1 Pre Factibilidad de Instalación de Central de Generación de EE con Gasificación de Carbón Antracita en el Departamento La Libertad – Perú Ing. Raúl Paredes Rosario Ing. Marcos Baca López Ing. Mecánico Mg. Ing. Industrial [email protected] Ing. Industrial Mg. Ing. Industrial [email protected] Resumen Se presenta un análisis sobre la factibilidad de la construcción de una Central térmica en el Departamento La Libertad para generar energía eléctrica utilizando gas de síntesis obtenido de la gasificación del carbón antracita del Alto Chicama para facilitar su combustión y reducir el impacto ambiental negativo en comparación de la combustión directa del carbón. Se concluye que es factible técnica y económicamente instalar una Central de generación de energía eléctrica, debido a la obtención de elevados rendimientos energéticos en la Central, que permitirían generar el kw-h carboeléctrico a un precio competitivo con el del kw-h hidroeléctrico, preponderante en nuestro país. La central carboeléctrica trabajaría en Ciclo de regeneración de calor, con turbina a gas. Contará con una Planta de fabricación de oxígeno, pues la gasificación de la antracita se haría con este gas, para obtener un gas de mediano poder calorífico inferior, de 10.000 a 13.000 kJ/m3 La capacidad nominal del generador eléctrico de la central sería de 100 mW de EE, y de la turbina, de 115 mW, pues la compresora que suministra el aire para la combustión del gas en la turbina demanda una potencia de 15 mW. Considerando una carga promedio de 105 mW, se consumiría solamente 150000 TM de antracita al año, por lo que se puede asegurar un período de trabajo mayor a los 300 años, teniendo en cuenta que la reservas probadas de ese combustible son de 250 millones de TM, solamente en La Libertad La energía producida por esta central, alimentaría el sistema nacional interconectado. 2 Abstract It’s presented an analysis about thermal central building in La Libertad for electrical generation using gas from anthracite carbon that comes from Alto Chicama to facilitate its combustion to reduce negative environmental effects in comparison to direct carbon combustion as solid. It concludes that is possible economic and technical to install central electrical. It will be obtained high energetic efficiency that allows low cost electrical generation. Central will work with heath regenerated cycle, with gas turbine. It will have an oxygen factory to obtain high heating value. Nominal power of electrical generator is 100 mW, the gas turbine 115 mW, the air compressor have 15 mW. The anthracite carbon consummation is about 150000 MT per year, that will allow operate for 300 years, because there is an reserve of about 250 million MT Anthracite Carbon Central will be connected to the national electric grid 3 Introducción El Perú es el único importador neto de energía entre los países de la Comunidad Andina de Naciones, con demanda energética de crecimiento sostenido. Es un país deficitario con consumos energéticos anuales de 0.38 para 1990 y 0.56 cuatrillones de BTU para el año 2000 y con producción anual de 0.41 a 0.39 cuatrillones de BTU. El Perú tiene un indicador de consumo eléctrico, de 676 kilowatt-h por habitante, solamente. BALANZA DE HIDROCARBUROS DEFICITARIA 2004 alcanzó los us$ 1,029 millones 2005 superará us$ 1,500 millones...........a pesar de Camisea Aspectos relevantes de la operación del SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional) correspondiente a enero de 2006 1. DEMANDA La máxima demanda de enero alcanzó los 3 287,4 MW, esta se produjo a las 20:00 horas del día 26. Con relación a enero de 2005, tuvo un crecimiento de 7,7%. La producción de energía alcanzó los 2 041,9 GWh, con relación a enero de 2005 tuvo un crecimiento de 7,7%. El Factor de Carga del mes alcanzó el 83,72%. 4 2. DETALLE DE LA PRODUCCION La energía de procedencia hidráulica durante el mes de enero de 2006 fue inferior en 3,2% a la del 2005 y la energía de procedencia térmica fue superior en 39,1%. ENERGIA PRODUCIDA ENERO (GWh) Se ha observado en algunas de las centrales hidroeléctricas representativas del SEIN, una disminución en su producción con relación al 2005. Así, la producción de las centrales de 5 EDEGEL vinculadas a las cuencas del Rímac y Santa Eulalia, y de las centrales de EGENOR ha disminuido en 15,1% y 6,9% respectivamente, tal como se aprecia a continuación. En enero de 2006, la generación de energía de procedencia térmica, aumentó debido a la menor disponibilidad hidráulica, y al incremento de la demanda. Se aprecia en los siguientes gráficos, un incremento del consumo de petróleo (Diesel2 y residuales), gas natural y del carbón, con relación al 2005. El gas natural continúa siendo el combustible relevante de la operación, de tal forma que la producción a partir de este combustible pasó de 10,7 % en enero 2005 a un 12 % en el 2006, en el caso del carbón éste pasó de 0 % a 3 %, y respecto al petróleo aumentó de 1,6% a un 2%. Por otro lado, se destaca una baja producción de origen hidráulico, debido a la menor disponibilidad de recurso hídrico, dada la menor captación del recurso en embalses estacionales en el periodo de avenida del año hidrológico anterior por la menor escorrentía natural registrada en el 2006. La cobertura de la demanda en enero de 2006, fue como se muestra en el gráfico siguiente. El 01 se registró la menor cobertura con energía de procedencia hidráulica (89%) y el 31 la máxima cobertura (92%). El crecimiento de energía acumulado se mantiene alrededor del 7,7%, tal como se muestra en el gráfico siguiente. 6 Empresas de sector publico Empresas de sector privado Departamento Total Total Hidráulica térmica Eolica Total Hidráulica La Libertad 230,4 45,6 26,9 18,3 0,4 184,8 8,9 Térmica 175,9 ANALISIS DE LA PRODUCCION Y CONSUMO DE ENERGIA ELECTRICA EN EL DEPARTAMENTO LA LIBERTAD EN EL 2003 Y 2004 AÑO-2003 1. POTENCIA DE ENERGÍA ELÉCTRICA INSTALADA EN LA LIBERTAD 2003 (MW) POT EN C IA D E EN ER GIA ELEC T R IC A IN ST A LA D A EN LA LIB ER T A D - 2 0 0 3 100 80 60 MW 40 EOLICA 20 TERMICA 0 HIDRAULICA SECTOR PUBLICO SECTOR PRIVADO 2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA LIBERTAD- 2003 (GW-H) PR OD U C C ION D E EN ER GIA ELEC T R IC A LA LIB ER T A D - 2 0 0 3 ( GW - H) 200 150 GW- H 100 EOLICA 50 TERMICA 0 HIDRAULICA SECTOR PUBLICO SECTOR PRIVADO 7 Calculo del factor de utilización de Planta λ: prod prod 100....;.. (230.4 x1000) Mw h x100 (365x 24)h.x(174.8) Mw 15.04.% Producción de Energía (Eprod):230.4 GW-h Potencia Instalada (Pp):174.8 MW Déficit de Energía en la Libertad-2003: Existió un déficit de 148.4977 MW que es equivalente al 84.96.% del total de la potencia Empresas de sector publico Empresas de sector privado Departamento Total Total Hidráulica térmica Eolica Total Hidráulica Térmica La Libertad 10,4 174,8 73,7 63,0 0,3 101,1 3,0 98,0 Inst alad a exis tent e en la Libertad. 3. POTENCIA INSTALADA DEL DPTO. LIBERTAD 2004 (MW) Departamento La libertad Mercado eléctrico Hidráulica 9.84 (13%) Térmica 62.91 (86%) Eólica 0.25 (0%) Uso propio total 73 (41%) Hidráulica 4.09 (4% Térmica 99.07 (96% Total por origen Total 103.16 (59% Hidráulica 13.93 8% Térmica 161.98 92% Total por departament Eólica 0.25 0.1% 176.16 ( 2.9%) 8 5. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA LA LIBERTAD EN EL 2004 (GW-H) Departamento La libertad Mercado eléctrico Hidráulica 31.37 (53%) Térmica 27.86 (47%) Eólica 0.44 (1%) Uso propio total 59.67 (27%) Hidráulica 7.63 5%) Térmica 156.17 (95% Total por origen Total 163.8 73% Calculo del factor de utilización de Planta en La Libertad-2004: prod prod 100....;.. (223.47x1000) Mw h x100 (365x24)h.x(176.16) Mw 14.482.% Calculo del factor de utilización de Planta en Lima: prod prod 100....;.. (4774.6 x1000) Mw h x100 (365x 24)h.x(1506.06) Mw 36.190.% Hidráulica 39.0 17% Térmica 184.03 83% Total por departamento Eólica 0.44 0% 223.47 (0.92%) 9 Déficit de Energía en La Libertad -2004: Existió un déficit de 150.65 MW que es equivalente al 85.518.% del total de la potencia Instalada existente en la Libertad. 5. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A NIVEL NACIONAL 2004 La producción de energía eléctrica en el 2004 alcanzó los 24 267 GW-h, habiéndose Incrementado en 6 % respecto al año 2003. Según el tipo de servicio, la producción para el mercado eléctrico fue 22 620 GW-h (93%) y 1 647 GW-h (7 %) para uso propio. Producción de energía de origen hidráulico La producción de energía eléctrica de origen hidráulico en el año 2004 fue 17 525 GW-H que representó el 72% del total de energía producida en el país. La central hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo fue la de mayor contribución al mercado eléctrico con 5 349 GW-h. Las empresas con mayor producción de energía de origen hidráulico, fueron: Electro Perú con 40% y EDEGEL S.A.A. con 25%; ambos índices respecto a la producción total para el mercado eléctrico. Producción de energía de origen térmico La producción de energía eléctrica de origen térmico en el año 2004 fue de 6 740 GW-h, que representó el 28% del total de energía producida en el país. Las centrales térmicas de mayor contribución para el mercado eléctrico son: C.T. Ilo 2 (859 GW-h), C.T. Aguaytía (835 GW-h), C.T. Ilo 1 (539 GW-h) y C.T. Malacas (395 GW-h). Las empresas con mayor Producción de energía eléctrica de origen térmico para el mercado eléctrico son Energía del Sur S.A. (30%) y Termo selva S.R.L. (20%). ESTADÍSTICA ELÉCTRICA Mercado Intergeneradores De acuerdo a la información brindada por el COES, la empresa Edegel S.A.A. realizó la mayor entrega neta de energía eléctrica con 869 GW.h, seguido de Etevensa S.A. con 605 GW.h. Por otro lado, la empresa que realizó el mayor retiro neto de energía fue Shougesa S.A.A. con 378 GW.h, seguido de Electroperú con 340 GW-h. Recursos Energéticos para la generación de energía eléctrica Hidrología El recurso hídrico utilizado para generar energía eléctrica, estuvo disponible en mayor medida en los embalses de la zona centro norte y zona sur del país. Entre los más importantes se tiene: en la zona centro norte, el lago Junín que alcanzó un volumen útil máximo de 252,0 millones de m3 de agua, registrado en el mes de abril; y por otro lado en la zona sur, la laguna Aricota registró un volumen máximo de 227,6 millones de m3 de agua, registrado en el mes de febrero. El volumen máximo de los embalses registrados en la región centro norte del país alcanzó en el mes de abril 577,1 millones de m3, y en la región sur el volumen máximo de los embalses fue de 595,3 millones de m3 registrado en ese mismo mes. 10 CENTRALES TERMICAS Tipo de combustibles usados en las centrales térmicas Entre los combustibles líquidos utilizados en las centrales térmicas durante el año 2004, están el Diesel 2 (109,7 millones de galones), luego el Residual 500 (48,3 millones de galones) y Residual 6 (41,4 millones de galones). El consumo de Gas natural alcanzó los 735 millones de metros cúbicos, que representa un incremento importante de 67% respecto al 2003; asimismo, el uso del Bagazo fue de 689 miles de toneladas menor en 33% al registrado el año anterior. En cambio, el consumo de Carbón fue 359 miles de toneladas, mayor en 19% al registrado el año 2003. EXTRACCION DE CARBON REQUIERE DE MAS INVERSION Revisado de " Mineria y Petróleo, 14/01/2004 " PERÚ El potencial de carbón antracita (carbón de piedra) en La Libertad es enorme y el recurso podría extraerse por 400 años consecutivos. El problema es que pese a que es un carbón de primera calidad, los volúmenes de producción no alcanzan para abastecer el mercado local. Actualmente, la producción anual bordea las 50 mil toneladas. Según el empresario José López de Castilla, quien extrae 5 mil toneladas mensuales de las minas de Huaranchal (Otuzco) y abastece de este producto a Aceros Arequipa, SiderPerú, entre otras productoras de acero del país, el principal impedimento para que pueda desarrollarse este sector, es el difícil acceso a los yacimientos como Usquil, Huaranchal (Otuzco), Huamachuco, Santiago de Chuco y otras de la sierra liberteña. Ello encarece los costos y de eso se aprovecha la competencia (Colombia, Rusia y China) que 11 ofrecen precios más bajos pese a contar con un producto de menor calidad. "Podríamos abastecer al mercado interno con 100.000 toneladas mensuales, pero no hay buenas carreteras, lo que desanima a los empresarios mineros a invertir", apuntó. López de Castilla manifiesta que estamos desperdiciando un gran potencial, además de que este recurso es un generador de empleo y proporcionaría recursos para La Libertad. Invocó a las autoridades regionales, congresistas y sobre todo del Ministerio de Transportes, que realicen trabajos de mejoramiento y ensanchamiento de las carreteras a los yacimientos existentes en La Libertad para que se pueda extraer el carbón que abastezca el mercado Antecedentes del carbón en Perú CARBÓN ANTRACITA Introducción El Perú alberga un considerable potencial de carbón cuyo aprovechamiento ofrece interesantes y variadas oportunidades para los inversionistas. Las mejores posibilidades presenta la explotación e industrialización de la antracita de los Andes Nor-occidentales. La costa Norte del Perú, próxima a los yacimientos, se está industrializando y necesita el carbón como materia prima y/o como fuente de energía. El potencial de las antracitas en la Sierra Norte tiene el orden de cientos de millones de toneladas. Una gran parte de la antracita tiene un alto poder calorífico y puede utilizarse para fines especiales e inclusive exportarse. Dicho potencial se aprovecha de manera muy limitado. Según el Ministerio de Energía y Minas el Perú produjo últimamente unas 31,000 TM/año de antracita no sobrepasando la extracción anual a 81,000 TM. Actualmente las explotaciones de antracita en el Perú son muy pequeñas y primitivas, el transporte es muy caro, la producción es heterogénea y el suministro inseguro. La mayor parte de la antracita extraída se utiliza sin lavado como combustible barato en las ladrilleras y sólo una pequeña fracción en las industrias. No habiendo suministro adecuado no se ha desarrollado el mercado para los carbones nacionales. El pre-requisito para el uso racional de la antracita es la preparación, que en condiciones peruanas consistiría en la homogenización, división según las granulometrías y lavado. Este trabajo es realizado normalmente por los productores, pero lo pueden hacer también los usuarios o los revendedores. Durante la preparación conviene separar los trozos gruesos, que tienen un precio mejor. El carbón de mejor calidad se puede exportar siempre y cuando se cuente con un lote suficientemente grande para alquilar un barco. El lavado es especialmente importante para el beneficio de la fracción fina o "cisco" que constituye una gran parte de la antracita extraída de la mina. Actualmente el "cisco" no se lava y en consecuencia el contenido de material no combustible es alto lo que reduce su valor. 12 Las lutitas finas en el cisco, tienen una temperatura de fusión más baja que las cenizas del carbón y originan su aglomeración. Esto reduce el rango de temperaturas en el cual pueden trabajar los hornos a antracita que evacuan las cenizas en forma de polvo, que de todas maneras es pequeño. Por la antracita preparada podrían interesarse varias industrias. Muy importante es en algunos casos su poder reductor. La siderúrgica de Chimbote tiene una planta experimental para utilizar la antracita en la reducción directa de los pellets de óxidos de hierro provenientes de Marcona, existiendo proyectos de su ampliación. En el pasado se utilizó la antracita peruana para fabricar filtros, moldes y electrodos. Las industrias que utilizan en su proceso el calor o vapor, podrían interesarse en la antracita como combustible siempre y cuando los precios de la energía contenida, sean competitivos. La antracita podría sustituir, algunos combustibles que podrían ser usados de manera más conveniente. La sustitución de bagazo de caña por la antracita en los ingenios, permitiría utilizar éste como materia prima para la fabricación de cartón. El gas producido a partir de antracita peruana ya fue utilizado exitosamente en la siderúrgica, y podría prepararse como combustible para la venta a los usuarios en algunas ciudades industriales, como por ejemplo Chimbote. La producción de briquetas del carbón para cocinas domésticas fue estudiada exhaustivamente por la Pontificia Universidad Católica del Perú. Para que la antracita pueda competir como combustible con el petróleo y sus derivados, el precio de su energía debe ser por lo menos en 30% más bajo. Esto se debe al más fácil manejo de los combustibles líquidos que genera grandes ahorros. El pre-requisito para la baja de los precios de la energía es la reducción de los costos de la producción y transporte de la antracita. Para bajar estos costos las operaciones mineras deberían ser más grandes para hacer economías de escala. El transporte, que en la Sierra norte es muy caro, debe ser de preferencia, masivo. En los valles más anchos se podría poner las líneas de ferrocarril y donde esto no es posible, mejorar las carreteras. Los finos del carbón, donde hay suficiente agua podrían ser llevados por carboductos y los gruesos, a través de los tramos difíciles, por fajas transportadoras. Donde el costo del transporte del carbón, a pesar de las mejoras, resultaría prohibitivo, la energía contenida en la antracita debe ser convertida en la eléctrica y enviada por cable a los lugares de consumo. La conversión en energía eléctrica es especialmente recomendable para las fracciones finas cuyo valor unitario no permite un transporte caro. El déficit de energía eléctrica en el Norte peruano tiene en este momento el orden de magnitud de cientos de megawatios y está rápidamente creciendo. Para cubrir este déficit se han preparado varios anteproyectos de centrales carboeléctricas basados en las antracitas de las cuencas de Chicama y Santa, cuyos yacimientos son más accesibles y mejor conocidos. La energía producida por estas centrales, alimentaría el sistema nacional interconectado, cuya línea de transmisión se extiende a lo largo de toda la costa del Norte del Perú. Algunos de estos proyectos alcanzaron el nivel de factibilidad pero no se concretizaron ya que el gobierno y las empresas paraestatales que los han preparado, no tenían el capital suficiente, para su implementación. 13 Según la nueva Ley de Electricidad, los proyectos carboeléctricos podrán ser desarrollados por empresas particulares que tendrán la opción de utilizar, pagando los derechos correspondientes, el sistema nacional interconectado para la transmisión de la energía. Los precios de la energía establecerán de mutuo acuerdo los productores y usuarios sin intervención del gobierno. En los Andes nororientales, al parecer, existen depósitos de hulla que el Perú necesita e importa de Colombia para la industria de cemento y metalúrgica. El reconocimiento del depósito de Oyón en el departamento de Lima por SIDERPERU con ayuda de la consultora polaca KOPEX determinaron relativamente pequeñas reservas de carbón (22’000,000) muy heterogéneo de las cuales la mitad son hullas metacoquificables que para producir coque necesitan ser mezclados con otros tipos de carbón. Dichas reservas no son suficientes para abrir una coquería. Por otro lado el depósito de Oyón es muy perturbado tectónicamente y su explotación será difícil en gran escala. Lar-carbón importa 240,000 TM anuales de hullas sub-bituminosas, con 35% a 38% de materias volátiles y con los máximos de 10% de la humedad y 10% de cenizas, que utilizan principalmente Cemento Lima y Cemento Andino. Cemento Norte de Pacasmayo trae por su lado 80,000 TM anuales de hullas con características similares. CENTROMIN utiliza 50,000 TM/año de hullas bituminosas coquificables y Aceros Arequipa S.A. unos 25,000 TM/año. Todavía se ignora cual será política de ACERCO que adquirió la siderúrgica de Chimbote. Dicha siderúrgica tiene un alto horno para el cual el anterior dueño: SIDERPERU importaba coque extranjero. Antracita La antracita es el mejor de los carbones, muy poco contaminante y de alto poder calorífico. Es el carbón de mejor calidad, procede de la transformación de la hulla. Carbón duro que tiene el mayor contenido de carbono fijo y el menor en materia volátil de los cuatro tipos. Contiene aproximadamente un 87,1 % de carbono, un 9,3 % de cenizas y un 3,6 % de material volátil. Tiene un color negro brillante de estructura cristalina. Se utiliza sobre todo como combustible y como fuente de carbono industrial. Aunque se inflama con más diferencia que otros carbones, libera una gran cantidad de energía al quemarse y desprende poco humo y hollín. Actualmente en La Libertad sólo dos empresas están encargadas extracción del carbón antracita: 1. CEMENTOS PACASMAYO S.A.A. que extrae el carbón del distrito de Cascas en la provincia Gran Chimú. 2. SMRL. LOMA LARGA que extrae el carbón del distrito de Huaranchal en la provincia Otuzco. 14 Poder calorífico del carbón antracita: Combustible Acetileno kcal/kg 11.600 kcal/kg Propano Gasolina Butano 11.000 kcal/kg Gasoil 10.200 kcal/kg Fuel-oil 9.600 kcal/kg Antracita 8.300 kcal/kg Coque 7.800 Kcal. Alcohol de 95º 6.740 kcal/kg Lignito 4.800 kcal/kg Turba 4.700 kcal/kg Hulla 4.000 kcal/kg CICLO COMBINADO DE GASIFICACIÓN INTEGRADA: CENTRALES TÉRMICAS DE CARBÓN MÁS ECOLÓGICAS PARA EL SUMINISTRO ENERGÉTICO DEL FUTURO Asunto: En Puertollano (España), ha entrado en funcionamiento la que es en la actualidad la mayor central de ciclo combinado de gasificación integrada (CCGI) del mundo. Esta central es solamente uno de los diversos proyectos en curso en los EE.UU., Europa y Japón. Relevancia: Para que las centrales térmicas contribuyan al suministro de electricidad en el futuro deben cumplir no solamente con las exigencias económicas sino también con las relativas al medio ambiente. Las centrales térmicas de carbón existentes presentan desventajas significativas en comparación con sus competidoras. Los nuevos desarrollos en la tecnología del carbón tales como las centrales de CCGI ofrecen una oportunidad para continuar con el uso del carbón en la producción de energía eléctrica, con menor perjuicio para el medio ambiente. El valor estratégico de estas tecnologías puede ser especialmente relevante con vistas a posibles planes de ejecución conjunta con países en vías de desarrollo para conseguir la reducción de la emisión de gases de efecto invernadero. Introducción Tradicionalmente, el carbón se usaba en casi todos los sectores, como el consumo doméstico, la industria y la producción de energía eléctrica. La electrificación progresiva de la sociedad restringió su potencial dentro del sector de consumo doméstico pero le confirió un peso específico significativo en el sector de las centrales térmicas de carbón. Sin embargo, en los 15 últimos años ha crecido la preocupación por los problemas medioambientales, lo que provoca presiones para restringir el uso del carbón. El carbón presenta serias desventajas que tienden a penalizar a priori su uso como fuente primaria de energía. En primer lugar, es más difícil quemar carbón que quemar petróleo o gas natural, ya que la manipulación y el almacenamiento de un combustible sólido ofrecen dificultades. Además, la combustión también produce residuos sólidos que es preciso retirar y tratar. La combustión del carbón produce con frecuencia compuestos químicos, como óxidos de azufre y de nitrógeno, que provocan notables daños en el medio ambiente a través de la acidificación de la lluvia. Por último, y no menos importante, es bien conocido que el carbón constituye el combustible fósil más intensivo en carbono: la combustión del carbón produce aproximadamente 100 TmCO2 /TJ mientras que la combustión del gas natural produce 54 TmCO2 /TJ. A pesar de estas desventajas, el carbón seguirá utilizándose en el futuro porque es relativamente barato y de amplia disponibilidad. Las reservas mundiales de carbón registradas en la actualidad pueden superar las 1.200 x 109 TmEC (toneladas equivalentes de carbón), pero si se consideran los recursos conocidos que puedan explotarse en el futuro la estimación asciende a 5.000 x 109 TmEC, es decir, el quíntuple de las reservas registradas actualmente, en términos de contenido de energía. El nivel de reservas comprobado garantiza el nivel de consumo actual durante más de dos siglos. Los nuevos desarrollos en tecnología del carbón ofrecen la posibilidad de continuar utilizando el carbón para la producción de energía eléctrica de un modo menos perjudicial para el medio ambiente, superando sus inconvenientes actuales. Una de las opciones más importantes es la utilización de centrales térmicas de ciclo combinado de gasificación integrada (CCGI). La idea de la gasificación del carbón no es nueva, pero sí es relativamente nuevo el diseño de una central combinada donde se obtiene, a partir del carbón, un sustituto del gas natural, que se quema después en un esquema de ciclo combinado, produciendo electricidad. Remontando a la central pionera alemana de Lünen (1969) se ha comprobado que el CCGI constituye una buena solución tecnológica para producir energía eléctrica a partir del carbón, con alto rendimiento y escasas emisiones contaminantes. El alto coste asociado a este esquema de conversión congeló su desarrollo hasta que las preocupaciones ecológicas y, en especial, las presiones para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de las centrales térmicas reavivaron el interés por esta tecnología. Centrales térmicas de ciclo combinado de gasificación integrada (CCGI) del carbón La figura inferior muestra el diagrama de flujo de una central térmica de CCGI. El carbón (o posiblemente una mezcla combustible) se gasifica a presión en el gasificador. El gas combustible generado se purifica y se lleva a la turbina de gas que acciona el primer alternador. Los gases de combustión calientes de la turbina de gas se utilizan para producir el vapor en un generador de vapor. El vapor impulsa la turbina que produce el 30-40% restante de la potencia eléctrica total. La tecnología de CCGI Esta tecnología aprovecha las ventajas de rendimiento termodinámico que ofrece la combinación de dos ciclos, uno de turbina de gas y otro de turbina de vapor (Ver Figura 1). Para aplicar este esquema, actualmente de uso muy extendido en las centrales térmicas de gas natural, es preciso gasificar el carbón antes de la combustión en la turbina de gas. El beneficio 16 para el medio ambiente que se deriva de este esquema se basa en que el gas producido puede purificarse antes de su combustión. En comparación con el tratamiento de los gases de combustión, ofrece la ventaja de que se tratará una cantidad mucho menor de gases y además, la composición de los gases del carbón es tal que permite una purificación más fácil. Además, puede gasificarse combustible de baja calidad y después de purificar el gas obtenido, éste se puede utilizar para la producción de electricidad. El proceso de purificación se puede ampliar y permite eliminar el dióxido de carbono de las emisiones. Así pues, esta tecnología se propone como base para centrales térmicas de carbón de baja emisión de CO2 , con captura de CO2 . La combinación de turbinas de gas y de vapor en la misma central térmica, así como la gasificación del carbón, son tecnologías probadas. Sin embargo, la integración del gasificador en una central térmica plantea exigencias adicionales. Para que los gases del carbón se quemen eficientemente en la turbina de gas es necesario un valor calorífico mínimo. Se deben seleccionar los procesos adecuados de gasificación, y la integración y optimización de todos los procesos tienen una importancia fundamental para la eficiencia global. La purificación de los gases del carbón constituye otra cuestión crítica. Estado actual de la tecnología Estamos asistiendo en la actualidad a una expansión de la tecnología de CCGI: unos 87 proyectos de CCGI se encuentran en fase de construcción, planificación o evaluación, y se espera que entre los años 1996 y 2000 estén en funcionamiento 10 centrales térmicas con una capacidad instalada que oscile entre 60 y 500 MW. Las centrales construidas hasta ahora han pretendido demostrar la viabilidad de la tecnología y ensayar la utilización del gasificador y de las tecnologías de purificación. No representan sistemas totalmente optimizados e integrados. Después de una demostración satisfactoria, la tecnología podrá comercializarse. La central ELCOGAS de Puertollano es una "joint venture" de varias empresas eléctricas y fabricantes europeos y está construida a escala totalmente comercial (330 MW). La central, que gasificará una mezcla de coque y carbón local de baja calidad, operará con un rendimiento aproximado del 45%. Sin embargo, no incluirá los desarrollos tecnológicos más recientes. Se estima que un esquema optimizado, que aplique la tecnología más reciente, puede alcanzar probablemente un rendimiento de casi el 50%, que es considerablemente mayor que el de otras tecnologías del carbón en uso. Considerando la expansión de las centrales térmicas de CCGI en el mundo (como se refiere en [Pruschek 1995]), la conclusión inmediata es que esta tecnología está experimentando un auge espectacular. Sin embargo, este fenómeno debe considerarse teniendo en cuenta dos factores. La primera cuestión básica es el destino del carbón como combustible fundamental para las centrales térmicas. Aquí entran en juego no sólo el coste de combustible y de capital, sino también otros aspectos relacionados con problemas medioambientales y estratégicos, como la necesidad de limitar las emisiones de CO2 en el futuro, el potencial del carbón para garantizar la seguridad del suministro, la situación política de los países proveedores de combustibles fósiles, etc. 17 El segundo factor se relaciona con el papel que puede desempeñar el CCGI con respecto a otras tecnologías limpias del carbón (TLC) avanzadas, aparte del aspecto de la competencia entre combustibles. Aunque la posición relativa del CCGI respecto a otras tecnologías limpias del carbón se puede considerar prometedora, parece que con la estructura actual de precios de los combustibles fósiles y los costes de la instalación tecnológica, el CCGI (y en general las TLC) está condenado a quedar fuera del mercado excepto para fines de demostración. El coste actual de la tecnología es muy alto (alrededor de 2.800$/kW instalado en el proyecto ELCOGAS). No obstante, dado que esta central térmica es la primera de su clase, la inversión necesaria para las centrales de CCGI tendrá que disminuir. Sin embargo, es difícil predecir la dirección futura de los costes de capital. El mercado de la electricidad, cada vez más competitivo, está aumentando la presión para obtener una producción eléctrica cada vez más barata. Así, a menos que tengan lugar importantes mejoras en la estructura de costes de capital del CCGI, para que esta tecnología sea plenamente competitiva se requiere previamente que se produzcan aumentos significativos en los precios del gas natural. También debe observarse que un incremento del precio medio de los combustibles fósiles podría dar lugar a que algunas de las recientes tecnologías de energías renovables (ER) alcancen el nivel de viabilidad económica, con menos problemas medioambientales y menor coste de combustibles y de funcionamiento. Esto no significa necesariamente que el CCGI pueda entablar una competencia directa con las ER en estas circunstancias ya que la disponibilidad espacio-temporal de las ER será todavía, probablemente, el principal factor limitante para su uso en el futuro. Por ello, es más probable que tenga lugar un proceso de especialización, con centrales térmicas de carbón que suministren electricidad en horas-valle, dejando la parte de las horas-punta a las ER competitivas (si se dispone de ellas). La gasificación del Carbón Gasificación es un proceso de manufactura, que convierte el carbón, en un gas limpio que puede ser utilizado como combustible para generar electricidad o como materia prima básica para productos químicos, producción de fertilizantes, o producción de combustibles. El proceso consiste en alimentar de carbón en un recipiente a alta presión y temperatura, donde reacciona en condiciones controladas con vapor y con oxígeno. En el proceso el carbón se convierte en un gas, llamado gas de síntesis, al cual se le extrae el azufre y otras impurezas. Como residuo quedan unas cenizas vitrificadas, que pueden ser empleadas en la industria de la construcción. En el caso del gas natural el proceso se inicia a partir del momento en que el carón es gasificado, por lo que el proceso es más económico. El proceso consiste en pasar vapor de agua y oxigeno a traves de coke a altas temperaturas y presiones, como resultado se obtiene monoxido de carbono e hidrogeno, que luego se convierten en combustibles líquidos. Como residuos del proceso, se obtienen azufre y CO2. 18 Para el gas natural para pasar a gas de síntesis (Syngas) se convierte el gas natural en monóxido de carbono e hidrogeno por oxidación parcial o por reforming. Estas plantas tienen la ventaja adicional, que podrían servir en el futuro de ser necesario como fuentes para producir hidrogeno, para ser empleado en celdas de combustible, o como combustible. La gasificación difiere de la combustión convencional del carbón, en el hecho de que en la primera, las impurezas del carbón que pueden polucionar, se remueven antes de la combustión. Solo gas limpio, comparable al gas natural, es quemado. Igual cosa puede decirse de los combustibles líquidos producidos, que son de alta calidad. Desarrollos Comerciales Sasol ha desarrollado una tecnología propia para la gasificación del carbón. El relativo alto porcentaje de contenido de metano del proceso Sasol-Lurgi, permite que la empresa suministre mas de 29 millones de megajulios equivalentes de gas combustible rico en metano, para 700 clientes industriales, en una red de gasoductos en Sudáfrica que tiene mas de 1,400 kilómetros. A partir del carbón, esta empresa produce, amoniaco, y fenoles, como subproductos de la gasificación. También produce alquitranes, que son convertidos en productos como creosotas y desinfectantes. Otros subproductos son antracita calcinada y carburos. Otra utilización industrial de la gasificación del carbón, es la producción de metanol a partir del carbón gasificado. Desarrollo actual en el mundo Actualmente existen 160 proyectos de gasificación en todo el mundo, que incluyen alrededor de 410 gasificadores, con una producción combinada de gas de síntesis de 60,000 MWth, lo que permitiría generar en ciclo combinado alrededor de 33,000 MWe En la actualidad, a finales del año 2000, existían en el mundo 89 proyectos de producción de químicos a partir del carbón, que producen alrededor de 18,000 MWth. Químicos. Producción de Anhídrido acético a partir de carbón. La fabricación de productos químicos a partir de carbón. Gas de carbón para electricidad. Aplicación Otra muestra de la utilización de gas a partir de carbón, son los proyectos de generación eléctrica con gas de carbón. Nuevos factores están contribuyendo al crecimiento de la generación con gas de carbón, estos están relacionados con avances en la tecnología de la gasificación, la mejora en la eficiencia de las turbinas a gas, la flexibilidad de cambiar de combustible, permitiendo el uso de materias primas de diferentes calidades, permitiendo así bajar los precios. Este crecimiento, se suma al ya importante papel del gas de síntesis en la industria química. 19 Existe un proyecto bien conocido en USA, se trata del proyecto de repotenciación y gasificación de carbón del Wabash River. Este es un proyecto de 260 MW, de ciclo combinado a partir de gasificación de carbón. La inversión total de dicho proyecto, incluyendo costos operacionales durante cuatro años, ascendió a US$438M. Esta cifra es alta por ser un prototipo, a escala comercial, sería menos costoso. En estos proyectos, el costo de la inversión oscila entre 850 y 1500 dólares por kilovatio instalado. Para el proyecto de Wabash River, la tecnología empleada fue la E-GASTM, de dos etapas. La composición del gas de sintesis producido, en este tipo de procedimiento es la siguiente: • • • • • • • N2 ............ Argón ....... CO2 ......... CO .......... H2 ........... CH4 ......... S2 1,9% 0,6% 15,8% 45,3% 34,4% 1,9% 68 ppm Este gas es relativamente pobre en poder calorífico, 277 Mbtu/Kpc (PCS). Los sistemas de generación de electricidad y de productos químicos, pueden ser integrados en complejos industriales, donde las diferentes actividades se complementen. Gasificación en lecho fluidizado: Debido al flujo de mezcla perfecta del sólido, no se forman gradientes de temperatura. La pirólisis en un lecho fluidizado se efectúa a una velocidad de calentamiento alta lo que disminuye la producción de alquitrán. Asimismo, la isotermicidad del lecho fluidizado permite un mayor control de temperatura. Son más adecuados para capacidades importantes (superior a 600 kg biomasa/h). Los sólidos a procesar deben ser de tamaño inferior a 1 cm y su contenido en humedad inferior también al 50%. Cuando la gasificación esta integrada en un ciclo combinado, el residuo sólido se transforma en gases combustibles de bajo-medio poder calorífico que son los que posteriormente se queman en un motor de combustión interna, generador de vapor o turbina generándose energía. Está científicamente comprobado que el rendimiento energético de la combustión de gases puede ser en torno a un 10-15% superior al obtenido en la combustión de un sólido. Por otro lado, desde el punto de vista medioambiental, la gasificación es también una tecnología más limpia, ya que al llevarse a cabo en condiciones menos oxidantes, la producción de contaminantes tales como, NOx y SOx es menor. En cuanto a la posible generación de dioxinas y furanos hay que indicar que debido al mayor rendimiento obtenido en la combustión de gases cabría esperar una reducción en el nivel de dioxinas en el supuesto de que se generasen durante la transformación del residuo sólido en gases. 20 Se ha demostrado que las dioxinas se destruyen a temperaturas superiores a 850 ºC, de modo que se quemarían en el motor de gas donde el rendimiento de combustión es muy alto, ocurriendo lo mismo con cualquier compuesto fenólico originado durante la transformación del sólido en gas que pudiera ser susceptible de formar dioxinas o furanos a temperaturas menores mediante el proceso de la síntesis Novo. 1. - Infraestructura Eléctrica en la Región La Libertad De acuerdo al Plan concertado de desarrollo de La Libertad, en 1999 el 49% (155, 861 viviendas) de hogares de La Libertad tenían energía eléctrica: Área urbana: 85% de los hogares urbanos. Área rural sólo un 18% de los hogares. El déficit de energía eléctrica en el Norte peruano tiene en este momento el orden de 200 megavatios y está rápidamente creciendo la demanda de la actividad minera de la sierra central y oriental de la Región. Según la nueva Ley de Electricidad, los proyectos carboeléctricos podrán ser desarrollados por empresas particulares que tendrán la opción de utilizar, pagando los derechos correspondientes, el sistema nacional interconectado para la transmisión de la energía. Los precios de la energía establecerán de mutuo acuerdo los productores y usuarios sin intervención del gobierno. Las principales demandas energéticas, de las actividades industriales y agroindustriales localizadas en el litoral son atendidas aceptablemente por el Sistema Interconectado Nacional a excepción de las empresas azucareras Casa Grande, Laredo y Cartavio que son auto productoras La sierra oriental de la Región que comprende a la provincia de Pataz es atendida por una central hidroeléctrica y dos centrales térmicas de pequeña capacidad, con altos costos operativos. En generación de energía, la Región La Libertad depende del Sistema Interconectado Nacional, no obstante disponer de potencial energético, que le permitirá incrementar la capacidad de generación al Sistema Interconectado y aseguraría su auto abastecimiento. 2. - Reservas de carbón antracita del Alto Chicama – la Libertad La Explotación Carbonífera del Alto Chicama, que permitiría aprovechar las reservas de 250 millones de TM de carbón antracita, de reservas probadas y con elevado poder calorífico, apto para su explotación con fines energéticos, para su utilización en la generación de energía eléctrica, a través de una Central Carbonífera. Según las normas ASTM la antracita es un carbón de alto rango, con un poder calorífico mayor a 6.390 Kcal/Kg (26.748 kJ/kg). Para el caso de la antracita del alto Chicama, se tiene los valores de la tabla nr. 1: Tabla nr. 1: Cuadro comparativo del Poder calorífico Inferior de carbones 21 PODER CALORIFICO DE CARBONES PARTICIPACION MASICA Elemento % Costo Antracita*: LIGNITO ANTRACITA USA$/TM 55 1 Carbón 45.00% 78.00% USA$/Kg 0.0550 2 Hidrógeno 5.00% 6.20% NS/Kg 0.17875 3 Azufre 2.00% 0.60% * Puesto en Europa 4 Oxígeno 3.00% 2.00% 5 Agua 15.00% 3.20% 6 Nitrógeno 20.00% 3.10% 7 Cenizas 10.00% 6.90% 100.00% RESULTADOS 1 Total % 100.00% 100.00% PCI kCal/kg 4,790.00 7,915.00 20,050.94 33,132.19 2 PCI kJ/kg PCS kCal/kg 5,150.00 8,275.00 21,557.90 34,639.15 3 PCS kJ/kg Tabla nr. 2: Reservas probadas y probables de carbón antracita del Alto Chicama – La Libertad Yacimientos Reservas Probadas Reservas Probables Alto Chicama (millones TM) (millones TM) 250 250 Fuente: Aceros Arequipa 3. - CENTRAL TERMOELECTRICA DE CARBÓN GASIFICADO DEL ALTO CHICAMA La costa norte del Perú, cercana a los yacimientos carboníferos, se está industrializando y requiere el carbón como materia prima y/o como fuente de energía, también utilizable para exportación. Según el Ministerio de Energía y Minas la extracción anual de antracita en el Perú no es mayor a 81,000 TM. Las explotaciones de antracita en el Perú son muy pequeñas y primitivas, el transporte es muy caro, la producción es heterogénea y el suministro inseguro. Se plantea la instalación de una central de generación de EE con gas de síntesis, a partir de la gasificación de la antracita, en ciclo con recuperación de calor La última generación de centrales térmicas son las GICC, Gasificación de Carbón Integrada en Ciclo Combinado, que parten de una tecnología con la que se consiguen gases combustibles a partir de la gasificación del carbón con una inyección de oxígeno. El gas combustible obtenido se depura y pasa a una turbina con gas en cuyo alternador asociado se produce energía eléctrica, como en el ciclo de una térmica convencional. Para la central del Alto Chicama se recomienda una del tipo con ciclo de recuperación del calor, para reducir los costos de inversión, de mantenimiento de Planta y de operación. La energía producida por estas centrales, alimentaría el sistema nacional interconectado, cuya línea de transmisión se extiende a lo largo de toda la costa del Norte del Perú. Las ventajas 22 medioambientales que ofrecen estas centrales se fundamentan en los bajos valores de emisión de óxidos de azufre y otras partículas. En Europa, a finales de la década de los noventa, existían cinco plantas GICC. La potencia media de estas centrales es de 300 MW, muy inferior aún a la de una térmica convencional. No se ha considerado esta variante por ser más compleja, de mayor inversión y mayores costos operativos., pero puede analizarse como una alternativa a futuro. 3.1. - Preparación de la antracita Para el uso eficiente de la antracita esta debe ser preparada, que consiste en la homogenización, división según las granulometrías y lavado. En el pasado se utilizó la antracita peruana para fabricar filtros, moldes y electrodos. La antracita podría sustituir algunos combustibles que podrían ser usados de manera más conveniente, como el caso el bagazo de caña en los ingenios azucareros, permitiría utilizarlo como materia prima para fabricar cartón. Tabla nr. 3: Comparativo de Poder calorífico de algunos combustibles Combustible Poder Calorífico Superior Valor Unidad Carbón 25.5 MJ/kg Gas de Gasificación 15.7 MJ/Nm3 Fuel Oil 158 MJ/Galón Gas Natural 39.5 MJ/Nm3 Kerosene 141.2 MJ/Galón Eficiencia típica % 60 – 65 85 – 93 80 – 85 85 – 93 85 – 90 4. - Gasificación del Carbón Antracita La Gasificación es un proceso térmico en el cual un suministro restringido de comburente, para el caso Oxígeno, reacciona exotérmicamente con la antracita a altas temperaturas (alcanza 1000 ºC) convirtiendo la masa de carbón en gas. Se obtiene un gas combustible medio a alto poder calorífico, H2 (8 - 18 %), CO (18 - 24%), CO2 (14 - 16%), CH4 (30 - 32%), N2 (10 - 12%), y alquitranes y ceniza. el cual puede ser usado para turbinas de gas. La gasificación de la antracita es parte de las tecnologías limpias de carbón, más eficientes y menos costosas que los procesos convencionales. La mayoría altera la estructura básica del carbón antes de la combustión, durante la misma o después de ella. Con ello reducen las emisiones de impurezas como azufre y óxido de nitrógeno y aumentan la eficiencia de la producción energética. Reacción del carbón con oxígeno y vapor de agua en una atmósferareductora que da lugar a la formación de CO, H2 y CH4 como gasescombustibles que adecuadamente tratados accionan un ciclo combinado. Se trata de instalaciones que requieren una inversión elevada pero tienen un rendimiento energético, del orden del 45%. Hasta el 99% del azufre del combustible es posible separar como ácido sulfúrico. 23 4.1. - Fundamentos de la Gasificación del Carbón Antracita Reacciones que se dan en la zona de reducción química en la gasificación: a) b) c) d) e) C + CO2-------- 2CO + 164,9 KJ/Kmol C + H2O-------- CO + H2O + 122,6 KJ/Kmol CO + H2-------- CO + H2O + 42,3 KJ/Kmol C + 2H2-------- CH4 CO + 3H2------ CH4 + H2O - 205,9 KJ/Kmol 4.2. - Cálculos de Combustión De acuerdo a una composición media estimada de la antracita del alto Chicama, se tiene: 0.825C+0.032H2 + 0.075S + 0.036H2O + 0.0312N2 + 0.2Z + 0.02O2 0.738CO +0.026CH4 + 0.032H2O + 0.006SO2 + 0.01H2 + 0.042N2+ 0.042NO2 En la cual Z = contenido de cenizas en el carbón Tabla nr. 4: Composición de los gases de síntesis en gasificación de la antracita Componente Gas CO CH4 H2O SO2 H2 N2 NO2 TOTAL Masa Molar, Kg/kmol Nr. Moles, kmol 28 16 18 64 2 28 60 0.738 0.026 0.032 0.006 0.01 0.042 0.042 0.896 Masa, kg 20.66 0.416 0.576 0.384 0.02 1.18 2.52 25.756 Participación, % 80.21 1.62 2.24 1.49 0.08 4.58 9.78 100 Aplicando la ecuación de Dulong, para determinar el PCI del gas obtenido en la gasificación: PCI = 10728 Kj/m3 4.3. – Cálculos del Ciclo con turbina a gas y recuperación de calor 4.3.1. – Rendimiento térmico del ciclo Para ciclo con turbina a gas y regeneración de calor: 1 T2 473 1 1 0,40 0,6 , T1 1.173 en la cual: T2 = Temperatura del gas a la entrada a la turbina, ºC T1 = Temperatura del gas a la salida de la turbina, ºC 24 4.32. – Factor de potencia Es la relación entre la potencia desarrollada por la turbina propiamente dicha PT y la potencia efectiva obtenida en el eje P: PT PT , en la cual: Pc = Potencia consumida por la P PT Pc compresora de aire 4.3.3. – Consumo específico de aire . m aire , en la cual: P . maire = flujo de aire, kg/h, y P = potencia desarrollada por la instalación, kW En el caso de elegir una instalación de turbina con gas = 1.4, = 0,6, = 6,5, se tendrá; para una potencia útil en el eje del generador de 100.000 kW: Potencia de la turbina a gas: PT * Pu = 1.15*100.000 = 115.000 Kw. Potencia del compresor de aire: Pc = 115.000 – 100.000 = 15.000 Kw. Consumo de aire de la turbina a gas . m aire * PT = 6.5*115000 = 745.500 kg aire/h Calor necesario para la instalación: Pt/ = 115.000*860/0,6 = 164.833,34 kcal/h = 689.992.36 kJ/h PT M a * PCIa PT = Potencia total desarrollada por la turbina a gas, en kw; = 115.000kw Ma = Consumo de carbón de la instalación, kg/h; PCIa = Poder calorífico inferior del carbón, en kJ/kg = 33.132,19 Cálculo del consumo de antracita en el gasificador: 25 Ma 115000 5,78 Kg/s = 5.78*3600 = 20.808 kg/h 0,6 * 33.132,19 4.3.4. - Eficiencia del Gasificador en Lecho Fluidizado El desempeño técnico como la viabilidad económica para el uso de un sistema de gasificación depende de la eficiencia del proceso, la cual se puede establecer mediante la siguiente relación: t = Vg x (Hg + dg x Cp x T) / (PCI x Ma) (1), En la cual: t = eficiencia térmica de la gasificación = 0.92 Hg = Valor calorífico del gas (Kj/m3) = 10.728 kJ/m3 Vg = Flujo en volumen de gas (m3/h) = dg = densidad del gas (Kg/m3) = 0.65 Cp = Calor específico del gas (Kj/Kg K)= 4,10 Ma = Consumo de carbón antracita de alimentación al gasificador (Kg/h) = 20.808 PCI = Poder calorífico inferior del carbón antracita de alimentación al gasificador (KJ/kg) = 33132.19 T = Temperatura del gas en la salida del gasificador – Temperatura del carbón que entra en el gasificador (ºK) T = 1.200 – 373 = 927 K En función del tipo y PCI del carbón, la eficiencia térmica del gasificador puede alcanzar hasta el 93% Cantidad de gas de síntesis obtenido de la gasificación de la antracita: Vg 0.92* 33132.19* 20808 634261440 48055.75 m3/h 10728 0.65* 4.1* 927 13198.45 Por lo tanto, la capacidad del gasificador se puede estimar en 50000 m3/h 26 Antracita Gasificador Lavado GAS DE SINTESIS: CH4, CO, H2 Filtro Enfriador PCI: 25 MJ/m3 Alquitranes y Sólidos carbonosos O2 Calentamiento Gas de evacuación a la atmósfera Gas residual 120 ª C Recuperador de Calor Precipitador elctrostático Aire caliente Cámara de Combustión C Gas de combustión Gas 800ª C residual 300 ª C T G Ingreso de aire EE GENERADOR TRIFASICO Fig.1: ESQUEMA DE CENTRAL CARBOELECTRICA CON GASIFICACION DE CARBON Y REGENERACION DEL CALOR 5. - Gasificador de Carbón en Lecho Fluidizado En este gasificador, se inyecta oxígeno a través de un lecho de partículas sólidas, de tal modo que su velocidad es suficiente para mantener las partículas en suspensión. Externamente el lecho es calentado y el material es alimentado al reactor tan pronto como se alcance una determinada temperatura elevada. Las partículas de combustible son introducidas por la parte inferior del gasificador, se produce la mezcla con el material del lecho alcanzando de esta manera la temperatura del lecho. El combustible se piroliza rápidamente, generándose una mezcla de componentes en su mayor parte gaseosos. En esta fase de gas se produce una nueva gasificación, así como reacciones de transformación de los alquitranes. 27 GAS DE SINTESIS CICLON SEPARADOR RECIRCULACION DE ELEMENTOS FINOS LECHO FLUIDIZADO PLACA DISTRIBUIDORA EVACUACION DE CENIZAS OXIGENO Fig. 2: GASIFICADOR DE LECHO FLUIDIZADO 3. Gasificador de lecho fluidizado El funcionamiento de los gasificadores de tiro directo y de tiro invertido se ve afectado por las propiedades morfológicas, físicas y químicas del combustible. Los problemas que se encuentran corrientemente son: la falta de tiro en el depósito, la formación de escoria y la excesiva caída de presión en el gasificador. FUNCIONAMIENTO: Se sopla aire a través de un lecho de partículas sólidas a velocidad suficiente para mantenerlas en estado de suspensión. Se comienza por calentar externamente el lecho y el material de alimentación se introduce tan pronto como se alcanza una temperatura suficientemente elevada. Las partículas del combustible se introducen por el fondo del reactor, se mezclan muy rápidamente con el material del lecho y se calientan casi instantáneamente alcanzando la temperatura del lecho. Como resultado de este tratamiento, el combustible se piroliza muy rápidamente, dando como resultado una mezcla de componentes, con una cantidad relativamente elevada de materiales gaseosos. En la fase de gas, se produce una nueva gasificación y reacciones de transformación de los alquitranes. La mayoría de los sistemas van equipados con un ciclón interno, a fin de reducir al mínimo el escape de alquitrán por soplado. Las partículas de ceniza se transportan también por la parte superior del reactor, debiendo extraerse de la corriente de gas si este se emplea en aplicaciones para motores. Ventajas: Las principales ventajas de los gasificadores de lecho fluidizado, tal como lo indican Van der Aarsen y otros, proceden de su flexibilidad en cuanto al material de alimentación debida al fácil control de la temperatura que puede mantenerse por debajo del punto de fusión de las cenizas (cáscaras de arroz) y a su capacidad de funcionar con materiales blandos y de grano fino (serrín, etc.) sin necesidad de un proceso previo. Con algunos combustibles de biomasa 28 pueden producirse problemas en cuanto a alimentación, inestabilidad del lecho y entrada de cenizas volantes en los conductos de gas. Otros inconvenientes del gasificador de lecho fluidizado están en el contenido bastante alto de alquitrán del gas producido (hasta 500 mg/m³ de gas), la combustión incompleta del carbono y lo mal que responde a los cambios de carga. Debido especialmente al equipo de control necesario para hacer frente a este último inconveniente, no se prevén gasificadores muy pequeños de lecho fluidizado, debiendo establecerse su campo de aplicación, en principio, por encima de los 500 kW (potencia en el eje). Los gasificadores de lecho fluidizado están actualmente disponibles, con carácter semicomercial, en varios fabricantes de Europa y EE.UU. ESQUEMA DE LOS DISTINTOS TIPOS DE COMBUSTIÓN EN LECHO FLUIDO TURBINA DE GAS FUNCIONANDO EN CICLO SIMPLE 29 Transformación de la energía térmica del combustible en electricidad mediante la combinación o superposición de dos ciclos: 0Ciclo de Brayton(turbina de gas) y 0Ciclo de Rankine(ciclo agua/vapor) La expansión de los gases de combustión en la turbina de gas accionará un generador eléctrico Los gases de escape de la turbina de gas (550/600º C) van a una caldera de recuperación de calor para producir vapor cuya expansión en una turbina de vapor accionará un generador eléctrico Diversas configuraciones Rendimiento: 60 % CENTRAL TÉRMICA DE CICLO COMBINADO 30 CUADRO COMPARATIVO – SEGÚN COMBUSTIBLE UTILIZADO DE EMISIONES ANUALES PRODUCIDAS EN UNA CENTRAL TIPO DE 1.000 MWeDE POTENCIA INCIDENCIAS DE LOS CICLOS COMBINADOS EN EL MEDIO AMBIENTE 1.-Menor necesidad de combustible por KWhproducido Menor cantidad de sustancias contaminantes emitidas en la atmósfera enparticular el volumen de CO2 2.-Si el combustible es gas natural SO2 emisiones 760 veces inferior que si se utiliza fuelóleoy 60 si se utiliza gasóleo. NOx factores de emisión se reducen entre el 30 y el 70% CO proporcional a la reducción de combustible CH4 proporcional a la reducción de combustible 31 6. - Evaluación Económica Consumo específico de antracita en Planta: 20.808 /115.000 = 0.18 kg antracita / kw-h La antracita europea cuesta 0.20N. S./kg puesto en Planta. Entonces, el precio de venta de la antracita puede ser (0.4 a 0.45) N. S. /kg, de acuerdo a los costos de inversión y de operación de las minas y el transporte. 6.1. - Costos de generación de energía eléctrica en Planta: 1 . – Costo del Consumo de Carbón Antracita: . Cantidad de antracita consumida anualmente: mt m h * ha * C ea * Ta , . m h Flujo horario de antracita, kg/h ha Tiempo de operación diaria, Horas/día Cea Costo unitario de la antracita, Nuevos Soles / kg. Ta Tiempo de operación anual, Días/año Reemplazando en ( ) se tiene: 18800kg/h*24h/día*0.45N.S./kg*300días/año = = 60912000 N.S./año = 18.742.153 USA$/año 2 Costo de Mantenimiento de Planta Termoeléctrica: Lubricantes: 25000 USA $/año Empaquetaduras: 15000 USA $/año Repuestos: 150000 USA $/año Mano de obra ordinaria: 25000 USA $/año Mano de obra extraordinaria: 10000 USA $/año Imprevistos: 25000 USA $/año Total estimado costo de mantenimiento: 250.000 USA $/año 3 Operación: Sueldos y salarios: Personal de Dirección: 10 x 36000 = 360000 USA $/año en la cual: 32 Personal operativo: 15 x 15000 = 225000 USA $/año Personal administrativo: 10 x 10000 = 100000 USA $/año Total costo sueldos y salarios: 885.000 USA $/año 4 Insumos directos e indirectos: Insumos directos: 350000 USA $/año Insumos Indirectos: 100000 USA $/año 5 Otros: 350.000 USA $/año Total costos de generación de EE en carboeléctrica: 20.642.153 USA $/año 6.2. - Ingresos brutos por venta de EE en la Central carboeléctrica: IB CP * Td * Ta * PEE N .S . año Cp = carga promedio de energía eléctrica para venta: 80.000 kw, Td = Tiempo de operación diaria, 24 horas/día, Ta = Tiempo de operación anual = 300 días por año (los restantes 65 días se destinarán a mantenimiento de la central) Reemplazando en ( ): 80.000kw-h*0,42N.S./Kw-h*24h/día * 300días/año = = 241.920.000 N. S. /año =74.436.923 USA $/año. 6.3. - Egresos: Impuestos por ventas de EE I a IB * I .G.V . N .S . año IB = Ingreso bruto por venta de energía eléctrica, Nuevos Soles/año I.G.V. = Impuesto General a las Ventas = 19 % del importe de ventas Reemplazando en ( ) : 241.920.000* 0,19 45.964.800 N .S . 14.143.015USA$ año año 33 6.4. - Ingresos netos estimados: Ingresos netos estimados: Ingresos brutos – Costos operación – Impuestos = 39.651.755 USA $/año Costo de la Central carboeléctrica: Una central eléctrica con gasificador incluido vale unos USA $ 1.200 por kilowatt instalado, entonces, la inversión necesaria sería de 1.200* 115.000 = 96.000.000 USA $ Tiempo de retorno simple de la inversión: 96.000.000/ 39.651.755 = 2.42 años. Conclusiones • En primer lugar se requiere romper paradigmas, con el fin de poder ver nuevos horizontes. El potencial de nuestro carbón empleado in-situ, es enorme. El hecho de emplearlo in-situ, produciendo para el mercado del interior del país, especialmente las grandes ciudades, ahorra en su totalidad los costos de transporte. • Debemos recordar que estamos ad-portas de convertirnos en importadores de petróleo en pocos años, y al mismo tiempo estamos sentados encima de inmensas reservas de mineral, que podrían ser convertidos en combustibles líquidos. Es verdad que se requieren inversiones de cierta magnitud para proyectos de esta naturaleza, pero no son excepcionalmente altos, y nuestra empresa petrolera puede en asociación con capital privado llevarlas a cabo, como inversiones rentables. • • El carbón del interior a diferencia del petróleo y el gas, es altamente intensivo en mano de obra y así, un proyecto de esta naturaleza daría trabajo a un gran número de mineros. • También debe mirarse con atención el potencial de utilizar gas de síntesis en algunas de las plantas eléctricas de Ciclo Combinado que existen en la actualidad, por cuanto esto serviría para manejar el problema del suministro de gas natural para consumos estacionales, y de paso ayudaría a liberar capacidad de transporte atrapada, y haría innecesarias ampliaciones poco rentables de capacidad adicional de transporte de gas. • Teniendo en cuenta las necesidades y los medios de que se dispone, la factibilidad de construir una planta en nuestro país para gasificar carbón es alta. • Como hemos visto, los costos iniciales de inversión son altos, pero no exageradamente altos con respecto al beneficio obtenido. Pudiéramos pensar que una planta para producir toda la cuarta parte de la gasolina que el país necesita diariamente, a partir de carbón, podría costar cerca de los 500 millones de dólares, y a partir de gas natural unos 350 millones de dólares. 34 • Las condiciones necesarias para un despegue definitivo de la tecnología de CCGI se relacionan principalmente con la capacidad de los competidores dentro de la industria limpia del carbón, pero también con el precio de otros combustibles fósiles (en particular, el gas natural) y con el efecto de las tecnologías de ER. La trayectoria de la demanda de electricidad y sus costes medioambientales asociados constituyen los mecanismos fundamentales que pueden ayudar a comprender el panorama global. En un escenario de bajo crecimiento de la demanda de electricidad, sin "shocks" fuertes del precio del gas, el sistema eléctrico podrá evolucionar progresivamente, utilizando gas y manteniendo una participación importante del carbón, partiendo de la capacidad instalada en la actualidad y dando entrada eventualmente a las ER avanzadas competitivas. Si se considera un escenario de demanda eléctrica de rápido crecimiento, por ejemplo, el de los mercados de Asia, el panorama cambia por completo: las nuevas centrales deberán instalarse rápidamente y lo más probable es que sean de carbón. • Deberán tenerse a punto las exigencias medioambientales para la adopción de tecnologías limpias del carbón así como la tecnología que cumpla con estas exigencias. Desde este punto de vista, el problema del precio de la tecnología puede parecer diferente. • El incremento del coste al mejorar las centrales térmicas estándar de carbón deberá compararse con el coste de las medidas alternativas de eliminación de CO2 que habrán de adoptarse en los países de la OCDE, con vistas a un posible esquema conjunto de ejecución. A este respecto debe señalarse que incluso si los costes variables y/o de capital del CCGI lo hicieran muy caro para los patrones de demanda de la OCDE, la adquisición de control sobre esta tecnología podría valer la pena con vistas a reducir las emisiones de CO2 en los países en vías de desarrollo. Ciertamente, el valor estratégico del control de estas tecnologías reside, al menos a corto plazo, en la posibilidad de conseguir una reducción económicamente eficiente de la emisión de gases de efecto invernadero en los países que experimentan un aumento rápido de la demanda de electricidad. Esta reducción de emisiones se podría lograr a través de la colaboración tecnológica internacional y de acuerdos internacionales de ejecución conjunta. 7. - Bibliografía 1. 2. 3. 4. M. Kutz Enciclopedia de la Mecánica Ingeniería y Técnica Marks Manual del Ingeniero Mecánico W.H. Severns, H.E. Degler, J.C. Miles Energía mediante vapor, aire o gas Russell y Adebiyi Termodinámica Clásica, Editorial Addison – Wesley Iberoamericana 5. Bretz, E. 1991. Gas Turbine Combined Cycle Powerplants. Electrical World. 6. Holt, N. 1996. Gasificación de combustibles fósiles, Boletín IIE, noviembrediciembre. 7. International Energy Outlook 2002, Energy Information Administration, 8. IEA Statistics: Coal Information, 1993 9. International Energy Outlook, DOE/EIA, 1996 10. 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