CCS Ready. Wymóg wykonania oceny gotowości do wychwytywania, transportu i składowania CO 2 dla nowych bloków energetycznych

Transkrypt

1 CCS Ready Wymóg wykonania oceny gotowości do wychwytywania, transportu i składowania CO 2 dla nowych bloków energetycznych Wprowadzenie W związku z wdrożeniem Dyrektywy CCS [2], na inwestorze planującym budowę dużego bloku energetycznego ciąży obowiązek wykonania oceny gotowości do wychwytywania, transportu i składowania CO 2, czyli wykazania, że instalacja jest CCS Ready. Poniżej opisano, z czym ten obowiązek się wiąże oraz jakich instalacji on dotyczy. Podstawy prawne Inwestor planujący budowę nowego bloku o mocy co najmniej 300MW el musi dokonać oceny możliwości zastosowania systemu wychwytywania, transportu i składowania CO 2, czyli wykazać, że jego instalacja jest CCS Ready. Wymóg ten wynika z Dyrektywy 2010/75/WE w sprawie emisji przemysłowych, z Dyrektywy 2009/31/WE w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla oraz Ustawy CCS [8]. W skrócie CCS Ready oznacza, że możliwa jest w przyszłości modernizacja bloku w celu zintegrowania go z instalacją CCS [11]. W listopadzie 2013 weszła w życie ustawa z dnia r. zmieniająca Prawo geologiczne i górnicze, która wdraża Dyrektywę CCS do polskiego prawa (dalej Ustawa CCS) [8]. Zgodnie z zapisami prawa Ustawy CCS, wymóg wykonania oceny gotowości do wychwytywania CO 2 dotyczy wszystkich bloków energetycznych o mocy nie mniejszej niż 300 MWel, dla których pozwolenie na budowę wydano po dniu , przy czym nie ma znaczenia rodzaj paliwa kopalnianego. Ustawa CCS przewiduje, że wymóg przeprowadzenia oceny gotowości instalacji do wychwytywania CO 2 ma być wykonywany w ramach oceny oddziaływania instalacji na środowisko. Natomiast dla instalacji, którym już wydano pozwolenie na budowę Ustawa CCS przewiduje, że marszałek województwa zobowiąże prowadzącego instalację, do sporządzenia i przedłożenia przeglądu ekologicznego, w terminie 2 lat od wejścia w życie ustawy CCS. Przegląd ekologiczny powinien zawierać ocenę gotowości przystosowania instalacji do wychwytywania CO 2, którą należy wykonać w oparciu o następujące analizy: dostępności podziemnych składowisk CO 2 ; wykonalności technicznej i ekonomicznej sieci transportowej CO 2 ; wykonalności technicznej i ekonomicznej modernizacji instalacji pod kątem przystosowania do wychwytywania CO 2. Ustawa CCS, oprócz obowiązku dotyczącego oceny gotowości do wychwytywania CO 2, zajmuje się regulacjami dla projektów demonstracyjnych. Z uwagi na fakt, że technologia CCS ma na razie charakter badawczy, przyjęto regulacje, które mają za zadanie ocenę technologii CCS, ich skuteczności i przydatności. Ważna jest również ocena tych projektów CCS, w zakresie ich oddziaływania na środowisko. Rozdział 2b ustawy CCS [8], reguluje kwestie związane z przesyłaniem CO 2 z instalacji do jego wychwytywania do miejsca jego składowania. Przesyłanie CO 2 ma się odbywać po uprzednim przyłączeniu do sieci transportowej CO 2, na podstawie umowy o świadczenie usług przesyłania CO 2. Dodatkowo Ustawa określa, co powinna taka umowa zawierać. Operatorem sieci transportowej CO 2 może być wyłącznie podmiot posiadający koncesję na przesyłanie CO 2 i jest wyznaczany na czas określony przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Ustawa określa również obowiązki oraz wymagania dla operatora sieci transportowej CO 2. Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci transportowej CO 2, składa wniosek do operatora o określenie warunków przyłączenia. Za przyłączenie pobiera się opłatę ustaloną w oparciu o rzeczywiste nakłady poniesione na realizację przyłączenia. Natomiast 1

2 szczegółowe wymagania techniczne związane z przyłączeniem do sieci transportowej, zostaną określone w stosownym rozporządzeniu. Zgodnie z Ustawą CCS, podziemne składowanie CO 2, będzie wymagało koncesji, której udziela się na okres nie krótszy niż 20 lat, przy czym koncesja będzie udzielana tylko dla projektów demonstracyjnych tak jak wyjaśniono powyżej. Koncesji udziela się po uzyskaniu uzgodnień z ministrem właściwym do spraw gospodarki oraz po otrzymaniu opinii Komisji Europejskiej. Ustawa określa również wymogi dla wniosku o udzielenie koncesji, do którego dołącza się m.in. Plan zagospodarowania podziemnego składowiska CO 2, który podlega zatwierdzeniu przez właściwy organ nadzoru górniczego. Ustawa CCS mówi również o obowiązku zabezpieczenia finansowego należytego wykonania obowiązków związanych z eksploatacją składowiska. Wymóg CCS Ready Aktualnie, realizowanych lub planowanych do budowy jest w Polsce szereg bloków energetycznych, opartych o paliwa kopalniane. Oceniam, że wymóg CCS Ready może dotyczyć: elektrowni spalających węgiel kamienny (przykładowo blok nr 11 w Elektrowni Kozienice czy dwa bloki w Elektrowni Opole) o sumarycznej mocy ok MWel, z czego MWel dotyczy projektów wstrzymanych; elektrowni spalających gaz ziemny (przykładowo blok gazowo-parowy Orlenu we Włocławku oraz blok gazowo-parowy PGNiG Termiki na Żeraniu) o sumarycznej mocy ok MWel, z czego MWel dotyczy projektów wstrzymanych; jednego planowanego bloku spalającego węgiel brunatny w Elektrowni Turów, przy czym w planach Krajowych grup energetycznych (PGE i ZA PAK) jest budowa odkrywek na terenie czterech województwach: lubuskim, dolnośląskim, wielkopolskim i kujawsko-pomorskim, o łącznej powierzchni 400 km 2 [7], co wiązać się będzie z budową nowych elektrowni. Przykładowo, planowany blok gazowo-parowy w Elektrociepłowni Żerań posiada wykonane przez firmę Tractebel Engineering opracowanie w zakresie oceny spełnienia gotowości do wychwytu, transportu i składowania CO 2 przez ten blok [11]. Podczas gdy Grupa PGE, w związku z planowaną budową dwóch bloków w Opolu, została zaskarżona przez ClientEarth, iż nie postąpiła zgodnie z prawem, rezygnując z ekspertyzy CCS Ready, pokazującej możliwości zastosowania technologii do wychwytywania dwutlenku węgla. Ostatecznie skarga została odrzucona przez sąd, gdyż w tym czasie Dyrektywa CCS nie została w Polsce wdrożona [12]. Wykazanie, że instalacja jest CCS Ready wymaga w szczególności następujących analiz [11] : wykazania, że budowa instalacji CCS dla konkretnego obiektu, jest technicznie wykonalna, stosując przynajmniej jedną technologię wychwytywania dwutlenku węgla; wykazania, że jest wystarczająca ilość dostępnego miejsca pod budowę i bezpieczną eksploatację instalacji do wychwytu i sprężania CO 2 ; identyfikacja jednego (lub kilku) wykonalnego pod względem technicznym i ekonomicznym rurociągu lub innej drogi transportu do miejsc składowania CO 2 ; identyfikacji jednego lub kilku składowisk, które zostały odpowiednio oszacowane i uważane są za miejsca odpowiednie do bezpiecznego składowania; identyfikacji innych znanych czynników, które uniemożliwiłyby budowę i eksploatację instalacji CCS oraz identyfikacji wiarygodnych sposobów, dzięki którym można by je przezwyciężyć; oszacowania prawdopodobnych kosztów instalacji CCS. 2

3 Wychwytywanie CO 2 Wychwytywanie dwutlenku węgla możliwe jest na trzy sposoby: pre combustion, oxy fuel, post combustion, jednakże metody post combustion (czyli po spalaniu) najbardziej nadają się dla już wybudowanych obiektów. Zatem ocena gotowości CCS będzie obejmowała analizę metod post combustion. Metody post combustion polegają na usuwaniu dwutlenku węgla ze spalin za pomocą procesu absorpcji, adsorpcji lub poprzez zastosowanie membran [11]. Najbliższe wykorzystaniu komercyjnemu są nadal metody oparte na absorpcji, które różnią się przede wszystkim rodzajami wykorzystywanych sorbentów przeważnie są to wodne roztwory czystych aminy lub ich mieszaniny albo schłodzony amoniak [3]. W tej chwili przez szereg firm prowadzone są badania nad [3, 5] różnymi sorbentami, przykładowo firma Siemens pracuje nad wykorzystaniem soli aminokwasów. Technologie oparte o metody absorpcyjne są aktualnie rozwijane, a ich poważną wadą jest energochłonność, jak również kwestia strat sorbentu, emisja do powietrza oraz korozja [11]. Tabela 1. Status technologii wychwytywania CO 2 post combustion (po spalaniu) [3] Wykorzystanie komercyjne w przemyśle chemicznym Zastosowanie Metody absorpcyjne Metody adsorpcyjne membran Bardzo dobrze Dobrze Słabo Zaufanie eksploatacyjne Bardzo dobrze Dobrze Słabo Źródło zapotrzebowania na energię Problemy do rozwiązania Regeneracja sorbentu Regeneracja sorbentu Proces sprężania Ścieranie materiału, Zanieczyszczenie obsługa dużych powierzchni membrany, Energochłonność, straty rozmiarów sorbentów niepewność osiągów sorbentu, emisje do oraz gospodarka cieplna oraz koszt powietrza i korozja. pojemników wysokosprawnych pomp adsorpcyjnych o dużych próżniowych rozmiarach. i kompresorów. Przykładowo Grupa Tauron posiada mobilną pilotażową instalację do wychwytywania CO 2 ze spalin z wykorzystaniem roztworów amin. W maju zakończono cykl badań z wykorzystaniem tej instalacji w Elektrowni Łaziska, gdzie potwierdzono możliwości efektywnego zastosowania roztworów amin. Natomiast w tym roku prowadzone będą badania w Elektrowni Jaworzno na kotle fluidalnym. Zebrane doświadczania mają posłużyć w pracach nad poprawą sprawności i energochłonności procesu, jak i określeniem wpływu zanieczyszczeń spalin (jak SO 2 i pył) na sprawność procesu usuwania CO [10] 2. W zakresie technicznej oceny gotowości instalacji do wychwytywania CO 2 należy opracować [11] : wybór technologii wychwytywania CO 2 ; wstępny projekt urządzeń do wychwytywania CO 2 oraz ich integracja z blokiem energetycznym; analizę wolnego miejsca przygotowanie wstępnego planu rozmieszczenia instalacji do wychwytywania CO 2 oraz instalację jego sprężania. 3

4 Ocenia się, że w zakresie spełniania wykonalności technicznej muszą być spełnione następujące wymagania w zakresie dostosowania bloku energetycznego do skojarzenia z instalacją wychwytu CO 2 : zabezpieczenie miejsca pod instalację wychwytu CO 2 ze spalin oraz instalację jego sprężania wraz z obiektami pomocniczymi, w sąsiedztwie emitora; zapewnienie możliwości lepszego oczyszczenia spalin z SO 2, NOx oraz pyłu; zapewnienie dostaw energii elektrycznej na potrzeby własne instalacji wychwytu oraz sprężania CO 2 ; zapewnienie dostaw pary technologicznej na potrzeby procesu regeneracji sorbentu w instalacji CCS. Te dostawy ciepła mogą być realizowane z upustu turbiny parowej lub też z zewnętrznego źródła ciepła; zapewnienie miejsca przy turbinie parowej, tak aby możliwe były jej modyfikacje oraz pozostawienie miejsca na dodatkowe wymienniki ciepła; zapewnienie większego odbioru ciepła, przez otwarty obieg chłodzenia lub przewidzenie możliwości dobudowy dodatkowego układu chłodzenia; zapewnienie większego zużycia wody oraz większej produkcji ścieków. Integracja bloku energetycznego z instalacją do wychwytywania CO 2 ze spalin będzie oznaczała znaczące obniżenie jego sprawności: dla bloku spalającego węgiel kamienny ze sprawności brutto na poziomie 50% do 42%, co oznacza obniżenie sprawności na poziomie 8% [9] ; dla bloku spalającego węgiel brunatny ze sprawności brutto na poziomie 47,5% do 38,5%, co oznacza obniżenie sprawności na poziomie 9% [9] ; dla bloku gazowo-parowego ze sprawności brutto na poziomie 58,5% do 50,2%, co oznacza obniżenie sprawności na poziomie 8,3%. Instalacja do wychwytywania oraz sprężania CO 2 nie jest bezpieczna dla środowiska - będzie na niego oddziaływać. W przypadku zastosowania amin instalacja ta będzie powodować: wzrost emisji zanieczyszczeń do powietrza nastąpi wzrost emisji NH 3 powodowany przez degradację sorbentu oraz nastąpi emisja amin do powietrza; wzrost zużycia wody (woda chłodząca oraz woda zdemineralizowana przykładowo na potrzeby przemywania spalin w absorberze); wzrost emisji ścieków (związane z procesem chłodzenia spalin w ochładzaczu spalin oraz chłodzeniem sprężarki); wytwarzanie dodatkowych odpadów; emisja hałasu (nowe źródła hałasu to: kanały spalin, wentylatory spalin, pompy i rurociągi oraz sprężarka). Oprócz bezpośredniego oddziaływania instalacji CCS na środowisko, instalacja ta będzie powodować dodatkowe ryzyka dla zdrowia ludzi i bezpieczeństwa środowiska w związku z możliwym wyciekiem CO 2 do atmosfery: chodzi tu o układ sprężania CO 2 na terenie elektrowni oraz rurociąg transportowy CO 2. W zakresie bezpieczeństwa ryzyko stwarzać będą wykorzystywane chemikalia przez instalacje do wychwytywania CO 2, w tym aminy. Sposób ich magazynowania oraz podawanie do procesu będzie wymagało środków bezpieczeństwa. Przykładowo firma Siemens pracuje nad wykorzystaniem soli aminokwasów jako sorbentu, który mógłby wyeliminować wykorzystanie amin. Sole aminokwasów są bezpieczne dla środowiska i występują w nim naturalnie, poza tym ich wykorzystanie nie spowoduje dodatkowej emisji zanieczyszczeń do powietrza [5]. 4

5 Transport CO 2 Transport CO 2 jest podobny do transportu gazu ziemnego. Technologie są dojrzałe i dostępne na skalę komercyjną. CO 2 może być przetransportowany w postaci przechłodzonej cieczy lub w stanie nadkrytycznym (w obu przypadkach ciśnienie musi być wyższe niż 73,8 bar). Przykładowo w USA, CO 2 jest transportowane od blisko 40 lat, a sieć w tej chwili przekracza długość km [11]. W zakresie technicznej oceny gotowości instalacji do transportu CO 2, należy opracować [11] : wybór sposobu transportu CO 2 (z uwagi na znaczne ilości transport CO 2 za pomocą rurociągu będzie tu najbardziej rekomendowany); analizę przebiegu tras rurociągu (włączając w to analizy występujących utrudnień i kolizji, w tym planowanych projektów infrastrukturalnych, analizę obszarów chronionych oraz analizę struktury własności gruntów); przygotowanie wstępnego projektu wykonalności transportu CO 2. Ocena gotowości instalacji do transportu CO 2, wymaga wiedzy na temat lokalizacji elektrowni oraz lokalizacji potencjalnych składowisk. Analizy przebiegu trasy rurociągu powinny oprzeć się o dokumenty planistyczne takie jak Studia Uwarunkowań i Zagospodarowania Przestrzennego Gmin oraz Miejscowe Plany Zagospodarowania Przestrzennego. Natomiast w celu oceny lokalizacji przekroczeń dróg, rzek i innych kolizji z infrastrukturą powinno uwzględniać się w ramach opracowania wizję lokalną na trasie projektowanego rurociągu. Ponadto powinno się przeprowadzić uzgodnienia w gminach dotyczące lokalizacji rurociągu względem nowych projektów infrastrukturalnych. Dodatkowo ocena gotowości instalacji do transportu powinna obejmować obliczenia nakładów inwestycyjnych oraz kosztów eksploatacyjnych. Składowanie CO 2 Geologiczne składowanie CO 2, polega na zatłaczaniu CO 2 w gęstej fazie do struktur geologicznych, głęboko poniżej powierzchni ziemi. Nie jest to pojęcie nowe, technologia geologicznego składowania jest rozwijana przez sektor naftowy od wielu lat. Nowe jest natomiast powiązanie tej technologii z sektorem energetycznym. Istnieją trzy opcje dla geologicznego składowania CO [11] 2 : składowisko CO 2 przy wzbogacaniu wydobycia ropy naftowej (EOR) i gazu ziemnego (EGR). Opcja ta pozwala na wydobycie dodatkowych ilości surowca, które w przeciwnym razie nie zostałyby wydobyte, przynosząc korzyści finansowe dla projektu. Zatłaczane CO 2 jest wydobywane razem ropą, następnie wychwytywane i ponownie zatłaczane do złoża. Cały zatłoczony CO 2 jest składowany w złożu, gdy wydobycie ropy ustaje. Instalacja wydobywcza jest następnie likwidowana; Technologia EOR jest wykorzystywana na skalę komercyjną. Przykładem zastosowania tej technologii na dużą skalę jest projekt Weyburn (USA/Kanada), gdzie dotychczas zatłoczono do złoża 20Mt CO [13] 2. Natomiast technologia EGR jest w fazie projektów demonstracyjnych. Przykładem jej zastosowania jest projekt Borzęcin, gdzie tą metodą wydobyto blisko 3 mln m 3 gazu zawierającego CO [14] 2. wyeksploatowane złoża ropy i gazu stanowią opcję dla regionów, w których zlokalizowane są złoża ropy i gazu (w Polsce: występowanie pomiędzy Poznaniem, Wrocławiem, a Zieloną Górą oraz region Przemyśla, Rzeszowa oraz Tarnowa [6] ). Kluczową kwestię stanowi tu sprawa dostępności i przydatności złóż, jak również kwestie integralności złoża. Wyeksploatowane złoża ropy i gazu z przeznaczeniem na składowisko CO 2, uznawane są jako składowiska o dość niskim ryzyku, jednakże wciąż pozostają w fazie projektów demonstracyjnych na świecie. 5

6 pokłady węgla zawierające metan (ECMB - Enhanced Coal Bed Methane), stanowią opcję dla elektrowni znajdujących się na obszarze Górnośląskiego Zagłębia Węglowego; metoda ta polega na wypieraniu z pokładów węgla metanu zawartego w głębokich i nieeksploatowanych pokładach węgla z równoczesnym składowaniem CO 2. Pilotażowa instalacja znajduje się w m. Kaniów, gdzie w latach zatłoczono 790 ton CO 2 do pokładu węgla na głębokości 1 200m [14]. solankowe warstwy wodonośne są bardziej rozpowszechnione (w Polsce: utwory Mezozoiku Niżu Polskiego zachodniopomorskie, wielkopolska, łódzkie, mazowieckie oraz kujawsko-pomorskie [6] ) z potencjalnie większą pojemnością magazynową. Jednakże geologiczne rozpoznanie tych struktur, ich naukowe zrozumienie, jak i dostępność danych jest bardziej ograniczone w porównaniu do opcji złóż ropy i gazu. Opcja ta doczekała się kilku projektów demonstracyjnych w kilku lokalizacjach na świecie m.in.: Sleipner (Norwegia) oraz Ketzin (Niemcy) [13]. W ramach oceny spełnienia gotowości do składowania CO 2, należy zidentyfikować co najmniej jedno składowisko, które nadaje się do bezpiecznego składowania. Natomiast to, czy dana struktura nadaje się do geologicznego składowania, wymaga sprawdzenia następujących kluczowych parametrów technicznych takich jak [15] : pojemość (czy dostępna jest wystarczająca pojemność magazynowa); integralność (czy występują ryzyka wycieku i z tym związane sprawy bezpieczeństwa obszaru i jego otoczenia); możliwości zatłaczania (czy własności zbiornika pozwalają na ciągłe zatłaczanie w ilościach na skalę przemysłową). W latach , pod przewodnictwem Państwowego Instytutu Geologicznego, realizowany był program Rozpoznanie formacji i struktur do bezpiecznego geologicznego składowania CO 2 wraz z ich planami monitorowania, który miał na celu rozpoznanie potencjalnych składowisk i ich zagospodarowanie. Szczegółowo przebadano 5 potencjalnych składowisk: 3 dla poziomów wodonośnych solankowych, jedno złoże węglowodorów oraz jeden obiekt w pokładach węgla. Na stronie internetowej programu, [16] dostępnych jest wiele informacji na temat potencjalnych składowisk CO 2 w Polsce. Podsumowanie Inwestor planujący budowę nowego bloku o mocy co najmniej 300MW el musi dokonać oceny, czy możliwa jest w przyszłości modernizacja bloku w celu jego zintegrowania z instalacją CCS, czyli musi wykazać że jego blok jest CCS Ready. Wymóg ten wynika z wdrożenia w Polsce Dyrektywy CCS. Podsumowując, ocena gotowości instalacji do wychwytywania, transportu i składowania CO 2 obejmuje przede wszystkim analizę wykonalności technicznej i ekonomicznej. W artykule wskazano, jakie instalacje mogą być objęte tym obowiązkiem. Określono, jakie szczegółowe analizy należy wykonać w ramach opracowania Ocena gotowości instalacji do wychwytywania, transportu i składowania CO 2. Wskazano również najbardziej perspektywiczne metody wychwytywania CO 2 post combusion oraz możliwe opcje dla geologicznego składowania CO 2, wskazując przy tym najważniejsze problemy do rozwiązania. Elwira Szczepek Tractebel Engineering S.A. 6

7 Literatura: [1] Dyrektywa 2010/75/WE w sprawie emisji przemysłowych [2] Dyrektywa 2009/31/WE w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla [3] Global CCS Institute, Post combustion capture (PCC), styczeń 2012 [4] Global CCS Institute, CCS Ready Policy: Considerations and Recommended Practices for Policymakers, luty 2010 [5] Development in CO 2 capture with amino acid salt solutions, Michael Rolls, Hermann Kremer, czerwiec 2010 [6] Mapa Możliwości geologicznej sekwestracji CO 2 w Polsce, PIG [7] [8] Ustawa z dnia r. o zmianie ustawy Prawo geologiczne i górnicze oraz niektórych ustaw [9] Opracowanie technologii dla wysokosprawnych zero-emisyjnych bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO 2 ze spalin; prof. Dr hab. Inż. T. Chmielniak; Nowa Energia nr 1 (37)/2014; [10] [11] Obowiązek inwestorów CCS Ready. Doświadczenie firmy Tractebel Engineering w zakresie projektów CCS. Energetyka Cieplna i Zawodowa, E. Szczepek, wrzesień 2013 [12] [13] Założenia do projektu ustawy o zmianie ustawy prawo geologiczne i górnicze oraz innych ustaw [14] Prezentacja nt. Krajowego Programu Rozpoznanie formacji i struktur do bezpiecznego geologicznego składowania CO2 wraz z ich planami monitorowania, Adam Wójcik z zespołem PIG-PIB; [15] CCS Ready Policy: Considerations and Recommended Practices for Policymakers [16] Tractebel Engineering jest wiodącą firmą inżynieryjno konsultingową, będącą częścią sektora Energy Services, jednej z głównych linii biznesowych międzynarodowej grupy przemysłowej GDF SUEZ. Tractebel Engineering ze swoim ponad stuletnim doświadczeniem świadczy usługi inżynierskie i konsultingowe w dziedzinie energetyki, gazu, przemysłu i infrastruktury. Nowatorskie rozwiązania dostarczają wartości dodanej klientom w sektorze prywatnym jak i publicznym na całym świecie. Firma, której siedzibą główną jest Bruksela, posiada biura w ponad 20 krajach, w tym w Polsce od roku Tractebel Engineering S.A. posiada szerokie doświadczenie w realizacji projektów CCS w zakresie technologii wychwytywania, transportu oraz składowania CO2, włączając w to technologie EOR.. Są to zarówno projekty realizowane w Polsce, jak i na całym świecie. 7