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LAS LIMITACIONES TECNICO-ECONOMICAS DE LAS OPCIONES

ENERGÉTICAS PARA EL SIGLO XXI EN EL SECTOR ENERGÉTICO MEXICANO

Gerardo Hiriart Le BertInstituto de Ingeniería UNAM

24 de Noviembre 2006

FORO SOBRE GASIFICACIÓN DE COMBUSTIBLES FÓSILES

Comparación de Tecnologías

cenizas

carbón

aire

Carbón pulverizado

Lecho fluidizado

Ciclo Combinado

IGCC

(Integrated Gasification Combined Cycle)

Turbina de vapor

TurbogasAIRE

gas natural

Recuperador

oxígeno

Carbón y agua

11

2 3

Recuperadorescoria

Azufre

CONCLUSIONES

• En este memento el costo del kW instalado y del kWh generado con una IGCC es más alto que el de una de Carbón (su costo se abaratará con las mejoras tecnológicas a las USA, desulfurizadores, TG con Hidrógeno) y la confiabilidad no es todavía satisfactoria (Esta aumentará a medida que se avance en las mejoras de las plantas demostrativas).

• La poligeneración ( MW, vapor, N2, H2, CO2 y otros) está haciendo competitiva la IGCC en algunos nichos específicos. Su aplicación va en aumento

• El día que se apliquen impuestos al CO2, la IGCC será una alternativa competitiva ( y la mejor)

• La abundancia de carbón en Estados Unidos, China e India, harán que se siga invirtiendo en mejorar y abaratar las IGCC para que el carbón (sin contaminar) continúe siendo su principal fuente de Generación Eléctrica

• Es la mejor opción para quemar combustibles de mala calidad sin contaminar y con alta eficiencia

NUEVOS DESARROLLOS TECNOLÓGICOS

• Reemplazar la Unidad Separadora de Aire (USA) por Membranas de Intercambio Iónico (Ahorro de 10% en la Inversión y 35% en operación)

• Turbina a Gas Operando con Hidrógeno

• Remoción de Azufre sin enfriar

• Uso de Celdas de combustible de Óxidos Sólidos e Hidrógeno

• Otros

MEMBRANAS PARA SEPARAR EL AIRE

Aprovechamiento del hidrógeno

Proceso shift

Turbina de gas que funcione con H2

Carbón y agua

1

1

2 3

Oxígeno

Escoria

CO + H2 + H2O

CO2 + H2

compresorturbina

aireescape

Limpiadores de gas

CO2 + H2

Aire

Hidrógeno para proceso o celdas de combustible

Cenizas

cenizas

carbón

aire

Carbón y agua

11

2 3

CarboeléctricaIGCC

(Integrated Gacification Combined Cycle)

escoria

Lecho fluidizado

36 ton/h de coque

17 ton/h de caliza

1.7 ton/h de arena

15 ton/h de ceniza15 ton/h de cenizas

Environmental Footprints and Costs of Coal-Based Integrated Gasification Combined Cycle and Pulverized Coal Technologies EPA-430/R-06/006 July 2006

INCREMENTO DEL COSTO AL CAPTURAR CO2

Las celdas de tipo óxidos sólidostrabajan a alta presión y temperatura,generando electricidad e incorporandola descarga caliente al Ciclo Combinado

Cogeneración con celdas de combustible de óxidos sólidos

Hidrógeno: Inyectando agua en el gasificador se incrementa el H2 en el gas(Se puede producir NH3 para fertilizantes, H2 industrial ó H2 para Celdas de Combustible)

Carbón y agua

1 2 3Oxígeno

Escoria

Limpiadores de Gas

ElectricidadH2

Aire Calor

Celda de óxidos sólidos

POSIBLES NUEVOS DESARROLLOS (Participación del Instituto de Ingeniería)

• Posible reconversión de una planta de Ciclo Combinado a una de IGCC(por ejemplo Tula o Valladolid, para usar coque de petróleo)

• En lugar de separar el CO2 del H2 antes de la Turbogas, inyectarlos juntos a la TG

• Aprovechar la disponibilidad de Hidrógeno y Oxígeno para recalentar el vapor directamente dentro de la turbina inyectando H2 y O2

Repotenciación de Ciclo Combinado a IGCC

Turbina de GasAire

Recuperador de calor

Gas natural

Torre de enfriamiento

Gas caliente

Alta eficiencia 55%

Gas Natural poco CO2, muy poco SOx

NOx ,¡cuidado!

Poca agua de enfriamiento

Ciclo combinado tradicional

TG

TV

Carbón y agua

1

1

2 3

Recuperadorescoria

Planta IGCC

gas de sístesis CO y H2

aire

Se puede utilizar la misma turbina de gas sólo con hacerle pequeñasmodificaciones a los quemadores; pero es necesario ampliar lageneración con vapor.


• Posible reconversión de una planta de Ciclo Combinado a una de IGCC (por ejemplo Tula o Valladolid, para usar coque de petróleo)



H2O

Aprovechamiento del hidrógeno

Proceso shift

Escoria

CO2 + H2

compresorturbina

escape

Carbón y agua

1

1

2 3

Oxígeno

CO + H2 + H2O

Limpiadores de gas

CO2 + H2 O2

CO2


• Posible reconversión de una planta de Ciclo Combinado a una de IGCC (por ejemplo Tula o Valladolid, para usar coque de petróleo)



Ciclo Rankine tradicional

2H2 + O2 2H2O

Libera 34,720 kcal/kg de H2

Inyección de H2 y O2 directo a la turbina de vapor para sobrecalentar el vapor

•Incremento notable de la eficiencia del ciclo al inyectar H2 y O2 antes decada rueda.

•Se evitan tuberías de recalentamiento de vapor

•Será económico cuando se abarate el costo del oxígeno y del hidrógeno

O2

H2

H2O sobrecalentado

COSTO DE UNA IGCC vs CARBÓN

COMAPRACIÓN DE COSTO NIVELADO DE GENERACIÓN

Costs* IGCC Slurry Feed Gasifier Sub- critical PC Super- critical PC Ultra Super-

critical PC Total Plant Cost $/ kW 1,430 1,187 1,261 1,355 Total Plant Investment $/kW 1,610 1,303 1,384 1,482 Total Capital Requirement $/ kW 1,670 1,347 1,431 1,529 Annual Operating Cost $1,000s 27,310 27,700 29,000 30,400

Costs* IGCC Slurry Feed Gasifier Sub- critical PC Super- critical PC Ultra Super-


Costs* IGCC Solid Feed Gasifier Sub- critical PC Super- critical PC Ultra Super-


Bituminous Coal

Subbituminous Coal

Lignite Coal


Description

Carbon Management Capture No Capture Capture No Capture Capture No Capture Net Plant Size (MW) 404 425 329 462 367 506 CO2 Capture Efficiency 91% 0% 90% n/a 90% n/a Heat Rate (Btu/kWh) (HHV) 9,226 7,915 11,816 8,421 10,999 7,984 37% 43% 29% 41% 31% 43% Derating 14% 29% 27%

Cost-year basis 2000 2000 2000 2000 2000 2000 Capacity Factor 65% 65% 65% 65% 65% 65% Fuel Cost ($/MMBtu) (HHV) $1.24 $1.24 $1.24 $1.24 $1.24 $1.24 Book life (years) 20 20 20 20 20 20 Fixed Carrying Charge 13.80% 13.80% 13.80% 13.80% 13.80% 13.80%

Total Plant Cost $1,642 $1,111 $1,981 $1,143 $1,943 $1,161 Total Plant Investment $1,787 $1,209 $2,142 $1,235 $2,101 $1,256 Total Capital Requirement $1,844 $1,251 $2,219 $1,281 $2,175 $1,301

Total O&M ($/kW-yr) 52.1 41 49.2 28.7 46.3 27.7 Fixed O&M ($/kW-yr) 33 27.5 33.3 20.2 30.8 19.1 Variable O&M (cents/kWh) 0.4 0.3 1.1 0.6 1.1 0.6 Fuel (cents/kWh) 1.1 1 1.5 1 1.4 1

Capital 4.47 3.03 5.38 3.11 5.27 3.15 Total O&M 0.96 0.76 1.71 1 1.61 0.95 Fixed O&M 0.58 0.48 0.58 0.35 0.54 0.33 Variable O&M 0.38 0.28 1.13 0.64 1.07 0.62 Fuel 1.14 0.98 1.47 1.04 1.36 0.99 Total Cost of Electricity 6.58 4.77 8.56 5.15 8.24 5.1 COE increase for capture 1.8 3.41 3.14

CO2 Emission rate (t/MWh) 0.07 0.72 0.11 0.77 0.11 0.77

Exhibit 5-7, Carbon Management Comparison, U.S. DOE, EPRI, Parsons Study

CO2 Costs ($/ton)

IGCC - ConocoPhillips Supercritical PC Ultra Supercritical PC

Economic Criteria

Capital Costs ($/kW)

Operation and Maintenance Costs

Levelized Costs (cents/kWh)


Process Owner Application

Sulfinol Shell Oil Company Natural gas, refinery gases and synthesis gases

Selexol Universal Oil Products Natural gas, refinery gases, and synthesis gases

Rectisol Lurgi GmbH and Linde AG Heavy oil partial oxidation process of Shell and Texaco;also Lurgi gasification

Purisol Lurgi GmbH Natural gas, hydrogen, and synthesis gases

Catacarb Eickmeyer & Associates, Kansas Any mixed-gas stream

Benfield Universal Oil Products Synthesis gas, hydrogen, natural gas, town gas, and others

Amines (alkanolamines and hindered amines)

Both generic solvents and proprietary formulations with additives

Any mixed-gas stream

Chemical Solvents

Physical Solvents

Exhibit 5-1, Gas Absorption Processes Used for CO2 Removal


Case 1

0 0 0

GT MWnet

ST MWnet

Total MWnet

h N2 H2 CO2

500 189 689 48%

Available (kg/s)

AIR

Natural gas

Case 2

Case 3

49.8% 186 0 0161 0 0

Fuel (kg/s)35.636.938.6

226 50.950.4%

142 0 0

286752726

786

0.30.20.1

50050050040.8

Available (kg/s)

252

X GT MWnet

ST MWnet

Total MWnet

h N2 H2 CO2

0 00.4 500 205 705 51% 128

H2

* The availability of hydrogen can be increased by increasing the amount of fuel in the gasifier.The hydrogen is combusted to supply heat to the Joule-Brayton cycle until it gives 500 MW of power. The rest of the hydrogen is extracted for other industrial processes.

Available (kg/s)

X Heavy oil (kg/s)

GT MWnet

ST MWnet

Total MWnet

h N2 H2 * CO2

0.4 50 500 235 735 49.4% 180 1.71 1830.3 50 500 262 762 49.0% 193 1.26 1830.2 50 500 293 793 48.7% 209 0.72 1830.1 50 500 331 831 48.4% 228 0.09 183

¿Cuándo es rentable el CCGI?¿Cuándo es rentable el CCGI?

1100 $/kW1300 $/kW1500 $/kW

0

1

2

3

4

5

6

7

2 3 4 5 6 7 8 9$/MMBTU

$/MMBTU

Preferir CCGNn=53%

Preferir CCGIn=45%

1100 $/kW1300 $/kW1500 $/kW

BALANCE DE MASA Y ENERGÍA DE UNA IGCC HIPOTÉTICA

•Central de Ciclo Combinado•Con Gasificador Integrado•Unidad Separadora de Aire•Lavado de Gases•Reactor “Shift”

Combustible

Residuos de PetróleoCoqueCarbón con alto S

Escoria Azufre

1000 MWe

H2 8.4 t/hSe puede aumentar con más combustible

N2* 835 t/hCO2 184 t/h

Vapor

Agua

216 t/h**

* Cantarell consume 1700 t/h de N2** La eventual Reconversión de la Refinería de Tula produciría 120 t/h de coque

O2

RECOMENDACIONES

• Se continúe estudiando y observando de cerca el comportamiento de las plantas demostrativas actuales y estudiando avances tecnológicos.

• Se considere en los estudios de viabilidad técnico económica de las nuevas Refinerías de Pemex el estudio preliminar de la opción de multigeneración y se hagan los balances y estimaciones económicas de aprovechamiento del H2 para sus proceso y del N2 y CO2 para recuperación secundaria

• Se estudie a nivel de factibilidad la reconversión de algunas Unidades de CFE de CC con gas natural a IGCC con coque o residuos pesados. (Ej. Tula, Valladolid, etc.)

• Se apoye investigación en los centros que corresponda para encontrar los nichos apropiados para el uso de IGCC y otras específicas

TEMAS DE INVESTIGACIÓN(posible participación del INSTITUTO DE INGENIERÍA DE LA UNAM)

• Operación de las Turbinas a Gas con CO2 e H2. Su separación aguas abajo de la turbina y su transporte a pozos petroleros

• Incremento de la eficiencia de la componente vapor del Ciclo Combinado, recalentando el vapor con inyección directa de O2 y H2

• Gasificación de diferentes combustibles

Producción de Hidrógeno en proceso Shift y luego separación del CO2 del H2

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