El ciclo combinado de gasificación integrada ( IGCC) es una tecnología CCGT que utiliza un generador de gas para convertir el carbón y otros combustibles en gas: gas de síntesis . Con la posterior purificación de este gas de impurezas antes de la combustión y con la posterior transformación de contaminantes como el azufre en productos útiles. Como resultado, se reduce la emisión de dióxido de azufre , hollín, etc.. El calor de la combustión primaria y el calor de los gases de escape se utilizan, de forma similar a la CCGT, para producir el vapor utilizado por la turbina de vapor.. Esto permite alcanzar un alto factor de eficiencia para una estación que funciona con combustible sólido, similar al factor de eficiencia de una planta de vapor-gas ~ 45-55%, y con cogeneración incluso más del 90%.
En Rusia , en 2005, la participación del carbón en el balance energético del país era de alrededor del 18 por ciento (el promedio mundial es del 39 por ciento). Según las estimaciones para 2010-2013, las reservas de carbón con el consumo actual durarán entre 100 y 150 años, mientras que las de petróleo y gas durarán entre 30 y 50 años. Además, el costo de 1 tonelada de combustible estándar ( TUT ) sobre el carbón en la mayoría de los casos es el más bajo en comparación con el fuel oil y el gas. En 2006, la eficiencia media global de las centrales térmicas fue del 31%. El uso de centrales de ciclo combinado con gasificación de carbón incrementará hasta dos veces la eficiencia de generación y al mismo tiempo reducirá las emisiones de contaminantes.
A continuación se muestra un diagrama de una planta de energía que usa un CCGT con gasificación de carbón:
Todo el proceso consta de cuatro subprocesos separados:
La planta utiliza varios tipos de transformaciones termodinámicas para producir energía útil. El generador de gas se utiliza como fuente de gas de síntesis (una mezcla de CO ~ 50 %, ~ 25 % H 2 , el resto es CO 2 , H 2 O, CH 4 ). Después de la purificación, el gas se alimenta a una turbina de gas para la combustión. El eje de la turbina está conectado a un generador eléctrico . Parte del calor de los gases de escape de la turbina se utiliza para generar vapor en la caldera de calor residual. El vapor impulsa una turbina de vapor que hace girar un segundo generador eléctrico. El bloque GICC (ver figura) es, por lo tanto, similar en estructura a las unidades CCGT ampliamente utilizadas en el mundo, y el gas natural es un combustible de repuesto para dicha planta. La principal diferencia está solo en la presencia de un sistema para la producción de gas sintético a partir de combustible sólido y su integración (debido al intercambio de calor) con un CCGT y una unidad de separación de aire. También es posible utilizar fuel oil, biomasa, residuos domésticos como combustible. Para aumentar la rentabilidad del proceso, el gas de síntesis suministrado a la turbina se puede separar del hidrógeno y el azufre. Luego se pueden usar para producir productos útiles (incluidos fertilizantes, amoníaco o metanol). Aunque la eliminación de hidrógeno y azufre de la corriente de gas de síntesis reduce su poder calorífico, la ganancia por la venta de estos productos compensa las pérdidas. Para proteger el medio ambiente y proteger la turbina de gas de la corrosión y la erosión, el gas de síntesis se elimina antes de la combustión en la turbina: polvo de azufre (en forma de gránulos, debido a la alta temperatura del proceso de fusión y polvo), cloruros y mercurio. El oxígeno después de la separación se utiliza para el proceso de gasificación, mientras que el nitrógeno (que no siempre se produce) se mezcla con el gas de síntesis en la entrada de la cámara de combustión. Esto aumenta el flujo másico de refrigerante a través de la turbina de gas, lo que aumenta su potencia de salida. Además, la presencia de nitrógeno en el gas de antorcha ayuda a reducir las emisiones de óxido y puede reducir la necesidad de inyección de agua o vapor. Se pueden usar pequeñas cantidades de nitrógeno para enfriar la turbina de gas. Durante la separación de oxígeno y nitrógeno, se necesita energía para comprimir el aire; tal operación consume hasta el 25% de la electricidad bruta generada por la turbina. El procedimiento para agregar gas nitrógeno o vapor aumenta la fuerza lograda en una turbina típica en aproximadamente un 20 % en comparación con el funcionamiento de una turbina con gas natural. La producción de gas de síntesis, que es una mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono, tiene lugar en un reactor cerrado en el que el carbono reacciona con vapor en presencia de oxígeno (presión 20-50 bar, temperatura de 1000 a 1500 K). Además de la producción de gas de síntesis, el generador de gas elimina cenizas y otras partículas. Después de salir del gasificador, los compuestos de azufre, el amoníaco, los metales pesados e incluso el dióxido de carbono se eliminan del gas de síntesis (la llamada absorción de CO2 ) . Como resultado, los contaminantes se eliminan antes de la combustión en la turbina de gas y no, como en la tecnología tradicional, de los productos de combustión. Al sintetizar la alta presión del gas antes de la combustión, la solución de descontaminación del IGCC es más económica y eficiente que las plantas convencionales.
La principal desventaja de esta tecnología es su complejidad y alto costo de construcción. La operación, en vista de la alta eficiencia y el bajo costo del combustible, debe ser rentable.
Como parte del proyecto de demostración Carbón Limpio del DOE en los Estados Unidos, se construyeron 3 estaciones usando IGCC en carbón: la central eléctrica del río Wabash en West Ter Oate, Inidana; Polk Power Station en Tampa, Florida (inaugurada en 1996) y Pinon Pine en Reno, Nevada. Otras unidades IGCC de carbón en funcionamiento se encuentran en Alexander (antes Buggenum) en los Países Bajos, Puertollano en España y JGC en Japón. En EE. UU., también se está construyendo el Proyecto en:Kemper en Mississippi .
En Italia, se construyeron 4 unidades GICC sobre los productos residuales de la refinación del petróleo: con una capacidad de 512 MW en la refinería ISAB en Priolo ( isla de Sicilia ) [1] , con una capacidad de 575 MW en la refinería de Sarroch ( isla de Cerdeña ) [2] , con una capacidad de 280 MW en la refinería Falconara [3] y 250 MW en la Refinería San Nazzaro [4]