WYCHWYT I TRANSPORT CO

2

ZE SPALIN – EFEKTY ENERGETYCZNE I

ANALIZA EKONOMICZNA

Autor: Katarzyna Wójcik, Tadeusz Chmielniak

(„Rynek Energii” – 12/2010)

Słowa kluczowe: separacja CO

2

, absorpcja chemiczna, analiza ekonomiczna

Streszczenie. W pracy przedstawiono wyniki analizy integracji instalacji usuwania CO

2

z blokiem energetycznym na para-

metry 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 inte-
gracja na pracę bloku. Dla omawianych wariantów pracy przeprowadzono analizę ekonomiczną. Praca podkreśla zapotrze-
bowanie na energię cieplną, niezbędną dla przeprowadzenia tego typu procesu, wskazując nowe obszary badań, jakimi po-
winna 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 CO

2

podczas wytwarzania elektryczności i ciepła. Szacuje się, że około jedna trzecia

emisji CO

2

na świecie pochodzi ze spalania paliw stałych na cele produkcji energii elektrycznej [5].

Technologie energetyczne ze względu na sposób wychwytu CO

2

można podzielić na:

−

technologie post combustion – usuwanie CO

2

po procesie spalania,

−

technologie pre combustion – usuwanie CO

2

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 CO

2

z mieszanin, ze względu na wysoką skuteczność procesu oraz

możliwość uzyskania produktu wysokiej czystości. Usuwanie CO

2

tym sposobem jest oparte na jednej

lub kilku reakcjach odwracalnych pomiędzy CO

2

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].

GAZ DO

OCZYSZCZANIA

ABSORBER

CZYSTE

SPALINY

CO

2

K

O

L

U

M

N

A

D

E

S

O

R

P

C

Y

J

N

A

ROZTWÓR DO

DESORPCJI

SORBENT

WYMIENNIK

CIEPŁA

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 CO

2

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

Temperatura otoczenia

o

C

15,56

Ciśnienie w skraplaczu

kPa

5

Moc ne

to

MW

613,43

Tabela 2

Parametry spalin z bloku 600 MW

Temperatura

117,4

o

C

Ciśnienie

101,2 kPa

Strumień masowy

544 kg/s

Skład (udziały molowe)
N

2

CO

2

H

2

O

O

2

SO

2

Ar

0,7350

0,1538

0,0835
0,0179
0,0009
0,0088

4. SEPARACJA CO

2

ZE SPALIN

Modelowanie wychwytu CO

2

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 CO

2

.

W wyniku wielu analiz ustalono, że dobrym rozwiązaniem dla rozpatrywanego bloku będzie zastosowa-
nie 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].

spaliny do

usuwania CO

2

CO

2

A

D

D

D

A

A

A

A

A

Rys. 2. Podział strumienia spalin do procesu usuwania CO

2

(A – absorber, D – desorber)

para

Q

CO

2

+ para

DESORBER

strumie

ń

do

desorpcji

Q

1

Q

2

Rys. 3. Doprowadzenie ciepła do desorbera z rozdziałem ciepła

Na podstawie przeprowadzonych obliczeń ustalono, iż do wydzielenia praktycznie całej ilości CO

2

metodą aminową jest konieczne dostarczenie energii cieplnej w ilości 4,7 MJ/kg wydzielonego CO

2

.

Dla analizowanego bloku przy pełnym obciążeniu oraz przy wydzielaniu całości CO

2

daje to 580 MW

t

.

Dla metody amoniakalnej do procesu desorpcji konieczne jest 2,45 MJ/kg CO

2

. Dla analizowanego

bloku przy pełnym obciążeniu oraz przy wydzielaniu całości dwutlenku węgla daje to 302 MW

t

.

Wyznaczone ilości energii potrzebne na napęd pomp roztworu „bogatego” (pompy przepompowujące
strumienie masy między absorberem a desorberem) kształtują się następująco: 107 kJ/kg CO

2

wydzielo-

nego dla metody aminowej i 29,4 kJ/kg CO

2

wydzielonego dla metody amoniakalnej.

5. SPRĘŻANIE I TRANSPORT WYDZIELONEGO CO

2

Wydzielony ze spalin dwutlenek węgla powinien zostać poddany zagospodarowaniu. Wiąże się to ze
sprężeniem i z przetransportowaniem go na miejsce dalszego wykorzystania bądź składowania. Podsta-
wowe założenia do obliczeń związanych ze sprężaniem i transportem CO

2

przyjęto na podstawie [1,6]:

−

ciśnienie CO

2

- 10,5 MPa,

−

temperatura CO

2

– 15

o

C,

−

długość rurociągu 150 km,

SP

STACJA SP

RUROCI

Ą

G

CO

2

RUROCI

Ą

G

DO MIEJSCA

SKŁADOWANIA

Rys. 4. Schemat do modelowania transportu i sprężania CO

2

Modelowano sprężanie wydzielonego CO

2

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.

Tabela 3

Parametry sprężarki wydzielonego CO

2

m

o

d

u

ł

te

m

p

er

at

u

ra

p

o

sp

rę

ż

en

i

u

,

te

m

p

er

at

u

ra

p

o

sc

h

ło

d

ze

n

iu

ci

śn

ie

n

ie

p

o

sp

rę

ż

an

i

u

sp

rę

ż

m

o

c

ef

ek

ty

w

n

a

C

ie

p

ło

o

C

o

C

MPa

-

MW

MW

1

76,24

1

,00

0,52

2,72

10,79

-16,55

2

74,90

15,00

1,42

2,72

9,77

-11,18

3

85,51

15,00

3,86

2,72

9,17

-13,38

4

93,91

15,00

10,50

2,72

7,30

-31,54

Sprężarka jest modułowa z chłodzeniem międzykadłubowym do temperatury do 15

o

C. Wyznaczona

moc do napędu tej sprężarki wynosi 37,02 MW, a ciepło odebrane od czynnika sprężanego podczas
chłodzenia - 72,66 MW.

Tabela 4

Parametry stacji sprężarkowej

m

o

d

u

ł

te

m

p

er

at

u

r

a

p

o

sp

rę

ż

en

iu

a

p

o

sc

h

ło

d

ze

n

i

ci

śn

ie

n

ie

p

o

sp

rę

ż

an

iu

sp

rę

ż

m

o

c

ef

ek

ty

w

n

a

ci

ep

ło

o

C

o

C

MPa

-

MW MW

1 15,82 15,00 9,65 1,09 0,15 -0,26
2 15,87 15,00 10,50 1,09 0,16 -0,27

Tabela 5

Parametry w rurociągu transportującym wychwycony CO

2

długość ciśnienie temperatura

prędkość
czynnika

km

MPa

o

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,

−

ś

rednica zewnętrzna: 18 cali (45,72 cm), średnicę rurociągu dobierano tak, by nie nastąpiła gwałto-

wana zmiana prędkości czynnika i spadek ciśnienia poniżej krytycznego,

−

założono stałą temperaturę w rurociągu 15

o

C.

37,02

0,31

7,60

0,31

0

5

10

15

20

25

30

35

40

m

o

c

[

M

W

]

amina

amoniak

spr

ęż

anie

transport

Rys. 5. Zapotrzebowanie na energię dla procesów spręża-

nia i transportu wydzielonego CO

2

Na rys. 5 pokazano porównanie zużycia energii
na sprężanie i transport wydzielonego CO

2

dla

metody aminowej i amoniakalnej.

6. INTEGRACJA INSTALACJI WYCHWYTU CO

2

I BLOKU ENERGETYCZNEGO

Dla analizowanego bloku integrację z instalacją usuwania CO

2

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.

P

S

K

TP

O

ODS

ABS

D

para

para niskopr

ęż

na

spaliny

pyły

siarka

spaliny

odpylone

spaliny

odsiarczone

spaliny

oczyszczone

CO

2

sorbent

zregenerowany

sorbent

wzbogacony CO

2

G

H

2

O

separacja

H

2

O

URN

URW

ODG

∆

m, h

od

(t,p)

N

el

h

k

Rys. 6. Schemat przedstawiający integrację bloku energetycznego z instalacją usuwania CO

2

(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
CO

2

oraz na jego sprężanie i transport określono wpływ instalacji usuwania i transportu CO

2

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 CO

2

).

613,35

421,91

384,46

0

100

200

300

400

500

600

700

m

o

c

[

M

W

]

BEZ CCS

Z WYDZIELANIEM

CO2

URZ

Ą

DZENIA

DODATKOWE

Rys. 7. Wpływ usuwania CO

2

na moc siłowni

– proces aminowy

50,3

34,6

31,53

0

10

20

30

40

50

60

s

p

ra

w

n

o

ś

ć

[

%

]

BEZ CCS

Z WYDZIELANIEM

CO2

URZ

Ą

DZENIA

DODATKOWE

Rys. 8. Wpływ usuwania CO

2

na sprawność obiegu netto

– proces aminowy

613,35

513,57

503,24

0

100

200

300

400

500

600

700

m

o

c

[

M

W

]

BEZ CCS

Z WYDZIELANIEM

CO2

URZ

Ą

DZENIA

DODATKOWE

Rys. 9. Wpływ usuwania CO

2

na moc siłowni

– proces amoniakalny

50,3

42,12

41,27

0

10

20

30

40

50

60

s

p

ra

w

n

o

ś

ć

[

%

]

BEZ CCS

Z WYDZIELANIEM

CO2

URZ

Ą

DZENIA

DODATKOWE

Rys. 10. Wpływ usuwania CO

2

na sprawność obiegu netto – proces amoniakalny

Z przedstawionych rezultatów badań wynika, iż zastosowanie wychwytu CO

2

metodą absorpcyjną

z użyciem MEA lub amoniaku znacznie pogarsza osiągi siłowni.

7. ANALIZA EKONOMICZNA PRZEDSIĘWZIĘCIA

Dla opisanych metod separacji CO

2

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 CO

2

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

bez CCS

MEA

NH

3

Cena sprzedaży energii elektrycznej

cena minimalna

16 110 680

14 651 607

5 824 315

200,00 zł

1 488 675 294

-7 312 457 584,11

-1 701 927 256

250,00 zł

4 086 837 318

-5 299 411 598,82

671 428 496

Warto

ść

zaktualizowana netto NPV

bez CCS

MEA

NH

3

Cena sprzedaży energii elektrycznej

cena minimalna

2,56%

2,55%

2,52%

200,00 zł

7,02%

-

-

250,00 zł

12,98%

-

4,74%

Wewn

ę

trzna stopa zwrotu IRR

bez CCS

MEA

NH

3

Cena sprzedaży energii elektrycznej

cena minimalna

15

15

15

200,00 zł

10

-

-

250,00 zł

6

-

12

Prosty okres zwrotu SPB

8. PODSUMOWANIE

Dla bloku 600 MW przy pełnym obciążeniu, dla wydzielenia całości CO

2

ze spalin, należy dostarczyć:

stosując metodę aminową - 580MW

t

, dla metody amoniakalnej – 302 MW

t

. Podane ilości dotyczą tylko

energii koniecznej dla procesu absorpcja – desorpcja. Do tego należy dodać energię konieczną do
napędu pomp roztworu „bogatego”, sprężenie wydzielonego CO

2

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 ren-
towności).

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 CO

2

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 CO

2

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 CO

2

capture and storage projects. A strategy for successfully

working with local communities to enhance your CO

2

capture and storage project, APEC Energy

Working Group Project EWG 03/2004T, March 2005.

[4]

CO

2

NET Lectures on Carbon Capture and Storage. http://www.co2net.eu/public/index.asp.

[5]

IEA Greenhouse Gas R&D Programme, Capture and storage of CO

2

.

[6]

IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage, Cambridge University Press, 2005.

[7]

Kotowicz J., Janusz K.: Sposoby redukcji emisji CO

2

z procesów energetycznych. Rynek Energii,

Nr 1, 2007, s.10-18.

[8]

Wójcik K.: Modelowanie procesów absorpcji CO

2

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

CO

2

FROM

FLUE

GAS

–

– ENERGY EFFECT AND ECONOMIC ANALYSIS

Key words: CO

2

capture, chemical absorption, economic analysis

Summary. This paper gives information about the results of the analysis of the integration CO

2

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 CO

2

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
Ś

ląskiej, [e-mail]

Tadeusz Chmielniak, prof. dr hab. inż. czł. koresp. PAN, pracuje w Instytucie Maszyn i Urządzeń
Energetycznych Politechniki Śląskiej, [e-mail]