Tecnologias de Captura e Armazenamento de Carbono (CCS): Protegendo o Planeta e Aumentando a Eficiência Energética

O que é Captura e Armazenamento de Carbono (CCS)?

Captura e armazenamento de carbono, também chamado sequestro (CCS - Carbon Capture and Storage), envolve a captura, transporte, injeção e contenção de CO₂ (dióxido de carbono) em estruturas geológicas como reservatórios de petróleo e gás esgotados, aquíferos salinos terrestres e marinhos localizados nas profundezas da crosta terrestre, cavernas de sal ou camadas de carvão não exploráveis. É tanto uma abordagem para aumentar a produção de operações existentes de petróleo e gás quanto um meio para reduzir emissões de gases de efeito estufa (GEE).

O CCS fornece alternativa adicional na utilização de energia baseada em combustíveis fósseis, enquanto fornece tempo de transição adicional para sistemas energéticos moverem-se para combustíveis com carbono (C) reduzido ou zero C, como renováveis. Existem vários benefícios econômicos e sociais do CCS, tais como: (i) redução de emissões de CO₂ na atmosfera, potencialmente mitigando mudança climática perigosa, (ii) inovação, acesso a tecnologias de ponta, criação de empregos e desenvolvimento econômico contínuo e mais sustentável, (iii) fluxo de receita secundário, pois emissões de GEE capturadas e armazenadas podem ser convertidas em commodity negociável vendida no mercado internacional, (iv) redução da poluição do ar, pois poluentes potencialmente nocivos devem ser removidos para acomodar a captura de CO₂, e oportunidade para recuperação avançada de petróleo e gás.

Desafios para Implantação do CCS

Existem vários desafios para a implantação do CCS. Alguns incluem: (i) redução do custo de captura e ampliação dos processos de captura, (ii) identificação do impacto ambiental da captura, (iii) determinação das implicações do acúmulo de pressão em formação de armazenamento, (iv) determinação para onde vai a água deslocada em injeção em grande escala e qual o risco à água subterrânea, (v) como prever confiavelmente o tamanho da pluma de CO₂ e para onde migra, (vi) como ganhar confiança na seleção de sítios, (vii) desenvolvimento de estratégias de monitoramento custo-efetivas e limites de detecção, (viii) engajamento das indústrias financeira e de seguros, (ix) maior certeza regulatória e política em todos os níveis de governo, (x) treinamento de força de trabalho para implantação em grande escala, e (xi) melhoria da conscientização e aceitação pública.

Aplicações das Tecnologias CCS

Tecnologias CCS podem ser aplicadas a processos com emissões em grande escala, incluindo geração de energia a carvão e gás, processamento de gás natural e produção de fertilizantes, bem como fabricação de materiais industriais como ferro e aço, cimento, e celulose e papel. A aplicação de tecnologias CCS a estes processos pode desempenhar papel importante na redução das emissões de GEE. Tecnologias de separação e captura de carbono têm operado em grande escala nas indústrias de gás natural e fertilizantes por décadas. As tecnologias envolvidas em um sistema CCS têm quatro componentes: (i) captura, (ii) transporte, (iii) injeção, e (iv) monitoramento.

Captura

É a separação do CO₂ de um fluxo de efluente e sua compressão a estado líquido ou supercrítico. Na maioria dos casos hoje, a concentração resultante de CO₂ é superior a 99%, embora concentrações menores possam ser aceitáveis. Captura é normalmente necessária para poder transportar e armazenar o CO₂ economicamente.

Transporte

Consiste no transporte do CO₂ de sua fonte ao reservatório de armazenamento. O CO₂ é seco e geralmente comprimido antes do transporte. A compressão torna o transporte do gás mais eficiente. O CO₂ é usado comercialmente em várias indústrias, notadamente a de bebidas, e tem sido transportado em grande escala para uso na recuperação de petróleo de reservatórios (recuperação avançada de petróleo). Embora transporte por caminhão, trem e navio sejam possíveis, transportar grandes quantidades de CO₂ é mais economicamente alcançado com dutos. Grande infraestrutura de dutos precisa ser construída para implementar CCS em grande escala, o que apresenta desafios.

Injeção

Consiste na deposição do CO₂ no reservatório de armazenamento. Os reservatórios subterrâneos dependem das formações geológicas. A segurança do armazenamento de CO₂ é de importância primordial. Riscos locais do armazenamento de CO₂ incluem: (i) vazamento de CO₂ do local de armazenamento, (ii) alteração da química de água subterrânea e potável, e (iii) deslocamento de fluidos potencialmente perigosos que podem estar no reservatório onde o CO₂ é armazenado. Reservatórios potenciais incluem oceano profundo, sedimentos oceânicos, ou mineralização (conversão de CO₂ em minerais). Embora algum uso comercial de CO₂ seja possível, a quantidade que pode ser usada comparada à quantidade emitida é muito pequena.

Monitoramento

Uma vez injetado o CO₂, o local de armazenamento deve ser monitorado para mostrar que o CO₂ permanece no reservatório. O CO₂ não é tóxico nem inflamável, portanto representa risco ambiental, de saúde e segurança mínimo. O principal objetivo do monitoramento é garantir que a operação de sequestro é eficaz, significando que quase todo o CO₂ permanece fora da atmosfera por séculos. O programa de monitoramento começa antes da injeção para estabelecer dados de base. Monitoramento durante a fase operacional é para registro do comportamento dinâmico do CO₂ conforme é injetado e dentro do reservatório. Após cessar a injeção, o programa de monitoramento deve ser projetado para garantir que o armazenamento de CO₂ atenda às condições ambientais e de segurança requeridas. Um programa de monitoramento cobre três domínios: (i) domínio subsuperficial (o reservatório), (ii) domínio próximo à superfície (zonas rasas e solo), e (iii) domínio atmosférico, incluindo poços, falhas e outras características geológicas.

Tecnologias de Captura de CO₂

O CO₂ pode ser capturado de grandes fontes estacionárias de emissão, como instalações de produção de gás natural (onde o CO₂ já é separado de outros gases como parte do processo), usinas termelétricas a combustíveis fósseis, usinas de ferro e aço, usinas de cimento e algumas usinas químicas. Diferente dos outros dois componentes do CCS, transporte e armazenamento geológico, o primeiro componente, captura de CO₂, é quase inteiramente dependente de tecnologia e é a etapa mais cara. A tecnologia para capturar CO₂ destas fontes está sendo adaptada da tecnologia de separação de CO₂ atualmente usada em indústrias como a de gás natural e produção de amônia (NH₃) e também da tecnologia usada na indústria de separação de ar. Novas tecnologias também estão sendo desenvolvidas.

As principais tecnologias de separação para captura de CO₂ atualmente são: (i) uso de solvente líquido para absorver CO₂ (absorção), (ii) uso de materiais sólidos para atrair CO₂ à superfície, onde se separa de outros gases (adsorção), e (iii) uso de membranas para separar CO₂ dos outros gases. Outras tecnologias incluem tecnologia de looping químico (óxido metálico reage com combustível, criando partículas metálicas, CO₂ e vapor de água), processos de separação a baixa temperatura ou criogênicos (que dependem de diferentes temperaturas de mudança de fase para vários gases para separá-los) e processos de regeneração de sólidos secos.

As principais tecnologias concorrentes para captura de CO₂ do uso de combustíveis fósseis são: (i) captura pós-combustão (PCC) do gás de combustão de plantas baseadas em combustão, (ii) captura pré-combustão do gás de síntese (syngas) em plantas baseadas em gaseificação, e (iii) combustão oxi-combustão através da combustão direta do combustível com oxigênio. A maioria dos processos de combustão atuais usa ar, e o gás de combustão resultante tipicamente contém baixas concentrações de CO₂ (menos de 20%), sendo mais adequados para tecnologias de captura pós-combustão.

Tecnologias de Captura Pós-Combustão

A captura pós-combustão pode ser considerada uma forma de limpeza de gás de combustão. O processo é adicionado ao final da planta, após os outros sistemas de controle de poluição. Integração térmica com a planta é necessária para ser custo-efetiva.

O Electric Power Research Institute (EPRI) determinou em 2009 que existem mais de 50 conceitos de captura pós-combustão de CO₂ em desenvolvimento, que podem ser agrupados em vários tipos de processos físico-químicos: (i) absorção química, (ii) adsorção, (iii) membranas, (iv) biológico, e (v) outros. Cada grupo tem diferentes benefícios e desvantagens, bem como aplicabilidade em diferentes situações. Há desenvolvimentos consideráveis com relação aos dois primeiros grupos.

Processo de Absorção Química

Envolve uma ou mais reações químicas reversíveis entre CO₂ e solução aquosa de um absorvente, como solvente baseado em monoetanolamina (MEA) e aminas de alto desempenho (metildietanolamina ativada, aMDEA), etc. Ao aquecer o produto, a ligação entre o absorvente e o CO₂ pode ser rompida, produzindo fluxo enriquecido em CO₂. O processo de absorção química para separar CO₂ do gás de combustão é emprestado da indústria de processamento de gás. Processos baseados em aminas são usados comercialmente para remoção de impurezas de gases ácidos (CO₂ e H₂S) de correntes de gás de processo. É, portanto, tecnologia comprovada e bem conhecida.

Fórmula da monoetanolamina: H₂NCH₂CH₂OH. Amina é grupo de compostos orgânicos, considerados derivados de amônia (NH₃) por substituição de um ou mais átomos de H por radicais orgânicos. Grupos substituintes (R) podem ser alquila, arila ou aralquila. Quando (R) é alquila, a amina é chamada alcanolamina. Em geral, considera-se que grupo hidroxila serve para reduzir pressão de vapor e aumentar solubilidade em água, enquanto grupo amino fornece alcalinidade necessária em solução aquosa para absorver gases ácidos. Alcanolaminas removem CO₂ de correntes de gás residual através de reação exotérmica de CO₂ com a funcionalidade amina da alkanolamina. Aminas de interesse comercial para captura de CO₂ são solúveis em água.

Aminas são classificadas pelo número de átomos de H da amônia substituídos por radicais: (i) amina primária (RNH₂) — um H substituído, (ii) amina secundária (R₂NH) — dois H substituídos, (iii) amina terciária (R₃N) — todos os três H substituídos.

Aminas primárias incluem monoetanolamina (MEA) e diglicolamina (DGA). MEA tem sido o solvente tradicional para absorção de CO₂ e remoção de gases ácidos em geral. MEA é a menos cara das alkanolaminas. Sua cinética de reação é rápida e funciona bem a baixa pressão e baixa concentração de CO₂. No entanto, há várias desvantagens.

• Alto calor de reação com CO₂ — alto nível de energia deve ser suprido na etapa de regeneração.
• Absorvidade da MEA com CO₂ não é alta. No caso de alkanolaminas primárias e secundárias, formação de carbamato (RNHCOO⁻) é a reação principal. Equação: CO₂ + 2RNH₂ = RNHCOO⁻ + RNH₃⁺. Dois moles de MEA devem ser usados para capturar um mol de CO₂.
• Capacidade total de absorção da MEA não é realizada na prática devido a problemas de corrosão. Efeito de corrosão devido a CO₂ dissolvido varia com as aminas usadas.
• Concentração de MEA na fase aquosa na presença de O₂ limitada a 20% em peso. Além disso, MEA tem a maior pressão de vapor de todas as alkanolaminas e alto carregamento de solvente pode ocorrer durante remoção de CO₂ do fluxo de gás e na etapa de regeneração. Para reduzir perdas de solvente, lavagem com água do fluxo de gás purificado é geralmente necessária. Adicionalmente, MEA reage irreversivelmente com impurezas menores como COS e CS₂ resultando em degradação do solvente. Espuma do líquido absorvente MEA devido ao acúmulo de impurezas também pode ser preocupação.

Para sistemas absorvedores MEA atuais, taxas de adsorção e desorção são razoavelmente altas, portanto boa cinética de reação. No entanto, o enchimento no absorvedor (contactores, para facilitar transferência de massa eficiente) representa custo significativo, e seu consumo de energia também é significativo para captura de CO₂ de gás de combustão. Além disso, temperatura de despojamento (stripping) não deve ser muito alta (~150 °C). Caso contrário, dimerização do carbamato pode ocorrer, deteriorando a capacidade de absorção da MEA.

Aminas secundárias incluem dietanolamina (DEA), di-isopropilamina (DIPA). Aminas secundárias têm vantagens sobre primárias: calor de reação com CO₂ menor (360 cal/g vs 455 cal/g para primárias), significando que requerem menos calor na regeneração. No entanto, têm todos os outros problemas das primárias.

Aminas terciárias incluem trietanolamina (TEA) e metil-dietanolamina (MDEA). Aminas terciárias reagem mais lentamente com CO₂ que primárias e secundárias, exigindo maior taxa de circulação de líquido para remover CO₂. Isso pode ser melhorado com uso de promotores. Grande vantagem das aminas terciárias: menores requisitos de calor para liberação de CO₂ do solvente contendo CO₂. Aminas terciárias mostram menor tendência a formar produtos de degradação em uso que primárias e secundárias, e são mais facilmente regeneradas. Além disso, têm taxas de corrosão menores comparadas a primárias e secundárias. Principal desvantagem: taxa de reação muito lenta.

Fluxograma típico de processo de absorção química para recuperação de CO₂ de gás de combustão mostrado na Fig. 1. Durante operação de absorção por amina, fluxo de gás residual e solução líquida de amina são contatados por fluxo contracorrente em torre de absorção (absorvedor).

Gás de combustão saindo da chaminé está quente (~240 °C) e à pressão atmosférica. Gás de combustão entrando no absorvedor a altas temperaturas pode levar a degradação do solvente e diminuição da eficiência de absorção. Gás de combustão deve ser resfriado a ponto de orvalho de água de 50 °C, entrando no absorvedor. Absorvedor geralmente opera a menos de 50 °C. Alcançado por pulverização de água de resfriamento em resfriador de contato direto.

CO₂ no gás de combustão é resfriado antes de entrar no absorvedor onde reage com carbonato de amônio para formar bicarbonato de amônio. NH₃ é liberado como gás da solução de solvente quando CO₂ é absorvido, e temperatura mantida baixa para minimizar isso. Gases saindo do absorvedor passam por lavagem com água para remover amônia. Bicarbonato de amônio é aquecido no regenerador, separando o CO₂. Solvente de carbonato de amônio retorna ao absorvedor. Água e NH₃ removidos do fluxo de CO₂ saindo da coluna de despojamento.

Um soprador é instalado para dar ao gás de combustão pressão suficiente para passar pelo sistema absorção-desorção. Gás residual a ser lavado de CO₂ normalmente entra no absorvedor na base, flui para cima, e sai no topo, enquanto solvente entra no topo, flui para baixo (contatando o gás), e emerge na base. Diluição da amina circulante com água é feita para reduzir viscosidade do fluido circulante. Fluido de viscosidade maior requer mais potência para bombear e circular. Solução líquida de amina contendo gás absorvido flui para unidade de regeneração (despojador) onde é aquecida e gases ácidos liberados. Regeneração do solvente pode ser realizada a baixas pressões para aumentar desorção de CO₂ do líquido. Alguma solução de amina é tipicamente arrastada no fluxo de gás ácido da etapa de regeneração e a solução de amina é recuperada usando condensador, para evitar perdas excessivas de solvente. Solução de amina magra quente então flui através de trocador de calor onde é contatada com solução de amina rica da torre de contato e daí a solução de amina magra retorna à torre de contato com gás, ou seja, absorvedor.

No caso de processo de lavagem por amina, com aminas de alto desempenho (aMDEA), o processo completo (aminas e compressão a 110 kg/cm²) requer cerca de 1,6 toneladas de vapor de baixa pressão e 160 kWh de energia por tonelada de CO₂ capturado.

Existem limitações de processos baseados em aminas que resultaram em avanços tecnológicos. Tecnologia de lavagem por aminas no passado focou na remoção de H₂S (sulfeto de hidrogênio) para setor de gás natural. No entanto, requisitos são diferentes para recuperação de CO₂ de gás de combustão. Um desafio é a baixa pressão do gás de combustão para absorção de CO₂. Além disso, impurezas no gás de combustão como O₂, óxidos de enxofre (SO₂, SO₃), óxidos de nitrogênio e material particulado criam desafios especiais durante o processo de separação.

Em resumo, recuperação de CO₂ de gás de combustão requer quantidade significativa de pré-tratamento para evitar qualquer contaminação na etapa de absorção por solvente. Isso adiciona ao custo de captura de CO₂. No entanto, melhorias significativas podem ser feitas no processo de absorção por solvente em termos de otimização das composições das aminas absorventes e dos contactores gás-líquido, para gerenciar isso.

Absorção Física

Para absorção física, CO₂ é fisicamente absorvido em solvente segundo a Lei de Henry. Capacidade de absorção de solventes orgânicos ou inorgânicos para CO₂ aumenta com aumento da pressão e diminuição das temperaturas. Absorção de CO₂ ocorre em altas pressões parciais de CO₂ e baixas temperaturas. Solventes são então regenerados por aquecimento ou redução de pressão. Vantagem: requer relativamente pouca energia; mas CO₂ deve estar em alta pressão parcial.

Adsorção Física em Sólidos

Processo de adsorção consiste em duas etapas principais: (i) adsorção, e (ii) desorção. Viabilidade técnica é ditada pela etapa de adsorção, enquanto etapa de desorção controla viabilidade econômica. Adsorção requer forte afinidade entre adsorvente e componente a ser removido de mistura gasosa (neste caso, CO₂). No entanto, quanto mais forte a afinidade, mais difícil desorver o CO₂ e maior energia consumida na regeneração do adsorvente para reuso no próximo ciclo. Portanto, etapa de desorção deve ser cuidadosamente balanceada contra etapa de adsorção para o processo geral ser bem-sucedido.

Processos de adsorção são bastante atrativos para mecanismo de captura de CO₂, apesar de desvantagens como baixa capacidade de adsorventes e influência de contaminantes como SO₂ e H₂O no processo de separação. Há também vantagens: disponibilidade, flexibilidade, operação totalmente automatizada do processo e produção de produto de alta pureza. Separação pode ser realizada por adsorção por oscilação de pressão (PSA - Fig. 2), adsorção por oscilação de vácuo-pressão (VPSA), adsorção por oscilação de temperatura (TSA), adsorção por oscilação de pressão-temperatura (PTSA), ou adsorção por oscilação elétrica (ESA). Leitos da instalação são preenchidos com adsorventes sólidos. Seletividade depende de diferença em equilíbrio de adsorção ou taxas de adsorção e na eficácia (concentração e recuperação) tem significância na configuração do ciclo, tempo de adsorção, pressão de adsorção e desorção, temperatura durante processo e tipo de adsorvente aplicado.

Principal vantagem da adsorção física sobre absorção química: operação e regeneração simples e energeticamente eficientes, alcançáveis com ciclo de oscilação de pressão ou temperatura. Adsorção por oscilação de pressão é processo comercial para separação de H₂ de misturas H₂ e CO₂ em produção de H₂.

Houve avanços significativos no desenvolvimento de adsorventes para remoção de CO₂ de gases de combustão. Material de adsorção primário usado tem sido zeólitas. Zeólitas são mais eficazes para separação de CO₂ de espécies menos polares que CO₂, então presença de água e SOx em fluxos de gás de combustão representa problema.

Novos adsorventes considerados e desenvolvidos: carbonos, silico-aluminatos mesoporosos (ex.: frameworks imidazolato zeolíticos, ZIFs) e frameworks orgânicos metálicos (MOFs). Adsorventes baseados em carbono têm potencial para ser regenerados aplicando tensão elétrica (ESA). Novos materiais investigados incluem derivados de hidróxido duplo em camadas (LDHs e LDOs). Outros avanços incluem funcionalização dos poros do material adsorvente incorporando aminas para aumentar carga de CO₂. Neste caso, CO₂ é separado através de processo de quimissorção.

Novos processos sendo desenvolvidos para lidar com fluxos de gás de combustão de alta umidade e impurezas. Incluem leitos adsorventes multicamadas. Leitos multicamadas permitem uso de adsorventes com alta seletividade para CO₂ mas que degradam significativamente na presença de água.

Tecnologias de Captura Pré-Combustão

Tecnologias de captura pré-combustão envolvem remoção de poluentes e CO₂ no tratamento upstream de combustíveis fósseis antes de sua combustão para recuperação de calor (via vapor), ou produção de energia elétrica ou H₂.

Uma desvantagem da captura pós-combustão de C é a baixa concentração de CO₂ nos gases de combustão, que leva a penalidade energética relativamente alta e alto custo de captura de C. A captura pré-combustão busca reduzir estas penalidades descarbonizando o fluxo de processo rico em CO₂ antes da combustão do combustível restante rico em H₂. Para alcançar descarbonização de combustíveis hidrocarbonetos, eles são primeiro convertidos em gás de síntese (syngas) através da gaseificação de combustível com O₂ (ou ar). O syngas é mistura de CO (monóxido de carbono), H₂, CO₂ e água, dependendo do processo de conversão e combustível e outros componentes.

O syngas é produto intermediário, que pode então ser convertido para produzir: (i) H₂, (ii) energia elétrica integrada, usando reação de deslocamento gás-água, ou (iii) poligeração onde gama de produtos energéticos pode estar incluída: energia, calor, H₂ e sincombustíveis e outros químicos. Processo envolvido com cada um destes produtos energéticos finais descrito abaixo.

Produção de H₂ por Reformação de Metano

Método mais amplamente usado hoje para produzir H₂ é reformação a vapor catalítica de metano (CH₄). Reação de reformação convertendo CH₄ e H₂O em CO e H₂ é endotérmica. Reação realizada sobre catalisador de Ni (níquel) a alta temperatura em forno de queima direta alimentado por CH₄. Catalisador é envenenado por S (enxofre), então qualquer S presente na alimentação deve ser removido. O syngas é por sua vez passado através de conversor catalítico de deslocamento água-gás, onde CO reage exotermicamente com vapor para produzir H₂ e subproduto CO₂. Estes subprodutos são então removidos do sistema. Gás de exaustão ainda contém valor calorífico significativo, então é queimado para produzir vapor ou energia elétrica.

Gaseificação de Carvão

Tecnologias de gaseificação podem produzir fluxo de gás alto em CO₂ e pressão moderada. Carvão de alimentação é gaseificado em O₂ (ou ar) para produzir syngas. Syngas resfriado a 200 °C em resfriadores de syngas gerando vapores de alta e baixa temperatura. É então deslocado mais em reator de deslocamento água-gás de baixa temperatura. Reator de deslocamento água-gás é reator catalítico onde CO reage com vapor para produzir mais H₂ e CO₂. Gás então resfriado a 35 °C em preparação para remoção de gás ácido. Aproximadamente 99% do H₂S removido do syngas por absorção física e convertido em enxofre elementar. Unidade PSA pode separar 85% do H₂ do syngas livre de S. H₂ sai a cerca de 60 kg/cm² e alta pureza (>99,99%). CO₂ pode ser lavado do syngas a jusante do sistema de captura de S. Gás de purga do PSA comprimido e queimado em turbina a gás ciclo combinado para produzir energia elétrica.

Tecnologias de gaseificação são bem estabelecidas para produção de H₂. Plantas comerciais construídas e operadas com sucesso para produzir H₂ para aplicações de refinaria e fabricação química (ex.: produção de NH₃ e metanol) baseadas em gama de matérias-primas hidrocarbonetos.

Energia Elétrica Integrada

Syngas com alto teor de H₂ pode ser queimado em expansor turbo para produzir energia elétrica em configuração ciclo combinado. Se syngas produzido usando gaseificação, esquema chamado ciclo combinado de gaseificação integrada (IGCC). IGCC permite geração de eletricidade em alta eficiência. Como gás deve ser limpo para prevenir danos à turbina a gás, IGCC tem emissões ambientais muito baixas. Além disso, plantas IGCC usam menos água. IGCC atualmente usado comercialmente em muitas plantas globalmente por gaseificação de resíduos de petróleo para fornecer energia, H₂ e vapor.

Três principais tipos de gaseificadores de carvão: (i) leito móvel, (ii) leito fluidizado, e (iii) fluxo arrastado. No entanto, a maioria dos gaseificadores considerados para captura de CO₂ são atualmente baseados em gaseificadores de fluxo arrastado. Aplicação comercial de IGCC baseada em carvão tem sido limitada por custos relativamente altos, disponibilidade pobre de planta e competição de plantas de geração de carvão pulverizado. Custo de captura de CO₂ em IGCC depende fortemente do tipo de gaseificador.

Como mencionado, para permitir captura de CO₂, gás combustível deve ser alimentado a reator de deslocamento catalítico onde a maior parte do CO reage com vapor para dar H₂ e CO. Para gaseificador de alimentação em lama, vapor suficiente já presente no gás combustível da evaporação da água da lama de carvão e do resfriamento por quench do gás de produto do gaseificador. No entanto, para gaseificador de alimentação seca, vapor deve ser tomado do ciclo de vapor e adicionado à alimentação de gás combustível do conversor de deslocamento.

Nota-se que IGCC é mais caro para geração de eletricidade que combustão convencional de carvão pulverizado, sem captura de CO₂ em ambos os casos.

Poligeração

Syngas é bom bloco de construção, pois pode produzir ampla gama de produtos energéticos. Maior flexibilidade oferecida é poligeração, na qual "syngas" pode produzir vapor, energia elétrica, H₂ e químicos (como metanol, líquidos Fischer-Tropsch) em complexo de planta único.

Número de diferentes tecnologias de separação incluindo solvente, adsorvente e membrana podem ser aplicadas para separar CO₂ dos produtos de gaseificação.

Absorção

Tecnologia convencional é absorção física em processo de dois estágios que remove H₂S e então captura CO₂. No entanto, gás precisa ser resfriado após reação de deslocamento água-gás e então reaquecido antes de gerar energia. Isso reduz eficiência e aumenta custo.

Adsorção

Adsorventes podem ser usados para separar CO₂ de fluxos de gás de combustão pós-combustão a jusante da reação de deslocamento água-gás. Tanto adsorção por oscilação de temperatura (TSA) quanto adsorção por oscilação de vácuo/pressão (VSA/PSA) podem ser usadas para recuperar CO₂ do adsorvente. CO₂ está a baixa pressão quando recuperado via VSA/PSA e precisa ser comprimido para armazenamento.

Membranas

Sistemas avançados de separação de gás baseados em membranas estão sendo desenvolvidos para combinar reação de deslocamento água-gás e separação de H₂ em uma etapa. Sistemas baseados em membrana empregam reator de membrana de separação de H₂ de deslocamento água-gás (HSMR) para deslocar syngas e extrair H₂. Temperatura máxima de cerca de 475 °C garante cinética química rápida e bom desempenho de equilíbrio de deslocamento água-gás obtido por remoção contínua do produto H₂.

Três classes principais de membranas permeáveis a H₂ inorgânicas: (i) peneiramento molecular cerâmico, (ii) transporte iônico cerâmico denso, e (iii) metal denso.

Vantagens e Desvantagens da Pré-Combustão (Descarbonização)

Vantagens: (i) Separação de CO₂ via absorção por solvente ou PSA é comprovada. Gás de exaustão vem a pressões elevadas e altas concentrações de CO₂ reduzem significativamente custos de captura, (ii) custos de compressão menores que fontes pós-combustão pois CO₂ pode ser produzido a pressões moderadas, (iii) tecnologia oferece baixas emissões de SOx e NOx, (iv) produto principal é syngas, que pode ser usado para outras aplicações comerciais ou produtos, e (v) ampla gama de combustíveis hidrocarbonetos pode ser usada como matéria-prima, como gás, óleo, carvão, coque de petróleo, etc.

Desvantagens: (i) Combustível de alimentação deve converter combustível em syngas primeiro, (ii) turbinas a gás, aquecedores, caldeiras devem ser modificados para queima de H₂, (iii) custos mais altos e maior risco tecnológico, e (iv) requer grandes modificações em plantas existentes para retrofit.

Combustão Oxi-Combustível (Oxy-fuel Combustion)

Combustão oxi-combustível representa abordagem nova emergente para combustão de combustível fóssil com emissões próximas de zero e mais limpa. Realizada queimando combustível em O₂ puro em vez de ar. Eliminando N₂ (nitrogênio) no processo de combustão, o exaustor do fluxo de gás de combustão é composto principalmente de água e CO₂, sem N₂. CO₂ de alta pureza pode ser recuperado por condensação de água. No entanto, quando combustível queimado em O₂ puro, temperatura da chama é muito maior que em queimador normal soprado a ar e material de construção convencional para queimador não suporta esta alta temperatura. Portanto, ou material de construção deve ser melhorado ou temperatura da chama deve ser baixada. Desenvolvimento de materiais resistentes a alta temperatura tem sido lento porque é grande empreendimento de P&D (pesquisa e desenvolvimento). Existem vários métodos para moderar temperatura da chama, o mais comum sendo reciclagem de CO₂. Na reciclagem de CO₂, parte do fluxo de gás de combustão rico em CO₂ é reciclado de volta ao queimador para baixar temperatura da chama similar à de queimador normal soprado a ar. Outro método é usar injeção de água em vez de reciclagem de CO₂ para controlar temperatura da chama. Frequentemente chamado de combustão "hidroxifuel". Efetivamente, estas duas opções permitem uso contínuo de material refratário convencional até que novo material resistente a alta temperatura possa ser desenvolvido.

Benefício primário da combustão oxi-combustível: fluxo de CO₂ de pureza muito alta produzido durante combustão. Após remoção de contaminantes traço, este fluxo de CO₂ é mais facilmente purificado e removido que captura pós-combustão. Outros benefícios: redução na formação de NOx, etc. Ao queimar óleo ou carvão, apenas duas operações unitárias necessárias para remoção combinada de todos os outros poluentes: precipitador eletrostático (ESP) ou filtro de mangas e trocador de calor condensador (CHX)/sistema de reagente. Também possível simplificar sistema de reagente no CHX para alcançar remoção total de SO₂ com fluxo de CO₂ para armazenamento geológico. Isso reduz ainda mais custo de operações unitárias para abatimento de poluição. CHX aumenta eficiência térmica da caldeira dependendo do tipo de combustível fóssil combusto, sendo menor para carvão betuminoso de alto rank e maior para gás natural.

Outro benefício: redução significativa no tamanho e custo de capital de todos os equipamentos da planta comparado a sistemas de combustão convencionais baseados em ar. Devido à diminuição quase 5 vezes no volume da caixa de fogo e taxas de fluxo de gás de combustão de saída, pois N₂ é eliminado no processo de combustão.

Desvantagem principal da combustão oxi-combustível: alto custo de capital (principalmente devido a requisitos de O₂) e grande requisito de energia elétrica inerente a unidades convencionais de separação de ar criogênico necessárias para gerar O₂. Combustão oxi-combustível não é atualmente usada em sistemas de combustão grandes típicos porque sistema de separação de ar é caro e reciclagem de gás de combustão precisa ser praticada para moderar temperatura da chama.