El proyecto de captura de carbono de la presa fronteriza de SaskPower gana el premio más alto de POWER

Cortesía: SaskPower

No hubo debate entre nuestro equipo editorial a la hora de seleccionar el proyecto más interesante y digno a nivel mundial para el máximo galardón de este año. La Unidad 3 de la central eléctrica de Boundary Dam es la primera central eléctrica alimentada por carbón en funcionamiento del mundo que implementa un sistema de captura y almacenamiento de carbono poscombustión a gran escala. Lo hizo de manera más económica que otros procesos de captura disponibles comercialmente, y la empresa de servicios públicos ha estado activa desde el inicio del proyecto compartiendo su experiencia con generadores, reguladores y otros a nivel mundial.

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El premio a la Planta de ENERGÍA del Año 2015 se otorga a una sola unidad alimentada con carbón, relativamente pequeña: la Unidad 3 de la Central Eléctrica de Boundary Dam (BD3) y su planta integrada de captura de carbono (CC). Pero el premio en realidad es para SaskPower, la empresa de servicios públicos provincial de Saskatchewan propietaria de la unidad, por desarrollar toda una infraestructura de captura y secuestro de carbono (CAC) y un ecosistema más amplio para respaldar esa unidad.

La magnitud de la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) para limitar las consecuencias negativas del cambio climático ha llevado a muchas jurisdicciones alrededor del mundo a establecer objetivos de reducción de GEI y a adoptar políticas que establezcan límites a las emisiones de carbón nuevo y existente. centrales eléctricas encendidas. Por ejemplo, Canadá aprobó en 2012 una legislación a nivel federal que exige que las nuevas plantas alimentadas con carbón incluyan la captura de carbono y que las plantas existentes que lleguen al final de su vida útil (definida como 50 años) cierren a menos que se les adapte con instalaciones de CC. Pero incluso antes de eso, Ontario decidió eliminar la generación a carbón (ver “Ontario se libera del carbón en una década” en la edición de mayo de 2013 o en los archivos de powermag.com), y SaskPower ya se había comprometido con su proyecto BD3.

Mientras que algunas jurisdicciones se esfuerzan por reducir las emisiones reemplazando los combustibles fósiles con energías renovables o energía nuclear, otras (por lo general, aquellas con recursos de combustibles fósiles) esperan que las tecnologías CAC permitan el uso continuo de recursos de combustibles fósiles abundantes y relativamente asequibles, manteniendo al mismo tiempo la sostenibilidad climática. expulsando el dióxido de carbono (CO2) de la atmósfera.

Es cierto que equipar una unidad bruta de carbón de 161 MW con una captura del 90% de carbono es un pequeño paso en el contexto global, pero también es cierto que alguien tenía que darlo. El equipo de SaskPower ha dado lo que en realidad constituye un gran salto para la industria eléctrica alimentada por carbón y, en consecuencia, ha atraído la atención de todo el mundo.

Tuve la suerte de visitar la central eléctrica de Boundary Dam (BDPS) y entrevistar a algunos de los líderes del proyecto a mediados de mayo. El profesionalismo mostrado por todas las personas que conocí es claramente una de las razones por las que este proyecto se completó de manera oportuna y con sobrecostos mínimos.

SaskPower es una empresa de servicios públicos de propiedad gubernamental que suministra energía a la mayor parte de la provincia de Saskatchewan y administra aproximadamente 9 mil millones de dólares canadienses (7,36 mil millones de dólares estadounidenses) en activos de generación, transmisión y distribución. Opera tres centrales eléctricas de carbón, siete centrales hidroeléctricas, seis estaciones de gas natural y dos instalaciones eólicas, y tiene asociaciones con 21 productores de energía independientes para una capacidad total de 4.211 MW. (Una nota sobre costos y conversiones de moneda: todos los montos en dólares están en dólares canadienses a menos que se indique lo contrario. Aunque el dólar canadiense estaba en paridad y por encima del dólar estadounidense en 2011, cuando comenzó la construcción de las instalaciones de CC, a mediados de junio de 2015, Mientras se finalizaba este artículo, el dólar canadiense valía alrededor de 82 centavos de dólar estadounidense).

BDPS es la instalación más grande de la flota de SaskPower y está ubicada cerca de Estevan, aproximadamente a una docena de millas al norte de la frontera entre Estados Unidos y Canadá. La construcción de la planta de seis unidades comenzó en 1955 y ha estado generando energía desde 1959. Las unidades 1 y 2 se retiraron en 2012 y 2013 porque eran unidades pequeñas, de 65 MW, ineficientes y sin recalentamiento que estaban llegando al final. de su vida, y se tomó la decisión de no actualizarlos a la luz de las regulaciones federales que exigen que las plantas de más de 50 años agreguen CCS o obturadores. Las unidades restantes (3 a 6) suman 750 MW. La planta está dividida en unidades A (Unidades 1 y 2), B (Unidades 3 y 4) y C (Unidades 5 y 6), cada una con su propia sala de control. El personal de las Unidades 1 y 2 fue reasignado y "absorbido instantáneamente" principalmente en la B, especialmente con la revisión de las Unidades 3 y 4, explicó Scott Walton, gerente de producción de la Unidad B.

La unidad 3 entró en funcionamiento en 1969 como una unidad de 150 MW; Después del reciente reemplazo de turbinas y la integración de CC, tiene una potencia nominal de 161,1 MW brutos/110,2 netos, después de tener en cuenta la carga parásita, principalmente para el proceso de CC.

La unidad 3 consume más de 800.000 toneladas métricas (tm) de carbón por año, proporcionadas por la mina Estevan, operada por Westmoreland Coal Co. La mina a cielo abierto, ubicada a unas 8 millas de la planta (Figura 1), ha estado operando desde 1905.

La planta está ubicada junto al sitio de recreación del embalse de Boundary Dam y utiliza el agua del embalse para las necesidades de enfriamiento de la planta. La descarga de agua de refrigeración de la planta convierte al embalse Boundary Dam en el único cuerpo de agua de la provincia que no se congela en invierno y contribuye a su reputación de excelente pesca de lubina.

Saskatchewan tiene abundantes recursos de carbón de lignito, por lo que no sorprende que este combustible asequible proporcione aproximadamente la mitad de su energía. Si bien generan el 45% de la energía total en la provincia, según el informe anual de 2014 de SaskPower, las centrales eléctricas alimentadas con carbón representan alrededor del 15% de las emisiones de GEI de Saskatchewan.

Al reconocer que en algún momento la provincia probablemente tendría que gestionar su huella de carbono, SaskPower ha estado investigando la CAC desde la década de 1990, explicaron Walton y Corwyn Bruce, gerente de iniciativas de captura y almacenamiento de carbono. Como se puede ver en la lista de hitos del proyecto (Tabla 1), SaskPower decidió en 2008, mucho antes del mandato federal, que el mejor camino a seguir era la modernización de la captura de carbono.

Cuando se le preguntó por qué SaskPower eligió una tecnología de captura basada en aminas, Randy Bye, gerente de producción de CCS, explicó que la compañía analizó los procesos de pre y poscombustión y rechazó los más costosos, eligiendo finalmente la penalización energética de un sistema de aminas en lugar de menos. opciones comprobadas “a la vanguardia”. Se eligió la tecnología de captura poscombustión de Shell-Cansolv, con SNC-Lavalin como contratista de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC), como resultado de una solicitud de propuestas que solicitaba ofertas de asociaciones de tecnología-EPC.

Como resultado de la modernización del CCS y otras actualizaciones de la Unidad 3, que se analizan más adelante, SaskPower prevé que la vida útil de la Unidad 3 se haya ampliado en 30 años.

Proyectos de esta escala y singularidad no se hacen realidad sin el esfuerzo dedicado de personas talentosas. El vicepresidente de iniciativas de captura y almacenamiento de carbono, Ian Yeates, explicó en comentarios enviados por correo electrónico que una de las fortalezas de SaskPower es su capacidad para asumir grandes iniciativas de una manera que acceda a las amplias habilidades de su gente. “En el caso de BD3, la experiencia de todas las áreas de la empresa, empezando por el equipo ejecutivo y de liderazgo, pero más importante aún, extendiéndose a las personas que realmente hacen las cosas, se centró en completar el proyecto con éxito…. El éxito del proyecto pertenece verdaderamente a la empresa en su conjunto”.

La provincia se tomó en serio el desarrollo del proyecto BD3 en febrero de 2008, momento en el que el gobierno federal canadiense asignó 240 millones de dólares canadienses. La construcción de la mejora de la isla de calderas comenzó en enero de 2013; La construcción del proyecto de modernización de CC comenzó oficialmente en mayo de 2011.

Aunque el sitio de BDPS no tiene tantas limitaciones de espacio como otros, Dalton Giblett, el gerente de instalaciones no edificables del sitio, señaló que mientras la construcción estaba en marcha en los proyectos de la Unidad 3 y CC, así como otros proyectos de capital, era imposible llegar de un lado al otro del sitio de la planta sin hacer un gran desvío. Había entre 250 y 275 trabajadores en el sitio antes del proyecto y casi 1,500 durante la construcción del proyecto. Simplemente gestionar el movimiento seguro de todas esas personas adicionales fue un desafío.

Hoy en día, la mayoría de los grandes proyectos energéticos involucran una cadena de suministro global, pero se puede decir que este proyecto es más internacional que la mayoría: desde los proveedores de turbinas (Figura 2) e intercambiadores de calor hasta los monitores del sitio de secuestro. Muchos de los principales socios y proveedores se enumeran en la Tabla 2.

Aunque la planta de captura fue aprobada en mayo de 2011, las inundaciones generalizadas del área poco después, además de la oportunidad perdida de cerrar las instalaciones antes del invierno, retrasaron la fecha de entrada en funcionamiento de esa planta. La falta de disponibilidad de comerciantes (que en aquel momento tenían una gran demanda en la industria del petróleo y el gas del oeste de Canadá) también hizo que el calendario tomara la dirección equivocada durante un tiempo. Sin embargo, el proyecto llegó a su finalización mucho más rápido que proyectos similares aún en curso o cancelados.

Bruce agregó después del recorrido: “Un gran motivo de orgullo para nuestro personal de construcción y seguridad es que no hubo lesiones con tiempo perdido durante la construcción de la planta de captura ni de la planta de energía. Este es un logro increíble dado el alcance del trabajo y los 4,5 millones de horas hombre de construcción que se completaron”.

La parte de captura de carbono de la operación comienza en la Unidad 3. Después de pasar a través de un precipitador electrostático, el gas de combustión se desvía de la chimenea a un conducto que corre entre el edificio de energía y el edificio de captura (Figura 3).

Aunque se llama planta de captura de carbono, el sistema utilizado en BD3 también captura SO2; de hecho, primero se elimina el SO2 (un proceso que es más común) y luego el gas restante se envía al proceso de eliminación de CO2 (Figuras 4 a 6), que utiliza “la verdadera amina de diseño en este proceso”, como describió Bye. él. Las dos soluciones de amina patentadas diferentes se reciclan en el sitio. Se construyeron un sistema de tratamiento de agua de ciclo cerrado separado y torres de enfriamiento para la instalación de captura para garantizar que, si alguna vez se filtrara alguna amina, no se liberaría al medio ambiente.

Una vez finalizados este verano los trabajos en la planta de ácido dentro de las instalaciones de CC, el SO2 eliminado se convertirá en ácido sulfúrico comercial. Aproximadamente un tanque y medio por día se puede convertir para su uso en fertilizantes, sistemas de filtración, laboratorios de química o una amplia variedad de otros fines industriales.

El equipo CC de poscombustión a base de aminas está diseñado para capturar hasta el 90% del CO2 de la Unidad 3 utilizando la tecnología Shell Global Cansolv. (Para obtener una descripción general de las tecnologías CC actualmente disponibles, consulte “El desarrollo de CCS, la clave para el futuro de la energía del carbón, es lento” en la edición de mayo de 2015). Dada la naturaleza patentada de la tecnología y las aminas (consulte http://bit.ly /1J618uy), no se permitieron fotografías de esa parte de la instalación.

La solución con CO2 se envía al separador de CO2, donde el CO2 se libera de la amina en forma gaseosa. Luego se presuriza en un edificio adyacente (Figura 7) a 2500 psi, hasta un estado supercrítico, un proceso que representa la mayor parte de la carga parásita. En ese punto, se envía por tubería a la estación de medición (Figura 8), donde la alimentación se divide para su disposición en un campo de recuperación mejorada de petróleo (EOR) a 41 millas de la planta o en un sitio de inyección geológica a 1,2 millas de distancia.

Aquellos que no están familiarizados con la captura de carbono (y esa es la mayoría de la gente) podrían preguntarse cómo los operadores de plantas pueden saber cuánto CO2 se captura y almacena. La respuesta corta es leyendo el medidor en el punto donde el CO2 se envía bajo tierra desde el edificio de compresión (Figura 9).

Los críticos han argumentado que, aunque el 90% del CO2 de los gases de combustión se puede capturar, en realidad se almacenará una cantidad mucho menor, sea cual sea el método que se utilice. Por el contrario, dice SaskPower, el CO2 de BD3 permanecerá bajo tierra ya sea que se utilice para EOR o se almacene permanentemente una vez que la planta de captura esté afinada a finales de este año y esté funcionando al 100% en lugar del 90%.

Almacenamiento vía EOR. Saskatchewan tiene una larga historia de desarrollo de petróleo y gas y, como muchas otras áreas, ha adoptado EOR utilizando CO2 comprimido para maximizar el rendimiento de los yacimientos desarrollados. Antes de que el proyecto BD3 entrara en funcionamiento, Cenovus Energy, con sede en Alberta, que opera el cercano campo petrolífero de Weyburn, solo podía comprar CO2 de Dakota del Norte. En mayo, Cenovus extraía 1.780 toneladas diarias de BD3.

Obviamente, maximizar la cantidad de gas vendido para EOR mejora la economía de cualquier proyecto CCS.

Almacenamiento mediante Secuestro Geológico. El CO2 comprimido que no se vende a Cenovus se envía al sitio Aquistore, que entró en funcionamiento en abril. El Centro de Investigación y Almacenamiento de Carbono de SaskPower alberga Aquitore, un proyecto independiente de investigación y monitoreo administrado por el Centro de Investigación de Tecnología del Petróleo (PTRC). Aquistore es responsable de gestionar el monitoreo y almacenamiento de CO2 no EOR.

En Aquistore, el CO2 se inyecta a 3,4 kilómetros (2,1 millas) de profundidad en una capa de arenisca llena de salmuera llamada Formación Deadwood. SaskPower explica que esta formación se encuentra en el fondo de la enorme Cuenca Williston, “una cuenca sedimentaria que está formada por muchas capas de rocas porosas y no porosas”. La cuenca Williston llega hasta los EE. UU., Saskatchewan y Manitoba y tiene el potencial de almacenar todo el CO2 capturado en Boundary Dam.

El pozo de inyección de Aquistore fue diseñado para inyectar hasta 2.000 toneladas por día (aproximadamente la mitad del total capturado por la Unidad 3) para investigación científica y almacenamiento seguro y permanente.

Kyle Worth, director senior del proyecto PTRC, explicó que las docenas de estaciones de monitoreo administradas por PTRC permiten a los investigadores y al equipo del proyecto comprender cómo se produce la inyección y dónde se asienta el CO2 en el depósito. Aunque es poco probable que se produzca una fuga de CO2, las tecnologías de monitoreo implementadas notificarán al proyecto si ocurre algo inesperado para que se puedan tomar medidas inmediatas. Worth dijo que el monitoreo de Aquistore se basa en décadas de experiencia y que el sitio es el mejor equipado para el monitoreo de CO2 del mundo. Las instalaciones de monitoreo de superficie que se muestran en la Figura 10 brindan seguridad mediante el monitoreo de gas del suelo, agua subterránea y deformación de la superficie. Se llevaron a cabo tres años de estudios de referencia para establecer el estado natural del medio ambiente antes de la inyección de CO2.

Debajo de la superficie, Aquistore tiene otros equipos de monitoreo, incluidos medidores subterráneos de presión y temperatura, puertos de muestreo de fluidos y líneas de fibra óptica, que pueden ayudar a visualizar el CO2 en el subsuelo. El pozo de inyección y el pozo de observación de Aquistore también se monitorean utilizando medidores adicionales y un extenso programa de registro de pozos. El pozo de observación es un "pozo inteligente" que está fuertemente equipado con equipos de monitoreo de última generación para permitir a los expertos rastrear y visualizar el CO2 en el depósito a 3,4 km debajo de la superficie.

Aunque la instalación de captura de carbono ha recibido la mayor parte de la atención de los medios hasta la fecha (por una buena razón), las mejoras de la Unidad 3 realizadas junto con la construcción de la planta de captura también merecen atención. Como era de esperar, una unidad de casi 50 años requirió algunas actualizaciones para poder soportar adecuadamente un sofisticado sistema CC. Los aspectos principales del proyecto de modernización de la Unidad 3 incluyeron lo siguiente:

■ Se actualizó la caldera y se reemplazaron y aumentaron de tamaño todas las superficies convectivas, incluidos el sobrecalentador, el recalentador, el economizador y los calentadores de aire. Se agregaron un sistema de aire de sobrefuego separado y quemadores de bajo NOx.

■ Una nueva turbina y generador Hitachi, capaces de soportar la gran extracción de vapor requerida para la planta de CC, reemplazaron la turbina existente.

■ Se reemplazó la línea principal de vapor y se modificaron las tuberías de vapor para soportar un aumento de temperatura del vapor de 50 grados F.

■ La planta de calentamiento de alimentación requirió un reemplazo total para hacer frente a las diferentes demandas de la planta de captura y permitir que la planta funcione a plena producción cuando está y no está en modo CC.

■ El sistema de condensado se modificó en gran medida con respecto a un diseño tradicional para permitir la integración térmica con el calor de baja calidad disponible en el proceso de captura.

■ Se agregaron compuertas desviadoras a la chimenea para permitir que los gases de combustión se envíen a la planta de captura.

■ Se instaló un nuevo sistema de control y se instaló un tablero resistente a arcos eléctricos.

Creando Sinergias. La integración de las plantas de energía y captura fue la clave para minimizar la carga parásita asociada con el proceso de CC. Por ejemplo, explicó Bruce, obtener el vapor (que se requiere para liberar gases de las aminas) a partir de una extracción incontrolada de turbina de baja presión (después de que el vapor ya haya realizado la mayor parte del trabajo útil que puede realizar para producir electricidad) y devolverlo a el condensado resultante al desaireador de la central eléctrica, lo que redujo considerablemente la carga parásita.

Otras sinergias comienzan en la planta de captura. Por ejemplo, el proceso CC requiere que los gases de combustión se enfríen significativamente, por lo que un sistema de recuperación de calor resistente a los ácidos (el enfriador de gases de combustión) captura el calor, que luego se utiliza para reemplazar el trabajo de calentamiento del condensado de toda el agua de alimentación de baja presión. sistema para la Unidad 3 (Figura 11).

Aunque las aminas de los procesos de azufre y CC se reciclan en un sistema cerrado in situ y la instalación de captura tiene un sistema de enfriamiento de ciclo cerrado, era necesario tratar un pequeño flujo de desechos. Cuando la ingeniería determinó que el tratamiento de agua para este flujo de aguas residuales no era capaz de lidiar con todos los contaminantes, se ideó un plan provisional para canalizar esa pequeña corriente de aguas residuales que contiene aminas de regreso a la planta de energía e incinerarla de manera segura en cualquiera o en todos los tres calderas (Figura 12).

Teniendo en cuenta la vida útil del equipo existente y las oportunidades de aprovechar las mejoras de eficiencia que se han generalizado desde que se construyó originalmente la planta, se llevó a cabo un trabajo extenso para integrar todas las mejoras que pudieran realizarse de manera rentable. Un ingeniero de integración de calor dedicado se centró en la entrega de un diseño integrado que maximizaba la producción de la unidad en función de los costos operativos y de construcción de capital. Los estudios de integración de calor requirieron muchas iteraciones entre el ingeniero del propietario (Stantec) y los expertos técnicos de Hitachi, Babcock & Wilcox y Babcock Borsig Service para lograr la solución final.

Con un aumento de la producción bruta unitaria de 150 MW a 161 MW en modo sin captura y una producción neta completa en modo de captura (incluidos todos los márgenes de diseño) que está fijada de manera muy conservadora en 110 MW (los primeros resultados de rendimiento indican que el rendimiento de la producción neta final debería rondar los 120 MW). MW), los resultados superan con creces las expectativas al inicio del proyecto, afirmó Bruce.

Control de emisiones. Además del CO2 y SO2, que se capturan en la nueva instalación, otras emisiones tradicionales de la Unidad 3 se gestionan tanto según las necesidades de la regulación como del proceso de captura.

El NOx, que no está regulado en Saskatchewan, se controla con aire sobrefuego y bajo fuego y quemadores de bajo NOx, lo que ha reducido las emisiones en un 50%. El NOx “no es amigo de los sistemas basados ​​en aminas”, señaló Bruce.

El mercurio no está controlado en BDPS, aunque se utiliza inyección de carbón activado en las estaciones cercanas de SaskPower Shand y Poplar River.

En cuanto a las partículas de la Unidad 3, los gases de combustión se lavan al menos siete veces después del precipitador, por lo que están prácticamente en cero después del proceso de captura, señaló Bye.

Inicialmente, SaskPower tenía la intención de que la instalación CC no tuviera personal y fuera controlada desde la sala de control de la Unidad 3. Sin embargo, a medida que avanzaba el proyecto y se agregaba la planta de tratamiento de agua CC, los gerentes de la planta decidieron que sería mejor dotar al sistema CC como una planta de energía, con tres o cuatro operadores y un supervisor de turno. La idea era capacitar al personal de la sala de control del CC y de la Unidad 3. Sin embargo, ese plan fue revisado nuevamente. La planta de CC tiene cinco turnos en rotación con seis personas por turno: un supervisor de turno, dos operadores de proceso en la sala de control, un operador de planta de tratamiento de agua y dos operadores de instalaciones en piso.

Bye señaló que cada operador tuvo al menos 40 horas de capacitación en simulador antes de que las instalaciones CC estuvieran en línea. Trax International (un subcontratista de ABB) proporcionó el simulador digital como parte del sistema de control (Figura 13), aunque un operador senior que estuvo muy involucrado en la prueba de aceptación de fábrica en Lynchburg, Virginia, llevó a cabo la capacitación real.

SNC-Lavalin había sugerido contratar ingenieros químicos o de procesos, como se han utilizado en plantas anteriores de endulzamiento de gas de Cansolv, pero SaskPower optó por ingenieros de energía (en parte porque estaba considerando la capacitación cruzada entre operadores de plantas de captura y energía). Estos ingenieros energéticos recibieron unas 400 horas por persona de formación presencial especializada sobre química de procesos y los procesos implicados en la planta BD3. Bye dijo: "Sigo creyendo que los ingenieros energéticos son los mejor calificados para operar la planta [de captura]".

Aunque las Unidades 3 y 4 comparten una sala de control, no comparten estaciones de control. La Unidad 4 continúa usando su equipo original, mientras que la Unidad 3 obtuvo una actualización digital completa (Figura 14).

El personal de mantenimiento de la planta, en lugar del EPC, realizó el trabajo de puesta en servicio, lo que brindó a todos, desde mecánicos y electricistas hasta técnicos de instrumentos, una experiencia práctica inicial en la resolución de problemas.

La Unidad 3 puede funcionar si la instalación de captura se desconecta por cualquier motivo, lo que garantiza un suministro de energía continuo y confiable. Lo único que sucede en la isla de energía es que la compuerta desviadora cambia rápidamente de posición para enviar los gases de combustión a la chimenea de la unidad en lugar de al edificio de captura. Eso sucede en menos de un minuto, dijo Walton.

Aunque la captura de azufre y carbono a base de aminas se realizó antes de BD3, esta es la primera vez que el proceso se implementa a escala en una planta de energía en funcionamiento, donde la generación de energía sigue siendo el principal objetivo comercial. Para mitigar las incógnitas anticipadas, la planta y SNC-Lavalin incorporaron redundancias y márgenes para los componentes críticos para garantizar un funcionamiento sin problemas.

Sin embargo, incluso el nuevo proyecto planificado con mayor prudencia probablemente se tope con lo inesperado. En BD3, algunas sorpresas estuvieron relacionadas con los equipos, como trabajos eléctricos que tuvieron que rehacerse, válvulas que tenían fugas antes de lo debido mostraban desgaste y problemas con la planta de tratamiento de agua (que no impidieron que la planta de captura operara). Los cambios de proceso imprevistos incluyeron el ajuste del flujo de vapor y el control de temperatura de la Unidad 3, lo que tuvo efectos dominó en la planta de CC. Y luego, señaló Walton, estaban los grandes carámbanos que se formaron en el exterior del edificio CC como resultado de la condensación de humedad durante el invierno extremadamente frío de Saskatchewan. Ese problema se solucionó con el uso de mucho trazado calefactor, dijo Bye. Para futuras plantas de captura, el personal insistiría en colocar aún más equipos de captura dentro del edificio para mitigar las molestias relacionadas con el clima.

Otros temas estaban relacionados con la química. El sistema de incineración de residuos mencionado anteriormente funcionó, excepto que aumentó la escoria de la caldera, explicó Walton. Ajustar el pH de la corriente antes de introducirla en la caldera ha ayudado a mitigar ese problema.

Otros sistemas, como el sistema de enfriamiento de gases de combustión (que debe estar operativo para que funcione la instalación de captura), han funcionado sin problemas desde el inicio, dijo Bye. Ese sistema, proporcionado por Babcock Borsig Service, GmbH de Alemania, tenía que funcionar, dijo, ya que no se incorporó ninguna redundancia. El equipo de planificación del proyecto viajó a Alemania, Italia y Tailandia para examinar el funcionamiento de los enfriadores de gases de combustión para garantizar que eligió el adecuado para sus necesidades. El compresor de CO2 de MAN Turbo Diesel también ha funcionado muy bien, dijo Bye: "Simplemente ronronea".

Ahora que SaskPower tiene cierta experiencia operativa con todas las piezas trabajando juntas, el personal ha descubierto algunos lugares donde se podrían reducir las redundancias para unidades futuras, ahorrando así costos de capital y penalizaciones de energía.

Cuando el personal con el que me reuní habló sobre la primera captura de CO2 en septiembre, todavía exudaban entusiasmo. Ese primer intento exitoso de capturar el gas, que ocurrió a la 1 de la madrugada, con una sala de control llena de espectadores, transcurrió tan bien que todavía parecen sorprendidos. La primera venta de CO2 se produjo el 1 de octubre.

El 11 de febrero, SaskPower emitió un comunicado de prensa sobre los datos preliminares de rendimiento de BD3. Mike Monea, presidente de iniciativas de captura y almacenamiento de carbono de SaskPower, fue citado diciendo: "El proyecto está generando enormes cantidades de datos nunca antes disponibles para científicos e ingenieros de todo el mundo, y las cifras son muy impresionantes".

Entre el lanzamiento oficial del proyecto y febrero se capturaron aproximadamente 135.000 toneladas de CO2. La pureza del CO2 fue prácticamente del 100% (un 4,5% mejor de lo esperado), mientras que la carga parásita fue 10 MW inferior a lo esperado.

La planta de captura se desconectó unas 10 veces durante los primeros seis meses, en gran parte debido a problemas químicos y problemas como obstrucciones de los desempañadores. Sin embargo, el proceso en sí es bastante confiable gracias en parte a las redundancias incorporadas. Dentro de un año, Bye dijo que espera que la instalación de captura “funcione la misma cantidad de tiempo que la Unidad 3”. Los datos de rendimiento de toda la planta (a mayo de 2015) se muestran en la Tabla 3.

No se puede endulzar el hecho de que las opciones actuales para la CCS en las centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles son costosas y técnicamente desafiantes. El coste del proyecto CCS de BD3, según un comunicado de febrero de SaskPower, es de 1.467 millones de dólares canadienses. Después de los 240 millones de dólares canadienses en subvenciones del gobierno federal canadiense, SaskPower y sus clientes son responsables del resto. Los sobrecostos ascendieron a más de 200 millones de dólares canadienses. SaskPower señala que esta planta de captura de carbono, la primera de su tipo, se terminó dentro del presupuesto; Los problemas asociados con la central eléctrica existente fueron la causa de los sobrecostos.

A diferencia del proyecto BD3, los dos principales proyectos de precombustión CC en Estados Unidos han experimentado importantes sobrecostos. La planta de ciclo combinado de gasificación integrada (IGCC) Edwardsport de 618 MW de Duke Energy en Indiana tenía dos años de retraso, 1.500 millones de dólares por encima del presupuesto, y continúa experimentando problemas mecánicos que le impiden operar al 100% de su capacidad. Se prevé que el proyecto IGCC de 582 MW del condado de Kemper de Mississippi Power, también retrasado, cueste más de 6 mil millones de dólares, casi el triple de su costo inicial proyectado de 2,2 mil millones de dólares. En mayo, el proyecto Kemper perdió un comprador de energía clave debido a los retrasos y los sobrecostos. Mientras tanto, el proyecto de CC de poscombustión de 240 MW de NRG Energy Inc. en Texas, en la planta de WA Parish (también diseñada para respaldar la EOR), comenzó a construirse en septiembre del año pasado. Ese proyecto, con un costo estimado de mil millones de dólares, cuya finalización está prevista para 2016 y está diseñado para capturar el 90% de las emisiones de CO2.

Como empresa de servicios públicos de propiedad gubernamental, SaskPower tiene un poco más de flexibilidad para respaldar un proyecto único en su tipo con desafíos financieros que el típico generador comercial o propiedad de inversionistas. Yeates observó que “un componente esencial de esto son las tasas de interés que pagamos dada la calificación crediticia AAA de la provincia. Ninguna corporación comercial puede tocar eso y ahorra mucho dinero”. Varios observadores han señalado que la capacidad del proyecto para respaldar los recursos de carbón y petróleo de la provincia también son elementos importantes de su éxito previsto a largo plazo.

Las tarifas minoristas de SaskPower, al igual que las de otras empresas de servicios públicos, varían según la clase de cliente. Las tarifas de energía residencial para 2015 oscilan entre 12.346¢/kWh y 12.369¢/kWh. (A modo de comparación, las tarifas residenciales promedio en los 48 estados contiguos oscilan entre 8,65 ¢/kWh y 21,82 ¢/kWh). Aunque SaskPower solicitó un aumento de tarifas del 15,5 % durante tres años en 2013, el gobierno aprobó un aumento inicial del 5,5 % para 2014. pero redujo el aumento de 2015 al 3%. Bill Boyd, el ministro provincial responsable de SaskPower, no dijo que el proyecto BD3 fuera responsable del aumento y, en cambio, señaló el crecimiento de la demanda del 10% de la empresa de servicios públicos en los últimos dos años como una razón para el aumento de tarifas, según un informe del 14 de abril. artículo en el periódico de la capital, The Regina Leader-Post.

Los grupos que favorecen más energías renovables han argumentado que SaskPower debería haber desarrollado más energía eólica en la provincia, aunque una cantidad equivalente de energía eólica requeriría cierta capacidad de refuerzo gestionable y ciertamente también habría resultado en aumentos de tarifas. Las fuentes renovables representan actualmente alrededor del 25% de la energía de Saskatchewan, y SaskPower dice que está trabajando para agregar más.

Aunque la economía relativa de las diferentes carteras de combustibles variará geográficamente (según lo determinen los recursos, los mercados, los subsidios y los requisitos regulatorios), no se puede negar que la CAC conlleva primas de costos operativos y de capital, tanto en términos de gastos operativos y de mantenimiento adicionales como de pérdida de energía. ventas. Probablemente esa sea una de las razones por las que los únicos proyectos de captura poscombustión que han logrado avances han involucrado la venta de subproductos.

Como se señaló anteriormente, tanto el CO2 capturado, cuando se utiliza para EOR, como el SO2, utilizado en una variedad de procesos, pueden generar flujos de ingresos. SaskPower dice que las cenizas volantes también se venderán "para su uso en hormigón premezclado, estructuras prefabricadas y productos de hormigón". Durante los primeros 10 años del proyecto, Cenovus Energy contrata CO2 para EOR a un costo de aproximadamente $25/tm (el costo real nunca ha sido revelado). Se estima que los ingresos anuales por CO2 ascienden a 25 millones de dólares.

SaskPower dice que, basándose en el conocimiento adquirido con BD3, las estimaciones preliminares sugieren que podría ahorrar hasta un 30% en su próximo proyecto de CC. En abril, Monea dijo al Financial Times que la compañía tomará una decisión a finales de 2016 o principios de 2017 sobre la construcción de dos instalaciones CCS más (en las Unidades 4 y 5).

Incluso con algún tipo de esquema de precio del carbono, la CAC puede resultar desafiante para las plantas sin fácil acceso a sitios de inyección apropiados. BD3 tiene lo que es claramente un conjunto de circunstancias ideales.

Para alcanzar los objetivos ambientales de un futuro con bajas emisiones de carbono y al mismo tiempo garantizar el acceso a electricidad asequible y confiable para las personas de todo el mundo, necesitamos opciones comprobadas, efectivas y asequibles que puedan implementarse ampliamente. Aunque el tipo de tecnología CAC implementada en BD3 puede no ser adecuada para todas las plantas de energía fósil, es probable que sea una de las opciones viables de primera generación.

SaskPower continúa avanzando en la tecnología CCS con su instalación de prueba de captura de carbono Shand (CCTF) en la central eléctrica de Shand, también cerca de Estevan. Esta instalación, desarrollada en colaboración con Mitsubishi Hitachi Power Systems, comenzó a operar el 18 de junio de 2015 y está diseñada para proporcionar una especie de campo de pruebas para una variedad de tecnologías de poscombustión basadas en aminas. SaskPower explica que "tiene la capacidad de agregar y quitar equipos de proceso, cambiar la configuración interna del recipiente y ampliar la altura del recipiente absorbente clave". En la revista para empleados de SaskPower, Monea señala que, mientras que BD3 tiene una capacidad nominal de 3200 tm de CO2/día, las instalaciones de pruebas de Shand manejarán 120 tm/día, aproximadamente el 2 % de los gases de combustión de Shand. "La instalación (CCTF) será una de las más grandes del mundo", dijo.

Además de los dos laboratorios de química in situ en BD3 (Figura 15), la empresa también apoya el proyecto CCS más amplio con un laboratorio de aminas en Regina. Su función es analizar muestras ambientales y de seguridad y salud ocupacional de las instalaciones de CCS en busca de contaminantes ambientales que puedan producirse como resultado de la captura de carbono. El objetivo es la seguridad medioambiental. (Las preocupaciones sobre los posibles riesgos para la salud derivados de las aminas paralizaron el trabajo en el proyecto CCS de la refinería de Mongstad en Noruega a finales de 2010.) Los colaboradores internacionales de SaskPower en el trabajo del Laboratorio de Aminas incluyen a TNO de los Países Bajos, TCM Mongstad de Noruega y el Centro Nacional de Captura de Carbono de EE. UU.

El Consorcio Global CCS de SaskPower está abierto a "empresas, gobiernos, grupos de investigación, instituciones educativas y organizaciones interesadas en promover la CAC en sus jurisdicciones". La cooperación global es importante porque, como dijo el presidente de la junta directiva de Gassnova, Einar Steensnaes, en una entrevista en video, la CCS es "importante, pero hemos aprendido que no es tan fácil realizar esos proyectos".

Representantes de más de 30 países han visitado BD3, y Monea fue citado en el artículo del Financial Times diciendo que una delegación china visita BD3 “cada dos o tres semanas”. Continuó: “China simplemente está recopilando información en este momento. Cuando se mueva, será significativo. Creo que ahí es donde se desarrollarán los próximos proyectos de tamaño y número”. (Los lectores pueden realizar un recorrido virtual por la planta y las instalaciones de captura de carbono visitando http://saskpowerccs.com/tour/).

Lo que es especialmente notable sobre el proyecto BD3 es que, más allá de simplemente integrar CCS en una sola unidad, SaskPower ha desarrollado un ecosistema de soporte más grande para la investigación, el monitoreo y el desarrollo de proyectos continuos. Como empresa de servicios públicos respaldada por el gobierno, SaskPower tiene ventajas de las que algunas de sus pares en todo el mundo pueden carecer. Sin embargo, dice algo tanto sobre SaskPower como sobre la provincia de Saskatchewan el hecho de que una región geográficamente grande (251.700 millas cuadradas) pero escasamente poblada (1,13 millones) y una pequeña empresa de servicios públicos (que presta servicios a aproximadamente medio millón de clientes) llegó primero a la meta, y con menos reveses técnicos, presupuestarios y políticos de los que cabía esperar.

Nadie que interactúe con el equipo de BDPS podría dejar de ver su justificado orgullo por lo que han logrado. Pero su logro requirió grandes esfuerzos a largo plazo. Walton se aseguró de destacar la dedicación de los empleados de SaskPower de toda la empresa, quienes se sacrificaron para que el proyecto fuera un éxito: "Hicieron un trabajo excelente". Luego estaba el personal de operaciones y mantenimiento de la planta, que “daron un paso al frente y trabajaron muchas horas durante un año y cuatro meses”, señaló Walton. "Todos invirtieron mucho para que esto fuera un éxito".

La regulación de las emisiones de CO2 es un tema delicado en algunos rincones del mundo energético, y estoy seguro de que hay quienes, incluso dentro de la órbita de SaskPower, todavía no apoyan dichas regulaciones. Sin embargo, las personas con las que hablé señalaron que el personal vio este proyecto como una oportunidad. Como dijo Dave Jobe, si la energía del carbón va a tener futuro, es éste. ■

— Gail Reitenbach, PhD es la editora de POWER.

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