Absorpcyjne usuwanie CO 2 ze spalin kotłowych

Transkrypt

1 Absorpcyjne usuwanie CO 2 ze spalin kotłowych dr inż. L. Więcław-Solny, dr hab. inż. M. Ściążko prof. nadzw. 1. Wstęp Pozyskiwanie i wykorzystanie nośników energii pierwotnej jest przyczyną znacznych obciążeń środowiska naturalnego i, jak się szacuje, odpowiada za 80% emisji gazów cieplarnianych w krajach UE. Polityka klimatyczno-energetyczna UE od kilku lat usilnie dąży do dekarbonizacji procesów wytwarzania energii. Pomimo panującego światowego kryzysu ekonomicznego i zawirowań w strefie euro, obniżenie emisji gazów cieplarnianych pozostało priorytetowym celem działań KE. Zmieniające się otoczenie ekonomiczne, spowolnienie gospodarki UE spowodowały co prawda wyhamowanie tempa inwestycji w technologie niskoemisyjne (w tym również w CCS), jednak w dalszym ciągu technologie CCS stanowią wg KE jedno z głównych narzędzi w walce ze zmianami klimatu i dekarbonizacji wysokoemisyjnych sektorów gospodarki. Obserwując światowe zachowanie na rynku paliwowym należy stwierdzić wzrost zużycia paliw kopalnych, wynikający głównie z rosnącego zapotrzebowania krajów rozwijających się jak Chiny czy Indie [5 i 10]. W konsekwencji od 1990 roku światowa produkcja węgla prawie się podwoiła i w 2011 roku osiągnęła wartość bliską milionów ton. W UE zużycie węgla brunatnego i kamiennego (głównie w sektorze energetycznym) wzrosło z 712,8 Mt w 2010 r. do 753,2 Mt w 2011 r., co odpowiada około 16% całkowitego zużycia energii. Sytuacji tej sprzyjają niskie ceny węgla jak również niskie ceny uprawnień do emisji i ich nadwyżka na rynku. W związku z powyższym dla zapewnienia realizację celów redukcji emisji CO 2 z dużych źródeł, konieczne jest intensywny rozwój technologii CCS. Kontynuacja i intensyfikacja działań badawczo rozwojowych w zakresie CCS, jak również coraz intensywniej propagowana idea przemysłowego wykorzystania wydzielonego ditlenku węgla (CCU Carbon Capture and Utilisation), ma na celu obniżenie kosztów technologii CCS, podniesienie konkurencyjności tych technologii oraz podniesienie poziomu społecznej akceptacji stanowiące jedne z głównych barier komercjalizacji technologii CCS. 2. Usuwanie CO 2 ze strumieni gazowych Analizując dostępne warianty technologiczne usuwania ditlenku węgla ze strumieni gazowych, najczęściej spotykanym jest ich podział wynikający z umiejscowienia instalacji usuwania CO 2 w procesie technologicznym (rys.1.): usuwanie przed spalaniem, tzw. pre-combustion, usuwanie po spaleniu, tzw. post-combustion, spalanie tlenowe, tzw. oxy-fuel combustion. Innym podziałem jest klasyfikacja wynikająca z rodzaju zastosowanej metody/procesów usuwania składników kwaśnych, w tym CO 2 ze strumieni gazowych, która obejmuje: absorpcję w cieczach adsorpcję na powierzchni ciała stałego przemianę chemiczną usuwanego składnika w trwały związek chemiczny. W procesach absorpcji usuwany składnik z fazy gazowej ulega absorpcji z fazie ciekłej, przy czym usuwany składnik może ulegać rozpuszczeniu w cieczy w sensie fizycznym absorpcji fizycznej, lub ulegać reakcji absorpcji chemicznej. W procesach absorpcji fizycznej usuwane składniki gazu są bardziej rozpuszczalne w cieczy absorbującej niż inne składniki strumienia gazu, ale nie reaguje chemicznie z absorbentem. Stężenie równowagowe substancji absorbowanej /rozpuszczonej w fazie ciekłej zależy od ciśnienia cząstkowego tego składnika w fazie gazowej. Stąd procesy absorpcji fizycznej wykazują większą sprawność w przypadku procesów oczyszczania gazów pod wysokim ciśnieniem. Przykładem jest absorpcja siarkowodoru i ditlenku węgla z zastosowaniem, procesów Selexol i Rectisol. W procesach absorpcji chemicznej tzw. chemisorpcji składnik gazu ulega odwracalnej reakcji chemicznej tworząc związek chemiczny. Stosowane w przemyśle procesy oczyszczania gazu na drodze absorpcji są procesami odwracalnymi, tzn. stosowany absorbent jest regenerowany i zawracany do procesu celem zachowania

2 ciągłości pracy instalacji oczyszczania gazu. W procesie regeneracji absorbentu następuje desorpcja składnika z fazy ciekłej do gazowej tzw. odpędzanie. Adsorpcja na powierzchni ciała stałego bazuje na różnicy w zachowaniu molekuł gazu wieloskładnikowego podczas procesu adsorpcji na adsorbencie. Znajduje ona szerokie zastosowanie w przemyśle rafineryjnym i w układach zgazowania w procesach wydzielania wodoru. Do najczęściej stosowanych metod wydzielania wodoru ze skonwertowanego gazu zawierającego oprócz H 2, parę wodna, ditlenek węgla, tlenek węgla, azot oraz śladowe ilości związków siarki, należy adsorpcja zmiennociśnieniowa (PSA - Pressure Swing Adsorption). Po spalaniu N 2, O 2, H 2 O spaliny Usuwanie CO 2 paliwo powietrze Energia elektryczna i ciepło Przed spalaniem paliwo Zgazowanie lub częściowe utlenianie, kompresja + usuwanie CO 2 H 2 Energia elektryczna i ciepło N 2, O 2, H 2 O CO 2 CO 2 O 2 powietrze powietrze Rozdział powietrza N 2 Odwodnienie, sprężanie, transport i magazynowanie CO 2 Oksyspalanie paliwo Energia elektryczna i ciepło (CO 2, H 2 O) O 2 Cyrkulacja (CO 2, H 2 O) N 2 powietrze Rozdział powietrza Rys. 1. Opcje technologiczne usuwania CO 2 [18] Proces chemicznej absorpcji, z wykorzystaniem reaktywnego ciekłego absorbenta, jest technologią, która wydaje się obecnie najbardziej odpowiednia dla usuwania CO 2 ze spalin z elektrowni. Obecnie jedyne komercyjnie dostępne i wystarczająco aktywne absorbenty chemiczne do separacji CO 2 o małym stężeniu ze spalin, to wodne roztwory alkanoloamin. Stosowane w procesach absorpcji gazów kwaśnych aminy posiadają przynajmniej jedną grupę hydroksylową i jedną grupę aminową. Ogólnie można powiedzieć, że grupa hydroksylowa redukuje prężność par i zwiększa rozpuszczalność w wodzie, podczas gdy, grupa aminowa odpowiada za wymaganą w procesie absorpcji gazów kwaśnych zasadowość roztworu [12]. Do najczęściej stosowanych amin należy MEA oraz MDEA (ta ostatnia ze względu na możliwość selektywnej absorpcji H 2 S w obecności CO 2 ). Roztwór MEA wykazuje najwyższą zasadowość spośród wymienionych amin. MEA charakteryzuje się wysoką reaktywnością, stabilnością, możliwością regeneracji (reclaiming) i co ważniejsze niską ceną.

3 Podstawowe reakcje zachodzące w trakcie absorpcji chemicznej CO 2 pierwszorzędowej MEA można opisać wzorami [12]: 2RNH 2 +CO 2 +H2O (RNH 3 ) 2 CO 3 (RNH 3 ) 2 CO 3 +CO 2 +H2O 2RNH 3 HCO 3 2RNH 2 +CO 2 +H2O RNHCOONH 3 R MEA posiada jednak pewne wady, główna to wysokie ciepło absorpcji, które oznacza potrzebę dostarczenia odpowiedniej energii do rozerwania kompleksu z CO 2 w procesie desorpcji, druga to wysoka prężność par, oraz fakt, że MEA ulega procesom degradacji na drodze reakcji z SO x i NO x. Zalecane bezpieczne stężenia np. SO 2 nie powinno przekraczać 10 ppm co stanowi dodatkowe wyzwanie, ponieważ obowiązujące limity emisji SO 2 w spalinach stanowczo odbiegają od tej wartości (200 ppm). Zagadnienie to stanowi kolejny element optymalizacji i dostosowania technologii usuwania CO 2 do istniejących układów energetycznych. W procesie separacji ditlenku węgla wykorzystywane są wodne roztwory amin dla uniknięcia nadmiernej korozji elementów instalacji. MEA tworzy silnie korozyjne środowisko co ogranicza jej stężenie w roztworze do maksymalnie 30%. Z drugiej jednak strony woda jest czynnikiem, który stawia dodatkowe wymagania w zakresie wydajności instalacji i zużycia energii. Dlatego wzrost stężenia amin wraz z zastosowaniem inhibitorów korozji czy też stosowanie złożonych amin stanowią podstawowe elementy licencji procesowych. Układ procesowy instalacji usuwania ditlenku węgla składa się z dwóch zasadniczych części absorbera, w którym CO 2 jest usuwany ze spalin oraz regeneratora, w którym jest desorbowany CO 2 o dużym stężeniu i odzyskiwany roztwór absorbujący (rys. 2.). Przed separacją CO 2 spaliny są zazwyczaj schładzane do temperatury ok. 50 C a następnie są usuwane z nich cząstki pyłu, które mogą potem być przyczyną problemów eksploatacyjnych oraz inne zanieczyszczenia (SO x, NO x, HCl, Hg ), które z kolei ulegając nieodwracalnym reakcjom z aminą stanowią przyczynę strat kosztownego sorbenta. Kluczową wadą systemu separacji za pomocą amin jest duża ilość ciepła wymagana do regeneracji roztworu absorbenta. Procesy absorpcji, aktywne przy niskich ciśnieniach cząstkowych gazów, charakteryzują się dużymi wartościami ciepła reakcji, co skutkuje dużym zużyciem ciepła w procesie regeneracji. Optymalizacji projektowej wymagają: minimalizacja energii regeneracji poprzez dobór absorbenta lub mieszanki absorbentów o małej energii regeneracji, zastosowanie niskopotencjalnego ciepła jako źródła energii regeneracji. Roztwory absorbentów bazie aminy MEA wymagają energii regeneracji na poziomie 3 4 GJ/t CO 2. Normalny poziom temperatury podczas regeneracji wynosi ok. 120 C. Energia cieplna do tego procesu w instalacji CCS zintegrowanej z elektrownią pochodzi z obiegu parowego elektrowni, zatem zmniejsza znacząco jego sprawność netto. Dla wszystkich technologii usuwania CO 2 niezbędna jest ponadto energia elektryczna do sprężania usuniętego CO 2 do parametrów ciśnienia pozwalającego na jego dalszy transport do miejsca składowania lub przerobu. Całkowita ilość potrzebnej energii do regeneracji stanowi sumę ciepła reakcji, ciepła potrzebnego do podgrzania roztworu absorbenta, ciepła parowania wody i ciepła parowania absorbentu. Wielkość potrzebnego do regeneracji ciepła wynika z pojemności cieplnej absorbentu, a dodatkowo woda z roztworu musi ulec odparowaniu celem wytworzenia pary do kolumny desorpcyjnej. Zapotrzebowanie na energię zależy, więc od zawartości wody w roztworze absorbenta; im większy udział wody, tym większe zapotrzebowanie energii. Ostatecznie odpowiednia ilość energii musi być dostarczona dla rozerwania kompleksu CO 2 -absorbent utworzonego w trakcie absorpcji z reakcją chemiczną. Obecnie możliwe jest zastosowanie większości technologii usuwania CO 2 z wykorzystaniem komercyjnie dostępnych urządzeń. W większości przypadków konieczny jest znaczący wzrost skali urządzeń, zwiększenie dyspozycyjności eksploatacyjnej i zmniejszenie energochłonności. Ze względu na potrzebę dostarczenia ciepła do regeneracji oraz energii elektrycznej na potrzeby własne instalacji usuwania CO 2 z gazów spalinowych z elektrowni węglowych integracja ich z blokiem energetycznym będzie skutkowała spadkiem sprawności wytwarzania energii elektrycznej od 8 do 13 punktów procentowych dla spalania węgla oraz 9 12% dla spalania gazu [18]. Z tego około 3 do 4% przy

4 spalaniu węgla i 2% do 3% przy spalaniu gazu przypada na proces sprężania CO 2 do wymaganego ciśnienia, a reszta utraty sprawności przypada na sam proces usuwania CO 2. Rys.2. Schemat instalacji usuwania CO 2 opartej na chemicznej absorpcji [11] Technologia usuwania CO 2 powinna być uwzględniona najlepiej już na etapie projektowania nowej elektrowni dla efektywnej optymalizacji całkowitej sprawności oraz osiągów elektrowni, ale może ona także być dodana do istniejącej elektrowni jako opcja jej modernizacji. W przypadku klasycznych elektrowni węglowych występuje konieczność zmiany konfiguracji turbiny parowej tak aby zapewnić dostateczny upust średnioprężnej pary dla potrzeb instalacji CCS. Upust pary z turbiny oznacza w efekcie zmniejszenie produkcji energii elektrycznej i w efekcie obniża sprawność wytwarzania energii, co za tym idzie istnieje pewna wartość sprawności przy której budowa instalacji CCS przestaje być zasadna. 3. Stopień rozwoju technologii usuwania CO 2 z gazów spalinowych Istniejące instalacje wychwytu CO 2 metodą aminową są z reguły znacznie mniejsze, niż wymagałaby tego skala energetyki. Obecnie minimalna wielkość budowanych bloków węglowych wynosi 500 MW e, co odpowiada emisji około 3,5 mln ton CO 2 rocznie, a dotychczasowe doświadczenia eksploatacyjne w przemyśle chemicznym nie przekraczają skali pojedynczego ciągu 500 t CO 2 /d. Dow Chemical Co. (proces przejęty później przez Fluor Daniel Inc.), Kerr-McGee Chemical Corp. i ABB Lummus Crest Inc. odegrały kluczową rolę w rozwoju technologii usuwania CO 2 z gazów przy zastosowaniu sorbentów aminowych. Technologia ta pozwala na usunięcie około (75 96) % CO 2 i uzyskanie prawie czystego strumienia CO 2 (>99%). Do komercyjnie dostępnych technologii separacji CO 2, stosowanych głównie w instalacjach chemicznych i petrochemicznych należą: Econamine FG/Econamine FG plus oferowane przez Fluor, ABB Lummus Crest MEA, Mitsubishi Heavy Industries i Kansai Electric Power - tabela 1. Zgodnie z tabelą 1 Roztwory absorbentów oparte na MEA wymagają energii regeneracji na poziomie 3 6 MJ/kg CO 2. Celem badań jest redukcja tej wartości poniżej 3 MJ/kg CO 2. W literaturze tematu dostępne są wyniki badań pilotowych (w skali do 25MW) w których uzyskano redukcję zapotrzebowania energii do regeneracji specjalnie komponowanych sorbentów aminowych, do poziomu 2,8 2,44 MJ /kg CO 2 a nawet mniej [14 i 16].

5 Tabela 1. Zestawienie komercyjnie dostępnych technologii usuwania CO 2 wraz ze wskaźnikami zużycia mediów [1] Para do regeneracji rozpuszczalnika (3 Bar. G.) Szybkość przepływu rozpuszczalnika Zużycie energii Kerr-McGee/ABB Lummus Crest Process ABB Lummus 2,3-3,0 t/tco 2 (5,0-6,5 GJ/tCO 2 ) Econamine TM Fluor Daniel 1,94 t/tco 2 (4,2 GJ/tCO 2 ) Mitsubishi KS-1 Kansai Electric Power and Mitsubishi Heavy Industries. Ltd. 1,50 t/tco 2 (3,2 GJ/tCO 2 ) 25 m 3 /t CO 2 17 m 3 /t CO 2 1 m 3 /t CO kwh/t CO 2 Woda chłodząca m 3 /t CO kwh/t CO 2 (GTCC) 110 kwh/t CO 2 (PCF) 165 m 3 /t CO 2 ( T=10 C) 11 kwh/t CO 2 (PCF) 150 m 3 /t CO 2 Zużycie rozpuszczalnika 0,45 kg/t CO 2 1,50-2,00 kg/t CO 2 0,35 kg/t CO 2 Tolerancja wobec SO 2 <100ppm <10ppm <10ppm Kerr-McGee/ ABB Lummus Kerr-McGee uruchomił pierwszą instalacje wyłapującą CO 2 o wydajności 800 t/d w roku Była ona częścią elektrowni o nazwie Trona, produkującej energię ze spalania gazu ziemnego, węgla i koksu. Opisywany proces był wielokrotnie udoskonalany pod względem niezawodności i opłacalności. Pod koniec lat dziewięćdziesiątych Kerr-McGee i Lummus Global podpisali umowę, na mocy której Lummus otrzymał na wyłączność prawa do opracowanej przez Kerr-McGee s technologii wychwytu CO 2 i komercyjnych projektów bazowych, natomiast Kerr-McGee pozostawił sobie prawa do transferu technologii, doskonalenia procesu, kontroli jakości, szkoleń operatorów i licencjonowania. Proces aminowy będący własnością Kerr-McGee/ABB Lummus wykorzystuje wodny (15-20%) roztwór MEA bez żadnych inhibitorów. Technologia ta pozwala na wychwyt ponad 96% CO 2 ze strumienia spalin. Niska koncentracja sorbentu pociąga za sobą wysokie koszty inwestycyjne spowodowane dużymi gabarytami aparatury, wysokimi kosztami ruchowymi oraz dużą energochłonnością procesu. Econamine FG (Fluor) Dow Chemical i Union Carbide stworzyli na przełomie lat siedemdziesiątych i osiemdziesiątych technologię absorpcyjnego usuwania CO 2 opartą na 30% roztworze MEA, zawierającym inhibitory, wykorzystywanym głównie do uzyskiwania CO 2 na potrzeby procesów EOR. W latach uruchomiono w Zachodnim Teksasie kilka instalacji, które zostały zamknięte w 1986 na skutek dramatycznego spadku cen ropy naftowej. Technologia ta została sprzedana w 1989 roku firmie Fluor Daniel, a nowy właściciel zmienił nazwę z GAS/SPEC FT-1TM na Econamine FGSM. Uruchomiono kilkanaście komercyjnych instalacji, (320 t CO 2 /d w Bellingham - rys. 3, Massachusetts dla Northeast Energy Associates, 150 t CO 2 /d dla Sumitomo Chemical w Chiba, Japonia i 90 t CO 2 /d dla Prosint Produtos Sintéticos w Rio de Janeiro, Brazylia). Większość tych wielkoskalowych instalacji służy po dziś dzień do wychwytywania CO 2 ze strumienia pochodzącego ze spalania gazu ziemnego. Wyjątek stanowi fabryka Sumitomo, w której spala się różnego typu paliwa, w tym również ciężki olej opałowy. Firma Fluor zaprojektował również instalację wykorzystującą omawianą technologię dla Warrior Run Power Plant w stanie Maryland, uruchomioną w lutym 2000 r. W instalacji tej ditlenek węgla wychwytywany jest z części strumienia spalin pochodzących z kotła fluidalnego elektrowni o mocy 180 MWe. Uzyskiwany w ten sposób CO 2

6 jest wykorzystywany m. in. w przetwórstwie żywności. Obecnie Fluor jest w posiadaniu ulepszonej wersji technologii o nazwie Fluor Econamine FG Plus. Rys. 3. Widok instalacji Econamine FG SM - Bellingham [15] Advanced Amine Process (AAP) Dow Chemical opracował również technologię opartą na rozpuszczalniku UCARSOL (mieszaninie amin z dodatkami), wykorzystywaną do usuwania CO 2 z gazów spalinowych. Rozpuszczalnik został przebadany na instalacjach pilotowych usuwających CO 2 ze spalin w elektrowni ( The AAP South Charleston Pilot Plant ). Obecnie technologia AAP - Advanced Amine Process w zoptymalizowanej postaci jest oferowana na rynku wspólnie z firmą Alstom. W procesie AAP stosuje się zmodyfikowany rozpuszczalnik aminowy - UCARSOL TM FGC, firmy Dow opracowany specjalnie dla usuwania CO 2 z gazów spalinowych. Mitsubishi Heavy Industries MHI i Kansai Electric Power W oferowanym procesie stosuje się nowo opracowane rozpuszczalniki oparte na aminach z zawadą steryczną (przestrzennie rozbudowane podstawniki) (KS-1, KS-2 i KS-3) o niższej temperaturze regeneracji i mniejszym cieple absorpcji w porównaniu z MEA. Pierwszą komercyjną instalacją wykorzystującą aminę KS-1 jest zakład nawozów sztucznych Petronas Fertiliser Kedah Sbn Bhd s w Malezji 1999r. W kwietniu 2005 r., licencja została wykupiona przez dwa zakłady nawozów w Indiach, które mogą wychwycić 450 ton CO 2 dziennie, co czyni je największymi na świecie. Doświadczenie MHI w zakresie komercyjnych instalacji wychwytu CO 2 pochodzącego głównie z instalacji chemicznych oraz spalania gazu ziemnego zobrazowano na rysunku 4 (Prezentacja MHI, 2011). Uzyskane doświadczenie umożliwiło przygotowanie projektów dużych instalacji wychwytu CO 2 po spalaniu gazu ziemnego w kotle lub turbinie gazowej, w jednym ciągu technologicznym o wydajności 3000 ton na dobę. Instalacja taka jest w komercyjnej ofercie firmy, wraz z gwarancjami. MHI przygotowuje również ofertę rozwiązań instalacji wychwytu CO 2 dla zastosowań w energetyce węglowej. W ramach badań procesu dla spalin z kotła węglowego, przeprowadzono testy w skali 10 t/dobę, uzyskując czas eksploatacji 6000 godzin. Uzyskane wyniki wskazują, że istotne znaczenie dla procesu ma wstępne oczyszczenie spalin przed wejściem do instalacji usuwania CO 2. Kolejnym etapem prac nad opracowaniem rozwiązania instalacji wychwytu CO 2 ze spalin kotłów węglowych są badania w skali demonstracyjnej ton CO 2 /dobę. MHI jest obok EPRI i Southern Company partnerem projektu który integruje w pełni proces CCS tzn. wychwyt i składowanie wydzielonego CO 2 w formacji solankowej oraz na pobliskim polu naftowym. Projekt zlokalizowany w Alabama Power, James M. Barry Electric Generating Plant w części usuwania CO 2 ze spalin oparty jest na technologii MHI KM-CDR Improved Process TM. Widok instalacji przedstawiono na rysunku 5 jej rozruch nastąpił w czerwcu 2011r. W procesie tym wykorzystywany jest opatentowany rozpuszczalnik KS-1 TM. Tylko do końca sierpnia 2011 instalacja przepracowała 1612 godzin, wychwycono ton CO 2, a odnotowane zużycie pary

7 wyniosło 0,98 ton/ tonę CO 2 (wcześniej 1,3 ton/ tonę CO 2 ). Projekt w Alabama Power oparty na technologii MHI KM-CDR Improved Process TM jest największą instalacją CCS pracującą na bloku węglowym na świecie, a wydajność instalacji CCS odpowiada mocy jedynie 25 MW. Rys. 4. Doświadczenie MHI w realizacji komercyjnych instalacji wychwytu CO 2 spalanie gazu ziemnego (Prezentacja MHI) Porównanie sorbentów KS1 i MEA wskazuje na możliwe oszczędności zarówno w zużyciach mediów jak i kosztów eksploatacyjnych instalacji opartych na rozpuszczalniku KS1 w porównaniu do klasycznej MEA (Prezentacja MHI, 2011, Przy zastosowaniu konwencjonalnego procesu MHI możemy zaoszczędzić 15% energii potrzebnej do regeneracji sorbentu, co oznacza znacznie mniejsze zapotrzebowanie na parę pochodzącą z upustu turbiny. Dane wskazują również na mniejsze zużycie energii elektrycznej do napędu pomp roztworu. Ważną zaletą tego procesu, jest również mniejsza strata rozpuszczalnika. Dostępne informacje wskazują na dalsze możliwości rozwoju tej technologii, szczególnie w kierunku zmniejszenia zużycia mediów energetycznych. Zgodnie z danymi uzyskanymi na instalacji pilotowej w Nanko Power Plant, odnotowano zużycie energii cieplnej na potrzeby regeneracji sorbentu na poziomie 2,44 MJ/kg CO 2 [16]. Rys. 5. Widok instalacji demonstarcyjnej usuwania CO 2 o wydajności 500 ton/dobę, z zastosowaniem procesu KM-CDR Improved Process TM

8 4. Badania procesu wychwytu CO 2 ze spalin prowadzone w ramach Programu Strategicznego Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla w Zabrzu od kilku lat intensywnie zajmuję się zagadnieniami usuwania ditlenku węgla z gazów przemysłowych. Posiadając odpowiednie zaplecze kadrowe i aparaturowe ICHPW podjął się w ramach realizacji Programu Strategicznego Zaawansowane technologie pozyskiwania energii, badań procesu wychwytu CO 2 na drodze absorpcji chemicznej w roztworach amin. Prace prowadzone przez zespół ICHPW obejmują kompleksowe badania sorbentów ciekłych [4 i 8] (charakterystyka właściwości fizykochemicznych sorbentów, badania prężności par, pojemności sorpcyjnych i kinetyki absorpcji dla różnych roztworów), oraz samego procesu absorpcji i desorpcji w skali laboratoryjnej i półtechnicznej - rys.6. W okresie , w ICHPW uruchomiono stanowisko laboratoryjne usuwania CO 2 o natężeniu przepływu gazów na wejściu 5 m n 3 /h, oraz stanowisko usuwania CO 2 metodą absorpcji aminowej o natężenie przepływu 100 m 3 n/h, będące jednym z kluczowych instalacji Centrum Czystych Technologii Węglowych części technologicznej w Zabrzu. Uzyskana wiedza i doświadczenie pozwoliły na podjęcie przez ICHPW oraz Partnerów Przemysłowych z Grypy Tauron zadania budowy instalacji pilotowej i przeprowadzenia testów na rzeczywistym obiekcie energetycznym. Skala instalacji pilotowej pobór spalin 200 m 3 n/h (zawierających ok. 13% obj. CO 2 ), z klasycznego bloku węglowego pozwala na usunięcie CO 2 w ilości ok. 50 kg/h, co daje ok. 1,2 tony wydzielanego ditlenku węgla na dobę. Rys. 6. Schemat powiększenia skali instalacji absorpcji aminowej w ramach realizowanych w ICHPW prac w projekcie strategicznym Uzyskane wstępne wyniki pierwszych testów na Instalacji Pilotowej potwierdzają możliwość uzyskania wysokich sprawności wychwytu ditlenku węgla. W tabeli 2 przedstawiono zestawienie sprawności i zapotrzebowania energetycznego procesu regeneracji sorbentu aminowego 20% roztworu MEA. Odnotowane na Instalacji Pilotowej zapotrzebowanie cieplne procesu jest porównywalne do stanu oferowanych technologii usuwania CO 2 ze strumieni gazowych np. Kerr-McGee Chemical Corp. i ABB Lummus Crest Inc., dla których zapotrzebowanie mieści się w zakresie 4,2-6,5 MJ/kg CO 2 [1].

9 Tabela 2. Wstępne zestawienie wyników testów prowadzonych na Instalacji Pilotowej Nr testu Zawartość CO 2 w spalinach na wlocie Sprawność usuwania CO 2 Energia do desorpcji CO 2 % vol % MJ/kg CO2 1 9,07 99,99 5,7 2 10,5 91,18 4,85 3 9,6 93,59 4,88 4 9,31 85,29 4,82 5 9,43 96,49 5,24 6 9,37 98,8 5,33 Kolejne wyzwanie w projekcie to obniżenie ciepła regeneracji poprzez zastosowanie nowych roztworów sorpcyjnych. Aktualnie realizowane są testy mające na celu określenie wpływu parametrów procesowych, zastosowanych nowatorskich rozwiązań procesowych i konstrukcyjnych Instalacji Pilotowej aminowego usuwania CO 2. Przedstawione w artykule wyniki zostały uzyskane w badaniach współfinansowanych przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w ramach umowy SP/E/1/67484/10 Strategiczny Program Badawczy Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: Opracowanie technologii dla wysokosprawnych zero-emisyjnych bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO 2 ze spalin. Literatura [1] Bailey D.W., Feron P.H.M. (2005) Post-combustion decarbonisation processes, Oil&Gas Science Technology 60 (3), strony [2] Chmielniak T., Łukowicz H. (2012) Wysoko sprawne zero-emisyjne bloki węglowe zintegrowane z wychwytem CO 2 ze spalin, Polityka Energetyczna, 15 (3), strony [3] Chmielniak, T., Ściążko, M., Sobolewski, A., Tomaszewicz, G. i Popowicz, J. (2012). Zgazowanie węgla przy zastosowaniu CO2 sposobem na poprawę wskaźników emisji i efektywności procesu. Polityka Energetyczna, 15(4), strony [4] Krótki, A., Więcław-Solny, L., Tatarczuk, A., Wilk, A. i Śpiewak, D. (2012). Badania laboratoryjne procesu absorpcji CO2 z zastosowaniem 30% roztworu monoetanoloaminy. Archiwum Spalania, 12, strony [5] Olkuski T. (2013) - Analiza trendów wydobycia węgla energetycznego u czołowych producentów na świecie oraz w Polsce, Polityka Energetyczna, 16 (2), strony [6] Polasek, J., Bullin, J. i Donnelly, S. (1983). How to Reduce Costs in Amine Sweetening Units. Chemical Engineering Progress, 79, strony [7] Tatarczuk, A., Ściążko, M., Stec, M. i Tokarski, S. (2013). Zastosowanie absorpcji aminowej do usuwania CO2 ze spalin w skali pilotowej. Chemik, 67(5), strony [8] Wilk, A., Więcław-Solny, L., Tatarczuk, A., Śpiewak, D. i Krótki, A. (2013). Wpływ zmiany składu roztworu absorpcyjnego na efektywność procesu usuwania CO2 z gazów spalinowych. Przemysł Chemiczny, 92(1), strony [9] European Industrial Initiative on CO 2 Capture and Storage (CCS), Implementation Plan , draft (2012). [10] Communication from the Commission to the European Parliment, the Council, The European Economic and social Commitee and the Committe of the Regions on the Future of Carbon Capture and Storage in Europe (2013).

10 [11] Szczypiński T., Tatarczuk A., Grudnik K. (2013) Optymalizacja procesu aminowego wychwytu CO2 ze spalin poprzez zmianę konfiguracji układu technologicznego, Przem. Chem., 92, 1, strony [12] Kohl A. L, Riesenfeld F.C. Gas Purification - Chemical Engineering Series, McGraw-Hill Book Company, INC [13] Raport Global CCS Institute (2012) - CO2 Capture Technologies Post Combustion Capture. [14] Svendsena H., i in Carbon dioxide capture by absorption, challenges and possibilities, Chemical Engineering Journal 171. [15] Reddy S., Gilmartin J. (2008) - Fluor's Econamine FG PlusSM Technology for Post Combustion CO2 Capture. [16] Iijima M., i inn.2011, MHI s Energy Efficient Flue Gas CO2 Capture Technology and Large Scale CCS ( ), Mitsubishi Heavy Industries Technical Review Vol. 48 No. 1. [17] Prezentacja MHI 2011, Commercial Application Mitsubishi Post Combustion Technology, 2-nd Conference on Exchange of Experiences between Poland and Japan in the Fidel of Clean Coal Technology. [18] Czysta energia, produkty chemiczne i paliwa z węgla ocena potencjału rozwojowego (2008) Opracowanie pod redakcją: T. Borowieckiego, J. Kijeńskiego, J. Machnikowskiego i M. Ściążko, Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla, Zabrze 2008.