El objetivo de grandes entidades supranacionales por impulsar la descarbonización del sector energético brinda nuevas oportunidades a la implementación de tecnologías con captura y secuestro de CO2. La oxicombustión se presenta desde los años 70 como una opción interesante en el desarrollo de un sector energético eficiente y descarbonizado, con ejemplos tan ambiciosos como el ciclo Graz, que presenta una alta eficiencia si lo comparamos con el ciclo combinado. Sin embargo, se presentan nuevas oportunidades tecnológicas interesantes como la combustión por bucle químico y la industria del hidrógeno, que en conjunto pueden suponer un avance hacia una descarbonización más sostenible y viable a largo plazo.
El ciclo Graz es un ciclo de oxicombustión que utiliza una unidad de separación de aire (ASU) con una penalización energética severa. En este ámbito, la tecnología de combustión por bucle químico (CLC) puede suponer una gran diferencia en la eficiencia y rentabilidad de la planta. Utilizando UniSim Design® se evaluaron cinco plantas de energía, incluyendo una planta de referencia con ciclo combinado, dos avanzadas con captura y almacenamiento de carbono (CCS) de gas natural (GASU-GN y GCLC-GN) y dos ciclos con hidrógeno (GASU-H2 y GCLC-H2).
Con las herramientas de SEA Tool y SYSBAC se han analizado las variables ambientales, las eficiencias exergéticas de los componentes de los ciclos y se han evaluado económicamente los modelos propuestos.
Los ciclos de hidrógeno mostraron mayores eficiencias térmicas (en base al poder calorífico inferior), destacando el GCLC-H2 con un 64.3%, mientras que el GCLC-GN tuvo una eficiencia térmica del 56.9%, superando a la planta de referencia en 1.4 puntos porcentuales. El GASU-GN capturó el 100% del CO2, y el GCLC-GN, el 98.6%. En términos exergéticos, el GCLC-GN alcanzó un 54.1% y el GCLC-H2 un 62.6%. Estos resultados muestran un avance significativo en eficiencia y reducción de emisiones. Los costes del GASU-GN se estiman en tres veces el de la central de la referencia (el coste del ciclo combinado CC), sin embargo, el GCLC-GN reduce esta cantidad un 43% con respecto al GASU-GN.
Para un coste del gas natural de 6.5€/GJ, un coste del hidrógeno de 26€/GJ y unas tasas por emisión de CO2 de 100€/ton. el coste nivelado de electricidad del GCLC-GN fue de 92.26 €/MWh, un 6.3% más barato que el ciclo combinado. Sin embargo, el GASU-GN fue un 2.8% más caro. Los ciclos de hidrógeno resultaron en un aumento del coste de electricidad del 91% (GASU-H2) y 80% (GCLC-H2) debido al alto precio del hidrógeno.
La viabilidad comercial de las tecnologías CCS es incierta debido a altos costos y menor desarrollo tecnológico. A pesar de las mejoras en eficiencia y reducción de emisiones, se necesitan avances tecnológicos adicionales y un apoyo económico significativo para optimizar estos sistemas y hacerlos competitivos. Se debe, continuar investigando y desarrollando tecnologías de captura de CO2 más económicas para lograr una descarbonización efectiva y sostenible del sector energético.
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The goal of large supranational entities to drive the decarbonization of the energy sector provides new opportunities for the implementation of CO2 capture and sequestration technologies. Since the 1970s, oxy-combustion has been presented as an interesting option in developing an efficient and decarbonized energy sector, with ambitious examples such as the Graz cycle, which shows high efficiency compared to the combined cycle. However, new and interesting technological opportunities are emerging, such as chemical looping combustion and the hydrogen industry, which together can represent progress towards more sustainable and viable long-term decarbonization.
The Graz cycle is an oxy-combustion cycle that uses an air separation unit (ASU) with a significant energy penalty. In this area, chemical looping combustion (CLC) technology can make a big difference in the efficiency and profitability of the plant. Using UniSim Design®, five power plants were evaluated, including a reference plant with a combined cycle, two advanced plants with carbon capture and storage (CCS) from natural gas (GASU-GN and GCLC-GN), and two hydrogen cycles (GASU-H2 and GCLC-H2).
Using the SEA Tool and SYSBAC tools, the exergy efficiencies of the cycle components were analyzed, environmental variables were assessed, and the proposed models were evaluated economically. The hydrogen cycles showed higher thermal efficiencies (based on lower heating value), with GCLC-H2 standing out at 64.3%, while GCLC-GN had a thermal efficiency of 56.9%, surpassing the reference plant by 1.4 percentage points. GASU-GN captured 100% of the CO2, and GCLC-GN, 98.6%. In exergy terms, GCLC-GN reached 54.1% and GCLC-H2, 62.6%. These results show significant progress in efficiency and emission reduction. The costs of GASU-GN are estimated to be three times the reference plant (the cost of the combined cycle CC), however, GCLC-GN reduces this amount by 43% compared to GASU-GN.
For a natural gas cost of 6.5€/GJ, a hydrogen cost of 26/€GJ, and CO2 emission rates of 100€/ton, the leveled cost of electricity for GCLC-GN was 92.26€/MWh, 6.3% cheaper than the combined cycle. However, GASU-GN was 2.8% more expensive. Hydrogen cycles resulted in an increase in electricity cost of 91% (GASU-H2) and 80% (GCLC-H2) due to the high price of hydrogen.
The commercial viability of CCS technologies is uncertain due to high costs and lower technological development. Despite of the improvements in efficiency and emission reduction, additional technological advances and significant economic support are needed to optimize these systems and make them competitive. Research and development of more economical CO2 capture technologies must continue to achieve effective and sustainable decarbonization of the energy sector.
El objetivo de grandes entidades supranacionales por impulsar la descarbonización del sector energético brinda nuevas oportunidades a la implementación de tecnologías con captura y secuestro de CO2. La oxicombustión se presenta desde los años 70 como una opción interesante en el desarrollo de un sector energético eficiente y descarbonizado, con ejemplos tan ambiciosos como el ciclo Graz, que presenta una alta eficiencia si lo comparamos con el ciclo combinado. Sin embargo, se presentan nuevas oportunidades tecnológicas interesantes como la combustión por bucle químico y la industria del hidrógeno, que en conjunto pueden suponer un avance hacia una descarbonización más sostenible y viable a largo plazo.
El ciclo Graz es un ciclo de oxicombustión que utiliza una unidad de separación de aire (ASU) con una penalización energética severa. En este ámbito, la tecnología de combustión por bucle químico (CLC) puede suponer una gran diferencia en la eficiencia y rentabilidad de la planta. Utilizando UniSim Design® se evaluaron cinco plantas de energía, incluyendo una planta de referencia con ciclo combinado, dos avanzadas con captura y almacenamiento de carbono (CCS) de gas natural (GASU-GN y GCLC-GN) y dos ciclos con hidrógeno (GASU-H2 y GCLC-H2).
Con las herramientas de SEA Tool y SYSBAC se han analizado las variables ambientales, las eficiencias exergéticas de los componentes de los ciclos y se han evaluado económicamente los modelos propuestos.
Los ciclos de hidrógeno mostraron mayores eficiencias térmicas (en base al poder calorífico inferior), destacando el GCLC-H2 con un 64.3%, mientras que el GCLC-GN tuvo una eficiencia térmica del 56.9%, superando a la planta de referencia en 1.4 puntos porcentuales. El GASU-GN capturó el 100% del CO2, y el GCLC-GN, el 98.6%. En términos exergéticos, el GCLC-GN alcanzó un 54.1% y el GCLC-H2 un 62.6%. Estos resultados muestran un avance significativo en eficiencia y reducción de emisiones. Los costes del GASU-GN se estiman en tres veces el de la central de la referencia (el coste del ciclo combinado CC), sin embargo, el GCLC-GN reduce esta cantidad un 43% con respecto al GASU-GN.
Para un coste del gas natural de 6.5€/GJ, un coste del hidrógeno de 26€/GJ y unas tasas por emisión de CO2 de 100€/ton. el coste nivelado de electricidad del GCLC-GN fue de 92.26 €/MWh, un 6.3% más barato que el ciclo combinado. Sin embargo, el GASU-GN fue un 2.8% más caro. Los ciclos de hidrógeno resultaron en un aumento del coste de electricidad del 91% (GASU-H2) y 80% (GCLC-H2) debido al alto precio del hidrógeno.
La viabilidad comercial de las tecnologías CCS es incierta debido a altos costos y menor desarrollo tecnológico. A pesar de las mejoras en eficiencia y reducción de emisiones, se necesitan avances tecnológicos adicionales y un apoyo económico significativo para optimizar estos sistemas y hacerlos competitivos. Se debe, continuar investigando y desarrollando tecnologías de captura de CO2 más económicas para lograr una descarbonización efectiva y sostenible del sector energético.
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The goal of large supranational entities to drive the decarbonization of the energy sector provides new opportunities for the implementation of CO2 capture and sequestration technologies. Since the 1970s, oxy-combustion has been presented as an interesting option in developing an efficient and decarbonized energy sector, with ambitious examples such as the Graz cycle, which shows high efficiency compared to the combined cycle. However, new and interesting technological opportunities are emerging, such as chemical looping combustion and the hydrogen industry, which together can represent progress towards more sustainable and viable long-term decarbonization.
The Graz cycle is an oxy-combustion cycle that uses an air separation unit (ASU) with a significant energy penalty. In this area, chemical looping combustion (CLC) technology can make a big difference in the efficiency and profitability of the plant. Using UniSim Design®, five power plants were evaluated, including a reference plant with a combined cycle, two advanced plants with carbon capture and storage (CCS) from natural gas (GASU-GN and GCLC-GN), and two hydrogen cycles (GASU-H2 and GCLC-H2).
Using the SEA Tool and SYSBAC tools, the exergy efficiencies of the cycle components were analyzed, environmental variables were assessed, and the proposed models were evaluated economically. The hydrogen cycles showed higher thermal efficiencies (based on lower heating value), with GCLC-H2 standing out at 64.3%, while GCLC-GN had a thermal efficiency of 56.9%, surpassing the reference plant by 1.4 percentage points. GASU-GN captured 100% of the CO2, and GCLC-GN, 98.6%. In exergy terms, GCLC-GN reached 54.1% and GCLC-H2, 62.6%. These results show significant progress in efficiency and emission reduction. The costs of GASU-GN are estimated to be three times the reference plant (the cost of the combined cycle CC), however, GCLC-GN reduces this amount by 43% compared to GASU-GN.
For a natural gas cost of 6.5€/GJ, a hydrogen cost of 26/€GJ, and CO2 emission rates of 100€/ton, the leveled cost of electricity for GCLC-GN was 92.26€/MWh, 6.3% cheaper than the combined cycle. However, GASU-GN was 2.8% more expensive. Hydrogen cycles resulted in an increase in electricity cost of 91% (GASU-H2) and 80% (GCLC-H2) due to the high price of hydrogen.
The commercial viability of CCS technologies is uncertain due to high costs and lower technological development. Despite of the improvements in efficiency and emission reduction, additional technological advances and significant economic support are needed to optimize these systems and make them competitive. Research and development of more economical CO2 capture technologies must continue to achieve effective and sustainable decarbonization of the energy sector. Read More
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