Adsorpcyjne usuwanie CO2 ze spalin kotłowych

Transkrypt

1 Adsorpcyjne usuwanie CO 2 ze spalin kotłowych Wojciech Nowak a, Izabela Majchrzak-Kucęba a, Dariusz Wawrzyńczak a, Jakub Bieniek a, Kamil Srokosz a, Ludomir Błeszyński b, Joanna Zajączkowska b a Politechnika Częstochowska, Wydział Inżynierii Środowiska i Biotechnologii, Instytut Zaawansowanych Technologii Energetycznych, ul. J. H. Dąbrowskiego 73, Częstochowa b Eurol Innovative Technology Solutions Sp. z o.o., ul. Prymasa Stefana Wyszyńskiego 11, Gliwice 1. Wstęp Zgodnie z obowiązkiem pakietu energetyczno-klimatycznego, w skład którego wchodzą cztery akty prawne [1-4], państwa członkowskie Unii Europejskiej, poza zwiększeniem do 20% udziału energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych oraz zwiększeniem efektywności energetycznej o 20%, zobowiązane są do 20% redukcji emisji gazów cieplarnianych do atmosfery. Wg raportu EEA 2008 sektorem o największej emisji gazów cieplarnianych w 27 krajach Unii Europejskiej był sektor produkcji energii i ciepła stanowiący 27% ich całkowitej emisji [5]. W przypadku Polski przemysł energetyczny oparty jest głównie na jednym paliwie węglu (ok. 88% energii w 2010 r. pochodziło z tego paliwa [6]). Dlatego też niezbędne są działania zmierzające nie tylko do dywersyfikacji paliw w wytwarzaniu energii, poprawy sprawności jej wytwarzania, ale także działania w kierunku redukcji emisji poprzez technologię CCS. O szczególnym znaczeniu węgla jako paliwa stanowiącego bezpieczeństwo dostaw energii dla gospodarki Unii Europejskiej i świata przy zastosowaniu technologii umożliwiających radykalne zmniejszenie emisji CO 2 powstałej przy jego spalaniu mówi Komunikat Komisji Wspólnot Europejskich do Rady i Parlamentu Europejskiego [7]. Obecnie prowadzonych jest wiele prac dotyczących technologii, metod oraz technik separacji dwutlenku węgla. Jednakże najmniej inwazyjną technologią, która nie ingeruje w obecnie znane procesy wytwarzania energii, jest technologia wychwytywania dwutlenku węgla po procesie spalania. Technologia ta pozwala na usunięcie CO 2 zawartego w gazach spalinowych w oddzielnej instalacji wybudowanej niezależnie od istniejącego bloku energetycznego. W technologii tej rozdział gazów może odbywać się następującymi metodami: absorpcyjną, adsorpcyjną, membranową oraz kriogeniczną. Najbardziej rozwinięta na skalę przemysłową jest metoda absorpcyjna [8, 9]. Metoda ta wymaga jednak użycia drogich cieczy absorpcyjnych, a konieczność zastosowania ciepła w procesie regeneracji, jak również degradacja sorbentu, dodatkowo podwyższają koszty eksploatacyjne. Metoda membranowa, z uwagi na mały stopień separacji, wymaga zastosowania wieloetapowego procesu rozdziału z recyrkulacją strumienia produktu, co prowadzi do złożoności procesu i dużej energochłonności [10]. Z kolei metoda kriogeniczna nie jest ekonomiczna z uwagi na konieczność schłodzenia całej objętości gazu oraz ze względu na niskie stężenie CO 2 wynoszące ok %. Metoda ta może być jednak korzystna w połączeniu z innymi technikami, zwłaszcza gdy w grę wchodzi transport do miejsca magazynowania lub utylizacji [11]. Kolejnym sposobem rozdziału gazów jest metoda adsorpcyjna, w której stosowane są stałe sorbenty. Dzięki odpowiednio prowadzonemu procesowi istnieje możliwość pracy instalacji w sposób ciągły, bez konieczności ich wymiany. 1

2 2. Usuwanie CO 2 metodą adsorpcyjną Adsorpcja jest metodą stosowaną w przemyśle głównie do oczyszczania i odzysku gazów, czyli do separacji powietrza, odzyskiwania i oczyszczania wodoru, osuszania powietrza, separacji CO 2 z metanu itp. Metoda ta polega na zagęszczaniu par i gazów na powierzchni ciała stałego (adsorbentu) wskutek oddziaływania sił międzycząsteczkowych [12] i wykorzystuje różnice w chłonności sorpcyjnej lub szybkości adsorpcji poszczególnych składników rozdzielanej mieszaniny gazowej na danym adsorbencie. Wśród adsorbentów najbardziej popularne są adsorbenty zeolitowe oraz węglowe, które wypełniając kolumnę adsorpcyjną stanowią złoże. Aby proces mógł być prowadzony w sposób ciągły, potrzebne są minimum dwie kolumny adsorpcyjne. W praktyce stosuje się systemy wielozłożowe, co korzystnie wpływa na efektywność procesu. Z uwagi na różny sposób regeneracji złoża, w metodzie tej można wyróżnić następujące techniki adsorpcyjne: zmiennociśnieniową (PSA), zmiennotemperaturową (TSA), zmiennociśnieniową i zmiennotemperaturową (PTSA), zmiennociśnieniową z zastosowaniem obniżonego ciśnienia w etapie desorpcji/regeneracji złoża (V-PSA) oraz zmiennoelektryczną (ESA). Każda z technik posiada swoje wady oraz zalety, jednakże w przypadku wydzielania dwutlenku węgla z gazów spalinowych o niewielkim stężeniu CO 2 szczególnie użyteczna jest technika z zastosowaniem obniżonego ciśnienia w etapie desorpcji/regeneracji złoża. W jej przypadku nie jest wymagane znaczne sprężanie gazów zasilających instalację. Prowadzone dotychczas prace badawcze obejmują nie tylko badania laboratoryjne [13-15], ale również badania w skali pilotowej [16]. Kombinowany układ PSA i PTSA w skali pilotowej o wydajności 1000 m 3 /h działał w zakładzie firmy Tokyo Electirc Power [16]. Prowadzone badania wykazały, że zastosowanie zmiany temperatury zredukowało o około 11% zapotrzebowanie energii do separacji CO 2. Z kolei badania laboratoryjne [15] wykazały, że etap desorpcji przy obniżonym ciśnieniu jest bardzo wydajny i może zastąpić etap płukania lub ogrzewania złoża. Według niektórych źródeł [13-14] technika VSA wydaje się bardziej perspektywiczna do usuwania CO 2 z uwagi na brak sprężania gazów, jakie emituje elektrownia. Na podstawie zebranych informacji zdecydowano o zastosowaniu techniki V-PSA w badaniach pilotowych separacji dwutlenku węgla z gazów pochodzących z konwencjonalnego spalania węgla w TAURON Wytwarzanie S.A. Oddział Elektrownia Łagisza. Jednak z uwagi na możliwość dodatkowego wzbogacenia gazu podczas procesu wybrano ostatecznie technikę adsorpcji zmiennociśnieniowej z podwójnym płukaniem złoża składnikiem lekkim i ciężkim DR-VPSA (z ang. Dual-Reflux Vacuum-Pressure Swing Adsorption), która nie była dotychczas stosowana w badaniach w skali pilotowej na świecie. 3. Badania na rzeczywistym obiekcie W celu określenia możliwości separacji dwutlenku węgla z rzeczywistych gazów spalinowych metodą adsorpcyjną, prowadzone są prace badawcze w ramach Strategicznego Programu Badań Naukowych i Prac Rozwojowych Zaawansowane technologie pozyskania energii w Zadaniu Badawczym nr 2 Opracowanie technologii spalania tlenowego dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanych z wychwytem CO 2, którego koordynatorem jest Instytut Zaawansowanych Technologii Energetycznych Politechniki Częstochowskiej. 2

3 W ramach projektu partner przemysłowy TAURON Wytwarzanie S.A. przy dofinansowaniu Narodowego Centrum Badań i Rozwoju wybudował oraz uruchomił mobilną zmiennociśnieniową instalację pilotową do badań wychwytu CO 2 ze spalin, która została podłączona do kanału spalin największego na świecie kotła fluidalnego na parametry nadkrytyczne (do bloku 460 MW e w Elektrowni Łagisza). Koncepcja badań powstała dzięki wcześniejszym pracom prowadzonym w małej oraz dużej skali laboratoryjnej przez Politechnikę Częstochowską (rys. 1). Rys. 1. Etapy badań metody adsorpcyjnej w ramach Projektu Strategicznego Adsorpcyjna instalacja pilotowa DR-VPSA jest jednostką mobilną składającą się z dwóch kontenerów: kontenera technologicznego z częścią procesową oraz kontenera nadzoru ze sterowaniem, pomiarami i częścią socjalną (rys. 2). Rys. 2. Usytuowanie kontenerów mobilnej instalacji adsorpcyjnej w Elektrowni Łagisza 3

4 Instalacja zlokalizowana jest w pobliżu chłodni kominowej, do której poprzez kanał spalin wprowadzane są spaliny z kotła. Podłączenie instalacji z kanałem spalinowym odbywa się poprzez dwa kolektory: kolektor doprowadzający spaliny surowe oraz kolektor odprowadzający gaz po procesie separacji z instalacji z powrotem do kanału spalin. Do instalacji doprowadzona jest energia elektryczna, woda oraz spaliny, zaś odprowadzane są produkty rozdziału gazu oraz kondensat (rys. 3). Rys. 3. Schemat podłączenia instalacji pilotowej do ciągu technologicznego Elektrowni Łagisza Badania na zmiennociśnieniowej instalacji pilotowej do wychwytu CO 2 ze spalin w Elektrowni Łagisza prowadzone są przez Politechnikę Częstochowską oraz firmę Eurol Innovative Technology Solutions Sp. z o.o. z udziałem TAURON Wytwarzanie S.A. Widok na instalację przedstawia rys. 4 oraz 5. Rys. 4. Widok instalacji pilotowej DR-VPSA [17] 4

5 Rys. 5. Widok pilotowej instalacji DR-VPSA. Na pierwszym planie wejście do kontenera nadzoru, na drugim planie kontener technologiczny i chłodnia kominowa [17]. Decyzja o wyborze techniki adsorpcji zmiennociśnieniowej z podwójnym płukaniem złoża składnikiem lekkim i ciężkim DR-VPSA (z ang. Dual-Reflux Vacuum-Pressure Swing Adsorption) do separacji CO 2 z gazów spalinowych wynikała z analizy parametrów spalin oraz braku badań wydzielania CO 2 z gazów spalinowych tą techniką na rzeczywistym obiekcie w skali pilotowej. Istotą metody DR-VPSA jest zastosowanie dwusekcyjnego adsorbera (rys. 6). Dzięki takiemu rozwiązaniu istnieje możliwość wzbogacania otrzymanego produktu z pierwszej sekcji adsorbera w wydzielonej dodatkowej (drugiej) sekcji adsorbera. Prowadzony w ten sposób proces, przy odpowiednim doborze adsorbentów i parametrów pracy, pozwala na uzyskanie wysokiej sprawności wydzielania dwutlenku węgla oraz wysokiego stężenia CO 2 w produkcie. Rys. 6. Schemat adsorbera w technologii DR-VPSA 5

6 Z uwagi na skład spalin pochodzących z bloków węglowych oraz w celu uniknięcia degradacji sorbentu wymagane jest wstępne oczyszczenie gazów przed ich wprowadzeniem do sekcji separacji dwutlenku węgla DR-VPSA (rys. 7). Rys. 7. Schemat technologiczny pilotowej instalacji DR-VPSA Wstępnie schłodzony i sprężony gaz kierowany jest do absorbera, gdzie poprzez przemywanie wodą usuwa się z niego pyły i alkalia. W efekcie gaz schładza się do temperatury około C. Z gazu usuwa się tlenki siarki oraz azotu za pomocą węgla aktywnego impregnowanego wodorotlenkiem potasu i jodkiem potasu. Tak przygotowany gaz trafia do sekcji osuszania spalin, gdzie para zawarta w spalinach absorbowana jest przez glikol. Oczyszczony i osuszony gaz kierowany jest następnie do sekcji separacji dwutlenku węgla DR-VPSA. Czteroadsorberowa instalacja, realizując w każdym z adsorberów inny etap cyklu, pozwala na prowadzenie procesu w sposób ciągły. Budowa instalacji pozwala na prowadzenie badań o każdej porze roku. 4. Założenia procesowe 4.1. Recepta procesu Badania przeprowadzono przy zastosowaniu recepty nastaw stacji zaworowej realizującej proces zaprezentowany schematycznie na rysunku 8. Schemat obrazuje zmiany poszczególnych faz dla pojedynczego adsorbera, które powtarzają się cyklicznie, zaś w pozostałych adsorberach są przesunięte w czasie. Rys. 8. Recepta prowadzenia procesu A adsorpcja, E - wyrównanie ciśnienia po adsorpcji, - przerwa, CD/PP obniżanie ciśnienia z jednoczesnym wytwarzaniem gazu płukania, D desorpcja, P desorpcja z płukaniem, E - wyrównanie ciśnienia po desorpcji, RR napełnianie. 6

7 4.2. Parametry procesu Prowadzone badania realizowane były przy następujących wartościach ciśnienia w poszczególnych etapach: adsorpcji ok. 160 kpa abs, wyrównania ciśnienia (ciśnienie wynikowe): kpa abs, obniżania ciśnienia z wytwarzaniem gazu płukania (ciśnienie końcowe): kpa abs, desorpcji (ciśnienie końcowe): kpa abs, desorpcji z płukaniem (ciśnienie końcowe): kpa abs. Przebieg ciśnień dla jednego cyklu we wszystkich adsorberach przedstawiono na rys. 9. Rys. 9. Profile ciśnień w adsorberach W przeprowadzonych badaniach przetestowano wpływ czasu trwania poszczególnych faz procesu oraz strumienia gazu zasilającego zgodnie z tabelą 1. Tabela 1. Harmonogram pomiarów z uwzględnieniem analizowanych parametrów Numer próby *. 6.* * 10* Czas fazy [s] Przepływ [m /h] * pomiary 6. i 9. przeprowadzone dla tych samych parametrów co pomiary 5. i 10., jednak przy niższym stężeniu CO 2 w gazie zasilającym instalację adsorpcyjną (pomiary prowadzone w nocy przy mniejszym obciążeniu bloku energetycznego) 7

8 5. Otrzymane rezultaty Na podstawie prowadzonych badań otrzymano 15 punktów pomiarowych. Wykonane obliczenia pozwoliły na określenie średniego stężenia dwutlenku węgla w produkcie wzbogaconym w CO 2 oraz sprawności procesu (wydzielania CO 2 z gazu zasilającego), które zestawiono w tabeli 2. Tabela 2. Harmonogram pomiarów z uwzględnieniem analizowanych parametrów Numer próby Stężenie CO 2 w gazie wzbogaconym C prod [% obj ] Sprawność procesu η [%] 48,8 53,3 58,6 51,3 58,4 52,9 62,6 60,8 53,3 53,0 60,9 61,6 58,6 54,7 57,1 93,8 92,9 86,1 82,7 82,9 84,7 80,9 80,1 84,1 84,4 79,5 75,4 72,3 77,1 85,2 Na podstawie otrzymanych wyników stwierdzono, iż zwiększenie wydajności instalacji przez podwyższanie przepływu gazu zasilającego co prawda obniża sprawność wydzielania dwutlenku węgla ze spalin, ale pozwala na osiągnięcie wyższych czystości gazu wzbogaconego w CO 2. Wiąże się to z większą ilością cząsteczek CO 2, które mogą zaadsorbować się na złożu adsorbentu. Dłuższy czas sprzyja uzyskiwaniu większych czystości dwutlenku węgla, ale z kolei zwiększa możliwość występowania zjawiska przebicia złoża, wiążącego się z wysyceniem sorbentu i obniżeniem sprawności wydzielania CO 2. Duży wpływ na stężenie CO 2 w produkcie ma stężenie dwutlenku węgla w spalinach podawanych do instalacji. Zależność tą ilustruje rys. 10. Rys. 10. Zależność stężenia CO 2 w gazie wzbogaconym od stężenia CO 2 w spalinach 8

9 Różnice w stężeniach wlotowych spalin związane były z różnymi obciążeniami bloku energetycznego o różnych porach doby. Pomiary 6., 9. były prowadzone w godzinach nocnych, kiedy to blok pracował przy niższym obciążeniu. 6. Wnioski Przeprowadzone badania pozwoliły na uzyskanie stężenia CO 2 we wzbogaconym gazie na poziomie około 60% przy wysokiej sprawności procesu. Stwierdzono również duży wpływ stężenia dwutlenku węgla w gazie zasilającym na stężenie CO 2 w gazie wzbogaconym. Dlatego też w dalszych pracach, oprócz testowania różnych wartości ciśnień w poszczególnych fazach procesu przy różnych czasach i wartościach przepływu, prowadzone będą analizy innych recept procesu. Na podstawie otrzymanych wyników szczególnie istotne wydaje się zastosowanie dwóch sekcji adsorbera, w których jedna pozwala na wzbogacenie gazu, zaś druga na jego dalsze oczyszczenie i uzyskanie wysokiego stężenia CO 2. Literatura [1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE. [2] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. [3] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE z dnia 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. [4] Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2009/406/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie wysiłków podjętych przez państwa członkowskie, zmierzających do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do roku 2020 zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych. [5] Energy and environmental report 2008, EEA, Copenhagen, no 6/2008. [6] Aktualizacja Prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030, Agencja Rynku Energii S.A., Warszawa, wrzesień 2011 r. [7] Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego, zrównoważona produkcja energii z paliw kopalnych: cel niemal zerowa emisja ze spalania węgla po 2020 r., KOM (2006) 843 wersja ostateczna, Bruksela, [8] Shao R., Stangeland A., Amines Used in CO2 Capture Health and Environmental mpacts, The Bellona Foundation, Norwegia, [9] Goto K., Okabe H., Shimizu S., Onada M., Fyjioka Y., Evaluation method of novel absorbents for CO2 capture, Energy Procedia 2009, 1, [10] Kotowicz J., Janusz K., Sposoby redukcji CO2 z procesów energetycznych, Rynek Energii 2007, 1, [11] Wójcicki A., Geologiczne składowanie CO2, [w:] Technologia wychwytywania i geologicznego składowania dwutlenku węgla (CCS) sposobem na złagodzenie zmian klimatu, Raport przygotowany na zlecenie Polskiej Konfederacji Pracodawców Prywatnych Lewiatan przy wsparciu funduszu brytyjskiego Ministerstwa Spraw Zagranicznych, Warszawa [12] Kuropka J., Oczyszczanie gazów, Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, Wrocław

10 [13] Zhang J., Webley P.A., Xiao P., Effect of process parameters on power requirements of vacuum swing adsorptiom technology for CO 2 capture from flue gas, Energy Conversion Management, Vol. 49, 2008, s [14] Zhang J., Webley P.A., Xiao P., Cycle development and design for CO 2 capture from flue gas by vacuum swing adsorption, Environmental Science Technology, Vol. 42, 2008, s [15] Tlili N., Grevillot G., Vallieres C., Carbon dioxide capture and recovery by means of TSA and/or VSA, International Journal of Greenhouse Gas Control, Vol. 3, 2009, s [16] Ishibashi M., Otake K., Kanamori S., Study on CO 2 removal technology from flue gas of thermal power plant by phisical adsorption method, Greenhouse Gas Control Technologies, 1999, s [17] Materiały własne TAURON Wytwarzanie S.A. Podziękowania Praca naukowa dofinansowana przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, w ramach Strategicznego Programu Badań Naukowych i Prac Rozwojowych pt. Zaawansowane technologie pozyskiwania energii Zadanie Badawcze nr 2 Opracowanie technologii spalania tlenowego dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanych z wychwytem CO 2, umowa nr SP/E/2/66420/10. 10