Gasificación del carbón

Durante la gasificación, el carbón se sopla con oxígeno y vapor (vapor de agua) mientras también se calienta (y en algunos casos se presuriza). Si el carbón es calentado por fuentes de calor externas, el proceso se denomina “alotérmico”, mientras que el proceso” autotérmico ” supone el calentamiento del carbón a través de reacciones químicas exotérmicas que ocurren dentro del propio gasificador. Es esencial que el oxidante suministrado sea insuficiente para la oxidación completa (combustión) del combustible. Durante las reacciones mencionadas, las moléculas de oxígeno y agua oxidan el carbón y producen una mezcla gaseosa de dióxido de carbono (CO2), monóxido de carbono (CO), vapor de agua (H2O) e hidrógeno molecular (H2). (Algunos subproductos como alquitrán, fenoles, etc. también son posibles productos finales, dependiendo de la tecnología de gasificación específica utilizada.) Este proceso se ha llevado a cabo in situ dentro de vetas de carbón naturales (denominada gasificación subterránea de carbón) y en refinerías de carbón. El producto final deseado suele ser gas de síntesis (es decir, una combinación de H2 + CO), pero el gas de carbón producido también puede refinarse para producir cantidades adicionales de H2:

3C (es decir, carbón) + O2 + H2O → H2 + 3CO

Si el refinador desea producir alcanos (es decir,, hidrocarburos presentes en el gas natural, la gasolina y el combustible diesel), el gas de carbón se recoge en este estado y se dirige a un reactor Fischer-Tropsch. Sin embargo, si el hidrógeno es el producto final deseado, el gas de carbón (principalmente el producto de CO) sufre la reacción de desplazamiento del gas de agua, donde se produce más hidrógeno por reacción adicional con vapor de agua:

CO + H2O → CO2 + H2

Aunque actualmente existen otras tecnologías para la gasificación del carbón, todas emplean, en general, los mismos procesos químicos. Para carbones de bajo grado (p. ej., “carbones marrones”) que contienen cantidades significativas de agua, hay tecnologías en las que no se requiere vapor durante la reacción, siendo el carbón (carbono) y el oxígeno los únicos reactivos. Además, algunas tecnologías de gasificación del carbón no requieren altas presiones. Algunos utilizan carbón pulverizado como combustible, mientras que otros trabajan con fracciones relativamente grandes de carbón. Las tecnologías de gasificación también varían en la forma en que se suministra el soplado.

El “soplado directo” supone que el carbón y el oxidante se suministran uno hacia el otro desde los lados opuestos del canal del reactor. En este caso, el oxidante pasa a través del coque y (más probablemente) las cenizas a la zona de reacción donde interactúa con el carbón. El gas caliente producido luego pasa el combustible fresco y lo calienta mientras absorbe algunos productos de destrucción térmica del combustible, como alquitranes y fenoles. Por lo tanto, el gas requiere un refinado significativo antes de ser utilizado en la reacción Fischer-Tropsch. Los productos del refinamiento son altamente tóxicos y requieren instalaciones especiales para su utilización. Como resultado, la planta que utiliza las tecnologías descritas tiene que ser muy grande para ser económicamente eficiente. Una de estas plantas llamada SASOL está situada en la República de Sudáfrica (RSA). Fue construido debido al embargo aplicado al país que le impedía importar petróleo y gas natural. RSA es rica en carbón bituminoso y antracita y fue capaz de organizar el uso del conocido proceso de gasificación de alta presión “Lurgi” desarrollado en Alemania en la primera mitad del siglo XX.

“Soplado invertido” (en comparación con el tipo anterior descrito que se inventó primero) asume que el carbón y el oxidante se suministran desde el mismo lado del reactor. En este caso, no hay interacción química entre el carbón y el oxidante antes de la zona de reacción. El gas producido en la zona de reacción pasa por productos sólidos de gasificación (coque y cenizas), y el CO2 y el H2O contenidos en el gas se restauran químicamente adicionalmente a CO y H2. En comparación con la tecnología de” soplado directo”, no hay subproductos tóxicos presentes en el gas: estos se desactivan en la zona de reacción. Este tipo de gasificación se ha desarrollado en la primera mitad del siglo XX, junto con el “soplado directo”, pero la tasa de producción de gas en él es significativamente menor que en el “soplado directo” y no hubo más esfuerzos para desarrollar los procesos de “soplado invertido” hasta 1980-s cuando una instalación de investigación soviética KATEKNIIUgol’ (Instituto R&D para el desarrollo del campo de carbón de Kansk-Achinsk) comenzó las actividades R&D para producir la tecnología ahora conocida como proceso “TERMOKOKS-S”. La razón para revivir el interés en este tipo de proceso de gasificación es que es ecológicamente limpio y capaz de producir dos tipos de productos útiles (simultáneamente o por separado): gas (combustible o gas de síntesis) y coque de temperatura media. El primero puede utilizarse como combustible para calderas de gas y generadores diésel o como gas de síntesis para producir gasolina, etc., este último, como combustible tecnológico en metalurgia, como absorbente químico o como materia prima para briquetas de combustible doméstico. La combustión del gas producto en calderas de gas es ecológicamente más limpia que la combustión del carbón inicial. Por lo tanto, una planta que utiliza tecnología de gasificación con el “soplado inverso” puede producir dos productos valiosos, uno de los cuales tiene un costo de producción relativamente nulo, ya que el segundo está cubierto por el precio de mercado competitivo del otro. A medida que la Unión Soviética y su KATEKNIIUgol’ dejaron de existir, la tecnología fue adoptada por los científicos individuales que originalmente la desarrollaron y ahora se está investigando más en Rusia y se distribuye comercialmente en todo el mundo. Actualmente se sabe que funcionan plantas industriales que lo utilizan en Ulaan-Baatar (Mongolia) y Krasnoyarsk (Rusia).

Tecnología de gasificación de lecho de flujo de aire presurizado creada a través del desarrollo conjunto entre Wison Group y Shell (Híbrido). Por ejemplo: Hybrid es una tecnología avanzada de gasificación de carbón pulverizado, esta tecnología combinada con las ventajas existentes de la caldera de calor residual SCGP de Shell, incluye más que un sistema de transporte, disposición de quemador de gasificación a presión de carbón pulverizado, pared de agua de tipo de membrana de quemador de chorro lateral, y la descarga intermitente ha sido completamente validada en la planta SCGP existente, como tecnología madura y confiable, al mismo tiempo, eliminó las complicaciones del proceso existentes y en el enfriador de gas de síntesis (bandeja de residuos) y filtros que fallaron fácilmente, y combinó tecnología de gasificación que se usa ampliamente en el proceso de enfriamiento de gas sintético. No solo conserva la caldera de calor residual SCGP de la carcasa original de características de carbón de gran adaptabilidad y capacidad de escalar fácilmente, sino que también absorbe las ventajas de la tecnología de enfriamiento existente.

Gasificación de carbón subterráneaeditar

La gasificación de carbón subterráneo (UCG) es un proceso de gasificación industrial, que se lleva a cabo en vetas de carbón no minadas. Implica la inyección de un agente oxidante gaseoso, generalmente oxígeno o aire, y llevar el gas del producto resultante a la superficie a través de pozos de producción perforados desde la superficie. El gas del producto se puede utilizar como materia prima química o como combustible para la generación de energía. La técnica se puede aplicar a recursos que de otro modo no serían económicos de extraer. También ofrece una alternativa a los métodos convencionales de extracción de carbón. En comparación con la extracción de carbón y la gasificación tradicionales, la GCU tiene menos impacto ambiental y social, aunque existen preocupaciones ambientales, incluida la posibilidad de contaminación de acuíferos.

Tecnología de captura de carbonoeditar

La captura, utilización y secuestro (o almacenamiento) de carbono se está utilizando cada vez más en los proyectos modernos de gasificación del carbón para abordar la preocupación por las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas con el uso de carbón y combustibles carbonosos. En este sentido, la gasificación tiene una ventaja significativa sobre la combustión convencional de carbón extraído, en la que el CO2 resultante de la combustión se diluye considerablemente con nitrógeno y oxígeno residual en el escape de combustión a presión cercana al ambiente, lo que hace que sea relativamente difícil, de alto consumo de energía y costoso capturar el CO2 (esto se conoce como captura de CO2 “postcombustión”).

En la gasificación, por otro lado, normalmente se suministra oxígeno a los gasificadores y se quema el combustible suficiente para proporcionar el calor para gasificar el resto; además, la gasificación a menudo se realiza a presión elevada. El gas de síntesis resultante suele estar a una presión más alta y no diluido por nitrógeno, lo que permite una eliminación de CO2 mucho más fácil, eficiente y menos costosa. La capacidad única del ciclo combinado de gasificación y gasificación integrada para eliminar fácilmente el CO2 del gas de síntesis antes de su combustión en una turbina de gas (llamada captura de CO2 “precombustible”) o su uso en la síntesis de combustibles o productos químicos es una de sus ventajas significativas sobre los sistemas convencionales de utilización de carbón.

Opciones de tecnología de captura de CO2EDITAR

Todos los procesos de conversión basados en la gasificación del carbón requieren la eliminación del sulfuro de hidrógeno (H2S, un gas ácido) del gas de síntesis como parte de la configuración general de la planta. Los procesos típicos de eliminación de gases ácidos (AGR) empleados para el diseño de gasificación son un sistema de disolventes químicos (p. ej., sistemas de tratamiento de gases de aminas basados en MDEA, por ejemplo) o un sistema de solventes físicos (por ejemplo, Rectisol o Selexol). La selección del proceso depende principalmente de los requisitos y costos de limpieza del gas de síntesis. Los procesos AGR químicos / físicos convencionales que utilizan MDEA, Rectisol o Selexol son tecnologías comercialmente probadas y pueden diseñarse para la eliminación selectiva de CO2 además de H2S de una corriente de gas de síntesis. Para la captura significativa de CO2 de una planta de gasificación (p. ej. > 80%) el CO en el gas de síntesis debe convertirse primero en CO2 e hidrógeno (H2) a través de un paso de desplazamiento agua-gas (WGS) aguas arriba de la planta AGR.

Para aplicaciones de gasificación, o Ciclo Combinado de Gasificación Integrada (IGCC), las modificaciones de planta necesarias para agregar la capacidad de capturar CO2 son mínimas. El gas de síntesis producido por los gasificadores debe tratarse a través de varios procesos para eliminar las impurezas que ya están en el flujo de gas, por lo que todo lo que se requiere para eliminar el CO2 es agregar el equipo necesario, un absorbedor y un regenerador, a este tren de proceso.

En aplicaciones de combustión, se deben hacer modificaciones en la chimenea de escape y, debido a las concentraciones más bajas de CO2 presentes en el escape, se requieren volúmenes mucho mayores de gas total, lo que requiere equipos más grandes y costosos.

Proyectos basados en IGCC (Ciclo Combinado de Gasificación Integrada) en los Estados Unidos con captura y uso/almacenamiento de CO2EDITAR

El proyecto Kemper de Mississippi Power fue diseñado como una planta de IGCC de combustible de lignito, que genera una potencia neta de 524 MW a partir de gas de síntesis, mientras captura más del 65% del CO2 generado utilizando el proceso Selexol. La tecnología de la planta de Kemper, Gasificación Integrada en el Transporte (TRIG), fue desarrollada y está autorizada por KBR. El CO2 se enviará por oleoducto a campos petrolíferos agotados en Mississippi para mejorar las operaciones de recuperación de petróleo. La planta no cumplió con todos sus objetivos y los planes para la generación de “carbón limpio” se abandonaron en julio de 2017. Se espera que la planta siga adelante solo con gas natural.

Hydrogen Energy California (HECA) será una planta de poligeneración de IGCC alimentada con coque de carbón y petróleo de 300 MW (que produce hidrógeno para la generación de energía y la fabricación de fertilizantes). El noventa por ciento del CO2 producido se capturará (utilizando Rectisol) y se transportará al campo petrolífero de Elk Hills para la recuperación de energía renovable, lo que permitirá la recuperación de 5 millones de barriles adicionales de petróleo doméstico por año. El 4 de marzo de 2016, la Comisión de Energía de California ordenó que se diera por terminada la solicitud de HECA.

El Proyecto de Energía Limpia de Texas (TCEP) de Summit será un proyecto de energía/poligeneración de 400 MW a base de IGCC alimentado con carbón (que también produce fertilizante de urea), que capturará el 90% de su CO2 en precombustión utilizando el proceso de Rectisol. El CO2 no utilizado en la fabricación de fertilizantes se utilizará para mejorar la recuperación de petróleo en la Cuenca del Pérmico del Oeste de Texas.

Las plantas como el Proyecto de Energía Limpia de Texas, que emplean captura y almacenamiento de carbono, se han promocionado como una solución parcial o provisional a problemas de regulación si se pueden hacer económicamente viables mediante un diseño mejorado y una producción en masa. Ha habido oposición de reguladores de servicios públicos y contribuyentes debido al aumento de los costos; y de ambientalistas como Bill McKibben, que consideran contraproducente cualquier uso continuo de combustibles fósiles.