Wychwytywanie i składowanie CO 2 doświadczenia praktyczne

Transkrypt

1 Wychwytywanie i składowanie CO 2 doświadczenia praktyczne Autorzy: Ewa Gąsiorowska, Jacek Piekacz, Vattenfall ( Czysta Energia marzec 2009) Pakiet klimatyczno-energetyczny, przyjęty w styczniu 2008 r., zawierał propozycje ram prawnych w zakresie carbon capture and storage (CCS), które dotyczyły przede wszystkim warunków bezpiecznego i trwałego składowania CO 2 w warstwach geologicznych. Prace nad pakietem trwały przez 2008 r. Regulacje dotyczące CCS zawarto w propozycji dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla. Z kolei w przepisach reformujących Europejski System Handlu Emisjami ujęto propozycje współfinansowania projektów CCS w fazie demonstracyjnej z przychodów z części pozwoleń na emisje, zarezerwowanych dla nowych instalacji. Aspekty prawne Według załoŝeń odpowiednie dyrektywy zostaną oficjalnie opublikowane wiosną 2009 r., a ich wdroŝenie do prawa krajowego nastąpi w okresie kolejnych dwóch lat. Oznacza to, Ŝe równieŝ w Polsce konieczne będzie przyjęcie przepisów regulujących zasady wychwytywania, transportu i składowania CO 2. Ministerstwo Środowiska w połowie 2008 roku przyjęło program Działania Ministerstwa Środowiska w celu rozpoznania struktur geologicznych dla podziemnego składowania dwutlenku węgla. Jego zadaniem jest określenie moŝliwości sekwestracji dwutlenku węgla na terenie Polski oraz przedstawienie priorytetowych kierunków działań ministra środowiska w tym kierunku, włącznie z dostosowaniem przepisów prawa krajowego w zakresie regulowanym dyrektywą w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla. PoniewaŜ Polska jest krajem o bardzo wysokim zuŝyciu węgla jako paliwa pierwotnego, kluczowym rozwiązaniem w najbliŝszych latach i dekadach będzie rozwój i zastosowanie technologii CCS. Aby wdroŝyć z sukcesem tę technologię w naszym kraju, konieczne jest jasne i otwarte komunikowanie wszelkich aspektów z nią związanych, takich jak zasady działania technologii CCS, ryzyka związane ze składowaniem i transportem, oddziaływanie na Ŝycie ludzkie i na środowisko. Niezbędna jest zatem otwarta i jak najszersza debata społeczna, która pozwoli na wybranie najkorzystniejszych rozwiązań technologicznych dla społeczeństwa Polski i Unii Europejskiej, jak równieŝ dla zdrowia publicznego i środowiska naturalnego. W Polsce taka debata juŝ się rozpoczęła. Jednym z jej animatorów jest ambasada brytyjska, która we współpracy z Polską Konfederacją Pracodawców Prywatnych Lewiatan realizuje projekt Promocja rozwiązań sprzyjających produkcji energii niskoemisyjnej. Celem projektu jest wspieranie działań, które mają doprowadzić do stworzenia optymalnych warunków prawnych i gospodarczych, zachęcających przedsiębiorców do przejścia na technologie niskowęglowe w Polsce. Komercyjne zastosowanie CCS pozwoli na dalsze wykorzystywanie paliw kopalnych, co jest konieczne zarówno ze względu na przeciwdziałanie zmianom klimatu, jak i z uwagi na zabezpieczenie niezawodnych dostaw energii w Europie i na świecie. CCS uŝyty w elektrowniach opalanych paliwami kopalnymi moŝe pełnić funkcję mostu do przyszłości, do czasu kiedy moŝna będzie stosować takie technologie, dzięki którym wyprodukuje się energię bez niepotrzebnych emisji CO 2.

2 WdroŜenie technologii CCS moŝe być zrealizowane, jeŝeli zostaną spełnione podstawowe warunki, takie jak: przeprowadzenie odpowiedniej akcji informacyjnej społeczeństwa i uzyskanie akceptacji społecznej dla CCS, uchwalenie i wdroŝenie odpowiednich ram prawnych, regulujących zarówno wychwytywanie CO 2, jak i jego transport oraz składowanie, włączając w to takŝe przepisy dotyczące transportu transgranicznego oraz włączenie rozwiązań związanych z CCS do europejskiego systemu handlu pozwoleniami na emisje w stopniu pozwalającym na zapewnienie opłacalności tych inwestycji. Rozwój prac badawczych Pierwsze prace badawcze dotyczące moŝliwości wykorzystania technologii CCS w elektrowniach opalanych węglem i gazem rozpoczęto w firmie Vattenfall w połowie lat 90. Analizowano teŝ moŝliwości składowania dwutlenku węgla pod ziemią. W 1997 r. utworzono zespół, który włączył się w prace prowadzone przez firmę Statoil w projekcie SACS (Saline Aquifire CO 2 Storage) na polach naftowych pod Morzem Północnym. Projekt zakończył się sukcesem, czyli uruchomieniem magazynu Sleipner, w którym składuje się rocznie ok. 1 mln ton CO 2. Zebrana wiedza w zakresie wychwytywania i składowania CO 2 została wykorzystana po nabyciu przez Vattenfall w 1999 r. elektrowni opalanych węglem brunatnym na terenie Niemiec Wschodnich, wówczas kiedy stał się on jednym z największych emitentów CO 2 w Europie. Powołany wkrótce (w 2000 r.) zespół projektowy opracował strategię działania firmy w zakresie wdraŝania technologii CCS do 2020 r., która jest konsekwentnie realizowana. W 2001 r. sporządzono pierwsze analizy dotyczące moŝliwości zastosowania technologii CCS w praktyce i ryzyk z tym związanych. ZałoŜono wtedy, Ŝe pierwsze komercyjne elektrownie mogą powstać ok r., a koszt pozbycia się tony CO 2 wyniesie ok. 20 euro za tonę. Były to bardzo ambitne zamierzenia, ale mimo upływu siedmiu lat, są one wciąŝ aktualne. Od początku prac preferowaną technologią był oxyfuel (spalanie w tlenie). Profesor Lars Stromberg, lider Vattenfall w zakresie CCS, miał m.in. doświadczenia z prac w ramach IFRF (International Flame Research Foundation), gdzie testowano wykorzystanie technologii spalania w tlenie dla róŝnych celów. Wtedy właśnie prof. Stromberg sformułował tezę o zastosowaniu technologii oxyfuel do spalania węgla brunatnego w elektrowni jako najbardziej efektywnego ekonomicznie sposobu ograniczenia CO 2. Idea ta została zaakceptowana i rozpoczęto współpracę z róŝnymi jednostkami badawczymi w Szwecji i Niemczech nad szczegółowymi badaniami tej technologii spalania. Vattenfall jest pierwszą firmą energetyczną, która zajęła się rozwijaniem separacji dwutlenku węgla ze spalin, aby zmagazynować go pod ziemią, zamiast emitować go do atmosfery. W tym czasie podobne technologie były juŝ stosowane w USA, przy czym tam celem oddzielenia CO 2 było wykorzystywanie go w przemyśle, m.in. do polepszenia wydobycia ropy naftowej z pokładów naftowych, a czystość uzyskanego produktu nie miała większego znaczenia. Vattenfall zajmuje się badaniami nad technologią CCS od połowy lat dziewięćdziesiątych ubiegłego wieku. Obecnie te doświadczenia są wykorzystywane w projektach realizowanych i przygotowywanych do realizacji przez Vattenfall w Niemczech, Danii i Norwegii. Ambicją firmy jest taki rozwój technologii CCS, aby mogła być stosowana na zasadach komercyjnych najpóźniej od 2020 r. i aby jej koszt nie był wyŝszy niŝ 20 euro za tonę wychwyconego i składowanego CO 2, choć najprawdopodobniej we wczesnej fazie ten koszt będzie znacznie wyŝszy. W 2001 r. prace badawcze rozpoczęto na Uniwersytecie Technologicznym w Göteborgu w Szwecji gdzie 100-kilowatowa jednostka została zbudowana do badań technologii oxyfuel,

3 najpierw z zastosowaniem gazu, ale w trakcie dalszych prac takŝe do spalania mielonego węgla. Na Uniwersytecie Technicznym w Dreźnie istniejący kocioł paleniskowy o mocy 50 kw został przebudowany do warunków spalania w tlenie. Jako paliwo stosuje się mielony węgiel kamienny i węgiel brunatny. Uniwersytet Techniczny w Hamburgu Harburg posiada jednostkę o mocy 20 kw opalaną węglem kamiennym. Nie ma ona recyrkulacji spalin, ale dla stymulowania warunków technologii oxyfuel dodaje się tlen. Do komory trafiają takŝe pewne ilości SO 2 i NOx, aby symulować rzeczywiste warunki pracy w komorze paleniskowej. W Instytucie InŜynierii Procesowej i Technologii Energetycznych Uniwersytetu w Stuttgarcie znajdują się dwie jednostki badawcze. Mniejszy, 20-kilowatowy kocioł, opalany węglem w specjalnej mieszaninie tlenu i dwutlenku węgla, słuŝy do symulacji warunków spalania tlenowego. Natleniony strumień spalin i paliwa moŝe być zanieczyszczany dodatkami takimi jak SOx, NOx, CO i pyłem w celu badania warunków recyrkulacji. Większa jednostka (500 kw) o długości 7,7 m, posiadająca układ do recyrkulacji spalin, moŝe spalać zarówno węgiel kamienny, jak i brunatny w technologii oxyfuel. Kocioł ten jest wyposaŝony prawie tak jak jednostka produkcyjna w elektrowni i pozwala na szczegółowe badanie warunków procesu spalania. Uniwersytet Techniczny Brandenburg (BTU) w Cottbus prowadzi badania na jednostce badawczej o mocy 500 kw, zbudowanej w elektrowni Jänschwalde, a do spalania wykorzystuje się suszony węgiel brunatny. Po opuszczeniu komory spalania ze spalin usuwany jest pył, a następnie spaliny poddawane są kondensacji i usunięciu tlenków siarki z bogatego w CO 2 gazu. Współpraca w Europie Aby uzyskać szerokie wsparcie techniczne i intelektualne, Vattenfall zaprosił do współpracy ponad 30 wiodących europejskich firm energetycznych, konstrukcyjnych i instytutów naukowych, by wspólnie rozwijać technologie CCS w ramach programu nazwanego później ENCAP, koordynowanego przez Vattenfall. Program ten ukierunkowany jest na wychwytywanie CO 2, głównie w technologiach oxyfuel oraz post-combustion. Vattenfall uczestniczy teŝ w innych projektach badawczych związanych z zastosowaniem technologii CCS, współfinansowanych ze środków UE. Projekt CO2STORE ma na celu lepsze poznanie teorii wielkoskalowego składowania CO 2. Prace prowadzone są w czterech ośrodkach: w Norwegii, Wielkiej Brytanii, Niemczech i Danii. Rozwinięcie wiedzy o podziemnym magazynowaniu jest równieŝ celem projektu badawczego CO2SINK, w którym uczestniczy 14 europejskich firm i instytutów badawczych. W ramach tego projektu przygotowywane jest zatłaczanie CO 2 do podziemnych wód w rejonie miejscowości Ketzin na wschodzie Niemczech oraz prowadzenie badań nad zachowaniem się złoŝa. Z początkiem lutego 2008 r. rozpoczął działanie kolejny program współfinansowany przez UE pod nazwą CESAR, który jest następcą programu CASTOR, zakończonego w styczniu 2008 r. W programie CESAR uczestniczy 20 europejskich firm i instytutów, a jego celem jest badanie i rozwijanie technologii post-combustion. W jego ramach prowadzone są doświadczenia w pilotaŝowej elektrowni Esbjerg w Danii, która pozwala na wychwycenie ok. jednej tony dwutlenku węgla na dobę. Inna grupa badań dotyczy redukcji strat energii elektrycznej w

4 procesie wychwytywania CO2, aby straty energii ograniczyć z obecnych kwh/tonę wychwyconego CO2 do ok. 250 kwh. Vattenfall jest takŝe uczestnikiem programu CO2NET, który stanowi sieć przedsiębiorstw, uniwersytetów i instytutów zajmujących się problemami wychwytywania CO2 powstającego w procesie spalania paliw. Więcej informacji na temat omówionych powyŝej programów moŝna znaleźć w Internecie pod adresami ENCAP: CO2STORE: CO2SINK: i CO2NET: Zakład pilotaŝowy Schwarze Pumpe Doświadczenia z przeprowadzanych badań (zarówno przez własny zespół, jak i ośrodki współpracujące) były na tyle zachęcające, Ŝe w 2004 r. prezydent i CEO Vattenfall, Lars Josefsson, oraz ówczesny szef firmy Vattenfall Europe w Niemczech, Klaus Rauscher, zdecydowali o budowie pilotaŝowej jednostki w technologii oxyfuel. Decyzja ta stanowiła waŝną przesłankę dla konkurencyjnych firm i przemysłu do powaŝnego zajęcia się technologiami CCS dla potrzeb energetyki. PilotaŜową elektrownię o mocy 30 MWt postanowiono zlokalizować w Niemczech, w pobliŝu istniejącej elektrowni Schwarze Pumpe (fot.1.) w Brandenburgii, na południe od Berlina. ZałoŜono, Ŝe budowa zajmie trzy lata, a koszty wyniosą ok. 40 mln euro. Prace budowlane rozpoczęto 29 maja 2006 r., a uroczyste uruchomienie elektrowni miało miejsce 9 września 2008 r. W trakcie prac okazało się, Ŝe rzeczywiste koszty wzrosły do ok. 70 mln euro. Fot. 1. Zakład pilotaŝowy w Schwarze Pumpe Celem budowy tej elektrowni (a właściwie ciepłowni, poniewaŝ produkowana para jest przesyłana do procesu technologicznego sąsiedniej duŝej elektrowni) jest sprawdzenie technologii w odpowiednio duŝej skali i zebranie doświadczeń do budowy i uruchomienia elektrowni demonstracyjnej nie później niŝ w 2015 r.

5 PilotaŜowa instalacja w Schwarze Pumpe pracuje w dwóch trybach: spalając tlen albo powietrze. Tryb ze spalaniem tlenu oxyfuel jest bardzo szczegółowo analizowany, aby potwierdzić spodziewane korzyści z tej technologii. W szczególności badania dotyczą procesu spalania w komorze paleniskowej przy róŝnych stęŝeniach tlenu w powietrzu. W pracach badawczych będą uczestniczyli naukowcy z wielu krajów i firm, aby zebrać jak najwięcej doświadczeń i uzyskać jak najlepsze wyniki pracy tej elektrowni. Instalacja jest bardzo szczegółowo opomiarowana. W samej komorze spalania jest ponad 50 stanowisk pomiarowych pozwalających na ogromną róŝnorodność wykonywanych pomiarów. Większość danych będzie zapisywana automatycznie w systemie informatycznym, ale przewiduje się takŝe wykonywanie niektórych badań w zewnętrznych laboratoriach. Specjaliści Vattenfall są przekonani, Ŝe wyniki tych badań i analiz pozwolą na dokładne zoptymalizowanie projektu przyszłego zakładu demonstracyjnego o mocy ok MWe. Składowanie CO 2 Wychwycony dwutlenek węgla będzie docelowo składowany w wyeksploatowanym zbiorniku gazu w miejscowości Altmark, na zachód od Berlina. W ubiegłym roku Vattenfall podpisał porozumienie z Gaz de France, właścicielem złoŝa w Altmark, o wykorzystaniu wychwyconego CO 2 do wspomoŝenia procesu wydobycia gazu z lokalnego złoŝa (technologia Enchanced Gas Recovery EGR). Po całkowitym wyeksploatowaniu złoŝe to będzie słuŝyło jako zbiornik magazynowy, mogący pomieścić ok. 500 mln ton CO 2. Transport CO 2 z zakładu pilotaŝowego Schwarze Pumpe będzie odbywał się drogą lądową na odległość ok. 350 km, ok. 7-9 cystern dziennie. Ponadto Vattenfall uczestniczy w przygotowaniu trzech projektów, które mają szansę stać się projektami zaliczonymi do programu flagowego 12 demonstracyjnych elektrowni, wspieranego przez Komisję Europejską. Celem projektów demonstracyjnych jest przede wszystkim sprawdzenie róŝnych technologii w duŝej, przemysłowej skali i zmniejszenie strat energii w procesie wychwytywania CO 2, WaŜne będzie takŝe zdobycie doświadczeń podczas transportu i składowania duŝych ilości CO 2. Działania te mają doprowadzić do komercyjnego zastosowania technologii wychwytywania i składowania CO 2. Zakład demonstracyjny w elektrowni Nordjylland północna Dania Projekt, który rozpoczęto w lutym 2008 r., ma na celu wybudowanie zakładu demonstracyjnego w pełnej skali, obejmującej wychwytywanie i składowanie CO 2 z wykorzystaniem technologii post-combustion na jednym z bloków ciepłowniczych elektrowni Nordjylland (fot. 2). Jest to najbardziej sprawna, opalana węglem elektrociepłownia na świecie, a blok, na którym planuje się dobudować instalację wychwytywania CO 2, pracuje na parametrach pary 582 C i 289 bar. Wychwycone CO 2 ma być transportowany w postaci ciekłej 30 km rurociągiem i zatłaczane do struktur geologicznych na głębokość od 1000 do 2000 m. Jako magazyn planuje się wykorzystać pokłady solanki. W pierwszym etapie zespół inŝynierów i geologów będzie badać, czy składowanie CO 2 jest rzeczywiście moŝliwe do realizacji na zaplanowanym obszarze. W tym celu we wrześniu 2008 r. wykonano badania sejsmiczne, a w 2009 r. planuje się próbne odwierty. W przypadku pozytywnych wyników tych badań zakłada się, Ŝe w 2010 r. zostanie podjęta decyzja o budowie tej instalacji, a moŝliwy termin jej uruchomienia to 2013 r.

6 Fot. 2. Elektrownia Nordjylland W tabeli 1 przedstawiono planowane wielkości, biorąc pod uwagę istniejącą obecnie technologię post-combustion. Tab. 1. Planowane wielkości w zakładzie demonstracyjnym w elektrowni Nordjylland (północna Dania) Parametry jednostki Z CCS Bez CCS (przewidywania) Moc elektryczna netto 305 MW 376 MW Sprawność w trybie kondensacji 38% 47% Ilość CO 2 przekazywanego rocznie do ton składowania Potencjalna objętość składowiska ponad 30 lat Jednocześnie z pracami nad technologią toczy się szeroka kampania informacyjna na rzecz uzyskania społecznej akceptacji dla transportu i składowania dwutlenku węgla. Proces informowania ludności o działaniach firmy spotyka się ze zrozumienie. Zakład demonstracyjny Jänschwalde Kolejny projekt ma szanse na realizację w elektrowni Jänschwalde (fot. 3) w Niemczech. Jest to elektrownia opalana węglem brunatnym, o mocy 3000 MW, na którą składa się sześć bloków 500 MWe, z których kaŝdy zasilają dwa kotły parowe. Elektrownia została zbudowana w latach 80., a po modernizacji w latach 90. osiąga sprawność wytwarzania energii elektrycznej na poziomie ok. 36%. W ramach projektu demonstracyjnego planuje się, Ŝe na jednym z bloków energetycznych zostanie wybudowany nowy kocioł w technologii oxyfuel, o mocy równowaŝnej 250 MWe. Jednostka ta zastąpi pracujący obecnie kocioł, który pozostanie jednak w stanie umoŝliwiającym jego wykorzystanie np. w sytuacji awaryjnej.

7 Drugi istniejący kocioł w bloku zostanie rozbudowany o instalację wychwytywania CO 2 w technologii post-combustion. Będzie on takŝe mógł pracować w przypadku wyłączenia tej instalacji. Fot. 3. Elektrownia Jänschwalde z zaznaczonym miejscem na budowę kotła w technologii oxyfuel i zbiorników CO 2 Taka koncepcja pozwala na zachowanie pełnej elastyczności w obsłudze bloków i umoŝliwia zarówno pracę jednostki oraz wytwarzanie energii elektrycznej, jak i dokonywanie niezbędnych zmian w instalacjach wychwytywania CO 2. TakŜe doświadczenia zdobyte przy porównaniu pracy obu instalacji w zbliŝonych warunkach pozwolą na szczegółowe porównanie korzyści wynikających z obu technologii. W pracach będą wykorzystywane m.in. doświadczenia zdobyte w projekcie budowy zakładu pilotaŝowego w Schwarze Pumpe. Dotąd przeanalizowano kilka wariantów transportu CO 2 do składowiska, zarówno drogą lądową, jak i rurociągiem. Równocześnie prowadzone są szczegółowe badania nad moŝliwościami składowania CO 2. ZałoŜenia podwójnego zakładu demonstracyjnego w Jänschwalde przedstawia tabela 2. Tab. 2. Wstępne załoŝenia dla zakładu demonstracyjnego w Jänschwalde Postcombustion** ZałoŜenia Bez CCS Oxyfuel* Moc równowaŝna kotła netto 250 MW 169 MW MW Sprawność energii netto, tryb 36% 24,5% 31,5% kondensacji Ilość składowanego rocznie CO Wstępne załoŝenia: *) nowy kocioł opalany suszonym węglem brunatnym bez uwzględnienia procesu suszenia **) przebudowa istniejącego kotła opalanego węglem brunatnym

8 Jeśli projekt zostanie zakwalifikowany do programu flagowego Komisji Europejskiej, zakłada się, Ŝe w 2009 r. działania będą skoncentrowane na planowaniu i uzyskaniu odpowiednich zezwoleń, a budowa zakładu moŝe rozpocząć się w 2011 r. Uruchomienie instalacji jest moŝliwe w 2015 r. Vattenfall planuje przeznaczyć na realizację tego projektu kwotę do 1 mld euro ze środków własnych. Zakład testowy w Mongstad w Norwegii Projekt Mongstad jest realizowany wspólnie z rządem norweskim, oraz firmami Statoil, Hydro, Dong Energy, Shell i Vattenfall. Współpraca zakłada wspólne działania w pracach nad zaprojektowaniem instalacji wychwytywania CO 2, spręŝaniem wychwyconego CO 2, jak równieŝ nad jego składowaniem. Partnerzy projektu utworzyli Europejskie Centrum Testowe CO 2 Mongstad, które jest usytuowane na terenie największej norweskiej rafinerii na północ od Bergen. Projekt będzie realizowany w dwóch etapach. Pierwszy to wybudowanie pilotaŝowego zakładu wychwytującego CO 2 ze spalin powstających w rafinerii. Zakłada się, Ŝe w zastosowanej technologii post-combustion będą testowane dwa systemy absorpcji CO 2 : związki aminowe i amoniak. Zakład ten zostanie uruchomiony w 2010 r. i będzie pozwalał na wychwytywanie ok. 100 tysięcy ton CO 2 rocznie. Artykuł opracowany na bazie referatu wygłoszonego na konferencji Czyste technologie węglowe w Katowicach 1 października 2008 r. Autor wszystkich fotografii: Vatenffall