Reconversión de termoeléctricas a hidrógeno y ...

1. Haga clic en este símbolo para añadir una nueva fotografía.

2. Para restablecer el diseño de la diapositiva:

3. En caso necesario, escoja una parte de la fotografía mediante “Recortar”.

Reconversión de termoeléctricas a hidrógeno y condensadores síncronosDescarbonización del sector energía en Chile | 28.09.21

AGENDA

28.09.21Página 2

1. Contexto: Tecnologías habilitantes para la descarbonización de la matriz

eléctrica

2. Análisis de dos opciones tecnológicas de reconversión de las

termoeléctricas y su integración al SEN

• Reconversión de termoeléctricas a carbón

• Reconversión de termoeléctricas a gas

• Comparación de costos de cada alternativa

• Conclusiones

Tecnologías habilitantes para la descarbonización de la matriz eléctrica

Comitente: Ministerio Federal de Medio Ambiente, Protección de la Naturaleza y Seguridad (Alemania)- BMU

Contraparte: Ministerio de Energía de Chile

Objetivo: Reducción de GEI mediante el uso de energías renovables y eficiencia energética

Descarbonización del

sector energía en Chile

2019 - 2022

Cogeneración para

Industria y Comercio

2015 – 2021

Global Carbon Market –

Chile

2017 - 2021

Programa 4e: Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética en Chile

Eficiencia energética en la

minería

2019-2022

28.09.21Página 3Contexto: Tecnologías habilitantes para la descarbonización de la matriz eléctrica

Contexto: Tecnologías habilitantes para la descarbonización de la matriz eléctrica

Energy Partnership Chile-

Alemania

2019-2022

28.09.21Página 4 Tecnologías habilitantes para la descarbonización de la matriz eléctrica


Estudios para la salida del carbón


✓ “Descarbonización del sector energético de Chile”

✓ Retiro y/o reconversión de las unidades de carbón en Chile

✓ Tecnologías coherentes con una transición hacia una

matriz energética sostenible

✓ Estrategia de Hidrógeno Verde

✓ Requerimientos de flexibilidad del sistema eléctrico

✓ Reutilización de infraestructura

✓ Proveer información para los procesos de planificación

✓ Abordar desafíos para integrar nuevas tecnologías al SEN


Contexto estudio

Fuente: GIZ

Análisis de dos opciones tecnológicas de reconversión de las termoeléctricas y su integración al SEN


1. Análisis de alternativas de reconversión de

las centrales a carbón y a gas.

2. Análisis de costos, aporte al SEN y aspectos

ambientales.

3. Análisis técnico-económico de reconversión

de las unidades del SEN

4. Conclusiones

Contenido del estudio

Objetivo del estudio

Analizar tecnologías con hidrógeno y condensadores

síncronos

https://www.4echile.cl/publicaciones/estudio-de-analisis-de-dos-opciones-tecnologicas-de-

reconversion-de-las-termoelectricas-y-su-integracion-al-sistema-electrico-nacional/

https://www.4echile.cl/publicaciones/estudio-de-analisis-de-dos-opciones-tecnologicas-de-reconversion-de-las-termoelectricas-y-su-integracion-al-sistema-electrico-nacional/


Combustible verde en caldera

Alimentación de combustible

CalderaTurbina de vapor

GeneradorSubestación eléctrica

Instalación turbinas


Turbina de gasTurbina de vapor


Condensador síncrono

Condensador síncronoSubestación eléctrica

Instalación motores


MotorGenerador

Subestación eléctrica

Instalación celdas de

combustible


Celda de combustibleSubestación eléctrica

Termoeléctrica a carbón

Alimentación de carbónCaldera

Turbina de vaporGenerador


Reconversión de termoeléctricas a carbón


Reconversión de un generador a condensador síncrono de 140 MVA en Estados Unidos. Fuente: (EME, 2017).


Condensadores síncronos


Nuevos equipos:

▪ Sistema de accionamiento

de arranque.

▪ Sistema de excitación

estática

▪ Engranajes de giro

▪ Regulador de voltaje

▪ Bombas de agua y aceite de

refrigeración y lubricación

▪ Eje secundario

▪ Sistema de elevación de

aceite de los cojinetes del

condensador

▪ Volante de inercia


Condensadores síncronos


Fuente: elaboración propia a partir de Google Earth.

Unidad Potencia neta Año inicio op. Conexión al SEN

NTO1 130,4 1995 S/E Norgener 220 kV

NTO2 131,9 1997 S/E Norgener 220 kV

Etapas del proceso de reconversión

Costos alternativa Costos (MUSD)

Proceso de reconversión 1,8 - 2

Volante de inercia 1 – 1,5

1. Estudio de factibilidad técnica.

2. Trabajo mecánico en la turbina y el

generador.

3. Trabajo eléctrico en el generador y

sistemas auxiliares.

Análisis técnico-económico de la reconversión a condensadores síncronos




Hidrógeno verde en caldera

▪ La evaluación del proceso de reconversión depende de la caldera a evaluar, el

tipo de quemadores y los requisitos de mezcla.

▪ Mayor experiencia con calderas de quemadores tangenciales (GE)

▪ Existe experiencia de reconversión en calderas de carbón pulverizado en la

industria química (30% H2).

▪ Se prevé un proceso de reconversión en etapas, con porcentajes de mezcla

de H2 incrementales por nivel.

▪ Es relevante considerar evaluar el suministro de H2.


Amoniaco en caldera

▪ Alternativa transitoria para reducir emisiones

y de baja complejidad de implementación

(SCR).

▪ Principal promotor es Japón (1% de NH3 al

2030).

▪ Experiencias de 0,6-0,8% en calderas de

carbón pulverizado, y pruebas de 20%al año

2024-2025.

▪ Se prevé un proceso de reconversión en

etapas, con porcentajes de mezcla de NH3

incrementales por nivel.


Proyecto de cocombustión de carbón – NH3 de JERA en Japón. Fuente: (Proctor, 2021).



Hidrógeno verde y amoniaco en caldera



Hidrógeno verde en turbinas

▪ Experiencias con suministro de 30%

H2 como subproducto de industrias.

▪ Tecnologías con 100% H2 en un

plazo de 5 a 10 años.

▪ Transición depende de la cadena de

valor completa del hidrógeno.

▪ Dependencia inicial de red de gas.

Proyección de emisiones de CO2 y porcentaje de mezcla de H2 de la central Intermountain. Fuente: (LA DWP, 2020).



Hidrógeno verde en turbinas

Repotenciación CC:

▪ Generadores de vapor

con recuperación de calor

(HRSG)

▪ Turbina de vapor

▪ Instalar turbina de gas



Motores a hidrógeno

▪ Motores de combustión interna instalados pueden utilizar 25-60% H2 y los

nuevos hasta 100% H2, todavía no se hace a gran escala.

▪ Tecnología competirá con las turbinas a gas.

▪ Falta infraestructura global para producir, almacenar y distribuir hidrógeno a

escala.

Parque eólico, complejo de generación y motor de la central Hychico. Fuente: (INNIO, 2019).



Motores a hidrógeno



Celdas de combustible

▪ Necesidad de implementación a

gran escala.

▪ Tecnología madura, cuyo principal

desafío son los elevados costos de

inversión.

▪ Está disponible para utilizar 100%

H2.

▪ No se debe considerar la cercanía

a una red de abastecimiento de

gas.

Central de Hanwha Energy en Corea del Sur. Fuente: (Hanwha Energy, 2020).

Recovnersión de termoeléctricas a carbón


Celdas de combustible

Componentes básicos:

▪ Stack de celdas de

combustible.

▪ Procesador de

combustible.

▪ Acondicionador de

poder.

▪ Compresor de aire.

▪ Humidificador.


Se identifica a Mejillones como la ubicación ideal para llevar a cabo la evaluación de

reconversión de centrales termoeléctricas a carbón y a gas.

✓ Compromisos de cierre

✓ Cluster de H2

✓ Disponibilidad de espacio

✓ Acceso a red de gas natural

✓ Posibilidad de generar

electricidad renovable

✓ Línea de transmisión.

✓ Presencia de otros

consumidores posibles


Análisis técnico económico de reconversión



Unidad Potencia neta Año inicio op. Conexión al SEN

CCR1 244,9 2016 S/E Cochrane 220 kV

CCR2 244,7 2016 S/E Cochrane 220 kV

EspacioÁrea

disponible

CC GE 600

MW

Motores Wärtsilä

100 MW

Doosan Fuel

Cell 50 MW

Superficie (ha) 15 1,56 0,95 0,55

▪ Alternativa de disminuir a un 30%

el espacio de la subestación

▪ Turbinas que pueden quemar 50%

actualmente

▪ La reutilización de infraestructura

implica un potencial de ahorro total

aproximado de 3%


Análisis técnico económico de reconversión a tecnologías con H2



Co-combustión CH4/H2

Alimentación de CH4Alimentación de H2

Turbina de gasTurbina de vapor


Combustión H2 puro

Alimentación de H2Turbina de gas



Termoeléctrica a gas

Alimentación de gasTurbina de gas



Reconversión de termoeléctricas a gas



▪ Evaluar la capacidad de la turbina de

gas para funcionar con un combustible

con alto contenido de H2, lo que

requiere un sistema de combustión que

pueda adaptarse.

▪ Los sistemas de combustión difusivos

pueden quemar hasta un 100% H2.

▪ Se requiere de un sistema de mezcla de

combustible.

▪ Contar con un suministro continuo de

H2.

Sistema de mezclado de H2/GN (5%/95%) en la central de Dow Plaquemine, EEUU. Fuente: (General Electric, 2021)

Hidrógeno verde en turbinas a gas



Fuente: adaptado de (General Electric, 2021).

Hidrógeno verde en turbinas a gas


Unidad Potencia CA Potencia CC Año inicio op. Conexión al SEN

CTM3 156,3 240,9 2000 S/E Chacaya 220 kV


Análisis técnico-económico de la reconversión a combustión con H2

Escenarios de reconversión :• Mezclar un 5% de H2 (vol.) sin

requerir modificaciones de hardware.• Para analizar un porcentaje de mezcla

superior, se tendrá que realizar unestudio de ingeniería.

• Dado que la central ha operado másde 20 años podría evaluarse laalternativa de tener que instalar unanueva turbina.


Comparación de costos de cada alternativa


Centrales termoeléctricas a carbón Centrales a gas

Condensadores

síncronosCaldera Turbinas Motores

Celdas de

combustibleTurbinas

Proveedor:CAPEX: 1,8 – 2 MUSD

Experiencia:CAPEX: 2,7 – 7,3 MUSD

CAPEX: Sin información

20% de amoniaco

(Japón):O&M var: 120 USD/MWh

(20% más)

Ciclo simple (50 – 100

MW)CAPEX: 0,69 MUSD/MW

O&M: 0,023 MUSD/MW/año

O&M var: 5,15 MUSD/MWh

Ciclo combinado (100 –

500 MW)CAPEX: 1,03 MUSD/MW



50 – 100 MWCAPEX: 1,11 MUSD/MW



CAPEX: 5,15 MUSD/MW


O&M var: 0 MUSD/MWh

5% H2 (Sistema de

mezclado):CAPEX: 2 MUSD

>5% H2 (hardware de

combustión):CAPEX: evaluar

▪ El hidrógeno verde se muestra como mejor opción por sobre el NH3, CH4 o CH3OH, por la eficiencia, las emisiones y las características de combustión.

▪ La alternativa de quemar H2 en caldera no está madura para generación, pero existen calderas en la industria química que operan con gas natural y 80% H2, y con carbón pulverizado que han operado con un 30% de H2.

▪ Las turbinas, motores y celdas de combustibles son tecnologías maduras que pueden utilizar hasta 100% H2, ya sea actualmente o en el futuro.

Conclusiones

28.09.21 Alternativas de retiro y/o reconversión de unidades a carbón Página 27

▪ Dado que el potencial de reutilización de la infraestructura original de las centrales del SEN es bajo, se debería evaluar la instalación de tecnologías con H2 en superficies disponibles.

▪ Las centrales a gas pueden mezclar un 5% (vol.) de H2 sin requerir modificaciones de hardware.

▪ Para la transición hacia un 100% H2 en las centrales se debe considerar la cadena de valor del H2.

▪ Es necesario contar con un adoptador temprano de estas tecnologías para permitir la experimentación.

Conclusiones

▪ En Chile, dada la volatilidad del costo de gas natural y las alzas posibles a futuro, puede existir la opción de emplear H2 verde en la medida que los costos de producción disminuyan.

▪ La alternativa de condensadores síncronos se considera como viable porque es una tecnología madura, económica y que reutiliza mayor parte de la infraestructura de la central.

▪ Los condensadores síncronos son la alternativa más económica para reconvertir, sin embargo, también se debe evaluar los ingresos por los servicios que prestará al SEN.

28.09.21 Alternativas de retiro y/o reconversión de unidades a carbón Página 28

www.giz.de https://twitter.com/giz_gmbh https://www.facebook.com/gizprofile/

[email protected]

Nataly Montezuma

Asesora Técnica, Santiago

Contacto

28.09.21 Trabajo realizado en pronósticos de generación solar fotovoltaica y eólicaPágina 29

Reconversión de termoeléctricas a hidrógeno y ...

Documents

Transcript of Reconversión de termoeléctricas a hidrógeno y ...