, cercanas a
los 700°C y, en consecuencia, logra mayores eficiencias, cercanas al
46%. La clave para estos sistemas son los materiales y la química del
agua y su aplicación es todavía incipiente. Su atractivo es
evidentemente el incremento de eficiencia.
Lecho fluidizado circulante atmosférico
Esta tecnología fue desarrollada con el propósito de retener los
compuestos de azufre en el proceso mismo de la combustión y poder
utilizar combustibles de muy mala calidad. La figura 7 muestra una
central de lecho fluidizado circulante.
El combustible se alimenta al hogar molido y mezclado con piedra caliza
de manera tal que es arrastrado, junto con la piedra, por el aire de
combustión. La reacción de combustión se lleva a cabo durante el viaje
de la piedra y el combustible por el hogar y, de manera simultánea,
reaccionan los óxidos de azufre con el carbonato de calcio de la piedra
11
caliza para producir CaSO 4 (yeso) y CO 2 . A la salida del hogar la mezcla
de gases, combustible, productos de combustión y sulfato de calcio,
pasa por unos separadores ciclónicos y los gases continúan a través de
bancos de tubos para sobrecalentar el vapor. Los inquemados se
regresan en parteal hogar para otro paso por el mismo y en parte se
descargan como cenizas y residuos. La figura 8 muestra un diagrama de
proceso de una central de lecho fluidizado.
Figura 7. Central de cogeneración de lecho fluidzadoEn Duisburg
12
Figura 8. Diagrama de una central de lecho fluidizado
Esta tecnología no presenta ventajas de eficiencia y no sería
seleccionada para
uso con combustibles de alta calidad (bajos contenidos de azufre y
cenizas), pero representa ventajas operativas con combustibles de mala
calidad y evitan la necesidad de instalar equipos de desulfuración
adicional. Tiene la desventaja de generar CO 2 adicional por la
descomposición del carbonato de calcio.
Lecho fluidizado circulante presurizado
Esta tecnología es una variante de la anterior que busca integrar las
altas eficiencias del ciclo combinado. El arreglo es muy complejo y el
horno enel que se lleva a cabo la combustión opera a presión y los
gases, que deben limpiarse muy bien, pasan después a una turbina de
gas para expandirse hasta presión atmosférica y los gases a la salida de
la turbina se pasan por una caldera de recuperación para generar vapor
que se envía, como en los ciclos combinados a una turbina de vapor.
No ha tenido muchas aplicaciones debido a su complejidad intrínseca,
pues el horno debe estar a presión, lo cual lo hace complicado y los
13
gases, que en el horno arrastranel combustible y las cenizas, a la salida,
deben limpiarse perfectamente para evitar problemas de erosión en la
turbina de gas.
Tecnologías complementarias para reducir emisiones de CO 2
El uso de combustibles fósiles para satisfacer las necesidades
energéticas se prevé que continúe de manera dominante durante el
menos la primera mitad de este siglo, aunque es necesario tomar
medidas que reduzcan las emisiones de CO 2 a la atmósfera, dado su
impacto sobre el cambio climático.
Se han desarrollado tecnologías que llamamos complementarias para
cumplir esta función, que consisten en separar el CO 2 de los gases de
combustión de manera que se pueda confinar geológicamente. Estas son
las tecnologías de secuestro y captura de CO 2 , CCS por sus siglas en
inglés.
CCS forzosamente se lleva a cabo en dos etapas independientes. La
primera es la separación del CO 2 para tener un gas esencialmente puro
que se pueda comprimir y confinar. Esto es lo que se conoce como
captura del CO 2 . La segunda etapa es la compresión del gas hasta
condiciones supercríticas (la presión crítica del CO 2 es de 73
atmósferas 11) para transportarlo por ducto hasta los sitios de
confinamiento geológico y el confinamiento mismo. Esta etapa es la que
se denomina secuestro, o confinamiento geológico del CO 2 .
El proceso de CCS, en ocasiones puede generar algunos ingresos, como
cuando se utiliza el CO 2 para recuperación mejorada de hidrocarburos.
Sin embargo, aún en estos casos representa un costo adicional a la
generación eléctrica que se espera que con las tecnologías ya maduras,
se limite a no más del 25 %.
Tecnologías de captura de CO 2
En la actualidad existen tres tecnologías que se han desarrollado y que
están en una etapa de mejoramiento orientado esencialmente a reducir
sus costos. Estas se describen a continuación:
11
Perry, Robert H; Chilton, C.H. Manual del Ingeniero Químico. Quinta edición. McGraw-Hill
14
Pre-combustión
En esta tecnología la separación del CO 2 se hace antes de la combustión
(de ahí su nombre) y consiste esencialmente en la gasificación integrada
a ciclo combinado, como la ya descrita,que incluye después del
gasificador, un reactor adicional que transforma la corriente de gas de
síntesis, formada por H 2 , CO y CO 2 , en una corriente de H 2 y CO 2
exclusivamente, tal como se muestra en la figura 9. El CO 2 se separa
con un sistema que puede ser de membrana o un sistema de absorción
con aminas, como el que se describe en “post-combustión” y el
hidrógeno se utiliza entonces como combustible en la turbina de gas y
los productos de combustión son vapor de agua.
Los puntos que todavía requieren desarrollo son las turbinas de gas
capaces de manejar hidrógeno como combustible, en las que empresas
como GE y Siemens ya trabaja.
Esta tecnología es la que representa un costo incremental menor sobre
la central base, el IGCC, y este costo se debe al reactor adicional para
modificar la corriente de gas de síntesis.
DIAGRAMA DE UNA CENTRAL IGCC CON CAPTURA DE CO2
CO2
COMPRESOR
H2
SEPARACION
DE CO2
VAPOR
REACTOR
SHIFT
AIRE
CO2
AIRE
ENERGIA ELECTRICA
N2 O2 H2O
C. COMB
H2
TURBINA
DE GAS
ENERGIA
GENERADOR
H2 CO CO2
N2 O2 H2O
AIRE
UNIDAD
DE
SEPARACION
DE OXIGENO
GASIFICADOR
VAPOR
COMBUSTIBLE
CALDERA DE
RECUPERACION
N2 O2
H2O
VAPOR
VAPOR
TURBINA
DE VAPOR
AGUA
ENERGIA ELECTRICA
Figura 9. IGCC con captura de CO 2
Post-combustión
Esta tecnología es una adición a las centrales convencionales, y consiste
en colocar en la salida de los gases de combustión, un “lavador” de
15
gases que absorba el CO 2 separándolo del resto de los gases y
liberándolo más adelante para que se pueda confinar.
El proceso en el lavador de gases es un proceso de absorción en aminas,
como se muestra en la figura 10. Las aminas se regeneran después de
utilizar calor en el “stripper” para que se libere el CO 2 .
El costo adicional de esta tecnología lo representan la torre de absorción
(“lavador”) y el sistema de regeneración de aminas, como inversión.
Como costos de operación está la energía que se requiere para
regenerar las aminas y la reposición de las aminas que se pierdan en el
proceso. El impacto en la eficiencia de una central es del orden de 9 a
11 puntos porcentuales.
Existen variantes de esta tecnología que utilizan otros materiales
absorbentes como amoniaco en lugar de aminas, pero el funcionamiento
es esencialmente el mismo. La investigación y desarrollo en este
proceso se centra en el desarrollo de absorbentes baratos y que
requieran menos energía para liberar el CO 2 .
En estos equipos es necesario instalar sistemas de desulfuración de los
gases de combustión, pues la presencia de azufre deteriora las aminas y
hace el proceso incosteable.
Una ventaja de esta tecnología es que se puede aplicar como “retrofit” a
plantas que se hayan construido y preven los espacios requeridos para
alojar los equipos.
DIAGRAMA DE UN GENERADOR
DE VAPOR Y SISTEMA DE ABSORCION DE CO2
GASES DE
COMBUSTION
SIN CO2
CO2
CENTRAL CONVENCIONAL
RETENCION
DE NOx
STRIPPER
SH
Combustible
RECA
RETENCION DE
PARTICULAS
RETENCION
DE SO2
TORRE DE
ABSORCION
SH
ECONO
PRECALENTADOR
REGENERATIVO
AIRE
SH …….. Sobrecalentador
RH …….. Recalentador
ECONO . Economizador
ABS_CO2. Separador CO2
16
Figura10. Diagrama de un sistema de postcombustión
(se omite la turbina para simplicidad del diagrama)
Oxicombustión
Esta tecnología consiste en hacer la combustión con oxígeno puro en
lugar de aire, con lo que los gases de combustión serán esencialmente
CO 2 y vapor de agua, más compuestos de azufre y nitrógeno.
La combustión con oxígeno puro, si se utilizaran mezclas
estequiométricas, generaría temperaturas de flama muy altas, que
serían excesivas para los equipos de generación de vapor. Esto se
atiende al incluir un sistema de recirculación de gases, con lo que se
abate la temperatura de flama, tal como se muestra en la figura 11. El
proceso está todavía en desarrollo, pues al hacer combustión con
oxígeno y recirculación de gases, los gases en el hogar son
predominantemente CO 2 y tienen propiedades de radiación muy
distintas de los gases de combustión típicos, por lo que no es posible
aplicar las correlaciones normales de diseño de generadores de vapor.
DIAGRAMA DE UN GENERADOR
DE VAPOR CON RECIRCULACION DE CO2
GASES DE
COMBUSTION
SIN CO2
CENTRAL CONVENCIONAL
SH
UNIDAD
DE
SEPARACION
DE AIRE
Oxigeno
Combustible
SH
RECA
RETENCION DE
PARTICULAS
RETENCION
DE SO2
ECONO
CO2
SH …….. Sobrecalentador
RH …….. Recalentador
ECONO . Economizador
ABS_CO2. Separador CO2
Figura 11. Sistema de oxicombustión
17
El costo adicional para esta tecnología lo representa la planta de
separación de oxígeno, que puede consumir una fracción importante de
la energía generada.
La tecnología es conceptualmente simple y se espera abatir costos con
procesos más económicos de separación de oxígeno. Asimismo, la
tecnología se puede aplicar a otros procesos como el de los hornos
cementeros, por lo que hay gran interés en ella.
Tecnologías de secuestro o confinamiento geológico
Hay del orden de cinco o seis tecnologías para el confinamiento
geológico o confinamiento del CO 2 , de las cuales en la actualidad se
consideran ya desarrolladas y en etapa avanzada de demostración tres,
que se comentan en más detalle en los párrafos siguientes. Las otras
dos tecnologías son la absorción de CO 2 en procesos de reforestación, al
fijar el carbono en las nuevas plantas y con la inyección de CO 2 a
profundidades del orden de 3,000 metros en el fondo del mar. Esta
última tecnología no ha logrado aceptación generalizada por las
incertidumbres sobre lo que pueda ocurrir en el fondo del mar con la
presencia del CO 2 , que a esas condiciones es más denso que el agua y,
en principio, permanecería en el fondo. Además, con las estimaciones de
potencial de almacenamiento de las otras tecnologías, este
almacenamiento en el fondo del mar podría no resultar necesario.
Las tecnologías de confinamiento geológico se ilustran de manera
esquemática en la figura 12 12.
12
Carbon sequestration for the USand Canada.National Energy Technology Laboratory
18
Figura 12. Esquemas de confinamiento geológico de CO 2
Para dar una idea de la capacidad de confinamiento de CO 2 en
formaciones geológicas, se presentan en la tabla 3,unas estimaciones
hechas en los EE.UU. en las que se muestra que la capacidad total de
almacenamiento es entre 1,157 y 3,643 gigatoneladas de CO 2 13,
comparadas con las emisiones derivadas del uso de combustibles fósiles
en 2005, estimadas en 26 gigatoneladas por año 14. Hay que tomar estas
cifras con precaución, pues se trata de capacidades teóricas máximas, a
partir de las que habría que determinar las capacidades técnicamente
viables.
Tipo
de Capacidad
confinamiento
mínima
Yacimientos HC’s
82.4
Yacimientoscarbón
Acuíferos salinos
TOTAL
13
14
156.1
919
1157.5
Capacidad
máxima
82.4
Unidades
Gigatons
CO 2
183
3378
3,643.4
ATLAS DE CO2 PARA AMERICA DEL NORTE
19
Tabla 3. Capacidades de almacenamiento de CO 2 en formaciones
geológicas
Confinamiento en yacimientos de hidrocarburos, con o sin
recuperación mejorada
Los yacimientos de hidrocarburos contuvieron crudo y gas a altas
presiones durante millones de años, por lo que se consideran ideales
para confinar el CO 2 con la certeza de que no se tendrán fugas a la
atmósfera. Desde luego es necesario verificar que durante la explotación
de los yacimientos no se hayan alterado las estructuras geológicas y que
se mantiene todavía su estanqueidad.
Si los yacimientos de hidrocarburos ya están agotados, funcionarían
simplemente como confinamiento y se hablaría de un confinamiento sin
recuperación. Sin embargo el CO 2 , a presiones supercríticas es un buen
solvente y ayuda a que fluya mejor el crudo, por lo que si se inyecta en
yacimientos, además de elevar la presión del mismo, facilita el flujo del
crudo hacia los pozos de explotación. Esto es lo que se conoce como
recuperación mejorada de crudos, o EOR por sus siglas en inglés.
La tecnología de EOR se aplica en la industria petrolera desde los años
70. En el estado de Texas, el CO 2 que se utilizaba provenía de
yacimientos naturales de CO 2 , que se explotaban de la misma manera
que se explotan los yacimientos de gas natural.
Actualmente
que está en
central IGCC
estos casos
parcialmente
uno de los proyectos más conocidos es el de Weyburn 15
Canadá y que recibe por ducto CO 2 proveniente de una
ubicada en el estado de Dakota del Norte en los EE.UU. En
los costos del confinamiento del CO 2 se ven total o
compensados por el precio obtenido del CO 2 .
Confinamiento en acuíferos salinos
Los acuíferos que están a más de mil metros de profundidad y que
saturan medios porosos, tienen contenidos de sales muy elevados para
15
Weyburn
20
consumo humano. Estas formaciones son ideales para el confinamiento
de CO 2 , por su gran volumen. El CO 2 queda atrapado en los poros del
medio, y aunque desplaza al agua, su impacto es mínimo en
comparación con los acuíferos. Se trata de la opción de confinamiento
con mayor capacidad como se puede observar en las cifras dadas para
los EE.UU., en la tabla 3,y por consiguiente con un gran atractivo. Sin
embargo en esta tecnología no hay ningún ingreso que no sea por
medio de bonos de carbono o impuestos evitados por emisión de CO 2 .
La instalación más conocida que haceconfinamiento con esta tecnología
es la de Sleipner 16, que es una plataforma marina sueca de explotación
de gas natural. El CO 2 que se extrae con el gas natural se separa al
utilizar un sistema de aminas y se inyecta a un acuífero que está a
1,000 metros por debajo de nivel del fondo del mar y por debajo del
mismo yacimiento de gas natural. Esta instalación ha estado inyectando
del orden de un millón de toneladas de CO 2 por año desde 1996, y ha
sido un sitio ideal para estudiar los efectos de la inyección sobre los
acuíferos.
Confinamiento en yacimientos profundos de carbón
Esta es la tecnología menos probada y esencialmente consiste en
inyectar el CO 2 a yacimientos de carbón que están demasiado profundos
para ser explotados. Estos yacimientos normalmente están saturados
con metano. El CO 2 tiene mayor afinidad por el carbón que el metano,
por lo que al inyectarse desplaza a este último y queda adsorbido en el
carbón.
Con este proceso se tiene la ventaja de una recuperación de gas natural
al inyectar el CO 2 , pero es la menos probada de las tecnologías de
confinamiento.
Situación actual en el mundoy perspectivas de la generación
térmica
16
Kaarstad, Olav. “TheSleipner Project”. IEA Asia Pacific Conference on Zero Emission Technologies.Gold
Coast, Queensland, Australia. 2004.
(www.iea.org/textbase/work/2004/conference/presentations/kaarstad.pdf)
21
La tabla 4 muestra la distribución de la capacidad instalada en el mundo
con las distintas tecnologías para los años2006 y 2030 17. Es claro que la
tecnología dominante es la del carbón, que en la actualidad es con base
en centrales de carbón pulverizado subcríticas. Sin embargo, todas las
centrales que se construyen en la actualidad son supercríticas dadas sus
ventajas en eficiencia (44 vs 37%).
2006
2030
Carbón
42.67% 45.09%
Petróleo
5.33%
1.55%
Gas
20.27% 20.83%
Nuclear
14.93% 10.76%
Hydro
16.00% 14.30%
Biomasa
0.53%
1.55%
Eólica
0.27%
4.66%
Otras
renovables
0.00%
1.24%
Tabla 4. Participación de lasfuentes primarias en lageneración de
electricidad
Se aprecia una preponderancia del carbón y una participación incipiente
de las fuentes renovables, particularmente la eólica. El gas natural
mantiene su participación y el crudo desaparece del panorama, pues su
producción se orienta totalmente al sector transporte.
La participación de la energía nuclear es todavía incierta por su polémica
situación política y en el mundo.
Las tendencias futuras indican que se instalarán centrales de carbón
pulverizado pero super-críticas o ultra supercríticas, y centrales de
gasificación integradas a ciclo combinado.
Las centrales de lecho fluidizado estarán limitadas aplicaciones en las
que se utilicen combustibles de mala calidad. Sus principales
desventajas son la producción de una cantidad importante de residuos
sólidos (yeso) y la producción adicional de CO 2 por la descomposición
del Carbonato de calcio.
17
Cap. Inst. del mundo
22
Los programas de I&D del DOE marcan como objetivos el llevar las
eficiencias de las centrales IGCC a niveles del 60 % en 10 años.
El secuestro y captura de CO 2 se ve como una tecnología indispensable
que requerirá estar en operación comercial a más tardar en 2020.
Existen
varias
organizaciones
internacionales
como
el
“CarbonSequestrationLeadershipForum”, CSLF, del cual México forma
parte, que es una red que tiene como objetivo acelerar la implantación
en el mundo de las tecnologías CCS. Las estrategias que aplica esta red
son la identificación de brechas tecnológicas que requieren salvarsey
propiciar el desarrollo de proyectos conjuntos entre países y el
desarrollo de capacidades en los países 18.
La Agencia Internacional de Energía tiene los acuerdos de
implementación sobre Investigación sobre Gases de Efecto Invernadero
(GHGR) 19 y el Clean Coal Centre 20 que también reúnen a varios países,
desarrollan estudios de interés común en estas áreas y sirven para
establecer redes de colaboración.
En febrero de 2009, Australia lanzó una iniciativa global para mitigar las
emisiones de GEI’s y se fundó un Instituto Global para CCS, del cual
México es miembro fundador. El gobierno australiano se comprometió a
aportar 100 millones de dólares australianos anuales para sufragar la
operación del instituto y su misión es lograr que en el mundo, para
2020, haya 20 proyectos de escala industrial con secuestro y captura de
CO 2 en operación.
Es claro que hay un gran interés en todo el mundo por el desarrollo de
estas tecnologías que posibilitan el uso de combustibles fósiles, aunque
se reconoce que solo son tecnologías puente, mientras se logra una
participación masiva de las energías renovables. Hay también
detractores que cuestionan la seguridad y confiabilidad del
confinamiento geológico y que critican que para lograr el confinamiento
18
En la Ciudad de México, organizado por el IIE con el apoyo del CSLF se organizó un taller sobre secuestro y
captura de CO2, que tuvo lugar en le Museo Tecnológico de la CFE, en Julio de 2008, con la participación de
más de 150 personas de todos los sectores del país, tanto público como privado.
19
Green House Gas Research. Acuerdo de Implementación de la Agencia Internacional de Energía
20
Clean Coal Centre. Acuerdo de Implementación de la Agencia Internacional de Energía
23
se tenga que hacer a costa de eficiencia de generación, con lo cual se
incrementará el uso de combustibles fósiles.
Situación actual y perspectivas en México de la generación
térmica
La figura 13 21 muestra la distribución de la capacidad instalada en el
país por tipo de tecnología en 2007 y la figura 14 muestra la generación
por fuente primaria para los años 1997 a2007.
Hydraúlica
Geotermia
Eólica
Nuclear
Carbón
Ciclo combinado
Turbogas
Combustión Int
Figura 13. Capacidad instalada por tecnología en México en 2007
21
Prospectiva del sector eléctrico 2008 – 2017. SENER
24
Figura 14. Evolución de la participación de fuentes primarias en
lageneración eléctrica
La figura 13 muestra la evolución del sector eléctrico en los últimos diez
años 22. Se observa el crecimiento de la participación del gas natural y el
decrecimiento del combustóleo. Esta tendencia se originó por los bajos
precios del gas en los años 90 y por los costos reducidos de inversión en
las centrales de ciclo combinado y se reforzó en estos años por las
reconfiguraciones que está haciendo PEMEX en las refinerías para
maximizar la extracción de ligeros y dejar como residuales coque de
petróleo, en lugar de los residuos pesados que se utilizan en la
actualidad para producir combustóleo.
La figura 15 muestra la evolución esperada del sector eléctrico mexicano
en los próximos diez años, en la que se aprecia un incremento
importante de la participación del gas natural; un crecimiento moderado
22
Prospectiva del sector eléctrico 2008 – 2017. SENER
25
del carbón y
combustóleo.
una
reducción
de
las
centrales
convencionales
a
Figura 15. Proyección de la generación eléctrica en México
A futuro se empieza a incrementar el uso del carbón y de la energía
eólica y se mantiene la interrogante del uso de la energía nuclear que,
en opinión del autor, depende en gran medida de las decisiones que se
tomen en los EE.UU.
Para horizontes de más de diez años no existen proyecciones oficiales,
pero en la figura 16 se presenta una proyección a 2050 hecha por el
autor 23. En estas proyecciones se considera un crecimiento que llevaría
a México en 2050 a los niveles de consumo de energía eléctrica actuales
de Europa y se hacen hipótesis sobre la participación de la energía
nuclear y el carbón, a las que se les da un papel importante a partir de
2030 (40% del crecimiento en no renovables para cada una de las
fuentes y deja el otro 20% para el gas). Estas proyecciones se pueden
quedar cortas si en ese lapso se introduce de forma masiva el uso de
vehículos eléctricos o “plug-in hybrids”, lo cual es altamente probable
23
José Miguel González Santaló. Presentación en el Taller sobre Opciones energéticas de México”. Academia
de Ingeniería. Agosto de 2007
26
dada la contribución del sector transporte a las emisiones de CO 2 (En
México está contribución de de más del 50%) 24. Se presenta también,
en la figura 17 25 la estimación de emisiones de CO 2 que se tendrían si
no se aplicara ningún mecanismo de CCS. La línea roja en esta figura 17
muestra una meta de emisiones que se podría lograr con la implantación
de tecnologías de CCS a partir del periodo 2015-2020.
250,000
200,000
Renovables
Hidráulica
Nuclear
Carbón
Gas Natural
Combustoleo
150,000
100,000
50,000
0
2006
1
3
5
7
9
2050
11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45
Figura 16. Estimación de la capacidad instalada en México para 2050
24
Roberto Flores, Ramón Muñoz-Ledo y Daniel Villalba. “Inventario de emisiones en 2005 de gases con
efecto invernadero por el sector energético mexicano”. Aceptado para publicación en la revista Ingeniería,
Investigación y Tecnología. UNAM
25
Ver referencia 23
27
A partir del 2020 se requiere aplicar CCS
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45
2006
2030
2050
Figura 17. Emisiones de CO 2 en México para 2050 con CCS y sin él
Si se consideran las emisiones de CO 2 , México seguramente implante
esta tecnología a nivel comercial en el periodo de 2015 a 2020, al igual
que el resto del mundo, aunque mucho dependerá de los acuerdos
internacionales que se plasmen y de los apoyos que haya de los países
desarrollados a los países en desarrollo para estos fines.
Actualmente se está iniciando el desarrollo de una estrategia para el
manejo del CO 2 en el sector energético que inicia con el desarrollo de un
ATLAS de CO 2 para América del Norte que se está desarrollando de
manera conjunta con EE.UU. y Canadá dentro del marco del acuerdo de
colaboración en energía de América del Norte (NAEWG) y la CFE ha
iniciado el desarrollo de un programa estratégico para este mismo
propósito.
Resumen y conclusiones
Se considera que de aquí a 2050, los combustibles fósiles seguirán
jugando un papel primordial en la satisfacción de las necesidades del
28
sector eléctrico. El crecimiento del sector puede ser mayor que el que se
esperaría de proyecciones de crecimiento de crecimiento económico, por
el posible uso intensivo de electrotecnologías, particularmente el uso de
vehículos eléctricos.
Las fuentes renovables, que serán la solución sustentable a largo plazo,
tendrán una participación todavía limitada, aunque ya importante
en2050.
México se enfrenta a un cambio cualitativo en su estructura de
generación. El combustóleo, que fue la principal fuente energética
hasta2000, está desapareciendo del mercado debido a las
reconfiguraciones de las refinerías, por lo que el sector eléctrico tendrá
que adoptar nuevas tecnologías en México, orientadas al uso del carbón
y el gas natural. El impacto económico de este cambio debe tenerse
presente, pues el sector eléctrico pasa de ser un sector abastecido
esencialmente con insumos nacionales, a ser un importador fuerte de
fuentes primarias de energía, con el impacto correspondiente sobre la
economía y laseguridad del suministro.
El uso del carbón en generación se incrementará, tanto en México como
en el mundo, dada su disponibilidad. Sin embargo todos los
combustibles fósiles, pero particularmente el carbón, tendrán que
utilizar tecnologías de CCS para reducir substancialmente las emisiones
de gases de efecto invernadero. En algunos países, como el Reino
Unido, es más cuestionada una central de carbón sin CCS que una
central nuclear.
Las tecnologías de generación eléctrica están mejorando su eficiencia,
fundamentalmente por el desarrollo de nuevos materiales que permiten
mayores temperaturas en los ciclos y, en la actualidad, la mayoría de las
nuevas centrales a carbón son supercríticas. En México, la primera
unidad de este tipo está en construcción en la central de Petacalco.
La tecnología
combustibles
mundial para
preocupación
CCS es un elemento fundamental para poder utilizar
fósiles en las próximas décadas y hay gran presión
acelerar su desarrollo e implantación, aunque ya hay
sobre la viabilidad de tener aplicación comercial
29
ampliamente difundida para 2020, que es lo que se requiere para
mitigar el cambio climático. Las tecnologías ya están desarrolladas y
fase de prueba a escala industrial, pero sus costos son todavía muy
elevados.
El uso de CCS, incrementará los costos de generación con combustibles
fósiles de manera significativa (posiblemente entre el 20 y el 30 %). Se
espera que una vez maduradas las tecnologías, los costos de retener el
CO 2 sean del orden de 30 a 50 dólares norteamericanos por tonelada, lo
que, si se considera que por una tonelada de carbono, se producen
cerca de cuatro toneladas de CO 2 , representaría un incremento
equivalente al precio del carbón de 100 a 200 dólares por tonelada. Es
decir, un incremento del 100 al 200% en el costo del combustible.
El uso de la energía nuclear es otro tema pendiente de gran importancia
para configurar el portafolio mundial de fuentes de energía.
30