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Este artículo trata sobre la eliminación de dióxido de carbono de los gases de combustión industriales . Para eliminar y secuestrar el dióxido de carbono de la atmósfera, consulte Eliminación de dióxido de carbono .

Captura y almacenamiento de carbono ( CCS ), o de captura y secuestro de carbono y de carbono de control y el secuestro , [1] es el proceso de captura de residuos de dióxido de carbono ( CO
2), transportarlo a un lugar de almacenamiento y depositarlo donde no entre a la atmósfera. Por lo general, el CO 2 se captura de grandes fuentes puntuales , como una fábrica de cemento o una planta de energía de biomasa , y normalmente se almacena en una formación geológica subterránea . El objetivo es evitar la liberación de grandes cantidades de CO
2a la atmósfera procedente de la industria pesada , contribuyendo así a limitar el cambio climático . [2] Aunque CO
2se ha inyectado en formaciones geológicas durante varias décadas para diversos fines, incluida la recuperación mejorada de petróleo , el almacenamiento a largo plazo de CO
2 es un concepto relativamente nuevo.

El dióxido de carbono se puede capturar directamente de una fuente industrial, como un horno de cemento , mediante el uso de una variedad de tecnologías; incluyendo tecnologías de absorción , adsorción , bucle químico , separación de gas por membrana o hidrato de gas . [3] [4] A 2019 , hay 17 proyectos de CAC en funcionamiento en el mundo, que captan 31,5Mt de CO
2por año, de los cuales 3,7 se almacenan geológicamente. [5] La mayoría de los proyectos de captura de carbono son industriales; [6] industrias como la del cemento, la siderurgia y la producción de fertilizantes son difíciles de descarbonizar. [7]

Es posible que la CAC, cuando se combina con biomasa, dé como resultado emisiones negativas netas. [8] Una prueba de bioenergía con captura y almacenamiento de carbono (BECCS) en una unidad de leña en la central eléctrica de Drax en el Reino Unido comenzó en 2019: si tiene éxito, podría eliminar una tonelada por día de CO
2de la atmósfera. [9]

Almacenamiento del CO
2está previsto en formaciones geológicas profundas o en forma de carbonatos minerales . También se está investigando la captura y almacenamiento de carbono pirogénico (PyCCS). [10] No se utiliza el almacenamiento en aguas profundas, ya que podría acidificar el océano . [11] Las formaciones geológicas se consideran actualmente los sitios de secuestro más prometedores. El Laboratorio Nacional de Tecnología de Energía de EE. UU. (NETL) informó que América del Norte tiene suficiente capacidad de almacenamiento para más de 900 años de dióxido de carbono a las tasas de producción actuales. [12]Un problema general es que las predicciones a largo plazo sobre la seguridad del almacenamiento submarino o subterráneo son muy difíciles e inciertas, y todavía existe el riesgo de que algunas emisiones de CO
2podría filtrarse a la atmósfera. [13]

Capturar [ editar ]

Artículos principales: Carbon lavador de dióxido de , la captura de aire de dióxido de carbono , carbón limpio , el tratamiento de gas de amina , de separación de gas de membrana , y marco de metal orgánico

Capturando CO
2es más eficaz en fuentes puntuales, como grandes instalaciones de energía de biomasa o combustibles fósiles, plantas de generación de energía eléctrica de gas natural, industrias con importantes emisiones de CO
2emisiones, procesamiento de gas natural , plantas de combustibles sintéticos y plantas de producción de hidrógeno a base de combustibles fósiles . Extrayendo CO
2del aire también es posible, [14] aunque la concentración mucho más baja de CO
2en el aire en comparación con las fuentes de combustión presenta importantes desafíos de ingeniería. [15]

Los organismos que producen etanol por fermentación generan CO frío, esencialmente puro.
2que se puede bombear bajo tierra. [16] La fermentación produce un poco menos de CO
2 que el etanol en peso.

Impurezas en CO
2Los arroyos, como el azufre y el agua, podrían tener un efecto significativo en su comportamiento de fase y podrían representar una amenaza significativa de aumento de la corrosión de los materiales de las tuberías y los pozos. En casos donde CO
2Si existen impurezas, especialmente con la captura de aire, se necesitaría un proceso de separación por lavado para limpiar inicialmente los gases de combustión. [17] Según el Wallula Energy Resource Center en el estado de Washington, al gasificar el carbón, es posible capturar aproximadamente el 65% del dióxido de carbono incrustado en él y secuestrarlo en forma sólida. [18]

En términos generales, existen tres configuraciones diferentes de tecnologías de captura: postcombustión, precombustión y combustión de oxicombustible:

  • En la captura de postcombustión , el CO
    2    se elimina después de la combustión del combustible fósil; este es el esquema que se aplicaría a las plantas de energía que queman combustibles fósiles. Aquí, el dióxido de carbono se captura de los gases de combustión en las centrales eléctricas u otras fuentes puntuales grandes. La tecnología es bien conocida y actualmente se utiliza en otras aplicaciones industriales, aunque no a la misma escala que podría requerirse en una central eléctrica a escala comercial. La captura posterior a la combustión es más popular en la investigación porque las plantas de energía de combustibles fósiles existentes se pueden adaptar para incluir la tecnología CCS en esta configuración. [19]
  • La tecnología de precombustión se aplica ampliamente en fertilizantes, químicos, combustibles gaseosos (H 2 , CH 4 ) y producción de energía. [20] En estos casos, el combustible fósil se oxida parcialmente, por ejemplo, en un gasificador . El CO de los resultantes de gas de síntesis (CO y H 2 reacciona) con vapor añadido (H 2 O) y se desplaza en CO
    2    y H 2 . El CO resultante
    2    puede capturarse a partir de una corriente de escape relativamente pura. El H 2 ahora se puede utilizar como combustible; el dióxido de carbono se elimina antes de que se produzca la combustión. Existen varias ventajas y desventajas cuando se compara con la captura de dióxido de carbono por postcombustión convencional. [21] [22] El CO
    2    se elimina después de la combustión de combustibles fósiles, pero antes de que el gas de combustión se expanda a la presión atmosférica. Este esquema se aplica a nuevas plantas de energía que queman combustibles fósiles, o a plantas existentes donde la recarga es una opción. [ cita requerida ] La captura antes de la expansión, es decir, de gas presurizado, es estándar en casi todos los CO industriales
    2    procesos de captura, a la misma escala que se requiere para las centrales eléctricas. [23] [24]
  • En la combustión de oxicombustible [25], el combustible se quema en oxígeno en lugar de aire. Para limitar las temperaturas de llama resultantes a niveles comunes durante la combustión convencional, el gas de combustión enfriado se recircula y se inyecta en la cámara de combustión. Los gases de combustión se componen principalmente de dióxido de carbono y vapor de agua, el último de los cuales se condensa mediante enfriamiento. El resultado es una corriente de dióxido de carbono casi puro que puede transportarse al sitio de secuestro y almacenarse. Los procesos de las centrales eléctricas basados ​​en la combustión de oxicombustible a veces se denominan ciclos de "emisión cero", porque el CO
    2    almacenado no es una fracción extraída de la corriente de gases de combustión (como en los casos de captura previa y posterior a la combustión), sino la propia corriente de gases de combustión. Una cierta fracción del CO
    2    generado durante la combustión terminará inevitablemente en el agua condensada. Para garantizar la etiqueta "emisión cero", el agua tendría que ser tratada o eliminada de forma adecuada.

Tecnologías de separación de CO 2 [ editar ]

Las siguientes son las principales tecnologías propuestas para la captura de carbono: [3] [26] [27]

  • Membrana
  • Combustión de oxicombustible
  • Absorción
  • Absorción multifase
  • Adsorción
  • Combustión en bucle químico
  • Bucle de calcio
  • Criogénico

La absorción, o depuración de carbono , con aminas es la tecnología de captura dominante. Es la única tecnología de captura de carbono hasta ahora que se ha utilizado industrialmente. [28]

El dióxido de carbono se adsorbe a un MOF ( estructura metal-orgánica ) a través de fisisorción o quimisorción basada en la porosidad y selectividad del MOF dejando una corriente de gas pobre en gases de efecto invernadero que es más amigable con el medio ambiente. Luego, el dióxido de carbono se elimina del MOF mediante adsorción por cambio de temperatura (TSA) o adsorción por cambio de presión (PSA) para que el MOF se pueda reutilizar. Los adsorbentes y absorbentes requieren pasos de regeneración donde el CO
2se retira del sorbente o la solución que lo recogió del gas de combustión para que el sorbente o la solución se reutilice. Soluciones de monoetanolamina (MEA), la principal amina para la captura de CO
2, tienen una capacidad calorífica de entre 3 y 4 J / g K ya que en su mayoría son agua. [29] [30] Las capacidades de calor más altas se suman a la penalización de energía en el paso de regeneración del solvente. Por tanto, para optimizar un MOF para la captura de carbono, se desean bajas capacidades caloríficas y calores de adsorción. Además, es deseable una alta capacidad de trabajo y una alta selectividad para capturar la mayor cantidad de CO
2como sea posible del gas de combustión. Sin embargo, existe una compensación energética con la selectividad y el gasto energético. [31] Como la cantidad de CO
2los aumentos capturados, la energía y, por lo tanto, el costo, necesarios para regenerar aumentan. Un gran inconveniente de utilizar MOF para CCS son las limitaciones impuestas por su estabilidad química y térmica. [19] Actual [ ¿cuándo? ] la investigación busca optimizar las propiedades de MOF para CCS, pero ha resultado difícil encontrar estas optimizaciones que también dan como resultado un MOF estable. Los depósitos de metal también son un factor limitante para el éxito potencial de los MOF. [32]

Aproximadamente dos tercios del costo total de CCS se atribuyen a la captura, lo que limita el despliegue a gran escala de tecnologías CCS. Para optimizar un CO
2El proceso de captura aumentaría significativamente la viabilidad de la CAC, ya que los pasos de transporte y almacenamiento de la CAC son tecnologías bastante maduras. [33]

Un método alternativo en desarrollo es la combustión en bucle químico (CLC). El bucle químico utiliza un óxido metálico como transportador de oxígeno sólido. Las partículas de óxido de metal reaccionan con un combustible sólido, líquido o gaseoso en una cámara de combustión de lecho fluidizado , produciendo partículas de metal sólido y una mezcla de dióxido de carbono y vapor de agua. El vapor de agua se condensa, dejando dióxido de carbono puro, que luego puede ser secuestrado. Las partículas de metal sólido se hacen circular a otro lecho fluidizado donde reaccionan con el aire, produciendo calor y regenerando partículas de óxido metálico que se recirculan al combustor de lecho fluidizado. Una variante del bucle químico es el bucle de calcio , que utiliza la carbonatación alterna y luego la calcinación de un óxido de calcio.transportista basado en la captura de CO
2. [34]

Transporte de CO 2 [ editar ]

Después de la captura, el CO
2tendría que ser transportado a lugares de almacenamiento adecuados. Lo más probable es que esto se haga por oleoducto, que generalmente es la forma de transporte más barata para grandes volúmenes de CO
2. Los barcos también se pueden utilizar para el transporte donde los gasoductos no son viables, y para largas distancias, los barcos probablemente serían incluso más baratos que un gasoducto. [35] Estos son los métodos que se utilizan actualmente para transportar CO
2para otras aplicaciones. Aunque el CO 2 también podría transportarse por ferrocarril o camión cisterna, estos métodos costarían aproximadamente el doble que las tuberías o los barcos. [35]

Por ejemplo, había aproximadamente 5.800 km de CO
2gasoductos en los Estados Unidos en 2008, y un gasoducto de 160 km en Noruega, [36] utilizado para transportar CO
2a los sitios de producción de petróleo donde luego se inyecta en campos más antiguos para extraer petróleo. Esta inyección de CO
2producir petróleo se denomina recuperación mejorada de petróleo . También hay varios programas piloto en diversas etapas de desarrollo para probar el almacenamiento a largo plazo de CO
2en formaciones geológicas no productoras de petróleo. A medida que se desarrolla la tecnología, los costos, los beneficios y las detracciones cambian. Según el Servicio de Investigación del Congreso de los Estados Unidos , "hay preguntas importantes sin respuesta sobre los requisitos de la red de tuberías, la regulación económica, la recuperación de costos de servicios públicos, la clasificación reglamentaria de CO
2en sí mismo y la seguridad de las tuberías. Además, debido a que el CO
2Los oleoductos para la recuperación mejorada de petróleo ya están en uso hoy en día, las decisiones de política que afectan el CO
2los oleoductos adquieren una urgencia que muchos no reconocen. Clasificación federal de CO
2como un producto básico (por la Oficina de Gestión de Tierras ) y como un contaminante (por la Agencia de Protección Ambiental ) podría potencialmente crear un conflicto inmediato que podría necesitar ser abordado no solo por el bien de la futura implementación de la CAC, sino también para garantizar la coherencia del futuro CCS con CO
2operaciones de oleoductos en la actualidad ". [37] [38] En el Reino Unido, la Oficina Parlamentaria de Ciencia y Tecnología reveló que también considerarían los oleoductos como el transporte principal en todo el Reino Unido. [36]

Secuestro [ editar ]

Artículo principal: secuestro de carbono

Se han concebido varias formas para el almacenamiento permanente de CO
2. Estas formas incluyen el almacenamiento gaseoso en varias formaciones geológicas profundas (incluidas las formaciones salinas y los campos de gas agotados) y el almacenamiento de sólidos por reacción de CO
2con óxidos metálicos para producir carbonatos estables . En el pasado se sugirió que CO
2podría almacenarse en los océanos, pero esto exacerbaría la acidificación de los océanos y se ha declarado ilegal según las convenciones de Londres y OSPAR. [39] El almacenamiento en el océano ya no se considera viable. [11]

Almacenamiento geológico [ editar ]

También conocido como geo-secuestro , este método implica inyectar dióxido de carbono, generalmente en forma supercrítica , directamente en formaciones geológicas subterráneas. Se han sugerido como lugares de almacenamiento campos de petróleo , campos de gas , formaciones salinas, vetas de carbón inminente y formaciones de basalto llenas de sal . Varios mecanismos de atrapamiento físico (p. Ej., Roca muy impermeable ) y geoquímicos evitarían que el CO
2de escapar a la superficie. [40]

Las vetas de carbón inminente se pueden utilizar para almacenar CO
2porque el CO
2las moléculas se adhieren a la superficie del carbón. Sin embargo, la viabilidad técnica depende de la permeabilidad del lecho de carbón. En el proceso de absorción, el carbón libera metano previamente absorbido , y el metano puede recuperarse (recuperación mejorada de metano en el lecho de carbón ). La venta del metano se puede utilizar para compensar una parte del costo del CO
2almacenamiento. Sin embargo, quemar el metano resultante anularía algunos de los beneficios de secuestrar el CO original.
2.

Las formaciones salinas contienen salmueras altamente mineralizadas y hasta ahora no se han considerado beneficiosas para los humanos. Los acuíferos salinos se han utilizado para el almacenamiento de desechos químicos en algunos casos. La principal ventaja de los acuíferos salinos es su gran volumen de almacenamiento potencial y su presencia común. La principal desventaja de los acuíferos salinos es que se sabe relativamente poco sobre ellos, especialmente en comparación con los campos petrolíferos. Para mantener un costo de almacenamiento aceptable, la exploración geofísica puede ser limitada, lo que genera una mayor incertidumbre sobre la estructura del acuífero. A diferencia del almacenamiento en campos petrolíferos o yacimientos de carbón, ningún producto secundario compensará el costo de almacenamiento. Los mecanismos de atrapamiento como el atrapamiento estructural, el atrapamiento residual, el atrapamiento de solubilidad y el atrapamiento de minerales pueden inmovilizar el CO
2subterráneo y reducir el riesgo de fugas. [40]

Recuperación de petróleo mejorada [ editar ]

El dióxido de carbono se inyecta a menudo en un campo petrolífero como una técnica mejorada de recuperación de petróleo , [41] pero debido a que el dióxido de carbono se libera cuando se quema el petróleo, [42] no es un proceso neutro en carbono. [43]

Algas o bacterias que degradan el dióxido de carbono [ editar ]

Una alternativa a la inyección geoquímica sería almacenar físicamente dióxido de carbono en contenedores con algas o bacterias que podrían degradar el dióxido de carbono. En última instancia, sería ideal explotar la bacteria que metaboliza el dióxido de carbono, Clostridium thermocellum, en tales concentraciones teóricas de CO.
2contenedores de almacenamiento. [44] El uso de esta bacteria evitaría la sobrepresurización de tales contenedores teóricos de almacenamiento de dióxido de carbono. [45]

Almacenamiento de minerales [ editar ]

En este proceso, CO
2 reacciona exotérmicamente con los óxidos metálicos disponibles, lo que a su vez produce carbonatos estables (por ejemplo , calcita , magnesita ). Este proceso se produce de forma natural durante muchos años y es responsable de una gran cantidad de caliza superficial . La idea de utilizar olivino ha sido promovida por el geoquímico Olaf Schuiling. [46] La velocidad de reacción se puede acelerar, por ejemplo, con un catalizador [47] o reaccionando a temperaturas y / o presiones más altas, o mediante el pretratamiento de los minerales, aunque este método puede requerir energía adicional. El IPCCestima que una central eléctrica equipada con CCS que utilice almacenamiento de minerales necesitará entre un 60% y un 180% más de energía que una central eléctrica sin CCS. [35]

La economía de la carbonatación mineral a escala se está probando ahora en un proyecto de planta piloto que es el primero en el mundo con sede en Newcastle, Australia. El Grupo GreenMag y la Universidad de Newcastle han desarrollado nuevas técnicas para la activación y reacción de minerales, financiadas por los Gobiernos de Nueva Gales del Sur y Australia, para que estén operativas en 2013. [48]

En 2009, se informó que los científicos habían cartografiado 6.000 millas cuadradas (16.000 km 2 ) de formaciones rocosas en los Estados Unidos que podrían usarse para almacenar 500 años de emisiones de dióxido de carbono estadounidenses. [49] Un estudio sobre el secuestro de minerales en los estados de EE. UU.:

Secuestro de carbono mediante la reacción de minerales que contienen Mg y Ca naturales con CO
2formar carbonatos tiene muchas ventajas únicas. Lo más notable es el hecho de que los carbonatos tienen un estado energético más bajo que el CO
2, razón por la cual la carbonatación mineral es termodinámicamente favorable y ocurre naturalmente (por ejemplo, el desgaste de la roca durante períodos de tiempo geológico). En segundo lugar, las materias primas como los minerales a base de magnesio son abundantes. Finalmente, los carbonatos producidos son indiscutiblemente estables y, por lo tanto, vuelven a liberar CO
2en la atmósfera no es un problema. Sin embargo, las vías de carbonatación convencionales son lentas a temperaturas y presiones ambientales. El desafío significativo que enfrenta este esfuerzo es identificar una ruta de carbonatación viable desde el punto de vista industrial y ambiental que permita implementar el secuestro de minerales con una economía aceptable. [50]

La siguiente tabla enumera los principales óxidos metálicos de la corteza terrestre . Teóricamente, hasta el 22% de esta masa mineral es capaz de formar carbonatos .

Óxido de tierraPorcentaje de cortezaCarbonatoCambio de entalpía (kJ / mol)
SiO 259,71
Al 2 O 315.41
CaO4,90CaCO 3−179
MgO4.36MgCO 3−118
Na 2 O3,55Na 2 CO 3−322
FeO3,52FeCO 3−85
K 2 O2,80K 2 CO 3−393,5
Fe 2 O 32,63FeCO 3112
21,76Todos los carbonatos

Los relaves mineros ultramáficos son una fuente fácilmente disponible de óxidos metálicos de grano fino que pueden actuar como sumideros de carbono artificiales para reducir las emisiones netas de gases de efecto invernadero en la industria minera. [51] Aceleración de CO pasivo
2El secuestro mediante carbonatación de minerales se puede lograr mediante procesos microbianos que mejoran la disolución de minerales y la precipitación de carbonatos. [52] [53] [54]

Requisitos energéticos [ editar ]

Si se usa para mitigar las emisiones de la generación de electricidad térmica, el secuestro de carbono agrega alrededor de $ 0.18 / kWh al costo de la electricidad, colocándolo lejos del alcance de la rentabilidad y cualquier ventaja competitiva sobre la energía renovable. [55]

Ejemplos de proyectos de CCS [ editar ]

En septiembre de 2017, el Global CCS Institute identificó 37 instalaciones de CCS a gran escala en su informe sobre el estado global de CCS de 2017, lo que representa una disminución neta de un proyecto desde su informe sobre el estado global de CCS de 2016. 21 de estos proyectos están en operación o en construcción capturando más de 30 millones de toneladas de CO 2 por año. Para obtener la información más actualizada, consulte Instalaciones de CCS a gran escala en el sitio web del Global CCS Institute. [56] Para obtener información sobre proyectos de la UE, consulte el sitio web de la Plataforma Cero Emisiones. [57]

Por país [ editar ]

Argelia [ editar ]

En Salah, inyección de CO 2 [ editar ]

En Salah había un campo de gas en tierra en pleno funcionamiento con inyección de CO 2 . El CO 2 se separó del gas producido y se reinyectó en la formación geológica Krechba a una profundidad de 1.900 m. [58] Desde 2004, se han capturado y almacenado alrededor de 3,8 Mt de CO 2 durante la extracción y almacenamiento de gas natural . La inyección se suspendió en junio de 2011 debido a preocupaciones sobre la integridad del sello, las fracturas y fugas en la roca de apoyo y el movimiento de CO 2 fuera del arrendamiento de hidrocarburos de Krechba. Este proyecto se destaca por ser pionero en el uso de enfoques de Monitoreo, Modelado y Verificación (MMV).

NET Power Facility. La Porte, Tx

Australia [ editar ]

Artículo principal: Captura y almacenamiento de carbono en Australia

El Ministro Federal de Recursos y Energía, Martin Ferguson, inauguró el primer proyecto de geosecuestración en el hemisferio sur en abril de 2008. La planta de demostración está cerca de Nirranda South en el suroeste de Victoria. ( 35,31 ° S 149,14 ° E ) La planta es propiedad de CO2CRC Limited. CO2CRC es una colaboración de investigación sin fines de lucro respaldada por el gobierno y la industria. El proyecto ha almacenado y supervisado más de 80.000 toneladas de gas rico en dióxido de carbono que se extrajo de un depósito de gas natural a través de un pozo, se comprimió y se canalizó 2,25 km hasta un nuevo pozo. Allí, el gas se ha inyectado en un depósito de gas natural agotado aproximadamente a dos kilómetros por debajo de la superficie. [59] [60]35°19′S 149°08′E /  / -35.31; 149.14El proyecto ha pasado a una segunda etapa y está investigando el atrapamiento de dióxido de carbono en un acuífero salino a 1500 metros por debajo de la superficie. El Proyecto Otway es un proyecto de investigación y demostración, centrado en el seguimiento y la verificación integrales. [61]

Esta planta no se propone capturar CO
2de generación de energía a carbón, aunque dos proyectos de demostración de CO2CRC en una central eléctrica victoriana y un gasificador de investigación están demostrando tecnologías de captura de solventes, membranas y adsorbentes de la combustión de carbón. [62] Actualmente, solo los proyectos a pequeña escala almacenan CO
2despojado de los productos de combustión de carbón quemado para la generación de electricidad a carbón centrales eléctricas . [63] El trabajo que están llevando a cabo actualmente el Grupo GreenMag y la Universidad de Newcastle y financiado por los Gobiernos de Nueva Gales del Sur y Australia y la industria se propone tener una planta piloto de carbonatación de minerales en funcionamiento para 2013. [48]

Proyecto de inyección de dióxido de carbono de Gorgon [ editar ]

El Proyecto de inyección de dióxido de carbono Gorgon es parte del Proyecto Gorgon, el proyecto de gas natural más grande del mundo. El Proyecto Gorgon, ubicado en Barrow Island en Australia Occidental, incluye una planta de gas natural licuado (GNL), una planta de gas doméstico y un Proyecto de Inyección de Dióxido de Carbono.

Se planeó que las inyecciones iniciales de dióxido de carbono tuvieran lugar a fines de 2017. Una vez lanzado, el Proyecto de inyección de dióxido de carbono Gorgon será el mayor CO2 del mundo.
2planta de inyección, con capacidad para almacenar hasta 4 millones de toneladas de CO
2por año: aproximadamente 120 millones de toneladas durante la vida útil del proyecto y el 40 por ciento de las emisiones totales del Proyecto Gorgon. [ cita requerida ]

El proyecto comenzó a extraer gas en febrero de 2017, pero ahora no se espera que la captura y el almacenamiento de carbono comience hasta la primera mitad de 2019 (aún no se verifica de forma independiente en septiembre de 2020), lo que requiere otros cinco millones de toneladas de CO.
2 ser liberado, porque:

Un informe de Chevron al gobierno estatal publicado ayer dijo que los controles de puesta en marcha de este año encontraron válvulas con fugas, válvulas que podrían corroerse y un exceso de agua en la tubería desde la planta de GNL a los pozos de inyección que podrían corroer la tubería. [64]

Canadá [ editar ]

Los gobiernos canadienses han comprometido $ 1.8 mil millones para financiar diferentes proyectos de CCS durante la última década. [ cuando? ] Los principales gobiernos y programas responsables del financiamiento son el Fondo de Energía Limpia del gobierno federal, el fondo de Captura y Almacenamiento de Carbono de Alberta y los gobiernos de Saskatchewan, Columbia Británica y Nueva Escocia. Canadá también trabaja en estrecha colaboración con los Estados Unidos a través del Diálogo sobre energía limpia entre Estados Unidos y Canadá iniciado por la administración Obama en 2009. [65] [66]

Alberta [ editar ]

Alberta ha comprometido $ 170 millones en 2013/2014, y un total de $ 1.3 mil millones durante 15 años, para financiar dos proyectos de CCS a gran escala que ayudarán a reducir las emisiones de CO 2 de la refinación de arenas petrolíferas.

El Alberta Carbon Trunk Line Project (ACTL), iniciado por Enhance Energy, consiste en un oleoducto de 240 km que recolecta dióxido de carbono de varias fuentes en Alberta y lo transporta a los campos petrolíferos de Clive para su uso en EOR (recuperación mejorada de petróleo) y almacenamiento permanente. Este proyecto de 1.200 millones de dólares canadienses recolecta dióxido de carbono inicialmente de la planta de fertilizantes Redwater y de la refinería de esturión . Las proyecciones para ACTL lo convierten en el proyecto de captura y secuestro de carbono más grande del mundo, con una capacidad de captura total estimada de 14,6 Mtpa. Los planes de construcción del ACTL se encuentran en sus etapas finales y se espera que la captura y el almacenamiento comiencen en algún momento de 2019. [67] [68] [69]

Shell desarrolló el proyecto de captura y almacenamiento de carbono Quest para su uso en el proyecto de arenas petrolíferas de Athabasca . Se cita como el primer proyecto de CAC a escala comercial del mundo. [70] La construcción del Proyecto Quest comenzó en 2012 y finalizó en 2015. La unidad de captura está ubicada en Scotford Upgrader en Alberta, Canadá, donde se produce hidrógeno para mejorar el bitumen de las arenas petrolíferas en petróleo crudo sintético. Las unidades de vapor de metano que producen el hidrógeno también emiten CO 2 como subproducto. La unidad de captura captura el CO 2 de la unidad de metano de vapor utilizando tecnología de absorción de amina, y el CO 2 capturadoluego se transporta a Fort Saskatchewan donde se inyecta en una formación rocosa porosa llamada Basal Cambrian Sands para su secuestro permanente. Desde que comenzó a operar en 2015, el Proyecto Quest ha almacenado 3 Mt CO 2 y continuará almacenando 1 Mtpa mientras esté operativo. [71] [72]

Columbia Británica [ editar ]

Columbia Británica ha avanzado mucho en la reducción de sus emisiones de carbono. La provincia implementó el primer impuesto al carbono a gran escala de América del Norte en 2008. Un impuesto al carbono actualizado en 2018 fijó el precio en 35 dólares por tonelada de emisiones equivalentes de dióxido de carbono. Este impuesto aumentará en $ 5 cada año hasta que alcance los $ 50 en 2021. Los impuestos al carbono harán que los proyectos de captura y secuestro de carbono sean más factibles financieramente para el futuro. [73]

Saskatchewan [ editar ]
Proyecto de la unidad 3 de la central eléctrica de Boundary Dam [ editar ]

Boundary Dam Power Station , propiedad de SaskPower, es una estación de carbón que se puso en servicio originalmente en 1959. En 2010, SaskPower se comprometió a modernizar la Unidad 3 alimentada con lignito con una unidad de captura de carbono para reducir las emisiones de CO 2 . El proyecto se completó en 2014. La modernización utilizó una tecnología de absorción de amina posterior a la combustión para capturar el CO 2 . Se planeó vender el CO 2 capturado a Cenovus para usarlo en EOR en el campo Weyburn. Cualquier CO 2no utilizado para EOR se planeó para ser utilizado por el proyecto Aquistore y almacenado en acuíferos salinos profundos. Muchas complicaciones han impedido que la Unidad 3 y este proyecto estén en línea tanto como se esperaba, pero entre agosto de 2017 y agosto de 2018, la Unidad 3 estuvo en línea el 65% de todos los días en promedio. Desde el inicio de la operación, el proyecto Boundary Dam ha capturado más de 1 Mt de CO 2 y tiene una capacidad nominal de captura de 1 Mtpa. [74] [75] SaskPower no tiene la intención de modernizar el resto de sus unidades, ya que el gobierno ordenó eliminarlas gradualmente para 2024. El futuro de una unidad modernizada en la central eléctrica Boundary Dam no está claro. [76]

Planta de combustible sintético Great Plains y proyecto Weyburn-Midale [ editar ]

La planta Great Plains Synfuel, propiedad de Dakota Gas , es una operación de gasificación de carbón que produce gas natural sintético y varios petroquímicos a partir del carbón. La planta ha estado en operación desde 1984, pero la captura y almacenamiento de carbono no comenzó hasta 2000. En 2000, Dakota Gas modernizó la planta con una unidad de captura de carbono para vender el CO 2 a Cenovus y Apache Energy, quienes tenían la intención de utilizar el CO 2 para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) en los campos Weyburn y Midale en Canadá. Los campos Midale se inyectan con 0.4 Mtpa y los campos Weyburn se inyectan con 2.4 Mtpa para una capacidad total de inyección de 2.8 Mtpa. El proyecto de dióxido de carbono Weyburn-Midale(o Proyecto de Monitoreo y Almacenamiento de CO 2 Weyburn-Midale de la IEA GEI ), un estudio científico colaborativo internacional realizado entre 2000 y 2011 también se llevó a cabo aquí, pero la inyección ha continuado incluso después de que el estudio ha concluido. Desde el año 2000, se han inyectado más de 30 Mt CO 2 y tanto la planta como los proyectos EOR aún están operativos. [77] [78] [79]

Proyectos piloto [ editar ]

El Proyecto del Acuífero Salino de Alberta (ASAP), el Proyecto Piloto de la Planta de Mejoramiento de Husky y de Etanol, el Proyecto de Redwater del Área de Heartland (HARP), el Proyecto de Secuestro del Área de Wabamun (WASP) y Aquistore. [80] [ verificación fallida ]

Otra iniciativa canadiense es la Red Integrada de CO 2 (ICO 2 N), un grupo de participantes de la industria que proporciona un marco para el desarrollo de la captura y almacenamiento de carbono en Canadá. [81] Otras organizaciones canadienses relacionadas con la CAC son la CCS 101, Carbon Management Canada, IPAC CO 2 y la Canadian Clean Power Coalition. [80]

China [ editar ]

Debido a su gran abundancia en el norte de China, el carbón representa alrededor del 60% del consumo energético del país. [82] La mayoría de las emisiones de CO 2 en China proceden de centrales eléctricas de carbón o de procesos de conversión de carbón en productos químicos (por ejemplo, la producción de amoníaco sintético, metanol, fertilizantes, gas natural y CTL ). [83] Según la AIE , alrededor de 385 de los 900 gigavatios de capacidad de energía de carbón de China se encuentran cerca de lugares adecuados para el almacenamiento de dióxido de carbono. [84] Con el fin de aprovechar estos lugares de almacenamiento adecuados (muchos de los cuales son propicios para una mejor recuperación de petróleo) y reducir sus emisiones de dióxido de carbono, China ha comenzado a desarrollar varios proyectos de CAC. Tres de estas instalaciones ya están operativas o en las últimas etapas de construcción, pero estos proyectos extraen CO 2 del procesamiento de gas natural o de la producción petroquímica. Al menos ocho instalaciones más se encuentran en fase inicial de planificación y desarrollo, la mayoría de las cuales capturarán las emisiones de las centrales eléctricas. Casi todos estos proyectos de CAC, independientemente de la fuente de CO 2 , inyectan dióxido de carbono con el propósito de EOR. [85]

CNPC Jilin Oil Field [ editar ]

El primer proyecto de captura de carbono de China es el campo petrolero de Jilin en Songyuan , provincia de Jilin . Comenzó como un proyecto piloto de EOR en 2009, [86] pero desde entonces se ha convertido en una operación comercial para la Corporación Nacional del Petróleo de China (CNPC), y la fase final de desarrollo se completó en 2018. [85] La fuente de dióxido de carbono es el cercano campo de gas de Changling, del cual se extrae gas natural con aproximadamente 22,5% de CO 2 . Después de la separación en la planta de procesamiento de gas natural, el dióxido de carbono se transporta a Jilin a través de un oleoducto y se inyecta para una mejora del 37% en la recuperación de petróleo en el campo de petróleo de baja permeabilidad. [87]A capacidad comercial, la instalación inyecta actualmente 0,6 MtCO 2 por año y ha inyectado un total acumulado de más de 1,1 millones de toneladas durante su vida útil. [85]

Proyecto Sinopec Qilu Petrochemical CCS [ editar ]

La Corporación Petroquímica Sinopec Qilu es una gran empresa de energía y química que actualmente desarrolla una unidad de captura de carbono cuya primera fase estará operativa en 2019. La instalación está ubicada en la ciudad de Zibo , provincia de Shandong , donde hay una planta de fertilizantes que produce grandes cantidades de carbono. dióxido de gasificación de carbón / coque. [88] El CO 2 se capturará mediante destilación criogénica y se transportará a través de un oleoducto al cercano campo petrolífero de Shengli para mejorar la recuperación de petróleo. [89] La construcción de la primera fase ya ha comenzado y, una vez finalizada, capturará e inyectará 0,4 MtCO 2.por año. También se espera que el campo petrolero de Shengli sea el destino del dióxido de carbono capturado de la planta de energía de Shengli de Sinopec, aunque no se espera que esta instalación esté operativa hasta la década de 2020. [89]

Proyecto CCS integrado de Yanchang [ editar ]

Yanchang Petroleum está desarrollando instalaciones de captura de carbono en dos plantas de conversión de carbón en productos químicos en la ciudad de Yulin , provincia de Shaanxi . [90] La primera planta de captura es capaz de capturar 50.000 toneladas de CO 2 por año y se terminó en 2012. La construcción de la segunda planta comenzó en 2014 y se espera que esté terminada en 2020, con una capacidad de 360.000 toneladas capturadas por año. [83] Este dióxido de carbono se transportará a la cuenca de Ordos, una de las regiones productoras de carbón, petróleo y gas más grandes de China con una serie de yacimientos de petróleo de baja y ultrabaja permeabilidad . La falta de agua en esta área ha limitado el uso de agua de inundación para EOR, por lo que el CO 2 inyectadoapoyará el desarrollo de una mayor producción de petróleo de la cuenca. [91]

Alemania [ editar ]

El área industrial alemana de Schwarze Pumpe, a unos 4 kilómetros (2,5 millas) al sur de la ciudad de Spremberg , alberga la primera planta de carbón CCS de demostración del mundo, la central eléctrica Schwarze Pumpe . [92] La miniplanta piloto funciona con una caldera de oxicombustible construida por Alstom y también está equipada con una instalación de limpieza de gases de combustión para eliminar las cenizas volantes y el dióxido de azufre . La empresa sueca Vattenfall AB invirtió unos 70 millones de euros en el proyecto de dos años, que comenzó a funcionar el 9 de septiembre de 2008. La planta de energía, que tiene una potencia de 30 megavatios , es un proyecto piloto que servirá como prototipo de energía a gran escala en el futuro. plantas.[93] [94] 240 toneladas diarias de CO
2se están transportando en camiones 350 kilómetros (220 millas) donde se inyectará en un campo de gas vacío. El grupo BUND de Alemania lo llamó " hoja de parra ". Por cada tonelada de carbón quemado, se producen 3,6 toneladas de dióxido de carbono. [95] El programa CCS en Schwarze Pumpe finalizó en 2014 debido a costos no viables y uso de energía. [96]

La empresa de servicios públicos alemana RWE opera un CO a escala piloto
2depuradora en la central eléctrica de Niederaußem de lignito construida en cooperación con BASF (proveedor de detergente) y Linde Engineering. [97]

En Jänschwalde, Alemania, [98] se está trabajando en un plan para una caldera de oxicombustible, con una potencia de 650 MW térmicos (alrededor de 250 MW eléctricos), que es aproximadamente 20 veces más que la planta piloto de 30 MW de Vattenfall en construcción, y se compara con la actual las plataformas de prueba de oxicombustible más grandes de 0,5 MW. La tecnología de captura posterior a la combustión también se demostrará en Jänschwalde. [99]

Holanda [ editar ]

Desarrollado en los Países Bajos, una electrocatálisis por un complejo de cobre ayuda a reducir el dióxido de carbono a ácido oxálico . [100]

Noruega [ editar ]

En Noruega, el CO
2El Centro de Tecnología (TCM) en Mongstad comenzó a construirse en 2009 y se completó en 2012. Incluye dos plantas de tecnología de captura (una de amina avanzada y una de amoníaco refrigerado), ambas capturando gases de combustión de dos fuentes. Esto incluye una planta de energía a gas y gas de combustión de craqueo de refinería (similar al gas de combustión de una planta de energía a carbón).

Además de esto, también se planeó que el sitio de Mongstad tuviera una planta de demostración de CCS a gran escala. El proyecto se retrasó hasta 2014, 2018 y luego indefinidamente. [101] El costo del proyecto se elevó a 985 millones de dólares EE.UU. [102] Luego, en octubre de 2011, Aker Solutions canceló su inversión en Aker Clean Carbon, declarando que el mercado de secuestro de carbono estaba "muerto". [103]

El 1 de octubre de 2013, Noruega pidió a Gassnova que no firmara ningún contrato para la captura y almacenamiento de carbono fuera de Mongstad. [104]

En 2015, Noruega estaba revisando estudios de viabilidad y esperaba tener un proyecto de demostración de captura de carbono a gran escala para 2020. [105]

En 2020, anunció "Longship" ("Langskip" en noruego). Este proyecto de 2700 millones de CCS capturará y almacenará las emisiones de carbono de la fábrica de cemento de Norcem en Brevik. Además, planea financiar la instalación de incineración de residuos Varme de Fortum Oslo. Finalmente, financiará el proyecto de transporte y almacenamiento "Northern Lights", un proyecto conjunto entre Equinor, Shell y Total. Este último proyecto transportará CO2 líquido desde las instalaciones de captura hasta una terminal en Øygarden en el condado de Vestland. Desde allí, el CO2 se bombeará a través de tuberías hasta un depósito debajo del lecho marino. [106] [107] [108] [109]

Inyección de CO 2 Sleipner [ editar ]

Sleipner es un campo de gas en alta mar en pleno funcionamiento con inyección de CO 2 que se inició en 1996. El CO 2 se separa del gas producido y se reinyecta en el acuífero salino de Utsira (800–1000 m por debajo del suelo oceánico) por encima de las zonas de reservorios de hidrocarburos. [110] Este acuífero se extiende mucho más al norte de la instalación de Sleipner en su extremo sur. El gran tamaño del embalse explica por qué se espera que se almacenen 600 mil millones de toneladas de CO 2 , mucho después de que finalice el proyecto de gas natural de Sleipner . La instalación de Sleipner es el primer proyecto que inyecta su CO 2 capturado en una característica geológica con el propósito de almacenarlo en lugar de comprometer económicamente el EOR .

Emiratos Árabes Unidos [ editar ]

Abu Dhabi [ editar ]

Después del éxito de la operación de su planta piloto en noviembre de 2011, Abu Dhabi National Oil Company y Abu Dhabi Future Energy Company se movieron para crear la primera instalación comercial de CCS en la industria del hierro y el acero. [111] El CO 2 , un subproducto del proceso de fabricación de hierro, se transporta a través de un oleoducto de 50 km a las reservas de petróleo de la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi para EOR. La capacidad total de captura de carbono de la instalación es de 800.000 toneladas por año.

Reino Unido [ editar ]

El presupuesto de 2020 asignó 800 millones de libras para intentar crear clústeres de CAC para 2030, capturar dióxido de carbono de la industria pesada [112] y una central eléctrica de gas y almacenarlo bajo el Mar del Norte . [113] The Crown Estate es responsable de los derechos de almacenamiento en la plataforma continental del Reino Unido y ha facilitado el trabajo sobre cuestiones técnicas y comerciales del almacenamiento de dióxido de carbono en alta mar. [114]

Estados Unidos [ editar ]

En octubre de 2009, el Departamento de Energía de EE. UU. Otorgó subvenciones a doce proyectos de captura y almacenamiento de carbono industrial (ICCS) para realizar un estudio de viabilidad de fase 1. [115] El DOE planea seleccionar de 3 a 4 de esos proyectos para pasar a la Fase 2, diseño y construcción, y el inicio operativo se producirá en 2015. Battelle Memorial Institute , Pacific Northwest Division, Boise , Inc. y Fluor Corporation están estudiando un sistema CCS para la captura y almacenamiento de CO
2emisiones asociadas a la industria de producción de celulosa y papel . El sitio del estudio es la fábrica de papel Boise White Paper LLC ubicada cerca del municipio de Wallula en el sureste del estado de Washington. La planta genera aproximadamente 1,2 MMT de CO
2anualmente a partir de un conjunto de tres calderas de recuperación que se queman principalmente con licor negro , un subproducto reciclado que se forma durante la pulpa de madera para la fabricación de papel. Fluor Corporation diseñará una versión personalizada de su tecnología de captura de carbono Econamine Plus. El sistema Fluor también se diseñará para eliminar cantidades residuales de contaminantes atmosféricos remanentes de los gases de chimenea como parte del CO
2proceso de captura. Battelle lidera la preparación de un Volumen de información ambiental (EIV) para todo el proyecto, incluido el almacenamiento geológico del CO capturado.
2en formaciones de basalto de inundación profunda que existen en la región mayor. El EIV describirá el trabajo necesario de caracterización del sitio, la infraestructura del sistema de secuestro y el programa de monitoreo para respaldar el secuestro permanente de CO
2capturado en la planta. [ necesita actualización ]

Además de los proyectos individuales de captura y secuestro de carbono, hay varios programas en los Estados Unidos diseñados para investigar, desarrollar e implementar tecnologías CAC a gran escala. Estos incluyen el Programa de Secuestro de Carbono del Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (NETL), las asociaciones regionales de secuestro de carbono y el Foro de Liderazgo en Secuestro de Carbono (CSLF). [116] [117]

En septiembre de 2020, el Departamento de Energía de EE. UU. Otorgó $ 72 millones en fondos federales para apoyar el desarrollo y el avance de tecnologías de captura de carbono bajo dos anuncios de oportunidades de financiamiento (FOA). [118] En el marco de esta investigación y desarrollo de costos compartidos, el DOE otorgó $ 51 millones a nueve proyectos nuevos para fuentes industriales y de energía de carbón y gas natural, denominados Investigación y desarrollo (I + D) de captura de carbono: Pruebas a escala de ingeniería a partir de carbón y gas natural. Diseño de ingeniería inicial y de gases de combustión para fuentes industriales . También se otorgó un total de $ 21 millones a 18 proyectos de tecnologías que eliminan el dióxido de carbono de la atmósfera, etiquetadosInvestigación y desarrollo novedosos para la captura directa de dióxido de carbono de la atmósfera .

Los nueve proyectos seleccionados para la investigación y el desarrollo (I + D) de captura de carbono: Pruebas a escala de ingeniería a partir de gas de combustión a base de carbón y gas natural y Diseño de ingeniería inicial para fuentes industriales tienen como objetivo diseñar estudios de ingeniería iniciales para desarrollar tecnologías para capturar el CO2 generado como subproducto. de fabricación en emplazamientos industriales. Los proyectos seleccionados son los siguientes:

  1. Habilitación de la producción de acero con bajas emisiones de carbono mediante la captura de CO2 de los gases de altos hornos - ArcelorMittal EE.UU. [119]
  2. Proyecto Colorado LH CO2MENT - Electricore [120]
  3. Diseño de ingeniería de un sistema de captura de CO2 por membrana Polaris en una planta de cemento - Tecnología e investigación de membranas (MTR) Inc. [121]
  4. Diseño de ingeniería de una tecnología avanzada de captura de CO2 poscombustión Linde-BASF en una planta de reforma de H2 de vapor de metano de Linde - Praxair [122]
  5. Ingeniería y diseño inicial para la captura de CO2 de las instalaciones de etanol - Centro de Investigación Ambiental y Energética de la Universidad de Dakota del Norte [123]
  6. Proyecto de prueba de tecnología de captura de carbono de gas natural de Chevron - Chevron USA, Inc. [124]
  7. Demostración a escala de ingeniería de solvente transformacional en gases de combustión de NGCC - ION Clean Energy Inc. [125]
  8. Prueba a escala de ingeniería de un solvente pobre en agua para captura posterior a la combustión - Electric Power Research Institute Inc. [126]
  9. Diseño y ensayo a escala de ingeniería de tecnología de membranas transformacionales para la captura de CO2 - Instituto de Tecnología de Gas (GTI) [127]

Los dieciocho proyectos seleccionados para Investigación y desarrollo novedosos para la captura directa de dióxido de carbono de la atmósfera se centrarán en el desarrollo de nuevos materiales para su uso en la captura directa de aire y también completarán las pruebas de campo. Los proyectos seleccionados son los siguientes:

  1. Captura directa de aire utilizando nuevos adsorbentes estructurados - Electricore [128]
  2. Sistema avanzado integrado con revestimiento de absorbente reticular para capturar CO2 de la atmósfera - GE Research [129]
  3. Evaluación de absorbentes de amina MIL-101 (Cr) en condiciones realistas de captura directa de aire - Georgia Tech Research Corporation [130]
  4. Demostración de un sistema de captura de aire directo de movimiento continuo - Global Thermostat Operations, LLC [131]
  5. Demostración experimental de la variación de la concentración de alcalinidad para la captura directa de dióxido de carbono en el aire - Universidad de Harvard [132]
  6. Membrana de polímero híbrido de alto rendimiento para la separación de dióxido de carbono del aire ambiente - InnoSense, LLC [133]
  7. Materiales absorbentes transformadores para una reducción sustancial de los requisitos de energía para la captura directa de CO2 en el aire - InnoSepra, LLC [134]
  8. Un sistema combinado de captura directa de aire de CO2 y agua - IWVC, LLC [135]
  9. TRAMPAS: Absorbente de aerogel de aminopolímero sintonizable de rápida absorción para la captura directa de CO2 en el aire - Palo Alto Research Center [136]
  10. Captura directa de aire mediante el uso de pequeñas aminas atrapadas en cápsulas nanoporosas jerárquicas sobre fibras huecas porosas electrohiladas - Instituto Politécnico Rensselaer [137]
  11. Desarrollo de absorbentes sólidos avanzados para la captura directa de aire - RTI International [138]
  12. Recuperación de energía mediante captura directa del aire para la asociación CCUS (DAC RECO2UP) - Junta de Energía de los Estados del Sur [139]
  13. Adsorbentes de membrana que comprenden nanocajas inorgánicas autoensambladas (SINC) para captura de aire directa ultrarrápida habilitada por enfriamiento pasivo - SUNY [140]
  14. Absorbentes de baja temperatura de regeneración para la captura directa de CO2 en el aire - Susteon Inc. [141]
  15. Materiales híbridos a nanoescala encapsulados en fibra de próxima generación para captura directa de aire con rechazo selectivo de agua: los fideicomisarios de la Universidad de Columbia en la ciudad de Nueva York [142]
  16. Absorbentes de amina en gradiente para la captura de CO2 con oscilación en vacío bajo a temperatura ambiente - Universidad de Akron [143]
  17. Separación de dióxido de carbono impulsada electroquímicamente - Universidad de Delaware [144]
  18. Desarrollo de materiales novedosos para la captura directa de CO2 en el aire - Fundación de Investigación de la Universidad de Kentucky [145]
SECARB [ editar ]

En octubre de 2007, la Oficina de Geología Económica de la Universidad de Texas en Austin recibió un subcontrato de $ 38 millones por 10 años para llevar a cabo el primer proyecto a largo plazo monitoreado intensivamente en los Estados Unidos que estudia la viabilidad de inyectar un gran volumen de CO
2para almacenaje subterráneo. [146] El proyecto es un programa de investigación de la Asociación Regional de Secuestro de Carbono del Sureste (SECARB), financiado por el Laboratorio Nacional de Tecnología Energética del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE).

La asociación SECARB demostrará CO
2tasa de inyección y capacidad de almacenamiento en el sistema geológico Tuscaloosa-Woodbine que se extiende desde Texas hasta Florida. La región tiene el potencial de almacenar más de 200 mil millones de toneladas [ imprecisas ] de CO
2de las principales fuentes puntuales de la región, lo que equivale a aproximadamente 33 años de las emisiones totales de los Estados Unidos a las tasas actuales. A partir del otoño de 2007, el proyecto inyectará CO
2a razón de un millón de toneladas [ imprecisas ] por año, hasta por 1,5 años, en salmuera hasta 10,000 pies (3,000 m) debajo de la superficie de la tierra cerca del campo petrolífero de Cranfield, que se encuentra a unas 15 millas (24 km) al este de Natchez, Mississippi . El equipo experimental medirá la capacidad del subsuelo para aceptar y retener CO
2.

El proyecto de demostración de generación de energía y secuestro de carbono FutureGen de 1.400 millones de dólares , anunciado en 2003 por el presidente George W. Bush , se canceló en 2015 debido a retrasos y la imposibilidad de recaudar los fondos privados necesarios.

Proyecto Kemper [ editar ]

El Proyecto Kemper es una planta de energía a gas natural en construcción en el condado de Kemper, Mississippi , que originalmente se planeó como una planta de carbón. Mississippi Power , una subsidiaria de Southern Company , comenzó la construcción de la planta en 2010. [147] El proyecto se consideró fundamental para el Plan Climático del presidente Obama. [148] Si hubiera entrado en funcionamiento como una planta de carbón, el Proyecto Kemper habría sido la primera planta de electricidad de su tipo en emplear tecnologías de gasificación y captura de carbono a esta escala. El objetivo de emisiones era reducir el CO
2al mismo nivel que produciría una planta de gas natural equivalente. [149] Sin embargo, en junio de 2017, los proponentes, Southern Company y Mississippi Power, anunciaron que solo quemarían gas natural en la planta en este momento. [150]

La planta experimentó problemas de gestión de proyectos. [148] La construcción se retrasó y la apertura programada se retrasó más de dos años, a un costo de $ 6.6 mil millones, tres veces el costo estimado original. [151] [152] Según un análisis de Sierra Club , Kemper es la planta de energía más cara jamás construida por los vatios de electricidad que generará. [153]

Planta de procesamiento de gas natural de Terrell [ editar ]

Inaugurada en 1972, la planta Terrell en Texas, Estados Unidos, es el proyecto industrial de CCS en funcionamiento más antiguo en 2017. El CO 2 se captura durante el procesamiento de gas y se transporta principalmente a través del oleoducto Val Verde, donde finalmente se inyecta en el campo petrolero Sharon Ridge y otros sumideros secundarios para su uso en la recuperación mejorada de petróleo . [154] La instalación captura un promedio de entre 0,4 y 0,5 millones de toneladas de CO 2 por año. [155]

Fertilizante Enid [ editar ]

Comenzando su operación en 1982, la instalación propiedad de la compañía Koch Nitrogen es la segunda instalación CCS a gran escala más antigua que aún está en operación. [85] El CO 2 que se captura es un subproducto de alta pureza de la producción de fertilizantes nitrogenados. El proceso se hace económico al transportar el CO 2 a los campos petrolíferos para EOR .

Planta de procesamiento de gas de Shute Creek [ editar ]

Se recuperan 7 millones de toneladas métricas de CO 2 anualmente de la planta de procesamiento de gas Shute Creek de ExxonMobil cerca de La Barge , Wyoming , y se transportan por oleoducto a varios campos petroleros para mejorar la recuperación de petróleo. Iniciado en 1986, este proyecto tiene la segunda mayor capacidad de captura de CO 2 de todas las instalaciones de CAC operativas del mundo. [85]

Petra Nova [ editar ]

El proyecto Petra Nova es un esfuerzo de mil millones de dólares asumido por NRG Energy y JX Nippon para modernizar parcialmente su planta de energía de carbón WA Parish de propiedad conjunta con captura de carbón de postcombustión. La planta, que está ubicada en Thompsons, Texas (en las afueras de Houston), entró en servicio comercial en 1977 y la captura de carbono comenzó a operar el 10 de enero de 2017. La unidad 8 de WA Parish genera 240 MW y el 90% del CO 2 (o 1,4 millones de toneladas) se capturan por año. [156]El dióxido de carbono capturado (99% de pureza) de la planta de energía se comprime y se canaliza a unas 82 millas hasta West Ranch Oil Field, Texas, donde se utilizará para mejorar la recuperación de petróleo. El campo tiene una capacidad de 60 millones de barriles de petróleo y ha aumentado su producción de 300 barriles diarios a 4000 barriles diarios. [157] [156] Se espera que este proyecto se ejecute durante al menos otros 20 años. [156] El 1 de mayo de 2020, NRG cerró Petra Nova, citando los bajos precios del petróleo durante la pandemia de COVID-19 . Según los informes, la planta también había sufrido cortes frecuentes y no cumplió con su objetivo de secuestro de carbono en un 17% durante sus primeros tres años de operación. [158] El 29 de enero de 2021 se anunció que la planta sería suspendida. [159]

Illinois Industrial [ editar ]

El proyecto de captura y almacenamiento de carbono industrial de Illinois es una de las cinco instalaciones actualmente operativas dedicadas al almacenamiento geológico de CO 2 . El proyecto recibió una inversión de 171 millones de dólares del DOE y más de 66 millones de dólares del sector privado. El CO 2 es un subproducto del proceso de fermentación de la producción de etanol de maíz y se almacena a 7000 pies bajo tierra en el monte. Acuífero salino Simon Sandstone. La instalación comenzó su secuestro en abril de 2017 y tiene una capacidad de captura de carbono de 1 Mt / a. [160] [161] [162]

Instalación de demostración de energía .NET [ editar ]

La instalación de demostración de NET de energía es un oxi-combustión central eléctrica de gas natural que opera por el ciclo de potencia Allam . Debido a su diseño único, la planta puede reducir sus emisiones al aire a cero al producir una corriente casi pura de CO 2 como residuo que puede enviarse para su almacenamiento o utilización . [163] La planta se encendió por primera vez en mayo de 2018. [164]

Planta del siglo [ editar ]

Occidental Petroleum , junto con SandRidge Energy , está operando una planta de procesamiento de gas de hidrocarburos en el oeste de Texas y la infraestructura de tuberías relacionada que proporciona CO 2 para su uso en la recuperación mejorada de petróleo (EOR). Con una capacidad total de captura de CO 2 de 8,4 Mt / a, la planta Century es la instalación de captura de CO 2 de fuente industrial única más grande del mundo. [165]

Desarrollando proyectos [ editar ]

ANICA - Proceso avanzado de bucle de carbonato calentado indirectamente [ editar ]

El Proyecto ANICA está enfocado en el desarrollo de tecnología de captura de carbono económicamente viable para plantas de cal y cemento, que son responsables del 5% del total de emisiones antropogénicas de dióxido de carbono . [166] Desde el año 2019, un consorcio de 12 socios de Alemania , Reino Unido y Grecia [167] ha estado trabajando en el desarrollo de nuevos conceptos de integración del proceso de corte de carbonato calentado indirectamente (IHCaL) de última generación en producción de cemento y cal. Los objetivos del proyecto en la reducción de la penalización energética y CO 2 costes de evitación de CO 2 de captura de cal yplantas de cemento . En 36 meses, el proyecto llevará la tecnología IHCaL a un alto nivel de madurez técnica mediante la realización de pruebas piloto a largo plazo en entornos relevantes para la industria y la implementación de simulaciones precisas 1D y 3D.

Iniciativa Backbone CCUS del Puerto de Rotterdam [ editar ]

Prevista para 2021, la Iniciativa Backbone CCUS del Puerto de Rotterdam tiene como objetivo implementar una "columna vertebral" de infraestructura CCS compartida para su uso por varias empresas ubicadas alrededor del Puerto de Rotterdam en Rotterdam , Países Bajos. El proyecto, supervisado por el puerto de Rotterdam, la compañía de gas natural Gasunie y la EBN, busca capturar y secuestrar 2 millones de toneladas de dióxido de carbono por año a partir de 2020 y aumentar este número en los próximos años. [168]Aunque depende de la participación de empresas, el objetivo de este proyecto es reducir en gran medida la huella de carbono del sector industrial del puerto de Rotterdam y establecer una infraestructura CCS exitosa en los Países Bajos tras el proyecto ROAD recientemente cancelado. El dióxido de carbono capturado de las plantas químicas y refinerías locales será secuestrado en el lecho marino del Mar del Norte . También se ha considerado la posibilidad de una iniciativa de CCU, en la que el dióxido de carbono capturado se venderá a empresas hortícolas, que lo utilizarán para acelerar el crecimiento de las plantas, así como a otros usuarios industriales. [168]

Métodos alternativos de captura de carbono [ editar ]

Aunque la mayor parte de la captura de carbono industrial se realiza mediante la captura posterior a la combustión, existen varios proyectos notables que utilizan una variedad de métodos de captura alternativos. Se han construido varias plantas piloto y de demostración de menor escala para la investigación y las pruebas utilizando estos métodos, y un puñado de proyectos propuestos se encuentran en desarrollo temprano a escala industrial. Algunos de los proyectos alternativos de captura de carbono más notables incluyen:

Planta de captura directa de aire de Climeworks y proyecto CarbFix2 [ editar ]

Climeworks inauguró la primera planta comercial de captura directa de aire en Zúrich , Suiza. Su proceso consiste en capturar dióxido de carbono directamente del aire ambiente utilizando un filtro patentado, aislar el dióxido de carbono capturado a altas temperaturas y finalmente transportarlo a un invernadero cercano como fertilizante . La planta está construida cerca de una instalación de recuperación de residuos que utiliza su exceso de calor para alimentar la planta de Climeworks. [169]

Climeworks también está trabajando con Reykjavik Energy en el proyecto CarbFix2 con financiación de la Unión Europea. Este proyecto, ubicado en Hellisheidi, Islandia, utiliza tecnología de captura directa de aire para almacenar geológicamente dióxido de carbono al operar en conjunto con una gran planta de energía geotérmica . Una vez que se captura el dióxido de carbono utilizando los filtros de Climeworks, se calienta utilizando el calor de la planta geotérmica y se une al agua. Luego, la planta geotérmica bombea el agua carbonatada hacia las formaciones rocosas subterráneas donde el dióxido de carbono reacciona con el lecho de roca basáltica y forma minerales de carbonita . [170]

Estación de Duke Energy East Bend [ editar ]

Los investigadores del Centro de Investigación de Energía Aplicada de la Universidad de Kentucky están actualmente [ ¿cuándo? ] el desarrollo de la conversión mediada por algas de los gases de combustión de las centrales eléctricas de carbón en combustibles de hidrocarburos incorporados. [171] A través de su trabajo, estos investigadores han demostrado que el dióxido de carbono contenido en los gases de combustión de las centrales eléctricas de carbón se puede capturar utilizando algas, que posteriormente se pueden recolectar y utilizar, por ejemplo, como materia prima para la producción de hidrocarburos directos. combustibles. [172]

OPEN100 [ editar ]

El proyecto OPEN100, lanzado en 2020 por el Energy Impact Center (EIC), es el primer plan de código abierto del mundo para el despliegue de una planta de energía nuclear. [173] El Energy Impact Center y OPEN100 tienen como objetivo revertir el cambio climático para 2040 y creen que la energía nuclear es la única fuente de energía lo suficientemente adecuada para impulsar la captura y secuestro de carbono sin el compromiso de liberar ningún nuevo CO2 a la atmósfera en el proceso, por lo que resolviendo el calentamiento global. [174]

Este proyecto tiene la intención de reunir a investigadores, diseñadores, científicos, ingenieros, grupos de expertos, etc. para ayudar a compilar investigaciones y diseños que eventualmente evolucionarán hacia un modelo completamente detallado que esté disponible para el público y pueda utilizarse en el desarrollo de futuras plantas nucleares. .

Premio de tecnología de captura de carbono [ editar ]

El 21 de enero de 2021, Elon Musk anunció que estaba donando $ 100 millones para un premio a la mejor tecnología de captura de carbono. [175]

Uso para la industria pesada [ editar ]

En algunos países, como el Reino Unido, aunque el CCS se probará para centrales eléctricas de gas, también se considerará para ayudar con la descarbonización de la industria y la calefacción. [2]

Costo [ editar ]

El costo es un factor importante que afecta la implementación o no de CCS. El costo de la CAC, menos cualquier subsidio, debe ser menor que el costo esperado de emisión de CO2 para que un proyecto se considere económicamente favorable.

Se utilizan varias métricas diferentes para cuantificar el costo de CCS, lo que puede causar confusión porque muchas tienen las mismas unidades de costo por masa de CO 2 . [176] Por esta razón, es importante comprender qué métrica utiliza una fuente determinada para poder compararla correctamente con otros valores. La métrica más utilizada es el costo de CO 2 evitado, que se calcula con la siguiente ecuación. [176] [35]

En esta ecuación, COE es el costo de la electricidad para la planta con CCS y la planta de referencia. La planta de referencia suele ser la misma planta, pero sin CCS. Algunas fuentes utilizan el costo nivelado de la electricidad . Generalmente, el costo de transporte y almacenamiento del CO2 también se incluye en el costo de la electricidad ya que las emisiones de CO2 no se evitan realmente hasta que se almacena, aunque no siempre. [176] En el denominador, CO 2 es la masa de CO 2 emitida por unidad de electricidad neta producida (por ejemplo, USD / MWh). Esta es generalmente la métrica utilizada porque la mayoría de las discusiones giran en torno a la reducción de las emisiones de CO 2 y "el costo de mitigación se representa mejor como costo evitado". [35]Otra métrica común es el costo del CO 2 capturado, que se define mediante la siguiente ecuación. [35] [176]

El numerador es similar al utilizado para el costo de CO 2 evitado, excepto que solo se incluye el costo de captura (se excluyen los costos de transporte y almacenamiento). Sin embargo, el denominador es la cantidad total de CO 2 capturada por unidad de electricidad neta producida. Aunque al principio esto puede parecer lo mismo que la cantidad de CO 2 evitada, la cantidad de CO 2 capturada es en realidad mayor que la cantidad evitada. [35] La razón es que capturar CO2 requiere energía, y si esa energía proviene de combustibles fósiles (que suele ser el caso porque proviene de la misma planta), entonces se debe quemar más combustible para producir la misma cantidad de electricidad. Esto significa más CO 2se produce por MWh en la planta CCS que en la planta de referencia. En otras palabras, el costo de CO 2 capturado no toma en cuenta completamente la eficiencia reducida de la planta con CCS. Por esta razón, el costo del CO 2 capturado es siempre menor que el costo del CO 2 evitado y no describe el costo total de la CAC. [35] [176] Algunas fuentes también informan del aumento en el costo de la electricidad como una forma de evaluar el impacto económico de la CAC. [176]

Las razones por las que se espera que la CCS provoque aumentos de precios si se utiliza en centrales eléctricas de gas son varias. En primer lugar, los mayores requisitos energéticos de capturar y comprimir CO
2aumenta significativamente los costos operativos de las centrales eléctricas equipadas con CCS. Además, hay costos adicionales de inversión y capital.

El aumento de energía requerido para el proceso de captura de carbono también se denomina penalización energética. Se ha estimado que alrededor del 60% de la penalización energética se origina en el proceso de captura en sí, el 30% proviene de la compresión de CO
2, mientras que el 10% restante proviene de los requisitos de electricidad para bombas y ventiladores necesarios. [177] Se espera que la tecnología CCS utilice entre el 10 y el 40 por ciento de la energía producida por una central eléctrica. [178] [179] La CAC aumentaría la necesidad de combustible de una planta con CAC en aproximadamente un 15% para una planta de gas. [35] Se estima que el costo de este combustible adicional, así como el almacenamiento y otros costos del sistema, aumentan los costos de energía de una central eléctrica con CCS en un 30-60%, dependiendo de las circunstancias específicas.

Y como ocurre con la mayoría de las plantas químicas, la construcción de unidades CCS requiere mucho capital. Es probable que los proyectos de demostración de CAC precomerciales sean más costosos que la tecnología CAC madura; Se estima que los costos adicionales totales de un proyecto temprano de demostración de CAC a gran escala ascienden a entre 500 y 1100 millones de euros por proyecto durante la vida útil del proyecto. Son posibles otras aplicaciones. La CAC se probó para plantas de carbón a principios del siglo XXI, pero se encontró que era económicamente inviable en la mayoría de los países [180] (a partir de 2019 las pruebas aún están en curso en China, pero enfrentan desafíos logísticos de transporte y almacenamiento [181] ) en parte porque los ingresos derivados del uso del CO2 para una mejor recuperación del petróleo colapsaron con el colapso del precio del petróleo en 2020. [182]

El costo de la electricidad generada por diferentes fuentes, incluidas las que incorporan tecnologías CAC, se puede encontrar en el costo de la electricidad por fuente .

A partir de 2018, se ha estimado que se necesita un precio del carbono de al menos 100 euros para que la CAC industrial sea viable [183] junto con las tarifas de carbono . [184]

Según las estimaciones del gobierno del Reino Unido realizadas a finales de la década de 2010, se estima que la captura de carbono (sin almacenamiento) agregará 7 GBP por Mwh para 2025 al costo de la electricidad de una central eléctrica moderna a gas : sin embargo, la mayor parte del CO2 deberá almacenarse de manera que en total, el incremento del coste de la electricidad generada con gas o biomasa es de alrededor del 50%. [185]

Los posibles modelos comerciales para la captura industrial de carbono incluyen: [6]

Contrato por diferencia del precio de ejercicio del certificado de CO2 CfDC

Libro abierto Costo Plus

Base de activos regulados (RAB)

Créditos fiscales negociables para CCS

Certificados CCS negociables + obligación

Creación de mercado bajo en carbono

Los gobiernos de todo el mundo han proporcionado una variedad de diferentes tipos de apoyo financiero a los proyectos de demostración de CAC, incluidos créditos fiscales, asignaciones y subvenciones. La financiación está asociada tanto con el deseo de acelerar las actividades de innovación para la CAC como tecnología baja en carbono como con la necesidad de actividades de estímulo económico. [186]

CCS se enfrenta a la competencia del hidrógeno verde. [187]

Financiamiento de la CAC a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio [ editar ]

Una forma de financiar futuros proyectos de CAC podría ser a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto . En la COP16 de 2010, el Órgano Subsidiario de Asesoramiento Científico y Tecnológico, en su 33º período de sesiones, publicó un proyecto de documento recomendando la inclusión de la captura y almacenamiento de dióxido de carbono en formaciones geológicas en las actividades del proyecto del Mecanismo de Desarrollo Limpio. [188] En la COP17 en Durban , se alcanzó un acuerdo final que permite a los proyectos de CAC recibir apoyo a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio. [189]

Efectos ambientales [ editar ]

Centrales eléctricas de gas [ editar ]

El mérito teórico de los sistemas CCS es la reducción de CO
2emisiones hasta en un 90%, dependiendo del tipo de planta. Generalmente, los efectos ambientales del uso de CCS surgen durante la producción de energía, CO
2captura, transporte y almacenamiento. Las cuestiones relacionadas con el almacenamiento se tratan en esas secciones. Más recientemente, está aumentando el interés en el uso de la pirólisis de metano para convertir el gas natural en hidrógeno para las centrales eléctricas de gas, lo que evita la producción de CO2 y elimina la necesidad de CAC.

Se requiere energía adicional para CO
2captura, y esto significa que se debe usar una cantidad sustancialmente mayor de combustible para producir la misma cantidad de energía, dependiendo del tipo de planta. Los requisitos de energía adicional para las plantas de ciclo combinado de gas natural (NGCC) oscilan entre el 11 y el 22% [IPCC, 2005]. [190] Obviamente, el uso de combustible y los problemas ambientales derivados de la extracción de gas aumentan en consecuencia. Las plantas equipadas con sistemas de reducción catalítica selectiva para óxidos de nitrógeno producidos durante la combustión [191] requieren cantidades proporcionalmente mayores de amoníaco .

En 2005, el IPCC proporcionó estimaciones de las emisiones atmosféricas de varios diseños de plantas de CAC. Mientras que CO
2se reduce drásticamente, aunque nunca se captura por completo, las emisiones de contaminantes atmosféricos aumentan significativamente, generalmente debido a la penalización energética de la captura. Por tanto, el uso de CAC conlleva una reducción de la calidad del aire. El tipo y la cantidad de contaminantes del aire todavía dependen de la tecnología. CO
2se captura con disolventes alcalinos que atrapan el CO ácido
2a bajas temperaturas en el absorbedor y liberando CO
2a temperaturas más altas en un desorbedor. Las plantas CCS de amoníaco refrigerado tienen emisiones inevitables de amoníaco al aire. El "amoníaco funcionalizado" emite menos amoníaco, pero las aminas pueden formar aminas secundarias y estas emitirán nitrosaminas volátiles [192] por una reacción secundaria con nitrogendióxido, que está presente en cualquier gas de combustión incluso después de DeNOx. Sin embargo, hay aminas avanzadas en pruebas con poca o ninguna presión de vapor para evitar estas emisiones de amina y nitrosamina consecutivas.

Centrales eléctricas de carbón [ editar ]

Según un estudio de 2020, la mitad de CCS podría instalarse en plantas de carbón en comparación con las de gas: estarían principalmente en China y algunas en India. [193] El mérito teórico de los sistemas CCS es la reducción de CO
2emisiones hasta en un 90%, dependiendo del tipo de planta. Generalmente, los efectos ambientales del uso de CCS surgen durante la producción de energía, CO
2captura, transporte y almacenamiento. Las cuestiones relacionadas con el almacenamiento se tratan en esas secciones.

Se requiere energía adicional para CO
2captura, y esto significa que se debe usar una cantidad sustancialmente mayor de combustible para producir la misma cantidad de energía, dependiendo del tipo de planta. Para las nuevas plantas de carbón pulverizado (PC) supercríticas que utilizan la tecnología actual, los requisitos de energía adicional oscilan entre el 24 y el 40%, mientras que para los sistemas de ciclo combinado de gasificación a base de carbón (IGCC) es del 14 al 25% [IPCC, 2005]. [194] Obviamente, el uso de combustible y los problemas ambientales derivados de la minería y la extracción de carbón aumentan en consecuencia. Las plantas equipadas con sistemas de desulfuración de gases de combustión (FGD) para el control del dióxido de azufre requieren proporcionalmente mayores cantidades de piedra caliza y los sistemas equipados con sistemas de reducción catalítica selectiva para óxidos de nitrógenoproducidos durante la combustión requieren cantidades proporcionalmente mayores de amoníaco .

En 2005, el IPCC proporcionó estimaciones de las emisiones atmosféricas de varios diseños de plantas de CAC. Mientras que CO
2se reduce drásticamente, aunque nunca se captura por completo, las emisiones de contaminantes atmosféricos aumentan significativamente, generalmente debido a la penalización energética de la captura. Por tanto, el uso de CAC conlleva una reducción de la calidad del aire. El tipo y la cantidad de contaminantes del aire todavía dependen de la tecnología. CO
2se captura con disolventes alcalinos que atrapan el CO ácido
2a bajas temperaturas en el absorbedor y liberando CO
2a temperaturas más altas en un desorbedor. Las plantas CCS de amoníaco refrigerado tienen emisiones inevitables de amoníaco al aire. El "amoníaco funcionalizado" emite menos amoníaco, pero las aminas pueden formar aminas secundarias y estas emitirán nitrosaminas volátiles [192] por una reacción secundaria con nitrogendióxido, que está presente en cualquier gas de combustión incluso después de DeNOx. Sin embargo, hay aminas avanzadas en pruebas con poca o ninguna presión de vapor para evitar estas emisiones de amina y nitrosamina consecutivas. Sin embargo, todas las aminas de las plantas de captura tienen en común que prácticamente el 100% del dióxido de azufre restante de la planta se elimina por lavado del gas de combustión, lo mismo ocurre con el polvo / cenizas.

Fuga [ editar ]

Retención a largo plazo del CO almacenado
2[ editar ]

Para sitios de almacenamiento geológico bien seleccionados, diseñados y administrados, el IPCC estima que los riesgos de fugas son comparables a los asociados con la actividad actual de hidrocarburos. [195] Sin embargo, este hallazgo es impugnado debido a la falta de experiencia en almacenamiento a largo plazo. [196] [197] CO
2podrían quedar atrapados durante millones de años, y aunque se producen algunas fugas hacia arriba a través del suelo, es probable que los sitios de almacenamiento bien seleccionados retengan más del 99% del CO inyectado
2más de 1000 años. [198] Las fugas a través de la tubería de inyección son un riesgo mayor. [199]

No se considera que el almacenamiento de minerales tenga ningún riesgo de fugas. El IPCC recomienda que se establezcan límites a la cantidad de fugas que pueden tener lugar.

Para investigar más a fondo la seguridad del CO
2secuestro, se puede estudiar el campo de gas Sleipner de Noruega , ya que es la planta más antigua que almacena CO
2a escala industrial. De acuerdo con una evaluación ambiental del campo de gas que se llevó a cabo luego de diez años de operación, el autor afirmó que la geosequestración de CO
2fue la forma más definida de almacenamiento geológico permanente de CO
2:

La información geológica disponible muestra la ausencia de eventos tectónicos importantes después de la deposición de la formación Utsira [reservorio salino]. Esto implica que el entorno geológico es tectónicamente estable y un sitio adecuado para el almacenamiento de dióxido de carbono. La captura de solubilidad [es] la forma más permanente y segura de almacenamiento geológico. [200]

En marzo de 2009, StatoilHydro publicó un estudio que mostraba la lenta propagación de CO
2en la formación después de más de 10 años de funcionamiento. [201]

La Fase I del Proyecto de Dióxido de Carbono Weyburn-Midale en Weyburn, Saskatchewan , Canadá ha determinado que la probabilidad de CO almacenado
2la liberación es menos del uno por ciento en 5,000 años. [202] Sin embargo, un informe de enero de 2011 alegaba pruebas de fugas en la tierra por encima de ese proyecto. [203] Este informe fue refutado enérgicamente por el IEAGHG Weyburn-Midale CO.
2Proyecto de Monitoreo y Almacenamiento, que emitió un análisis de ocho páginas del estudio, alegando que no mostraba evidencia de fugas del reservorio. [204]

Para evaluar y reducir la responsabilidad por posibles fugas, la fuga de gases almacenados, en particular dióxido de carbono , a la atmósfera puede detectarse mediante el control de gases atmosféricos y puede cuantificarse directamente mediante las mediciones de flujo de covarianza de remolinos . [205] [206] [207]

Peligros por fugas accidentales repentinas de CO
2[ editar ]

Los esquemas de CCS implicarán el manejo y transporte de CO
2en una escala sin precedentes hasta ahora. Un proyecto de CCS para una sola central eléctrica estándar a carbón de 1.000 MW requerirá la captura y transporte de 30.000 toneladas de CO
2por día al sitio de almacenamiento. Las tuberías de transmisión pueden tener fugas o romperse. Las tuberías pueden equiparse con válvulas de bloqueo controladas a distancia que, al cerrarse, limitarán la cantidad de liberación al inventario de una sección aislable. Por ejemplo, una sección de tubería de 19 "cortada de 8 km de largo puede liberar 1300 toneladas de dióxido de carbono en aproximadamente 3 a 4 minutos. [208] En el sitio de almacenamiento, la tubería de inyección puede equiparse con válvulas de retención para evitar una liberación incontrolada. del embalse en caso de daños en la tubería aguas arriba.

Liberaciones de CO a gran escala
2presenta riesgo de asfixia. En el accidente minero de Menzengraben de 1953 , una liberación de varios miles de toneladas de CO
2- una cantidad comparable a una liberación accidental de un CCS CO
2tubería de transmisión: mató a una persona a una distancia de 300 metros debido a la asfixia. [208] El mal funcionamiento de un sistema de extinción de incendios industrial de dióxido de carbono en un gran almacén liberó 50 t de CO
2después de lo cual 14 ciudadanos colapsaron en la vía pública cercana. [208] El incidente de Berkel en Rodenrijs en diciembre de 2008 fue otro ejemplo, donde una modesta liberación de CO
2de una tubería debajo de un puente resultó en la muerte de algunos patos que se refugiaban allí. [209] Con el fin de medir las emisiones accidentales de carbono con mayor precisión y disminuir el riesgo de muertes por este tipo de fugas, la implementación de CO
2[¿ Quién ha propuesto medidores de alerta alrededor del perímetro del proyecto ? ] . El CO repentino más extremo
2El lanzamiento registrado tuvo lugar en 1986 en el lago Nyos .

Monitoreo de sitios de secuestro geológico [ editar ]

Para detectar fugas de dióxido de carbono y la efectividad de los sitios de secuestro geológico, se pueden emplear diferentes técnicas de monitoreo para verificar que el carbono secuestrado permanece atrapado debajo de la superficie en el reservorio previsto. Las fugas debidas a la inyección en ubicaciones o condiciones inadecuadas pueden provocar la liberación de dióxido de carbono a la atmósfera. Es importante poder detectar fugas con suficiente advertencia para detenerlas y poder cuantificar la cantidad de carbono que se ha filtrado para fines tales como políticas de límite y comercio , evaluación del impacto ambiental del carbono filtrado, como así como contabilizar la pérdida total y el costo del proceso. Para cuantificar la cantidad de dióxido de carbono liberado, en caso de que ocurra una fuga, o para observar de cerca el CO almacenado.
2, hay varios métodos de monitoreo que se pueden realizar tanto a nivel superficial como subterráneo. [210]

Monitoreo del subsuelo [ editar ]

En el monitoreo del subsuelo, existen métodos directos e indirectos para determinar la cantidad de CO
2en el embalse. Un método directo sería perforar lo suficientemente profundo para recolectar una muestra de fluido. Esta perforación puede resultar difícil y costosa debido a las propiedades físicas de la roca. También solo proporciona datos en una ubicación específica. Los métodos indirectos serían enviar ondas sonoras o electromagnéticas al depósito, donde luego se reflejan de nuevo para ser interpretadas. Este enfoque también es caro, pero proporciona datos sobre una región mucho más grande; sin embargo, carece de precisión. Tanto la monitorización directa como la indirecta se pueden realizar de forma intermitente o continua. [210]

Monitoreo sísmico [ editar ]

El monitoreo sísmico es un tipo de monitoreo indirecto del subsuelo. Se realiza mediante la creación de ondas sísmicas en la superficie con un vibrador sísmico o en el interior de un pozo con una masa excéntrica giratoria . Estas ondas luego se propagan a través de capas geológicas y se reflejan, creando patrones que son registrados por sensores sísmicos colocados en la superficie o en pozos, y luego interpretados por geofísicos. [211] Puede identificar las vías de migración de la OC
2penacho. [212] Ejemplos de vigilancia sísmica del secuestro geológico son el proyecto de secuestro de Sleipner , Frio CO
2Ensayo de inyección y el Proyecto CO2CRC Otway . [213] El monitoreo sísmico activo puede confirmar la presencia de CO
2en una región dada y mapear su distribución lateral, pero no es sensible al CO
2 concentración.

Supervisión de superficie [ editar ]

La covarianza de Eddy es una técnica de monitoreo de superficie que mide el flujo de CO
2desde la superficie del suelo. Implica medir CO
2concentraciones y velocidades verticales del viento utilizando un anemómetro. [214] Esto proporciona una medida del flujo vertical total de CO
2. Las torres de covarianza de Eddy podrían detectar fugas, sin embargo, el ciclo natural del carbono, como la fotosíntesis y la respiración de las plantas, debería tenerse en cuenta y una línea de base de CO.
2tendría que desarrollarse un ciclo para la ubicación del seguimiento. Un ejemplo de las técnicas de covarianza de Eddy utilizadas para monitorear los sitios de secuestro de carbono es la prueba de liberación superficial. [215] Otro enfoque similar es utilizar cámaras de acumulación. Estas cámaras están selladas al suelo con una corriente de flujo de entrada y salida conectada a un analizador de gas. [210] Esto también mide el flujo vertical de CO
2. La desventaja de las cámaras de acumulación es su incapacidad para monitorear una región grande que es necesaria para detectar CO
2 Fugas en todo el sitio de secuestro.

Monitoreo InSAR [ editar ]

El monitoreo InSAR es otro tipo de monitoreo de superficie. Se trata de un satélite que envía señales a la superficie de la Tierra, donde se refleja de vuelta al receptor del satélite. A partir de esto, el satélite puede medir la distancia hasta ese punto. [216] En CCS, la inyección de CO
2en subcapas profundas de sitios geológicos crea altas presiones. Estas capas llenas de fluido y de alta presión afectan a las que están por encima y por debajo, lo que da como resultado un cambio en el paisaje de la superficie. En áreas de CO almacenado
2, la superficie del suelo a menudo se eleva debido a las altas presiones que se originan en las capas profundas del subsuelo. Estos cambios en la elevación de la superficie de la Tierra corresponden a un cambio en la distancia desde el satélite inSAR que luego es detectable y medible. [216]

Captura y utilización de carbono (CCU) [ editar ]

Esta sección es un extracto de Captura y utilización de carbono [ editar ]
Comparación entre el secuestro y la utilización del dióxido de carbono capturado

La captura y utilización de carbono (CCU) es el proceso de captura de dióxido de carbono ( C O 2 ) para reciclarlo para su uso posterior. [217] La captura y utilización de carbono puede ofrecer una respuesta al desafío mundial de reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero de los principales emisores estacionarios (industriales). [218] CCU se diferencia de la captura y almacenamiento de carbono (CCS) en que CCU no tiene como objetivo ni resulta en el almacenamiento geológico permanente de dióxido de carbono. En cambio, CCU tiene como objetivo convertir el dióxido de carbono capturado en sustancias o productos más valiosos; como plásticos, hormigón o biocombustible ; mientras retiene elneutralidad de carbono de los procesos productivos.

El CO 2 capturado se puede convertir en varios productos: un grupo son los hidrocarburos , como el metanol, para su uso como biocombustibles y otras fuentes de energía alternativas y renovables . Otros productos comerciales incluyen plásticos, hormigón y reactivos para diversas síntesis químicas. [219]

Aunque CCU no genera un carbono neto positivo para la atmósfera, hay varias consideraciones importantes que deben tenerse en cuenta. El requisito de energía para el procesamiento adicional de nuevos productos no debe exceder la cantidad de energía liberada por la quema de combustible, ya que el proceso requerirá más combustible. [ aclaración necesaria ] Debido a que el CO 2 es una forma termodinámicamente estable de productos de fabricación de carbono a partir de él, consume mucha energía. [220] Además, las preocupaciones sobre la escala de CCU son un argumento importante en contra de invertir en CCU. [ aclaración necesaria ] La disponibilidad de otras materias primas para crear un producto también debe considerarse antes de invertir en CCU.

Teniendo en cuenta las diferentes opciones potenciales de captura y utilización, la investigación sugiere que las que involucran sustancias químicas, combustibles y microalgas tienen un potencial limitado de CO
2remoción, mientras que aquellos que involucran materiales de construcción y uso agrícola pueden ser más efectivos. [221]

La rentabilidad de CCU depende en parte del precio del carbono del CO 2 que se libera a la atmósfera. El uso de CO 2 capturado para crear productos comerciales útiles podría hacer que la captura de carbono sea económicamente viable. [222]

Debate político [ editar ]

CCS se ha enfrentado a cierta oposición política de los críticos que dicen que el despliegue de CCS a gran escala es riesgoso y costoso y que una mejor opción es la energía renovable y la energía de turbina de pirólisis de metano distribuible . Algunos grupos ambientalistas han dicho que existe el riesgo de fugas durante el tiempo de almacenamiento extremadamente largo requerido, por lo que han comparado la tecnología CCS con el almacenamiento de desechos radiactivos peligrosos de las centrales nucleares . [223]

El uso de CCS podría reducir el CO
2las emisiones de las chimeneas de las centrales eléctricas de carbón en un 85–90% o más, pero no tiene ningún efecto sobre el CO
2Emisiones debidas a la minería y transporte de carbón. En realidad, "aumentará esas emisiones y de contaminantes del aire por unidad de energía neta entregada y aumentará todos los impactos ecológicos, de uso de la tierra, de contaminación del aire y del agua de la minería, el transporte y el procesamiento del carbón, porque el sistema CCS requiere 25% más de energía, por lo tanto, 25% más de combustión de carbón que un sistema sin CCS ". [224]

Además, cuando se compararon las eficiencias energéticas netas de las plantas de energía de combustibles fósiles CCS y la electricidad renovable, un estudio de 2019 encontró que las plantas CCS eran menos efectivas. Se estimaron las proporciones de energía eléctrica devuelta en energía invertida (EROEI) de ambos métodos de producción, teniendo en cuenta sus costos de energía operativos y de infraestructura. La producción de electricidad renovable incluyó energía solar y eólica con suficiente almacenamiento de energía más producción de electricidad despachable. Por lo tanto, en la mitigación de la crisis climática, la expansión rápida de la electricidad renovable escalable y el almacenamiento sería preferible a la CAC de combustibles fósiles. [225]

Por un lado, Greenpeace afirma que la CAC podría llevar a duplicar los costos de las plantas de carbón. [178] Los opositores a la CAC también afirman que el dinero gastado en la CAC desviará las inversiones de otras soluciones al cambio climático. Por otro lado, BECCS se utiliza en algunos escenarios del IPCC para ayudar a cumplir los objetivos de mitigación, como 1,5 grados C [226].

Ver también [ editar ]

  • Bioenergía con captura y almacenamiento de carbono
  • Bomba biológica
  • Biosequestración
  • CAC y mitigación del cambio climático
  • Captura y almacenamiento de carbono (cronología)
  • Eliminación de dióxido de carbono
  • Secuestro de carbón
  • Sumidero de carbono
  • Licuefacción de carbón
  • Mitigación de la contaminación por carbón
  • Covarianza de remolinos
  • Escape de gas
  • Gas de combustion
  • Desulfuración de gases de combustión
  • Chimenea de gases de combustión
  • Ciclo combinado de gasificación integrada
  • Gas de vertedero
  • Emisiones de gases de efecto invernadero del ciclo de vida de las fuentes de energía
  • Erupción límnica
  • Economía baja en carbono
  • Pirólisis de metano
  • Clúster de la industria de procesos del noreste de Inglaterra
  • Sorbentes sólidos para la captura de carbono

Referencias [ editar ]

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Fuentes [ editar ]

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Lectura adicional [ editar ]

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Enlaces externos [ editar ]

  • Programas del Departamento de Energía de Energía Fósil del DOE sobre captura y almacenamiento de dióxido de carbono
  • Departamento de Energía de EE. UU.
  • Captura de carbono: un servicio de investigación del Congreso de evaluación de tecnología
  • Costa del Golfo de EE. UU.
  • Plataforma Cero Emisiones: asesor técnico de la Comisión de la UE sobre el despliegue de CCS y CCU
  • Evaluación Nacional de Recursos Geológicos de Almacenamiento de Dióxido de Carbono: Resultados del Servicio Geológico de Estados Unidos
  • Captura y secuestro de carbono del MIT