RynekEnergii91_08 - wójcik_chmielniak

WYCHWYT I TRANSPORT CO2 ZE SPALIN – EFEKTY ENERGETYCZNE I
ANALIZA EKONOMICZNA
Autor: Katarzyna Wójcik, Tadeusz Chmielniak
(„Rynek Energii” – 12/2010)
Słowa kluczowe: separacja CO2, absorpcja chemiczna, analiza ekonomiczna
Streszczenie. W pracy przedstawiono wyniki analizy integracji instalacji usuwania CO2 z blokiem energetycznym na parametry nadkrytyczne o mocy 600 MW. Przedstawiono ilość energii konieczną do przeprowadzenia wychwytu dwutlenku
węgla metodą absorpcji chemicznej z zastosowaniem MEA i amoniaku, sprężenia wychwyconego gazu do stanu gotowego
do transportu oraz przetransportowania go na miejsce zagospodarowania. Określono, jaki wpływ będzie mieć tego typu integracja na pracę bloku. Dla omawianych wariantów pracy przeprowadzono analizę ekonomiczną. Praca podkreśla zapotrzebowanie na energię cieplną, niezbędną dla przeprowadzenia tego typu procesu, wskazując nowe obszary badań, jakimi powinna być produkcja i dostarczenie ciepła na cele CCS.
1. WPROWADZENIE
Z procesami wytwarzania energii elektrycznej wiąże się nieuchronnie emisja zanieczyszczeń. O ile
procesy usuwania dwutlenku siarki, pyłów czy tlenków azotu ze spalin są poznane i sprawdzone
eksploatacyjnie, to wychwyt dwutlenku węgla ze spalin jest w energetyce nowym procesem
technologicznym. Powstające i obowiązujące przepisy UE wymuszają podjęcie działań w celu
obniżenia emisji CO2 podczas wytwarzania elektryczności i ciepła. Szacuje się, że około jedna trzecia
emisji CO2 na świecie pochodzi ze spalania paliw stałych na cele produkcji energii elektrycznej [5].
Technologie energetyczne ze względu na sposób wychwytu CO2 można podzielić na:
− technologie post combustion – usuwanie CO2 po procesie spalania,
− technologie pre combustion – usuwanie CO2 przed procesem spalania,
− technologie spalania tlenowego.
Wybór technologii zależy od stanu technologii, maszyn i urządzeń, od możliwości przestrzennych
i wielu innych.
2. ABSORPCJA CHEMICZNA
W pracy skupiono uwagę na absorpcji chemicznej zaliczanej do grupy post – combustion. Absorpcja
chemiczna to zjawisko pochłania gazu przez ciecz. W przemyśle chemicznym jest jedną z najczęściej
stosowanych metod do wydzielania CO2 z mieszanin, ze względu na wysoką skuteczność procesu oraz
możliwość uzyskania produktu wysokiej czystości. Usuwanie CO2 tym sposobem jest oparte na jednej
lub kilku reakcjach odwracalnych pomiędzy CO2 i innym substancjami. Proces absorpcji jest
realizowany w układzie absorber – desorber. Na rysunku 1 przedstawiono schemat takiego układu.
Do absorbera, w którym znajduje się sorbent, doprowadzany jest gaz, zawierający składniki do
usunięcia. Zazwyczaj kolumna absorpcyjna pracuje pod ciśnieniem wyższym niż atmosferyczne, by
wykorzystać zjawisko wzrostu rozpuszczalności gazów wraz ze zwiększaniem się ciśnienia, choć nie
jest to regułą (proces aminowy przebiega pod ciśnieniem atmosferycznym). Roztwór po absorpcji jest
podgrzewany w wymienniku ciepła, a następnie doprowadzany na szczyt kolumny desorpcyjnej. W tej
kolumnie gaz ulega procesowi desorpcji przykładowo przez doprowadzenie ciepła lub obniżenie
ciśnienia. Sorbent po desorpcji płynie do wymiennika i dalej do absorbera. W tym procesie należy
uzupełniać straty sorbentu powstałe w trakcie jego przebiegu [3,9].
CO2
CZYSTE
SPALINY
WYMIENNIK
CIEPŁA
ABSORBER
GAZ DO
OCZYSZCZANIA
KOLUMNA
DESORPCYJNA
SORBENT
ROZTWÓR DO
DESORPCJI
Rys. 1. Schemat układu absorber – desorber [3]
3. BLOK MODELOWY 600 MW
Do analizy wybrano blok na parametry nadkrytyczne o mocy 600 MW. Blok zamodelowano
korzystając z programu GateCycle. W wyniku tej analizy otrzymano parametry spalin, które zostały
poddane usuwaniu CO2 oraz podstawowe parametry bloku. Omawiane dane przedstawiają table 1 i 2
[8].
Tabela1
Podstawowe parametry bloku 600 MW
zmienna
jednostka Wartość
Sprawność obiegu netto (LHV)
50,30
Ciśnienie otoczenia
kPa
101,32
Wilgotność względna otoczenia
0,60
o
Temperatura otoczenia
C
15,56
Ciśnienie w skraplaczu
kPa
5
Moc ne to
MW 613,43
Tabela 2
Parametry spalin z bloku 600 MW
Temperatura
117,4oC
Ciśnienie
101,2 kPa
Strumień masowy
544 kg/s
Skład (udziały molowe)
0,7350
N2
CO2
0,1538
H2O
0,0835
O2
0,0179
SO2
0,0009
Ar
0,0088
4. SEPARACJA CO2 ZE SPALIN
Modelowanie wychwytu CO2 ze spalin przeprowadzono przy pomocy kodu komercyjnego Aspen Plus.
Jako sorbenty wykorzystano wodne roztwory MEA i amoniaku. Głównym celem analizy pracy
instalacji wychwytującej dwutlenek węgla było wyznaczenie energochłonności tego procesu. Skupiono
uwagę na procesie desorpcji i zapotrzebowaniu tego procesu na energię, ponadto wyznaczono
zapotrzebowanie na energię konieczną do napędu pomp roztworu „bogatego”, a także zużycie energii
do sprężania i transportu wydzielonego CO2.
W wyniku wielu analiz ustalono, że dobrym rozwiązaniem dla rozpatrywanego bloku będzie zastosowanie układu dwa absorbery – jeden desorber (rys. 2) oraz doprowadzenie ciepła do kolumny desorpcyjnej
w dwóch miejscach (rys. 3). Zastosowanie takich konfiguracji daje lepsze efekty w postaci mniejszego
zużycia energii do procesu desorpcji [8].
A
D
A
spaliny do
usuwania CO2
A
CO2
D
A
A
D
A
Rys. 2. Podział strumienia spalin do procesu usuwania CO2 (A – absorber, D – desorber)
CO2 + para
strumień do
desorpcji
DESORBER
Q2
Q1
Q
para
Rys. 3. Doprowadzenie ciepła do desorbera z rozdziałem ciepła
Na podstawie przeprowadzonych obliczeń ustalono, iż do wydzielenia praktycznie całej ilości CO2
metodą aminową jest konieczne dostarczenie energii cieplnej w ilości 4,7 MJ/kg wydzielonego CO2.
Dla analizowanego bloku przy pełnym obciążeniu oraz przy wydzielaniu całości CO2 daje to 580 MWt.
Dla metody amoniakalnej do procesu desorpcji konieczne jest 2,45 MJ/kg CO2. Dla analizowanego
bloku przy pełnym obciążeniu oraz przy wydzielaniu całości dwutlenku węgla daje to 302 MWt.
Wyznaczone ilości energii potrzebne na napęd pomp roztworu „bogatego” (pompy przepompowujące
strumienie masy między absorberem a desorberem) kształtują się następująco: 107 kJ/kg CO2 wydzielonego dla metody aminowej i 29,4 kJ/kg CO2 wydzielonego dla metody amoniakalnej.
5. SPRĘŻANIE I TRANSPORT WYDZIELONEGO CO2
Wydzielony ze spalin dwutlenek węgla powinien zostać poddany zagospodarowaniu. Wiąże się to ze
sprężeniem i z przetransportowaniem go na miejsce dalszego wykorzystania bądź składowania. Podstawowe założenia do obliczeń związanych ze sprężaniem i transportem CO2 przyjęto na podstawie [1,6]:
− ciśnienie CO2 - 10,5 MPa,
− temperatura CO2 – 15oC,
− długość rurociągu 150 km,
CO2
RUROCIĄG
RUROCIĄG
DO MIEJSCA
SKŁADOWANIA
STACJA SP
SP
Rys. 4. Schemat do modelowania transportu i sprężania CO2
Modelowano sprężanie wydzielonego CO2 do stanu gotowego do transportu. Rurociąg o długości 150
km, stację sprężarkową i kolejny rurociąg o długości 150 km – schematycznie przedstawiono to na rys.
4.
W wyniku modelowania otrzymano wyniki dla procesu sprężania gazu do stanu gotowego do
transportu, parametry w rurociągach oraz w stacji sprężarkowej. W tabelach 3, 4 oraz 5 przedstawiono
wybrane wyniki procesu sprężania i transportu po procesie aminowym.
o
C
1 ,00
15,00
15,00
15,00
MPa
0,52
1,42
3,86
10,50
Ciepło
1
2
3
4
C
76,24
74,90
85,51
93,91
moc
efektywn
a
o
spręż
temperat
ura
po
sprężeni
u,
temperat
ura
po
schłodze
niu
ciśnienie
po
sprężani
u
moduł
Tabela 3
Parametry sprężarki wydzielonego CO2
2,72
2,72
2,72
2,72
MW
10,79
9,77
9,17
7,30
MW
-16,55
-11,18
-13,38
-31,54
Sprężarka jest modułowa z chłodzeniem międzykadłubowym do temperatury do 15oC. Wyznaczona
moc do napędu tej sprężarki wynosi 37,02 MW, a ciepło odebrane od czynnika sprężanego podczas
chłodzenia - 72,66 MW.
ciepło
moc
efektywna
moduł
temperatur
a
po
sprężeniu
a
po
schłodzeni
ciśnienie
po
sprężaniu
spręż
Tabela 4
Parametry stacji sprężarkowej
o
1
2
o
C
C
MPa
MW MW
15,82 15,00 9,65 1,09 0,15 -0,26
15,87 15,00 10,50 1,09 0,16 -0,27
Tabela 5
Parametry w rurociągu transportującym wychwycony CO2
prędkość
długość ciśnienie temperatura
czynnika
o
km
MPa
C
m/s
0
10,50
15,00
0,93
15
10,34
15,00
0,93
30
10,17
15,00
0,93
45
10,01
15,00
0,93
60
9,84
15,00
0,93
75
9,68
15,00
0,93
90
9,52
15,00
0,93
105
9,35
15,00
0,93
120
9,19
15,00
0,93
135
9,02
15,00
0,93
150
8,86
15,00
0,9
Podstawowe parametry rurociągu to:
− materiał: stal węglowa,
− średnica zewnętrzna: 18 cali (45,72 cm), średnicę rurociągu dobierano tak, by nie nastąpiła gwałtowana zmiana prędkości czynnika i spadek ciśnienia poniżej krytycznego,
− założono stałą temperaturę w rurociągu 15oC.
sprężanie
37,02
40
transport
moc [MW]
35
30
25
20
15
7,60
10
0,31
5
0,31
0
amina
amoniak
Rys. 5. Zapotrzebowanie na energię dla procesów sprężania i transportu wydzielonego CO2
Na rys. 5 pokazano porównanie zużycia energii
na sprężanie i transport wydzielonego CO2 dla
metody aminowej i amoniakalnej.
6. INTEGRACJA INSTALACJI WYCHWYTU CO2 I BLOKU ENERGETYCZNEGO
Dla analizowanego bloku integrację z instalacją usuwania CO2 zaproponowano zrealizować poprzez
upust pary niskoprężnej – rys. 6.
Parametry dobrano tak by zapewnić odpowiednią ilość ciepła niezbędną do procesy desorpcji, nie brano
pod uwagę względów technicznych. Celem takiego podejścia jest wskazanie ilości oraz parametrów
energii cieplnej, jaka powinna być dostarczona do układu separacji dwutlenku węgla. Gdyby brać pod
uwagę względy techniczne okazałoby się, że przy obecnym stanie rozwoju technologii energetycznych
nie ma możliwości zapewnienia odpowiedniej ilości ciepła pobranego z układu siłowni.
H2O
separacja
H2O
spaliny
oczyszczone
sorbent
zregenerowany
CO2
spaliny
odpylone
ODS
O
spaliny
odsiarczone
D
sorbent
wzbogacony CO2
siarka
spaliny
ABS
pyły
∆m, hod(t,p)
para
para niskoprężna
K
TP
G
Nel
hk
URW
S
ODG
P
URN
Rys. 6. Schemat przedstawiający integrację bloku energetycznego z instalacją usuwania CO2 (K – kocioł,
TP – turbina parowa, URW, URN – układ regeneracji nisko- i wysokoprężnej, ODG – odgazowywacz,
S – skraplacz, O – odpylacz, ODS – układ odsiarczania, ABS – absorber, D – desorber)
Uwzględniając wcześniej wyznaczone zapotrzebowanie na energię konieczną do procesu wychwytu
CO2 oraz na jego sprężanie i transport określono wpływ instalacji usuwania i transportu CO2 na
efektywność całego bloku. Określono moc wytwarzaną w siłowni oraz sprawność obiegu netto (rys. 7 i
8) dla procesu aminowego oraz rys. 9 i 10 dla procesu amoniakalnego (urządzenia dodatkowe to pompy
roztworu „bogatego”, urządzenia związane ze sprężaniem transportem CO2).
700
613,35
moc [MW]
600
421,91
500
384,46
400
300
200
100
0
BEZ CCS
Z WYDZIELANIEM
CO2
URZĄDZENIA
DODATKOWE
Rys. 7. Wpływ usuwania CO2 na moc siłowni
– proces aminowy
50,3
sprawność [%]
60
50
34,6
40
31,53
30
20
10
0
BEZ CCS
Z WYDZIELANIEM
CO2
URZĄDZENIA
DODATKOWE
Rys. 8. Wpływ usuwania CO2 na sprawność obiegu netto
– proces aminowy
700
613,35
513,57
600
503,24
moc [MW]
500
400
300
200
100
0
BEZ CCS
Z WYDZIELANIEM
CO2
URZĄDZENIA
DODATKOWE
Rys. 9. Wpływ usuwania CO2 na moc siłowni
– proces amoniakalny
60
50,3
42,12
sprawność [%]
50
41,27
40
30
20
10
0
BEZ CCS
Z WYDZIELANIEM
CO2
URZĄDZENIA
DODATKOWE
Rys. 10. Wpływ usuwania CO2 na sprawność obiegu netto – proces amoniakalny
Z przedstawionych rezultatów badań wynika, iż zastosowanie wychwytu CO2 metodą absorpcyjną
z użyciem MEA lub amoniaku znacznie pogarsza osiągi siłowni.
7. ANALIZA EKONOMICZNA PRZEDSIĘWZIĘCIA
Dla opisanych metod separacji CO2 przeprowadzono analizę ekonomiczną. Wyznaczono minimalną
cenę sprzedaży energii elektrycznej, dodatkowo wyznaczono takie wskaźniki jak NPV.
W tabeli 6 porównano główne wskaźniki ekonomiczne badanych układu w zależności od przyjętej ceny
sprzedaży energii elektrycznej. Cena minimalna sprzedaży energii elektrycznej to cena wyznaczająca
próg rentowności danego wariantu przedsięwzięcia. Dla rozważanych tu wariantów cena wyjściowa to
cena energii elektrycznej wg giełdy energii elektrycznej – 178, 03 zł/MWh (czerwiec 2009). Można
zauważyć, że w przypadku usuwania CO2 metodą aminową cena sprzedaży 250 zł/MWh jest ceną przy
której warunki opłacalności przedsięwzięcia nie są spełnione; dla układu amoniakalnego przy tej cenie
można osiągnąć korzystne warunki finansowe.
Tabela 6
Porównanie wskaźników NPV, IRR oraz SPB
Wartość zaktualizowana netto NPV
bez CCS
MEA
Cena sprzedaży energii elektrycznej
cena minimalna
200,00 zł
250,00 zł
16 110 680
1 488 675 294
4 086 837 318
14 651 607
-7 312 457 584,11
-5 299 411 598,82
Wewnętrzna stopa zwrotu IRR
bez CCS
MEA
Cena sprzedaży energii elektrycznej
cena minimalna
200,00 zł
250,00 zł
2,56%
7,02%
12,98%
15
10
6
5 824 315
-1 701 927 256
671 428 496
NH3
2,55%
-
Prosty okres zwrotu SPB
bez CCS
MEA
Cena sprzedaży energii elektrycznej
cena minimalna
200,00 zł
250,00 zł
NH3
2,52%
4,74%
NH3
15
-
15
12
8. PODSUMOWANIE
Dla bloku 600 MW przy pełnym obciążeniu, dla wydzielenia całości CO2 ze spalin, należy dostarczyć:
stosując metodę aminową - 580MWt, dla metody amoniakalnej – 302 MWt. Podane ilości dotyczą tylko
energii koniecznej dla procesu absorpcja – desorpcja. Do tego należy dodać energię konieczną do
napędu pomp roztworu „bogatego”, sprężenie wydzielonego CO2 oraz przetransportowanie go do
miejsca zagospodarowania. Po uwzględnieniu wymienionego wyżej zapotrzebowania na energię
następuje spadek mocy wytworzonej w bloku i sprawności obiegu. Dla metody aminowej z 613,35 MW
na 384,46 MW oraz z 50,3% na 31,53%; dla metody amoniakalnej z 613,35 MW na 503,24 MW oraz z
50,3% na 41,27%. Wyniki te obrazują jak duże jest zapotrzebowanie na ciepło dla procesów CCS oraz
jak to wpływa na pracę siłowni.
Względy ekonomiczne przedstawiają się podobnie. Porównując tylko ceny sprzedaży energii
elektrycznej otrzymujemy co następuje:
− cena wyjściowa - 178, 03 zł/MWh (cena sprzedaży energii elektrycznej na giełdzie),
− metoda aminowa – 387,75 zł/MW (cena sprzedaży energii elektrycznej wyznaczająca próg
rentowności),
− metoda amoniakalna – 235,30 zł/MW (cena sprzedaży energii elektrycznej wyznaczająca próg rentowności).
Można zatem zauważyć, że w przypadku sorbentów: MEA oraz amoniak lepsze efekty zarówno pod
względem ekonomicznym jak i energetycznym wykazuje ten drugi. Jak wynika z przytoczonych
wyników badań zastosowanie absorpcji chemicznej w najprostszej wersji i z ogólnie znanymi
sorbentami jest ogromnym obciążeniem dla procesu wytwarzania energii elektrycznej, ekonomicznie
także nie jest uzasadnione.
Z wymienionych powodów na całym świecie trwają intensywne badania nad udoskonaleniem procesu
absorpcyjnego usuwania CO2 ze spalin tą metodą oraz poszukiwania sorbentów, dzięki którym proces
ten nie będzie tak nieefektywny energetycznie i ekonomicznie jak wynika z przytoczonych w tej pracy
wyników badań.
LITERATURA
[1] Building Capacity for CO2 Capture and Storage in the APEC Region: A Training Manual for Policy
Makers and Practitioners, APEC Energy Working Group Project EWG 03/2004T, March 2005.
[2] Chmielniak T. i inni: Obiegi cieplne nadkrytycznych bloków węglowych. Wydawnictwo Politech-
niki Śląskiej, Gliwice 2010.
[3] Community outreach strategy for CO2 capture and storage projects. A strategy for successfully
working with local communities to enhance your CO2 capture and storage project, APEC Energy
Working Group Project EWG 03/2004T, March 2005.
[4] CO2NET Lectures on Carbon Capture and Storage. http://www.co2net.eu/public/index.asp.
[5] IEA Greenhouse Gas R&D Programme, Capture and storage of CO2.
[6] IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage, Cambridge University Press, 2005.
[7] Kotowicz J., Janusz K.: Sposoby redukcji emisji CO2 z procesów energetycznych. Rynek Energii,
Nr 1, 2007, s.10-18.
[8] Wójcik K.: Modelowanie procesów absorpcji CO2 ze spalin bloków energetycznych dużej mocy,
praca doktorska, maszynopis. Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych, Politechnika Śląska,
Gliwice 2010.
[9] Zarzycki R., Chacuk A., Starzak M.: Absorpcja i absorbery, WNT Warszawa 1995.
CAPTURE
AND
TRANSPORT
OF
CO2
– ENERGY EFFECT AND ECONOMIC ANALYSIS
FROM
FLUE
GAS
–
Key words: CO2 capture, chemical absorption, economic analysis
Summary. This paper gives information about the results of the analysis of the integration CO2 removal system with the 600
MW supercritical power plant. It presents the amount of energy needed to capture carbon dioxide by chemical absorption
using MEA and ammonia, to compress sequestered gas in the state for transport and transporting it to the place of
destination. There has been determined what impact will have this type of integration into the work of the power plant. For
discussed variants economic analysis was carried out. The work emphasizes the need for energy, necessary for CO2 capture,
pointing out new areas of research, which should be the production and delivery of heat to the CCS processes.
Katarzyna Wójcik, dr inż., pracuje w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki
Śląskiej, [email protected]
Tadeusz Chmielniak, prof. dr hab. inż. czł. koresp. PAN, pracuje w Instytucie Maszyn i Urządzeń
Energetycznych Politechniki Śląskiej, [email protected]