Captura e Almacenamento de CO2

O freo do quecemento global pasa por ambiciosos obxectivos de descarbonización da economía do planeta. De feito, aínda non existen as tecnoloxías que permitan dunha forma economicamente aceptable dita descarbonización. E esta non pasa unicamente pola eficiencia enerxética e a conversión do noso mix de xeración a plenamente renovable, senón que requirirá complementalo co uso de tecnoloxías de Captura e Almacenamento de CO₂ (CAC), tanto de combustibles fósiles como usando biomasa (Bioenergy with Carbon Capture and Storage, BECCS). Algunhas proxeccións asignan ás tecnoloxías de CAC a responsabilidade de contribuír co 14% á diminución total de emisións de CO₂.

Para a captura e o almacenamento de CO₂ fan falta tres etapas consecutivas: (1) separación do CO₂ emitido pola industria e fontes relacionadas coa xeración de enerxía do resto de gases que o acompañan; (2) o transporte de CO₂ a un lugar de almacenamento; e (3) o seu illamento da atmosfera a longo prazo (de séculos a milenios). A aplicación máis directa desta vía de redución de emisións de CO₂ pode realizarse nas centrais de produción de enerxía eléctrica, xa que son fontes de emisión de CO₂ focalizadas e ademais representan o 42% das emisións totais de CO₂ antropogénicas mundiais.

Captura de CO₂

Os fumes xerados na combustión de combustibles fósiles conteñen entre o 4 e o 14% de CO₂, dependendo do combustible utilizado, sendo o resto principalmente N₂. Se se quixese almacenar directamente esa corrente os custos de transporte serían prohibitivos, debido á dificultade de mover un caudal tan alto e ás dificultades técnicas de comprimir unha corrente diluída de CO₂. Así mesmo, diminuiríase o tempo de utilización dos depósitos de CO₂. Por iso é necesaria a utilización de tecnoloxías que permitan a separación do CO₂ do resto de gases da combustión, sendo esta a etapa máis custosa do proceso global. Existen tres posibles vías de captura de CO₂ nos sistemas de produción de enerxía:

Captura posterior á combustión

Nestes sistemas de captura de CO₂ sepárase o CO₂ dos gases de combustión producidos na combustión do combustible primario con aire, como se mostra na Figura 1. Esta separación pódese facer por distintos métodos: absorción física ou química, membranas, métodos crioxénicos, absorción, etc. Destes procesos de captura os máis desenvolvidos a día de hoxe son os métodos de absorción químicos con aminas. O proceso de captura de CO₂ leva a cabo en torres de absorción, onde a amina se rocía ao contraxeito dos gases de saída da combustión, absorbéndose no proceso gran parte do CO₂ presente. A continuación, a amina rexenérase nunha torre de rexeneración por arrastre con vapor e prodúcese unha corrente concentrada de CO₂ para o seu posterior almacenamento.

Figura 1. Captura de CO₂ posterior a la combustión.

Estes procesos teñen unha penalización enerxética elevada debido á necesaria rexeneración do absorbente para a súa reutilización. Ademais, a separación de CO₂ debe realizarse nunha corrente diluída (concentración de CO₂ entre o 4-14%) e a presión atmosférica, o que aumenta os custos de operación e de investimento. Estímase unha perda global de rendemento enerxético usando estas tecnoloxías entre 8% e 16% en centrais de carbón e entre un 5% e un 10% en centrais de ciclo combinado de gas natural [1].

Captura previa á combustión

Este proceso consiste na eliminación do carbono nunha etapa previa á combustión (precombustión). Na Figura 2 móstrase o esquema xeral dos sistemas de captura de CO₂ previa á combustión. Neste proceso leva a cabo a gasificación ou reformado de combustibles fósiles que da lugar a unha corrente rica en CO e H₂. Este gas de síntese leva a un reactor onde se produce a reacción de intercambio (Water Gas Shift (WGS)) onde se transforma o CO en CO₂ producindo no proceso H₂. Finalmente sepárase o CO₂ da corrente gasosa, por un proceso semellante ao utilizado na captura de CO₂ posterior á combustión, obténdose unha corrente de H₂ practicamente pura. A maior vantaxe deste proceso é que xera H₂ como produto, que pode ser aproveitado de diferentes formas, tanto na combustión en turbinas de gas para a produción de enerxía eléctrica, como para o seu uso no transporte por medio de celas de combustible e/ou motores de combustión interna.

Figura 2. Captura de CO₂ previa a la combustión.

Os procesos de precombustión teñen menores penalizacións enerxéticas, xa que a separación CO₂-H₂ realízase a presións medias (20-40 atm), e concentracións de CO₂ altas (40%) polo que a penalización enerxética do proceso de separación é menor que no caso da separación posterior á combustión. Con todo, hai que sinalar que para o proceso de gasificación úsase O₂, o cal hai que separar do aire por métodos crioxénicos. Estímase unha penalización enerxética nun proceso con reformado de gas natural entre o 4% e o 11% e na gasificación de carbón entre o 7% e o 13% [1].

Combustión sen N₂ ou oxicombustión

Os sistemas de combustión sen nitróxeno (oxicombustión) utilizan osíxeno en lugar de aire para a combustión do combustible con obxecto de producir un gas de combustión composto unicamente por vapor de auga e CO₂. Isto da orixe a unha corrente con alta concentración de CO₂ e facilmente separable do vapor de auga por condensación. Un esquema deste proceso pódese observar na Figura 3.

Figura 3. Captura de CO₂ por oxicombustión.

Ademais, ao levar a cabo a combustión con O₂ produciríase un incremento moi elevado da temperatura na cámara de combustión. Para evitalo débese recircular CO₂ para rebaixar a temperatura de combustión. O inconveniente desta tecnoloxía é o emprego de O₂ puro cuxa produción ten unha importante penalización enerxética debida ao proceso de separación do O₂ do aire. Estímase unha perda de rendemento ao redor do 6-9% para planta de carbón e entre 5 e 12% para plantas de gas natural.

Respecto a a viabilidade económica, os custos das tecnoloxías de CAC poderían ser aceptables en función do prezo do combustible e do custo das emisións de CO₂. O prezo do combustible é fundamental para saber cal será o futuro custo por tonelada de CO₂ evitada. Por exemplo para unha planta de carbón pulverizado supercrítico mellorada con sistemas CAC, devandito custo varía entre 20 e 90 $ por tonelada de CO₂ evitada. No caso dunha planta de gas natural con ciclo combinado con sistemas CAC, os custos varían entre 60 e 100 $ por tonelada de CO₂ evitada.

Respecto ás tecnoloxías de oxicombustión, aínda que mostran un custo por tonelada de CO₂ evitada moi similar aos obtidos con tecnoloxías post-combustión, estímase que o custo eléctrico é lixeiramente inferior para unha planta de xeración de enerxía optimizada para o uso de tecnoloxías CAC (63 €/MWh fronte aos 67 €/MWh da post-combustión). Por tanto, é a tecnoloxía que potencialmente representa a opción máis económica das tres. Con todo, ao ser a tecnoloxía máis nova, necesita dun gran esforzo investigador e económico para poñela a punto e reducir os actuais custos. Por estes motivos están a investigarse novos procesos de captura de CO₂ para reducir a penalización enerxética e os custos de captura de CO₂.

Dentro dos sistemas de combustión sen nitróxeno (oxicombustión), propúxose o proceso de combustión indirecta ou Chemical Looping Combustion (CLC) como unha alternativa viable á produción de enerxía con captura de CO₂. Este proceso ten menor custo de captura que calquera outro proceso avaliado, xa sexa post-, pre- ou oxicombustión. De feito, estímase que para o proceso CLC, o custo por tonelada de CO₂ evitada é de 10-20€, fronte aos 30-40 € para unha central de ciclo combinado con gasificación integrada, ou 30-60 € para o proceso de oxicombustión.

O proceso CLC baséase en realizar a transferencia de osíxeno do aire ao combustible por medio dun transportador de osíxeno en forma de óxido metálico (MexOy), sen poñer en ningún momento en contacto o combustible co aire. Para iso, utilízanse dous reactores de leito fluidizado interconectados, como se mostra na Figura 4 [2], co transportador de osíxeno circulando continuamente entre eles. Esta configuración, que é similar á existente nunha caldeira de leito fluidizado circulante (CFB), permite un bo contacto sólido-gas e unha circulación adecuada do transportador sólido de osíxeno entre ambos os reactores.

Neste proceso pódense usar óxidos de diferentes metais como Fe, Cu, Mn, etc., como transportadores de osíxeno. No caso de usar o sistema Fe₂O₃/Fe₃O₄ como transportador de osíxeno e CH₄ como combustible, o proceso que ten lugar é o seguinte. No reactor de redución o óxido metálico (Fe₂O₃) redúcese a metal (Fe₃O₄) por reacción co combustible. Ao oxidarse o combustible xérase unicamente CO₂ e vapor de auga, facilmente separables por condensación, quedando unha corrente gasosa de CO₂ lista para o seu transporte e almacenamento. No reactor de oxidación o transportador de osíxeno reducido (Fe₃O₄) rexenérase oxidándose a Fe₂O₃ co osíxeno do aire e obténdose á saída unha corrente de N₂, xunto con O₂ se se introduciu aire en exceso.

Figura 4. Esquema conceptual del proceso CLC

A enerxía xerada na combustión é equivalente á obtida na combustión convencional. Este sistema ten unha baixa penalización enerxética debido a que non é necesaria a separación de CO₂ de ningún outro gas (excepto o H₂O). Esta é a principal vantaxe do sistema CLC fronte a calquera outro sistema de captura de CO₂ (absorción química, física, sistemas de absorción, etc.).

Realizáronse diferentes estudos que avalan a viabilidade deste proceso con distintos prototipos en plantas de CLC tanto con combustibles gaseosos (CH₄, gas de síntese, etc.) nun intervalo de potencia entre 10 e 140 kW_t, como con combustibles sólidos (carbón e biomasa) chegando a plantas piloto de 3 MW_t, usando óxidos de diferentes metais como transportadores de osíxeno (Ni, Cu, Fe, Co ou Mn).

Non hai dispoñibles aínda modelos de prospectiva enerxética en España capaces de cuantificar o grao de penetración da CAC nos próximos anos. Pero estímase que para cubrir con captura e almacenamento de CO₂ o 10% do esforzo de mitigación que España debe realizar antes do 2030 (5700 Mt CO₂ equivalente), sería necesaria a instalación dunha central térmica de 1000 MW_e con captura de CO₂ cada ano dende o 2020 ata o 2030. Isto requiriría dispoñer de almacenamento para 725 Mt CO₂ no mesmo período.

A longo prazo, o potencial da CAC pode ser moito maior, dependendo da evolución dos prezos dos combustibles e do CO₂, así como da inclusión no panorama de captura de tecnoloxías CAC aplicadas a biomasa e combustibles de automoción. Neste caso, cubrir con CAC un 20% do esforzo de mitigación en España ata o 2050 supoñería dispoñer de capacidades de almacenamento de 5000 Mt/CO₂ entre 2020-50. A pesar da magnitude destas cifras, hai que resaltar de novo a viabilidade técnica e económica da captura e almacenamento de CO₂ como gran opción de mitigación de cambio climático. As tecnoloxías de captura e almacenamento de CO₂ poden ser unha das ferramentas clave en España para lograr nas próximas dúas décadas reducións drásticas de emisións de CO₂ facendo uso de tecnoloxías existentes.

Transporte e Almacenamento de CO₂

Antes do almacenamento do CO₂ secuestrado, este debe pasar por unha serie de etapas para a súa compresión e posterior transporte ao momento de inxección. O CO₂ transportado variará nas súas propiedades en función do tipo de proceso e do combustible usado. Estas propiedades incidirán directamente sobre o material do ceoducto, principalmente as impurezas presentes, xunto á presión e temperatura do CO₂. Este transporte pódese realizar por tubaxe, este deberá ser comprimido a presións entre 100 e 200 bar, onde o CO₂ está en fase densa e compórtase como un líquido, e/ou por barco onde o CO₂ debe ser licuado a -30ºC e entre 15-20 bares de presión.

Respecto ao transporte terrestre de CO₂ por ceoducto, existe unha longa experiencia relacionada coa tecnoloxía de extracción mellorada de petróleo (EOR). EEUU conta coa maior rede de transporte de CO₂, transportando 45 Mt/ano de CO₂ ao longo dun armazón duns 6300 km de ceoductos.

Finalmente, o último paso é o almacenamento do CO₂ capturado. Hai diversas formas de almacenamento, pero todas deben cumprir cuns criterios comúns. Estes criterios son:

· Seguridade: estabilidade no almacenamento, sen fugas. Duración do almacenamento de séculos a milenios.

· Baixos custos, incluíndo o transporte.

· Minimizar o impacto ambiental e riscos ambientais.

· Cumprir coa lexislación vixente.

Para o almacenamento de CO₂ están a estudarse principalmente dúas opcións: almacenamento xeolóxico e o almacenamento oceánico [3]. A capacidade global de almacenamento de CO₂ depende do lugar elixido. Como se pode ver na Táboa 1, a maior capacidade de almacenamento é o oceánico, seguido dos acuíferos salinos e os xacementos de gas e petróleo usado. O principal problema do almacenamento oceánico é o impacto ambiental que podería xerar nas zonas onde se deposite, xa que ao formarse carbonatos e bicarbonatos produce unha baixada do pH da zona. Debido a iso, este tipo de almacenamento pasou a un segundo plano. Será necesario un maior esforzo investigador no tema para minimizar os posibles efectos que causaría este tipo de almacenamento.

Opción	Capacidade (Gt CO2)
Océano	18000 – 7*107
Acuíferos Salinos	1700 – 3700
Pozos Agotados (Gas y Petróleo)	675 – 900
Pozos de Carbón Inexplorables	3 – 200

Táboa 1. Capacidade de almacenamento de CO₂ de diferentes emprazamentos. Emisións actuais 27 ~ Gt CO₂/ano

Actualmente a opción máis viable de almacenamento considérase que é en acuíferos salinos saturados a gran profundidade (e que están inmobilizados a 800-900 m). O coñecemento da tecnoloxía necesaria para este tipo de almacenamento está ben desenvolto e probado no seu uso no proceso “Enhanced Oil Recovery” (EOR) para a extracción mellorada de petróleo. Esta tecnoloxía aplícase con éxito dende os anos 70 do século pasado. Actualmente existen un elevado número de proxectos en marcha para a aplicación desta tecnoloxía no mundo. Entre eles a plataforma de Sleipner foi o primeiro proxecto a escala comercial dedicado ao almacenamento nun acuífero salino profundo de CO₂ (a 800m de profundidade). A plataforma de Sleipner está situada a 250 km ao norte da costa norueguesa no Mar do Norte. Dela extráese gas natural con alta concentración de CO₂ (ao redor do 9%). Dende 1996 está a inxectarse nunha formación salina da propia plataforma da orde de 1 Mt de CO₂ ao ano, e na cal se espera introducir ao redor de 20 Mt de CO₂ durante a súa vida útil [4].

Bibliografía

[1] Ghoniem, A. F., Needs, resources and climate change: Clean and efficient conversion technologies. Progr. Energy Combust. Sci. 2011, 37, (1), 15-51.

[2] Lyngfelt, A.; Leckner, B.; Mattisson, T., A fluidized-bed combustion process with inherent CO₂ separation; Application of chemical-looping combustion. Chem. Eng. Sci. 2001, 56, (10), 3101-3113.

[3] IPCC, IPCC Climate Change 2007: Synthesis Report. Cambridge University Press: Cambridge, UK, 2007.

[4] Hermanrud, C.; Andresen, T.; Eiken, Ou.; Hansen, H.; Janbu, A.; Lippard, J.; Bolås, H. N.; Simmenes, T. H.; Teige, G. M. G.; Østmo, S., Storage of CO₂ in saline aquifers–Lessons learned from 10 years of injection into the Utsira Formation in the Sleipner area. Energy Procedia 2009, 1, (1), 1997-2004.

[5] Riddiford, F.; Wright, I.; Bishop, C.; #Espiar, T.; Tourqui, A., Monitoring geological storage the In Salah Gas CO₂ storage project. Proceedings of the 7^th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies 5. Vancouver, Canada, 2005, 2, 1353-1359.