Tecnologías de captura y secuestro de CO 2

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1 PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICA IEE3372 MERCADOS ELECTRICOS Tecnologías de captura y secuestro de CO 2 Alumnos: Hernán Morales Cristian Torres Profesor guía: Cristián M. Muñoz 25 de Mayo de 2008

2 Índice de contenidos 1. Introducción Objetivos Tecnologías de captura de CO Introducción Tipos de captura Captura de CO 2 en pre-combustión Captura de CO 2 en post-combustión Captura de CO 2 en oxi-combustión Estudio comparativo de tecnologías Impacto en la eficiencia de las tecnologías de CCS Impacto de la captura en pre-combustión Impacto de la captura en post-combustión Impacto de la captura en oxi-combustión Tecnologías de transporte de CO Introducción Tipos de tecnología de transporte Transporte continuo Transporte discontinuo o por barco Análisis comparativo de sistemas de transporte Tecnologías de almacenamiento de CO Almacenamiento geológico Otras técnicas de almacenamiento de CO 2 menos comunes Estudio económico de la implementación de las diversas tecnologías Costos asociados a tecnología Costos asociados a transporte

3 6.3 Costos asociados a almacenamiento Aplicaciones actuales de tecnologías Ejemplos de lugares de aplicación y proyectos Conclusiones Referencias Índice de tablas Tabla 1. Tabla de solventes utilizados en el proceso... 9 Tabla 2. Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización Tabla 3. Estudio característico de tecnologías de tratamiento de CO Tabla 4. Comparativa de tecnologías de tratamiento de CO Tabla 5. Integración de tecnologías de captura de CO 2 en plantas de energía Tabla 6. Diámetros de tuberías de transporte de CO2 y capacidad de transporte Tabla 7. Especificaciones de composición de gasoductos de estadounidenses Tabla 8. Capacidad de almacenamiento de las formaciones geológicas Tabla 9. Características de almacenamiento en océanos y bajo suelo Tabla 10. Costos y características de plantas energéticas con captura de CO Tabla 11. Costos de captura para las nuevas plantas de hidrogeno Tabla 12. Precios con y sin captura de CO2 según World Resources Institute Tabla 13. Costos típicos de captura de CO2 para plantas Tabla 14. Costos de captura y almacenamiento Tabla 15. Costos CCS para diferentes combinaciones de plantas Tabla 16. Precios del transporte en buque por tonelada en Euros por kilómetros Tabla 17. Costos de almacenamiento por profundidad (en /tco2) Tabla 18. Condiciones operacionales para la compresión Tabla 19. Potencial estimado para almacenamiento subterráneo de CO

4 Tabla 20. Costos estimados de transporte por región y por tipo de reserva de almacenamiento ( /tco2) Tabla 21. Resultados de los test de campo de CO2-EOR Tabla 22. Costos de almacenamiento oceánico a más de 3 km de profundidad Tabla 23. Proyectos en carpeta para aplicación de tecnologías de CCS Tabla 24. Proyectos en carpeta para aplicación de tecnologías de CCS 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 Figura 4. Esquemas de funcionamiento de la calcinación/carbonatación Figura 5. Diagrama básico de funcionamiento de la adsorción física Figura 6. Esquema de funcionamiento del sistema de membranas Figura 7. Esquema básico de la destilación criogénica Figura 8. Gráfica de requerimientos de P y T para destilación criogénica Figura 9. Diseño y esquema de operación de la oxi-combustión Figura 10. Gráfica de penalización en la eficiencia para distintos tipos de planta Figura 11. Impacto en la eficiencia de la captura en post-combustión Figura 12. Influencia de la oxi-combustión en la eficiencia Figura 13. Efectos de la compresión de CO Figura 14. Curvas de diámetros de tuberías Figura 15. Gasoductos de CO2 estadounidenses Figura 16. Opciones de almacenamiento del CO Figura 17. Grafica de costos de capital que requiere una planta generadora Figura 18. Grafica de curvas de precios v/s distancia de transporte Figura 19. Costos de transporte para los gasoductos terrestres y marítimos Figura 20. Otros proyectos alrededor del mundo

5 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 N 2 O producto de cambios de suelo agrícola, CH 4 del gas natural, residuos sólidos y aguas residuales, CFC, PFC, SF 6 provenientes de refrigerantes, repelentes y productos en aerosol y el CO 2 producto de la combustión de combustibles fósiles. El CO 2 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 CO 2, 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 CO 2 en los procesos de generación de energía, mediante tecnologías de captura, secuestro y almacenamiento de este gas. 4

6 2. Objetivos El principal objetivo de esta investigación es conocer y entender las tecnologías de tratamiento del CO 2 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 CO 2, pues dentro de las diferencias existentes entre ellas existe un efecto del sistema sobre otros gases invernaderos tanto más importantes como son los NO X y los SO X, 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 CO 2 (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 CO 2, como una reacción de Chile ante la preocupación mundial sobre el cuidado del medioambiente y el cambio climático. 5

7 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 Postcombustión (o Secuestro de CO 2) 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. 6

8 3.2 Tipos de captura Captura de CO 2 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 H 2 y CO 2 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 7

9 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 Captura de CO 2 en Post-combustión o Secuestro de CO 2 : En este sistema, el CO 2 se ha separado de los gases de escape producidos durante la combustión (principalmente N 2 ) 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 (CO 2 ) 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. 8

10 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 9

11 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 (NO x y SO x ) 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 10

12 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. 11

13 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 CO 2 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 12

14 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. 13

15 - 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 CO 2 y CH 4 a alta presión del dióxido de carbono. - Separación de CO 2 y N 2, 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 CO 2 y H 2 mediante compuestos con aleaciones Pd. - Membranas microporosas, también utilizadas en la captura en pre combustión separando CO 2 y H 2. Para este proceso la selectividad que se puede obtener actualmente no es suficiente para separar más de 99.99% de H 2. - 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. 14

16 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 CO 2 y CH 4 en gas natural, donde se puede obtener entre 1 y 80% del CO 2 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 oxicombustión, donde se pueden obtener concentraciones de CO 2 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 CO 2. 15

17 Figura 8: Gráfica de requerimientos de P y T para destilación criogénica Captura de CO 2 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 H 2 O y CO 2, 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 16

18 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 O 2 - Combustión, ignición, estabilidad de llama, temperaturas y perfiles de llama. - Volumen del hogar. Absorción térmica por unidad de superficie. - Grado de recirculación CO 2. Filosofía de operación - Flexibilidad de operación. - Integración de la ASU. - Disposición chorros de O 2 puro, CO 2 recirculado y transporte de carbón. Emisiones - La cinética del NO x en llamas de carbón no es aplicable. - Cinética del SO 2. - 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 17

19 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 CO 2 Ventajas Desventajas - La separación vía solvente físico o químico está probada. Los gases de salida salen a mayor presión y mayor - El combustible primario debe ser convertido a gas sintético previamente. concentración de CO 2 que la postcombustión lo que reduce coste - Las turbinas de gas, calentadores y calderas deben Pre combustión de captura. ser modificados para la - La tecnología consigue menor cantidad de impurezas: SO X y NO X y utilización de hidrógeno como combustible. cenizas. - Requiere calor para regenerar - Es posible utilizar un amplio rango el absorbente. de combustibles fósiles. - Mayor volumen de gases a - Muchas de las tecnologías son tratar que en pre combustión. comerciales (absorción química), - Presencia de impurezas: SO X y separación de CO 2 en yacimientos de NO X y cenizas, que afectan la Absorción química (post gas natural, producción de urea, vida del absorbente. combustión) metanol, etc. - Necesidad de nuevas materias - Requiere menores modificaciones de primas ( 0,3 kg/tm CO 2 ) centrales existentes. - Alto consumo energético en la regeneración del absorbente. - Costo del absorbente. - Alto requerimiento de espacio. - Producción de energía (electricidad) - Necesidad de empleo de adicional lo que implica menor oxicombustión en el consumo de energía. Calcinación/carbonatación calcinador. - La desulfuración está incluida en el (post combustión) - Escala laboratorio propio proceso de captura del CO 2. (previsiblemente en escala - Material purgado (CaO) tiene un piloto en breve). valor añadido pues posee un valor - Control de proceso complejo. comercial (cementeras). 18

20 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 NO x reduciendo el 70 80%. - Mejora de transferencia de calor por mayores contenidos en H 2 O, CO 2 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 19

21 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 CO 2 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 CO 2 en plantas de energía 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 CO 2, oxígeno y combustible. A continuación se presenta el modelo matemático simple y las variables que determinan el resultado. η pre-captura η CC H2 η conversión = eficiencia de la planta con captura en pre-combustión. = eficiencia del ciclo combinado despedido en gas rico en hidrógeno. = eficiencia de la conversión de combustible fósil en gas sintético. 20

22 efficiency penalty (%) Q n = procesos demandantes de calor (MW th ). Q m = procesos productores de calor (enfriamiento de gas sintético) (MW th ). α = radio de incremento de reducción de potencia a incremento de la salida de calor (MW e /MW th ). C ompresión = requerimientos de potencia de la compresión de CO 2 (MW e ). W misc = requerimientos alternativos de potencia como en la compresión del oxígeno/gas de combustible (MW e ). E = entrada de combustible fósil (MW th ). 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. 14% 12% 10% 8% 6% min max 4% 2% 0% IGCC dry IGCC slurry NGCC Figura 10: Gráfica de penalización en la eficiencia para distintos tipos de planta 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 CO 2, principalmente por las demandas de potencia y la posterior compresión del gas. η post-captura = eficiencia de la planta con captura de CO 2 en post- combustión η referencia = eficiencia de la planta sin captura de CO 2 W captura = requerimientos de potencia del ventilador de gas de combustión + las bombas (MW e ) 21

23 Q captura = requerimientos de calor de la regeneración de CO 2 (MW th ) α = radio de reducción incremental de potencia a salida incremental de calor (MW e /MW th ) W compresión = requerimiento de potencia para compresión de CO 2 (MW e ) E = entrada de combustible fósil (MW th ) 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 CO 2. Figura 11: Impacto en la eficiencia de la captura en post-combustión 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 CO 2. Aún así, el rendimiento de las turbinas puede ser afectado positivamente por el uso del oxígeno como medio de combustión. oxi-combustión referencia O2 = eficiencia de la planta con captura en oxi-combustión = eficiencia de una planta de referencia 22

24 efficiency penalty (%) W O2 = requerimientos de potencia para la producción y compresión de O 2 (MW e ) W compresión = requerimientos de potencia en la compresión de CO 2 (MW e ) El factor principal de reducción de la eficiencia es el consumo de energía en la unidad de separación de aire y la compresión de CO 2. 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. 14% 12% 10% 8% 6% min max 4% 2% 0% PC NGCC Figura 12: Influencia de la oxi-combustión en la eficiencia para plantas PC y NGCC 4. Tecnologías de transporte de CO 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 23

25 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. 4.2 Tipos de tecnología de transporte Figura 13: Efectos de la compresión de CO 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. 24

26 D (inch) 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/m 3 ) Nivel de humedad más bajo posible (para evitar corrosión) No son necesarios aceros especiales. Diámetro tubería estimado (inch) Caudal másico (t/día) L = 5 km L = 10 km L = 50 km L = 100 km 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 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. 25

27 Tabla 6: Diámetros de tuberías de transporte de CO2 y capacidad de transporte Tubería Capacidad transporte CO2 t/h CO2 Potencia equivalente CT Supercrítica Nm3/h CO2 t CO2/año MWb MWb Pot. equivalente CTCC 8" " " " " " " 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). CO 2 95% Nitrógeno 4% Hidrocarburos 5% Agua 30 lbs/mmcf Oxígeno 10 ppm H 2 S ppm Glicol 0,3 gal/mmcf 26

28 Figura 15: Gasoductos de CO2 estadounidenses 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. 27

29 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 CO 2 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 CO 2 son las sedimentarias, destacando aquellas que han retenido petróleo, gas natural, agua salada y capas de carbón. El CO 2 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 CO 2 pueda desplazarlo debe ser inyectado a una presión mayor de la existente en la formación. La inyección de CO 2 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) 28

30 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. 29

31 Tabla 8: Capacidad de almacenamiento de las formaciones geológicas Tipo de depósito, Fuente IPCC, 2005 Gt CO 2 Yacimientos de Petróleo y gas natural 675~900 Acuíferos salinos 1.000~ 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 Gt de CO2 (350 Gt de C) de emisiones antropógenas liberadas en la atmósfera durante los últimos 200 años. 30

32 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). 31

33 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. 32

34 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. 33

35 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) 34

36 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. 6.2 Costos asociados a transporte (IPCC 2005) 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 35

37 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. 36

38 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) 37

39 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) 38

40 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 y m de profundidad. (IPCC 2005) 39

41 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 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 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 El proyecto contempla una planta energética de 40MW diseñada para capturar 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 40

42 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 CO 2 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 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 CO 2 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 CO 2 de una planta de generación termoeléctrica. El CO 2 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 CO 2 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 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 41

43 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 CO 2. - Ktezin, Alemania: Forma parte del proyecto integrado CO 2 SINK, 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 Fort Nelson, British Colombia (Canadá): Proyecto diseñado para utilizar aproximadamente 1.6 millones de toneladas de CO 2 por año desde una de las estaciones de procesamiento de gas más grandes en Norteamérica. En la planta Fort Nelson, el CO 2 será capturado usando un sistema removedor con ácido con base de aminas. Luego el CO 2 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 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 toneladas de CO2 por año desde la estación eléctrica del 42

44 Valle Antelope, cuya fuente de poder es el carbón. El CO 2 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 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 CO 2. - Vattenfall, Alemania: El proyecto comenzó en el año 2001 y se espera su funcionamiento para mediados del 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 CO 2 para los años 2012, a cargo SINTEF Energy Research. - Sask Power, Canadá: Su estado se mantiene en stand-by hasta el año 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 CO 2. - Karlshamn, Suecia: El proyecto está a cargo de las empresas Alstom y E.ON para construir una planta de demostración de captura de CO 2 a base de amoniaco refrigerado de 5MW. Su operación se espera para el año

45 Figura 20: Otros proyectos alrededor del mundo Tabla 23: Proyectos en carpeta para aplicación de tecnologías de tratamiento de CO2 ( 44

46 Tabla 24: Proyectos en carpeta para aplicación de tecnologías de tratamiento de CO2 ( 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 45