Ograniczenie emisji CO2 w energetyce

Stosowanie zapisów prawa UE, wynikających z prowadzonej polityki w zakresie ochrony środowiska stanowi ogromne wyzwanie dla energetyki węglowej, a obciążenie kosztami emisji gazów cieplarnianych znajdzie odzwierciedlenie w cenach energii elektrycznej. Co zatem robić, by redukować emisję CO2 w energetyce?

Zastosowanie nowych technologii, zapewniających uzyskanie sprawności bloku węglowego na poziomie 45% odpowiada emisji 743 g CO2/kWh, podczas gdy pracujące bloki o sprawności 38% charakteryzują się emisją CO2 na poziomie 881 g/kWh. Analogicznie, wzrost sprawności bloku do 50% zapewni 40-procentowy spadek emisyjności w przeliczeniu na kWh w porównaniu do średniej światowej sprawności bloków energetycznych, szacowanej na 30% i emisji 1116 gCO2/kWh1. Niestety, uzyskanie sprawności 50% wymaga nowych rozwiązań technologicznych, a te aktualnie ograniczają rozwiązania materiałowe. Sytuacja ta stanowi ogromne wyzwanie dla nauki, ponieważ tylko współpraca nauki i przemysłu pozwoli na wypracowanie rozwiązań dla krajowej gospodarki, zapewniąc jej konkurencyjność na rynku światowym.

Status „Capture Ready”

Pokonanie bariery sprawności bloku węglowego na poziomie 50% ogranicza możliwości redukcji emisji CO2 z energetyki i nie pozwala osiągnąć pożądanej emisyjności bloków gazowych czy gazowo-parowych. Rozwiązaniem zapewniającym dalszą redukcję emisji dwutlenku węgla w energetyce opartej na węglu mogą być technologie CCS (ang. Carbon Capture and Storage). Składają się na nie procesy wychwytu dwutlenku węgla, transportu i składowania w strukturach geologicznych. Specjalnie wyznaczane ścieżki, tzw. mapy drogowe rozwoju niskoemisyjnej gospodarki, zakładają wprowadzenie tego rozwiązania po 2020 r. Zgodnie z tzw. dyrektywą CCS z 23 kwietnia 2009 r., nowo budowane obiekty energetyczne oparte o spalanie paliw kopalnych o mocy znamionowej 300 MW lub wyższej, winny posiadać status „Capture Ready”. Zgodnie z zapisami artykułu 9a dyrektywy 2001/80/WE, wprowadzonym artykułem 33 dyrektywy 2009/31/WE2, w przypadku tych obiektów należy ocenić, czy spełnione są następujące warunki: dostępne są odpowiednie składowiska, instalacje transportowe są wykonalne technicznie i ekonomicznie, a modernizacja pod kątem wychwytywania CO2 jest wykonalna technicznie i ekonomicznie.

Jeśli te warunki są spełnione, właściwy zapewnia, aby na terenie obiektu zarezerwowano odpowiednią przestrzeń na instalację urządzeń niezbędnych w procesie wychwytu i sprężania dwutlenku węgla. W złożonym procesie CCS, prowadzącym do ograniczenia emisji dwutlenku węgla, pochodzącego z elektrowni opalanych paliwami kopalnymi, etap separacji CO2 ze strumienia gazów spalinowych jest najbardziej kosztowny – ok. 75% całkowitych kosztów, przyczyniając się również do znacznego spadku sprawności bloku. Szacuje się, że spadek sprawności bloków energetycznych, wyposażonych w instalacje CCS może wynieść od 7 do 12 punktów procentowych3.

Technologie wychwytu CO2

Istnieją trzy główne technologie wychwytu CO2: przed procesem spalania (ang. pre-combustion capture), po procesie spalania (ang. post-combustion capture) oraz technologia, w której spalanie odbywa się bez obecności azotu (ang. oxy-fuel combustion, spalanie z recyrkulacją spalin O2/CO2, ale także spalanie w pętli chemicznej – ang. chemical looping combustion).

W procesie usuwania CO2 przed spalaniem, węgiel poddawany jest zgazowaniu, a uzyskany gaz poddaje się konwersji. W wyniku konwersji CO do CO2, a następnie usunięcia dwutlenku węgla, uzyskuje się gaz bogaty w wodór, który może zasilać turbinę gazową w układzie kombinowanym IGCC.

Stężenie dwutlenku węgla w gazach spalinowych może osiągać wartości ok. 90% w procesach spalania, wykorzystujących mieszaninę O2/CO2 zamiast powietrza, zarówno w kotle, jak i turbinie gazowej. Metoda ta znana jest jako oxy-combustion, czyli spalanie tlenowe. Rozwiązanie takie pozwala na ograniczenie ilości spalin (nie są one rozrzedzone przez azot), ograniczenie emisji tlenków azotu oraz zwiększenie wydajności procesu. Po osuszeniu (ewentualnym oczyszczeniu) i sprężeniu CO2 jest on gotowy do transportu i składowania. W tym przypadku łatwiejsze wydzielenie CO2 okupione jest koniecznością wcześniejszego wydzielania tlenu z powietrza, co jest operacją energochłonną. Badania prowadzone w skali pilotażowej wskazują, że metoda oxy-spalania może być zastosowana również do przebudowy istniejących już kotłów. Oxy-spalanie jest stosunkowo młodą technologią używaną do produkcji energii, a pierwszą instalację w skali pilotażowej o mocy 30 MWt uruchomiono w Schwarze Pumpe w Niemczech w 2008 r.

W przemyśle stosowane są różne technologie usuwania dwutlenku węgla ze strumieni gazowych: absorpcja fizyczna i chemiczna, adsorpcja, procesy membranowe oraz kriogeniczne. Wybór technologii separacji silnie zależy od właściwości gazu, z którego jest usuwany CO2: temperatury, ciśnienia, stężenia CO2 oraz wielkości strumienia.

Absorpcja z użyciem amin

Spaliny charakteryzują się niskim stężeniem dwutlenku węgla, dużym udziałem zanieczyszczeń gazowych i stałych oraz stosunkowo wysoką temperaturą, co czyni proces separacji CO2 skomplikowanym i kosztownym. Ponadto spaliny z elektrowni odprowadzane są do atmosfery przy ciśnieniu zbliżonym do atmosferycznego. Stosowane w komercyjnych instalacjach chemicznych typowe sorbenty, takie jak alkohol metylowy, glikol polietylenowy, wodorotlenek sodu i potasu, nadają się głównie do procesów wysokociśnieniowych. Najbardziej rozpowszechnionymi metodami separacji CO2 na skalę przemysłową są procesy absorpcji fizycznej i chemicznej. Od lat wykorzystuje się je w przemyśle petrochemicznym do wydzielania dwutlenku węgla z mieszanin gazowych. Pozostałe metody usuwania CO2, takie jak adsorpcja, separacja membranowa i kriogeniczna, są oferowane na znacznie mniejszą skalę. Do potencjalnie najbliższych zastosowaniu w energetyce zawodowej są technologie absorpcji chemicznej z wykorzystaniem roztworów amin. Istniejące instalacje mycia aminowego są z reguły znacznie mniejsze, niż wymagałaby tego skala energetyki, jednakże, wg dostawców, możliwe jest zbudowanie instalacji absorpcji CO2 ze spalin z elektrowni. Komercyjne rozwiązania instalacji absorpcji CO2 w aminach mogą być obecnie oferowane jedynie przez kilku potencjalnych dostawców na świecie. Rozwój wysoko sprawnych technologii wydzielania CO2 ze strumieni gazów technologicznych stanowi obecnie najpoważniejszą barierę techniczną CCS (obok składowania i transportu) z uwagi na wymagane wydajności instalacji – skala oraz energo- i kosztochłonność tych procesów. Proces usuwania CO2 ze spalin metodą mycia aminowego można tak zaprojektować, aby usuwał ok. 90% dwutlenku węgla zawartego w spalinach, a stopień czystości wydzielonego CO2 osiągał wartość 99,9%.

Jedną z zalet absorpcji CO2 z użyciem amin (po procesie spalania) jest możliwość jej zastosowania w istniejących blokach energetycznych, po dokonaniu pewnych zmian technologicznych. Główne modyfikacje dotyczą obiegu parowego, w ramach którego część pary z upustu turbiny pobierana jest w celu dostarczenia energii niezbędnej do regeneracji absorbentu w wyparce kolumny regeneracyjnej. Efektem włączenia instalacji CCS w układ technologiczny elektrowni będzie spadek sprawności wytwarzania energii elektrycznej, czyli obniżenie jej produkcji na rynek komercyjny. Drastyczne obniżenie masowego przepływu pary przez część niskoprężną turbiny wymagać będzie modyfikacji samej turbiny.

Ważnymi zagadnieniami procesowymi, które należy wziąć pod uwagę przy wyborze procesu usuwania dwutlenku węgla metodą aminową, są: minimalizacja energii niezbędnej do przeprowadzenia procesu, obniżenie temperatury spalin, obniżenie zawartości tlenu, ograniczenie strat absorbenta, redukcja zanieczyszczeń takich jak SOx i NOx znacznie poniżej wymaganych poziomów emisji tych zanieczyszczeń dla bloków energetycznych, jak również problem korozyjności, toksyczności i produkcji odpadów.

Wybór odpowiedniego absorbenta

Zużycie ciepła do procesu regeneracji roztworu absorbentu stanowi przyczynę zasadniczego obniżenia sprawności termicznej elektrowni. Sprężanie usuniętego dwutlenku węgla do warunków wymaganych dla jego transportu do miejsca składowania, wymaga dostarczenia energii elektrycznej. Optymalizacji projektowej wymaga energia regeneracji poprzez dobór odpowiedniego absorbentu lub mieszaniny absorbentów aminowych albo opracowania nowych rozpuszczalników o małej energii regeneracji. Roztwory absorbentów oparte na MEA wymagają energii regeneracji na poziomie 3-6 GJ/t CO24. Celem poszukiwań nowych sorbentów jest redukcja tej wartości. Do regeneracji absorbentu w wyparce stosowana jest para o ciśnieniu ok. 0,3-0,5 MPa. Pochodzi ona zwykle z upustu turbiny parowej, dlatego zmniejsza się strumień efektywnie produkujący energię elektryczną, spadek mocy turbiny dochodzi nawet do 20%. Obecność w spalinach SOx i NOx jest powodem tworzenia się produktów degradacji sorbentów aminowych – trwałych soli o właściwościach korozyjnych. Obecnie obowiązujące normy w zakresie emisji SOx oraz NOx, choć bardzo restrykcyjne, nie spełniają zaleceń dostawców technologii aminowych. Przestrzeganie zalecanego limitu stężenia SO2 w spalinach na poziomie 10 ppm4 umożliwia uniknięcie strat sorbentu spowodowanych degradacją. Oznacza to, że zastosowanie technologii mycia aminowego wymaga zaplanowania dodatkowych inwestycji związanych z doczyszczeniem spalin. Należy się również spodziewać oddziaływania technologii CCS na środowisko, w tym emisji wtórnej zanieczyszczeń, jednak wiedza w tym zakresie jest ograniczona. Zużyty sorbent postrzega się jako niebezpieczny. Aminowe odpady muszą być traktowane zgodnie z zasadami i przepisami dotyczącymi postępowania z takimi odpadami.

Obecne ceny uprawnień do emisji CO2 na rynku na poziomie ok. 7 euro/tCO25 nie uzasadniają konieczności inwestowania w drogie technologie wychwytu i składowania CO2. Mając jednak świadomość ograniczonej liczby pozwoleń dostępnych na rynku, konieczności przyrostu mocy w najbliższych latach oraz celu działań Komisji Europejskiej (tj. realnego obniżenia emisji dwutlenku węgla do atmosfery), należy spodziewać się, że ceny pozwoleń do emisji będą rosnąć i osiągną poziom uzasadniający inwestowanie w technologie CCS. Pozwoli to uniezależnić produkcję energii od zmienności cen pozwoleń do emisji na rynku i ich ograniczonej podaży.

Świadomość technicznych możliwości i ograniczeń stosowania technologii CCS w energetyce i związanych z tym problemów ma obecnie charakter strategiczny.

Źródła

1. Power Generation from Coal, Measuring and Reporting Efficiency Performance and CO2 Emissions. OECD/IEA. 2010.

2. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE z 23 kwietnia 2009 r. w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla oraz zmieniająca dyrektywę Rady 85/337/EWG, Euratom, dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2000/60/WE, 2001/80/WE, 2004/35/WE, 2006/12/WE, 2008/1/WE i rozporządzenie (WE) nr 1013/2006 (Dz. Urz. UE L 140/115).

3. Power Generation from Coal, Measuring and Reporting Efficiency Performance and CO2 Emissions. OECD/IEA, 2010.

4. Bailey D.W.:, Feron P.H.M.: Post-combustion decarbonisation processes. „Oil&Gas Science Technology” 60/2005.

5. www.cire.pl/handelemisjamiCO2/notowania.

Bez nazwy

Lucyna Więcław-Solny, zastępca dyrektora Centrum Badań Procesowych,Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla w Zabrzu

Opublikowano: Ecomanager Numer 5/2012 (26)

Dodaj komentarz

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *