Modelowanie procesu ograniczania emisji CO 2 z układów energetycznych Autorzy: Karol SZTEKLER, Maciej KOMOROWSKI, Kamil WAL - AGH Akademia Górniczo-Hutnicza (sztekler@agh.edu.pl, mkomorowski@agh.edu.pl, kaamilwal@gmail.com) ("Energetyka" - 11/2015) Według Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) w 2013 roku emisja dwutlenku węgla na świecie wyniosła 35,1 mld ton, czyli o 670 mln ton CO 2 więcej niż w 2012 r. Na podstawie udostępnionych danych nadal największym emitentem CO 2 na świecie są Chiny z 9,5 mld ton CO 2,dalej Stany Zjednoczone z emisją 5,9 mld ton CO 2, oraz Indie 1,9 mld ton i Rosja 1,7 mld ton CO 2. Polska odpowiedzialna jest za wyemitowanie w roku 2013 około 290 mln ton CO 2 co jest o 0,3% więcej w porównaniu z rokiem 2012. Agencja IEA prognozuje, że do roku 2030 światowa emisja CO 2 może wzrosnąć o 45 proc. Jest to spowodowane przede wszystkim zwiększeniem konsumpcji energii elektrycznej przez kraje rozwijające się chcące gospodarczo dogonić państwa najbardziej rozwinięte. Należy zwrócić uwagę, że procesy związane z wytwarzaniem energii elektrycznej są odpowiedzialne za aż 40% światowej emisji dwutlenku węgla. Sektor energetyczny opiera się głównie na spalaniu węgla, dlatego też jest on największym emitorem CO 2. Dwutlenku węgla GHG, jest jednym z gazów cieplarnianych GHG, (greenhouse gas), który przyczynia się do rozwoju efektu cieplarnianego na świecie. W Polsce energetyka oparta jest na węglu i tak w 2013 roku 84% wyprodukowanej energii pochodziło ze spalania węgla, natomiast 3,2% z paliw gazowych. Według prognoz długoterminowych węgiel będzie nadal dominującym paliwem wykorzystywanym do produkcji energii elektrycznej, dlatego też prace nad redukcją dwutlenku węgla w branży energetycznej są w pełni uzasadnione. W chwili obecnej nie pracują instalacje do wychwytu dwutlenku węgla w skali pełnowymiarowej. Jednym ze sposobów zbadania wpływu układu wychwytu CO 2 na pracę siłowni węglowych przed wykonaniem instalacji przemysłowych jest zamodelowanie jednostki separacji w środowisku programistycznym i skonfigurowanie tak aby pracował on najefektywniej. W analizie symulacyjnej wykorzystano oprogramowanie IPSEpro za pomocą, którego zamodelowano obieg referencyjny siłowni węglowej pracującej na parametry nadkrytyczne oraz układ separacji CO 2. Jednostka separacji bazuje na metodach adsorpcyjnych (post- combustion) i w rozważanym przypadku analizowano technologię separacji PSA (Pressure Swing Adsorption) i TSA (Temperature Swing Adsorption) oraz (Pressure Temperature Swing Adsorption) wykorzystując do wychwytu adsorbenty zeolitowe: naturalne, syntetyczne i syntetyzowane z popiołów lotnych. Po opracowaniu układów, włączono jednostkę separacji dwutlenku węgla oraz dokonano jej integracji wraz z urządzeniami niezbędnymi do realizacji procesu z obiegiem parowo-wodnym elektrowni. Uzyskane dane z symulacji komputerowych pozwolą na analizę wpływu jednostki separacji CO 2 oraz innych urządzeń potrzebnych do realizacji samego procesu wychwytu CO 2 i jego przygotowania do transportu w postaci ciekłej na prace bloku energetycznego.
1. Wprowadzenie Struktura wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w znacznym stopniu opiera się na paliwach kopalnych, szczególnie na węglu kamiennym i brunatnym, który w 2013 roku odpowiadał za 84% produkcji energii elektrycznej. Dokładny podział surowców użytych do produkcji energii elektrycznej został przedstawiony w tabeli 1. Tabela 1. Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce według nośników w roku 2013 [10] Przewiduje się, że do roku 2030 sumaryczny udział węgla kamiennego i brunatnego użytego do produkcji energii elektrycznej w Polsce spadnie do 57% głównie ze względu na powstanie trzech bloków jądrowych o łącznej mocy 4,5 GW, które docelowo w 2030 roku będą odpowiadały za 15,7% wytwarzanej energii elektrycznej. Oznacza to, że pomimo znacznego spadku udziału węgla kamiennego i brunatnego w strukturze wytwarzania energii, surowce te nadal będą głównym źródłem pozyskiwania energii elektrycznej w Polsce. Jednym z celów polskiej polityki energetycznej jest wzrost udziału odnawialnych źródeł energii do poziomu 15% w 2020 roku, za co głównie mają odpowiadać elektrownie wiatrowe - planowany udział ma osiągnąć ok. 8,2% [12], [13]. Europejska polityka energetyczna Gazy zatrzymujące wypromieniowywanie ciepła emitowanego przez Ziemię i w konsekwencji zwiększające temperaturę jej powierzchni nazywane są gazami cieplarnianymi GHG (ang. Greenhouse gases). Do gazów tych zaliczają się: dwutlenek węgla (CO 2 ), para wodna (H 2 O), podtlenek azotu (N 2 O), metan (CH 4 ), ozon (O 3 ), halony i freony. Wpływ tych gazów na efekt cieplarniany przedstawiono w tabeli 2.
Tabela 2. Wpływ poszczególnych gazów na efekt cieplarniany [19] Składnik gazu cieplarnianego Odpowiedzialność za efekt cieplarniany [%] Para wodna (H2O) 36-66 Para wodna + chmury 66-85 Dwutlenek węgla (CO2) 9-26 Ozon (O3) ok. 7 Metan (CH4) ok. 8 Działalność człowieka wiąże się z emisją i produkcją gazów cieplarnianych, głównie w procesie spalania paliw kopalnych. Największa emisja przypada na dwutlenek węgla, który stanowi ok. 76,7 % całkowitej emisji gazów cieplarnianych pochodzenia antropogenicznego (następnie jest metan - 14,3% i podtlenek azotu - 7,9%). Głównym źródłem emisji CO 2 do atmosfery jest energetyka gdzie dominującym paliwem wykorzystywanym do produkcji energii elektrycznej jest węgiel kamienny i brunatny. Szacuje się, że działalność związana z sektorem energetycznym jest odpowiedzialna za 78% emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej [1], [19]. W Polsce w ciągu najbliższych lat przewiduje się zmniejszenie udziału węgla na rzecz innych surowców, jednakże nadal pozostanie on dominującym surowcem wykorzystywanym na cele energetyczne. W kwestii ograniczenia emisji CO 2 jest to sytuacja bardzo niekorzystna, ponieważ zgodnie z tabelą 3 spalenie jednego kilograma węgla powoduje emisje CO 2 prawie dwukrotnie większą w porównaniu ze spalaniem kilograma gazu ziemnego. Większa emisja CO 2 w konsekwencji przekłada się na większe koszty tzw. dekarbonizacji paliw, czyli na wyeliminowanie go z obiegu naturalnego. Oznacza to praktycznie konieczność transportu i składowania lub utylizacji, co pociąga za sobą dodatkowe nakłady energetyczne i powoduje znaczny spadek sprawności elektrowni. Tabela 3. Emisja CO 2 ze spalania paliw w przeliczeniu na jednostkę energii pierwotnej [18] Paliwo Wartość [MJ/kg] opałowa Emisja [kgco 2 /GJ] Węgiel brunatny 12 101 Węgiel kamienny 25 96 Gaz ziemny 54 53 Olej napędowy 45 73 Drewno 15 88 Wodór 120 0
Niezależnie od opinii na temat globalnego ocieplenia niezaprzeczalnym faktem jest, że na przestrzeni ostatnich lat stężenie dwutlenku węgla w atmosferze konsekwentnie wzrasta. Na przestrzeni 60 lat poziom koncentracji CO 2 w atmosferze wzrósł o ok. 30%. Szacuje się, że przy obecnym trendzie emisji CO 2 do roku 2030 temperatura na Ziemi może wzrosnąć od 4 do 6 o C [14]. W związku z powyższym Komisja Europejska opracowała zbiór dokumentów, które są narzędziem realizacji polityki Unii Europejskiej w kwestiach energetyki i ochrony środowiska. Program ten, zwany pakietem klimatyczno-energetycznym zaprezentowany został 23 stycznia 2008 roku, a ostatecznie zaakceptowany przez Parlament Europejski został 17 grudnia 2008 r. Pakiet ten zakłada trzy podstawowe cele UE, stąd czasem jest nazywany jako pakiet "3x20", do końca roku 2020: zmniejszenie o 20% emisji CO 2 w porównaniu z rokiem 1990, zwiększenie efektywności energetycznej o 20%, zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energetycznych do 20%. Z czasem wprowadzono dodatkowy warunek: w 2020 roku emisja powinna zmniejszyć się o 21% w stosunku do emisji z 2005 roku. Narzędziem mającym ograniczyć emisję CO 2 jest Europejski System Handlu Emisjami (ETS - ang. Emissions Trading System), który określa limity emisji CO 2 zarówno dla kraju jak i poszczególnych przedsiębiorstw w systemie ETS. Instalacje które system ETS obejmuje to instalacje o mocy większej od 35 MW i takie, które emitują więcej niż 25 tys. Mg CO 2 rocznie w ciągu trzech lat poprzedzających wprowadzenie sytemu ETS. W przypadku planowania przekroczenia limitów niezbędny staje się zakup dodatkowych praw do emisji, natomiast w przypadku niewykorzystania przyznanych limitów, niewykorzystane uprawnienia można odsprzedać. Dla sektora energetycznego przyjęto zasadę, że od 2013 uprawnienia do emisji będą kupowane, przy czym w grudniu 2008 Rada Europejska przyjęła, że dla uboższych państw (takich jak Polska, Węgry) 70% uprawnień do emisji będzie przyznawana darmowo, a następnie sukcesywnie zmniejszana o 10% rocznie, co w konsekwencji doprowadzi do tego, że w 2020 roku wszystkie uprawnienia do emisji będą odpłatne. Dodatkowo aby odciążyć państwa, w których PKB (per capita) jest niższy niż średnia unijna, państwa te mają otrzymać dodatkowe uprawnienia na emisje: 10% wszystkich uprawnień ma zostać rozdzielone pomiędzy 19 krajów, a kolejne 2% mają otrzymać nowe państwa. Do obu tych grup zalicza się Polska [25]. W dokumencie "Polityka energetyczna Polski do 2030" przyjętym przez Radę Ministrów w dniu 10 listopada 2009 roku stwierdza się, że w celu zapewniania bezpieczeństwa energetycznego węgiel powinien być wykorzystany jako główne paliwo energetyczne [19], co wraz z szacowanym wzrostem zapotrzebowania na energię z 151 TWh w 2006 r. do ok. 217 TWh w 2030 r. [16]. Są podstawy aby przewidywać, że energia elektryczna pozyskiwana w elektrowniach węglowych nadal będzie dominować w Polskiej strukturze wytwarzania energii elektrycznej. Wzrost zapotrzebowania na energię, coraz bardziej zaostrzanych limitów emisyjnych i ciągłego, wysokiego udziału węgla w produkcji energii elektrycznej może doprowadzić do powstania
problemów z emisją CO 2 przez Polskie elektrownie. W celu uniknięcia tego problemu, przy jednoczesnym dbaniu o środowisko naturalne konieczne są badania nad technologią pozwalającą zmniejszać emisję CO 2, czyli technologią CCS (ang. Carbon Capture Storage) dodatkowo także dodaje się U (Utylization) czyli wykorzystanie CO 2 do produkcji innych produktów [4]. Technologia CCS Międzynarodowa Agencja Energetyki na podstawie badań określiła wpływ zastosowania technologii CCS na emisję CO 2. Instalacje te będą w stanie ograniczyć emisję ditlenku węgla na świecie o ok. 20-28% do 2050 roku. Natomiast Unia Europejska szacuje, że do roku 2030 technologia CCS pozwoli na redukcję emisji CO 2 na poziomie 160 Mt CO 2, a w perspektywie roku 2050 możliwe będzie osiągniecie redukcji o 800-850 Mt CO 2 [8]. W perspektywie czasu technologia ta pozwoli na znaczne ograniczenie emisji CO 2, co przełoży się na ochronę środowiska oraz pozwoli na zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego dla krajów, w których wytwarzanie energii elektrycznej jest oparte w głównej mierze na węglu. Metody wychwytu CO 2 można podzielić na trzy główne grupy: wychwyt przed procesem spalania (ang. pre combustion), spalanie paliwa w czystym tlenie (ang. oxy fuel combustion), wychwyt po procesie spalania (ang. post combustion). Schematycznie metody te zostały te pokazane na rysunku 1. Rysunek 1. Główne sposoby ograniczania emisji dwutlenku węgla [5]
Metody oxy combustion oraz metody ograniczania emisji CO 2 przed procesem spalania szerzej opisane są w pracy [2], [14],[5]. Separacja CO 2 przed procesem spalania wymaga specjalnego przygotowania paliwa oraz może być zaimplementowana dla nowych instalacji. W niniejszym artykule szerzej opisane zostały metody separacji dwutlenku węgla po procesie spalania ze względu na możliwość włączania ich do już pracujących elektrowni. Metody wychwytu po procesie spalania Metoda wychwytu CO 2 po procesie spalania polega na oddzieleniu dwutlenku węgla od innych substancji znajdujących się w spalinach, takich jak: tlenki azotu, azot czy tlenki siarki. Istnieje bardzo wiele metod separacji CO 2 po procesie spalania. Zaletą instalacji separacji CO 2 po procesie spalania jest to, że paliwo nie wymaga wcześniejszego przygotowania jak w przypadku zgazowania węgla tylko jest spalane w konwencjonalny sposób a układy wychwytu mogą być przyłączane do istniejących już instalacji [6]. Poniżej przedstawiono dwie najbardziej obiecujące metody wychwytu dwutlenku węgla, pozostałe zostały zaprezentowane w pracach [17], [5], [13], [18]. Absorpcja chemiczna Absorpcja jest to zjawisko polegające na pochłanianiu gazu przez ciecz, w której gaz się rozpuszcza. Metody absorpcyjne są obecnie najczęściej stosowanymi metodami służącymi do wychwytu CO 2 ze spalin, które charakteryzują się wysoką skutecznością oraz dużą czystością uzyskanego produktu. Stosowane są obecnie w przemyśle chemicznym i petrochemicznym. Absorpcyjne metody usuwania dwutlenku węgla bazują na odwracalnych reakcjach CO 2 z innymi substancjami. Do najczęściej stosowanych sorbentów należą: aminy MEA (monoetanoloamina), DEA (dietanoloamina), DGA (diglikoloamina), MDEA (metyldietanoloamina), mogą także być stosowane wodne roztwory amoniaku jak również węglan sodu, potasu. Układ do usuwania CO 2 metodą absorpcyjną składa się z dwóch głównych elementów: absorbera i regeneratora. Spaliny wchodzące do absorbera najczęściej są schłodzone do ok. 50 o C, a następnie są oczyszczone z pyłu, który może powodować problemy eksploatacyjne oraz usuwane są inne zanieczyszczenia, takie jak SO x, NO x, HCl, Hg, ponieważ w przypadku ich kontaktu z absorbentem dochodzi do nieodwracalnych reakcji i w konsekwencji prowadzi do strat sorbentu, co wiąże się z dodatkowymi kosztami. Natomiast CO 2 z sorbentem reaguje w reakcjach odwracalnych. Regenerator natomiast ma za zadanie odzyskać absorbent poprzez desorpcje, podczas której uwalniany jest dwutlenek węgla o dużym stężeniu. W przypadku gdy taka instalacja jest zintegrowana z elektrownią to ciepło potrzebne do tego procesu jest pobierane bezpośrednio z obiegu parowego elektrowni co przekłada się na spadek sprawności netto bloku [18],[20], [21].
Metody adsorpcyjne W niniejszej pracy skoncentrowano się na analizie wpływu pracy instalacji wychwytu dwutlenku węgla opartego na metodach adsorpcyjnych, które mogą być alternatywą dla metod absorpcyjnych. Adsorpcja jest jednym ze sposobów oczyszczania zanieczyszczeń z gazów odlotowych. Obecnie metody adsorpcyjne w dużej mierze są wykorzystywane do odzyskiwania wodoru, a także uzyskiwania tlenu z powietrza. Adsorpcyjne metody wychwytu dwutlenku węgla polegają na pochłonięciu cząsteczek gazu na powierzchni i w porach ciała stałego, zwanego adsorbentem. Adsorpcja wykorzystuje działanie sił międzycząsteczkowych. Rozróżniamy adsorpcje fizyczną i chemiczną. Proces chemicznej adsorpcji zwany jest czasem chemisorpcją [11], i polega na wymianie elektronu pomiędzy adsorbentem a substancją adsorbującą się, co prowadzi do powstania silnego wiązania chemicznego pomiędzy nimi. Przekłada się to na trudności w rozerwaniu, czyli na dużą ilość energii doprowadzonej do procesu desorpcji. W procesie adsorpcji fizycznej cząsteczki gazu oddziaływają wraz z adsorbentem poprzez słabe siły oddziaływań międzycząsteczkowych, czyli za pomocą sił van der Vaalsa [17], dlatego wymagane są mniejsze nakłady energetyczne do przeprowadzenia procesu desorpcji. Adsorpcja wykorzystuje różnice w szybkości adsorpcji danych składników mieszaniny, którą chcemy rozdzielić lub różnice chłonności sorpcyjnej. Do materiałów adsorpcyjnych należą zeolity naturalne, zeolity syntezowane z popiołów pochodzących z procesu spalania węgla, węgle aktywne i inne [12]. Dwutlenek węgla ze spalin usuwany jest w procesie adsorpcji na adsorberze przy danym ciśnieniu i temperaturze. Następnie jest odzyskiwany poprzez desorpcję, która następuje w wyniku zmiany warunków temperatury lub ciśnienia lub obu parametrów. Bardzo ważną kwestią w procesie adsorpcji jest odpowiedni dobór adsorbera. Instalacja adsorpcyjna może działać w sposób ciągły, ale potrzebne są do tego przynajmniej dwie kolumny adsorpcyjne. Można wyróżnić różne techniki adsorpcyjne i są to metody: TSA, ESA, PSA, PTSA, RPSA, URPSA, VSA [4]. Adsorpcja zmiennotemperaturowa (TSA - ang. Temperature Swing Adsorption) wykorzystuje różnice chłonności absorbentu w różnych temperaturach. Ilość CO 2, która jest pochłaniana w trakcie jednego cyklu odpowiada różnicy ilości zaabsorbowanego dwutlenku węgla w różnych temperaturach: wyższej w przypadku desorpcji i niższej dla adsorpcji. Jedną z wad metody TSA jest długi czas potrzebny na podgrzewanie złoża podczas desorpcji. Zredukowanie czasu tego procesu może być przeprowadzone poprzez zwiększenie powierzchni kontaktu gorącego gazu z adsorbentem. Metodą pozwalająca na skrócenie czasu podnoszenia temperatury adsorbentu jest wykorzystanie do tego celu prądu elektrycznego (ESA - ang. Electric Swing Adsorption). W tej metodzie do podgrzewania adsorbentu używany jest prąd o niskim napięciu. Wadą takiego rozwiązania jest niemożliwość wykorzystania ciepła odpadowego jak to miało miejsce w metodzie TSA. W adsorpcji zmiennociśnieniowej (PSA - ang. Pressure Swing Adsorption) proces adsorpcji prowadzony jest przy wyższym ciśnieniu, natomiast proces desorpcji zachodzi przy niższym ciśnieniu (Rys. 2).
Rysunek 2. Schemat cyklu adsorpcyjno-desorpcyjnego dla metody PSA, TSA i PTSA [13] Metoda ta służy do rozdziału spalin, które są mieszaniną gazów i wzbogacenia jej w dwutlenek węgla. Wykorzystuje się różnice pomiędzy chłonnością sorpcyjną lub szybkością adsorpcji poszczególnych gazów (spalin) przepływających przez złoże adsorbera składające się z odpowiednio dobranego adsorbentu. Adsorpcyjna metoda PSA prowadzona jest w sposób cykliczny w adsorberze ze stałym złożem, natomiast fakt, że desorpcja jest prowadzona w warunkach niższego ciśnienia, a nie poprzez zmianę temperatury, czyli nie ma fazy związanej z podgrzewaniem i ochładzaniem powoduje skrócenie całego cyklu do przedziału od kilku sekund do minut. Krótki okres całego cyklu powoduje problemy ze sprężarkami i zaworami, których zadaniem jest zmiana ciśnienia. Częste włączanie i wyłączanie połączone z dużymi obciążeniami może prowadzić do szybkiego zużywania się tych części. Metoda PSA pozwala na uzyskanie CO 2 o czystości sięgającej nawet 99% przy sprawności separacji na poziomie 90%. Modyfikacją metody PSA jest metoda szybkiej adsorpcji zmiennociśnieniowej (RPSA - ang. Rapid Pressure Swing Adsorption) oraz jej dalsza modyfikacja, czyli bardzo szybkiej adsorpcji zmiennociśnieniowej (URPSA - ang. Ultra Rapid Pressure Swing Adsorption). W metodzie PSA czas jednego cyklu waha się w granicach od kilku sekund do minut podczas gdy w metodzie RPSA jeden cykl trwa kilka sekund, a w przypadku metody URPSA cały cykl może trwać ok. 0,5s. Następną metodą separacyjną CO 2 jest adsorpcja w systemie próżniowym (VSA - ang. Vacuum Swing Adsorption). Odwrotnie niż w metodzie PSA gdzie gazy przez wejściem do kolumny muszą zostać sprężone, w przypadku wykorzystania instalacji VSA adsorpcja prowadzona jest pod ciśnieniem atmosferycznym. Natomiast desorpcja przeprowadzana jest poprzez obniżenie ciśnienia do ok 0,05 atm. Czas jednego cyklu jest porównywalny do metody PSA, czyli trwa kilka minut. Zaletą metody VSA jest wysoka czystość otrzymywanego dwutlenku węgla, nawet 99%. Istnieje metoda łącząca PSA i TSA - PTSA (ang. Pressure Temperature Swing Adsorption), gdzie jak pokazano na rysunku 5 desorpcja odbywa się poprzez zamianę zarówno ciśnienia jak i temperatury. W pracy skupiono się analizie wpływu metody PTSA na prace bloku energetycznego. Metoda ta ma znacznie większą wydajność w porównaniu do metod PSA lub TSA. W takiej metodzie możliwe jest uzyskanie wysokiego stężenia
dwutlenku węgla (75-90%) przy skuteczności odzysku na poziomie 65-88,5 % [13], [5], [8], [7]. 2. Analiza numeryczna wpływu układu wychwytu na prace konwencjonalnej siłowni cieplnej Celem analizy było zamodelowanie bloku energetycznego o mocy 460 MW wyposażonego w instalację separacji dwutlenku węgla opartej na metodzie PTSA. W ramach pracy przebadano wpływ instalacji CCS na podstawowe parametry bloku. 2.1. Model bloku energetycznego o mocy 460 MW Jako model podstawowy przyjęto rzeczywisty schemat bloku w Elektrowni Łagisza o mocy 460 MWe. Przy modelowaniu obiegu posłużono się danymi z [15], [21], [22], [23], [24]. Model zawiera wszystkie elementy, które są kluczowe dla określenia podstawowych parametrów zamieszczonych w tabeli 3. Tabela 3. Najważniejsze parametry bloku energetycznego Moc elektryczna 460 MW Ciśnienie pary świeżej 27,5 MPa Temperatura pary świeżej 560 0 C Strumień masy pary świeżej 361 kg/s Ciśnienie pary wtórnej 5,4 MPa Temperatura pary wtórnej 580 Temperatura wody zasilającej 275 0 C 0 C Sprawność brutto warunkach nominalnych w 45,89 % Strumień paliwa 43,89 kg/s Strumień spalin 483,2 kg/s Strumień CO 2 [kg/s] 90,8 kg/s
2.2. Jednostka PTSA Drugim etapem było dołączenie do układu jednostki separacji PTSA, w której ze spalin sekwestrowany jest dwutlenek węgla. Do separacji dwutlenku węgla wykorzystano metodę PTSA, której model został przedstawiony na rysunku 3 [11], [8], [9]. Metoda zmiennociśnieniowa PSA (Pressure Swing Adsorption), oraz mieszana PTSA (Pressure Temperature Swing Adsorption) były wielokrotnie testowane w instalacjach laboratoryjnych oraz pilotowych, w których prowadzona była separacja CO 2 ze spalin pochodzących ze spalania paliw energetycznych [70, 71, 109]. Gazy spalinowe (1) wprowadzone są do kolumny adsorpcyjnej gdzie przy wysokim ciśnieniu i niskiej temperaturze w wyniku kontaktu z sorbentem następuje pochłanianie CO 2. Oczyszczone z CO 2 gazy spalinowe (2) wyprowadzane są poza układ. Następnie sorbent z pochłoniętym CO 2 (3) ulega regeneracji desorpcji - (uwalnianie CO 2 z sorbentu), przy wyższej temperaturze i niższym ciśnieniu niż przy adsorpcji. Czyste CO 2 wyprowadzane jest w postaci strumienia (4). Ciepło do procesu regeneracji (5) może pochodzić z pary pobieranej z upustów turbiny. Sorbent przed ponownym wykorzystaniem musi zostać schłodzony (7), ponieważ ma on zbyt wysoką temperaturę i proces adsorpcji mógłby być zatrzymany. Czynnikiem chłodzącym sorbent (6) może być kondensat pobierany z obiegu cieplnego. Rysunek 3. Schemat jednostki PTSA na podstawie [1] Jak już wspomniano metoda PTSA stanowi połączenie metody PSA i TSA, w której to metodzie adsorpcja prowadzona jest przy wysokim ciśnieniu i niskiej temperaturze, a proces desorpcji odbywa się poprzez spadek ciśnienia i podwyższenie temperatury. W jednostce PTSA użytej w programie IPSEpro przyjęto założenia:
Zapotrzebowanie na sorbent [t/s] z jednostki PTSA otrzymujemy czysty CO 2, spaliny wprowadzane do jednostki PTSA są osuszone, odpylone, pozbawione tlenków siarki i azotu, ciepło wydzielane podczas adsorpcji w całości przejmuje sorbent i gazy oczyszczone, w procesie desorpcji ciepło, które jest oddawane przez czynnik wykorzystane jest na podgrzanie sorbentu, CO 2 po desorpcji oraz na pokrycie zapotrzebowania energetycznego w procesie desorpcji, jednostka PTSA pracuje w stanie ustalonym [8], [9]. 2.2.1 Analiza jednostki PTSA Do wychwytu CO 2 w układzie PTSA wykorzystano zeolit Na-A, który jest syntezowany z popiołów lotnych. Tego typu rozwiązanie stanowi jedną z metod unieszkodliwiania popiołów powstałych w wyniku spalania węgla. Spaliny wychodzące z kotła mają: ciśnienie 1 bar i temperatura 123 o C, natomiast strumień spalin wynosi 483,2 kg/s. Pierwszym krokiem analizy symulacyjnej było dobranie odpowiednich parametrów adsorpcji i desorpcji oraz czynników niezbędnych do prawidłowej pracy układu. Wpływ ciśnienia spalin na zapotrzebowanie na sorbent Wraz ze wzrostem ciśnienia procesu adsorpcji rośnie pojemność sorpcyjna sorbentu powodując tym samym zmniejszenie zapotrzebowania na sorbent [7]. Zagadnienie to zostało przedstawione na rysunku 4. 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 Ciśnienie spalin przed jednostką PTSA [bar] Rysunek 4. Wpływ ciśnienia spalin na zapotrzebowanie sorbentu Na-A Wzrost ciśnienia z 1,2 bar do 2 bar powoduje spadek zapotrzebowania na sorbent o ok. 83% w porównaniu do zapotrzebowania przy ciśnieniu 1,2 bar. Do sprężania spalin wykorzystano sprężarkę (S1) zasilaną parą wtórnie przegrzaną, pobieraną z obiegu para-
sorbent [t/s] woda elektrowni. Pomimo faktu, że sprężanie do wyższych wartości ciśnienia powoduje dalszy spadek zapotrzebowania na sorbent, to nakłady energetyczne potrzebne do tego procesu nie uzasadniają sprężania spalin do wyższych ciśnień. W analizie przyjęto stałą wartość temperatury spalin wchodzących do jednostki PTSA, która wynosiła 110 o C. Sprężanie spalin powoduje wzrost ich temperatury co, aby utrzymać stałą temperaturę przed wprowadzeniem ich do jednostki PTSA, wymusza ich chłodzenie poprzez zastosowanie wymiennika W9 rys. 4. Do chłodzenia spalin wykorzystano kondensat pobierany za PK o ciśnieniu 22 bar i temperaturze 35 o C, który po podgrzaniu się w wymienniku W9 do temperatury 152,6 o C jest zawracany do głównego obiegu i wprowadzany pomiędzy wymiennikiem W4 a odgazowywaczem. Na podstawie przeprowadzonej analizy określono, że spaliny będą wprowadzane do jednostki PTSA pod ciśnieniem 2 bar i o temperaturze 110 o C. Wpływ ciśnienia desorpcji na zapotrzebowanie sorbentu Na rysunku 5 przedstawiono wpływ ciśnienia desorpcji na zapotrzebowanie sorbentu Na-A w jednostce PTSA. 6,5 Zapotrzebowanie na 6 5,5 5 4,5 4 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 Ciśnienie desorpcji [bar] Rysunek 1. Wpływ ciśnienia desorpcji na zapotrzebowanie na sorbent Na-A Proces desorpcji przebiega przy ciśnieniu niższym od procesu adsorpcji, a ilość powstałego CO 2 to różnica pomiędzy pojemnością adsorpcyjną sorbentu w warunkach adsorpcji i desorpcji. Oznacza to, że wraz ze spadkiem ciśnienia (a tym samym spadkiem pojemności sorpcyjnej), zmniejsza się zapotrzebowanie na sorbent, ponieważ z tej samej ilości możliwe jest odzyskanie większego strumienia CO 2. Wraz ze spadkiem ciśnienia desorpcji z 0,5 bar do 0,15 bar zapotrzebowanie na sorbent maleje o ok. 30%. Przyjęto, że ciśnienie przy którym prowadzona będzie desorpcja to 0,15 bar. Wpływ parametrów pary na przebieg procesu separacji Proces separacji CO 2 wymaga dostarczania ciepła w postaci pary grzejnej. Przebadano wpływ parametrów pary grzejnej na zapotrzebowanie sorbentu Na-A. Zmieniano parametry
pary w zakresie: ciśnienie 10-30 bar, temperatury 200-500 o C. W wybranym zakresie parametrów znajdują się upusty pary U5 i U6, z których będzie pobierana para grzejna. Otrzymane wyniki zostały przedstawiona na rysunku 6. Rysunek 6. Wpływa parametrów pary grzejnej na zapotrzebowanie na sorbent Wraz ze wzrostem parametrów pary zmniejsza się zapotrzebowanie na sorbent. Przy ciśnieniu 30 bar desorpcja odbywa się w temperaturze 231 o C i zapotrzebowanie na sorbent jest najmniejsze, co wynika z właściwości samego procesu. Dlatego w analizowanym przypadku jako czynnik grzejny wybrano parę o wyższych parametrach, czyli parę z upustu U6 o ciśnieniu 26,81 bar i temperaturze 478,7 o C. Pozwoli to na ograniczenie zużycia sorbentu. Dla takich parametrów pary temperatura przy której następuje desorpcja wynosi 231,8 o C. Chłodzenie sorbentu Sorbent po procesie desorpcji osiąga temperaturę 225 o C. W celu ponownego jego wykorzystania musi on zostać schłodzony do temperatury 121 o C. Do tego procesu wykorzystano kondensat o ciśnieniu 22 bar i temperaturze 35 o C, pobierany jest on za pompą kondensatu (PK). Kondensat w jednostce PTSA podgrzewa się do 119 o C, a następnie jest zawracany do głównego obiegu, pomiędzy wymiennikami W3 i W4. 2.3. Wpływ układu CCS na prace bloku 460 MWe Do istniejącego modelu bazowego o mocy 460 MW dołączone zostały elementy instalacji CCS w skład których wchodzi: sprężarka spalin i wymiennik mający na celu ich chłodzenie, jednostka separacji PTSA oraz stacja sprężania i chłodzenia otrzymanego dwutlenku węgla w celu otrzymania fazy ciekłej odpowiedniej do transportu. Schemat modelu wraz z instalacją CCS został przedstawiony na rysunku 4.
Rysunek 1. Model układu o mocy 460 MW wyposażony w instalację CCS Oznaczenia z modelu: K - kocioł, WPT - wysokoprężna część turbiny, SPT - średnioprężna część turbiny, NPT - niskoprężna część turbiny, G- generator, SKR - skraplacz, U - upust, PK - pompa kondensatu, PS - pompa skroplin, W - wymiennik, ODG - odgazowywacz, TP - turbina pompy zasilającej, PZ - pompa zasilająca, PTSA- jednostka separacji. Układ CCS został zintegrowany z obiegiem para woda w taki sposób, aby w jak najmniejszy sposób ingerował w pracę bloku energetycznego. Szczegółowy opis integracji jednostki PTSA został przedstawiony w punkcie 2.2. Otrzymany dwutlenek węgla w celu dalszego zagospodarowania lub składowania na czas transportu należy doprowadzić do postaci ciekłej. Dwutlenek węgla jest sprężany w układzie sprężarek S2-S6 oraz chłodzony w wymiennikach W10-W14. Za sprężarką S6 parametry otrzymanego dwutlenku węgla wynoszą,. Do dalszego schładzania CO 2 użyto czynnika chłodniczego R410a. Przy chłodzeniu do takiej temperatury powinna zostać wykorzystana specjalnie przygotowana mieszanina chłodnicza, najlepiej w układzie kaskadowym. W analizie uproszczono to do tego czynnika, który po przejściu przez wymiennik chłodniczy (WCH) odparowuje, a dwutlenek węgla skrapla się i ma parametry:. Pobieranie pary przegrzanej z układu głównego do napędu sprężarek oraz pary z upustu U3 jako źródło ciepła dla jednostki PTSA ma niekorzystny wpływ na sprawność i moc
układu. Użycie kondensatu pobieranego za skraplaczem do chłodzenia spalin w wymienniku W9 oraz chłodzenia sorbentu w module adsorpcji pozwala na częściową poprawę sprawności, ponieważ pobierając kondensat i podgrzewając go poza układem zmniejszamy jego ilość płynącą przez wymienniki W1,W2,W3 co w konsekwencji przekłada się na zmniejszenie ilości pary pobieranej z upustów U1,U2,U3 oraz w pewnym stopniu z upustu U5, ponieważ kondensat chłodzący spaliny ma na tyle wysoką temperaturę, że może być włączony do układu bezpośrednio przed odgazowywaczem. Wpływ instalacji CCS na moc i sprawność bloku o mocy 460 MW pokazano na rysunkach 5 (moc bloku) i 6 (sprawność obiegu). Rysunek 1. Spadek mocy bloku energetycznego Przy 100% stopniu separacji i udziale strumienia spalin spadek mocy układu wynosi 120,5 MWe, przekłada się to na spadek sprawności układu o 12%, jednakże w obliczeniach nie uwzględniono wpływu układu (R410a) chłodniczego CO 2 na prace bloku, ponieważ jest to kolejny etap prac. Ilość dwutlenku węgla otrzymanego w jednostce PTSA zależy w równym stopniu od udziału strumienia spalin i stopnia separacji, co oznacza że z energetycznego punktu widzenia korzystniejsze jest stosowanie wyższych stopni separacji przy niższych strumieniach spalin. Przy 100% stopniu separacji i wykorzystaniu całego strumienia spalin masowy strumień sekwestrowanego dwutlenku węgla wynosi 90,8 kg/s, co w skali całego roku (przyjęto, że blok pracuje przez cały rok bez żadnych przestojów) pozwala na separację ok. 2,9 mln ton CO 2.
Rysunek 6. Wpływ instalacji CCS na sprawność układu bazowego W analizowanym modelu całkowicie pominięto ciepło, które zostaje odbierane przez wodę chłodzącą oraz czynnik chłodniczy odpowiadający za chłodzenie dwutlenku węgla podczas procesu sprężania. Ciepło odebrane mogłoby posłużyć do podgrzewania kondensatu, przy czym taki układ dla wyższych stopni sprężania i udziału strumienia spalin wymagałoby doprowadzenia dodatkowego czynnika chłodzącego z zewnątrz. Ponieważ uwzględniając tylko chłodzenie spalin i złoża (przy 100% stopniu separacji i udziale strumienia spalin) z układu, pobierane jest ponad 61% kondensatu, czyli ok. 153 kg/s. Pozostały strumień, czyli 93 kg/s nie sprostałby chłodzeniu CO 2 w procesie sprężania, gdyż proces ten, dla tych samych warunków, wymaga ok. 145 kg/s. Przy zastosowaniu zewnętrznego, dodatkowego źródła wody chłodzącej możliwe byłoby zastosowanie kondensatu do chłodzenia CO 2, przy czym taki wariant układu wymagałby radykalnej integracji w strukturę obiegu, ponieważ przez wymienniki W1, W2, W3 nie przepływałby kondensat i należałoby je usunąć. Możliwa do zagospodarowania moc cieplna odebrana podczas chłodzenia CO 2 wynosi ok. 45 MW i prawie 60 MW uwzględniając ciepło odebrane przez czynnik chłodniczy. Zatem przy odpowiedniej optymalizacji układu i zagospodarowaniu tej mocy cieplnej możliwe jest dalsze zmniejszenie niekorzystnego wpływu instalacji CCS na układ bazowy.
3. Podsumowanie Zamodelowany układ separacji CO 2 z opisanymi parametrami, przy 100% stopniu separacji CO 2 z całego strumienia spalin powoduje spadek mocy bloku o 120 MWe, co przekłada się na ponad 12% spadek sprawności. W przypadku kompleksu elektrowni Łagisza wymagałoby to pracy jednego ze starszych bloków wyłączenie do napędu instalacji CCS. Na podstawie uzyskanych danych określono w jaki sposób można by było zmniejszyć uciążliwość instalcji CCS. Moc cieplna odebrana z dwutlenku węgla podczas chłodzenia wynosi 45 MW, co przy jej odpowiednim zagospodarowaniu pozwoliłoby zwiększyć sprawność układu. Taki układ wymagałby radykalnej modyfikacji obiegu, poprzez usunięcie upustów pary i wymienników regeneracyjnych. Aby zmniejszyć energochłonność procesu sprężania, jednym z proponowanych rozwiązań byłoby wykorzystanie ciekłego azotu powstałego w kriogenicznej jednostce separacji tlenu, który jako produkt odpadowy mógłby być wykorzystywany do chłodzenia CO 2. Otrzymany tlen mógłby być wykorzystywany do prowadzenia spalania w technologii oxy combustion, co korzystnie wpływałoby na układ wychwytu. Wzrost zawartości CO 2 w spalinach ułatwia proces jego separacji oraz zwiększa sprawność układu. Uniknięta roczna emisja CO 2 z bloku 460 MW wynosi ok. 2,9 mln ton. Zmniejszając tym samy niekorzystny wpływ elektrowni na środowisko naturalne. Przeprowadzona analiza wskazuje na to, że możliwa jest z technicznego punktu widzenia separacja CO 2 ze spalin, niemniej technologia ta wymaga dużych nakładów energetycznych. Pozwala to twierdzić, że w przyszłości wraz z rozwojem technologii CCS, negatywny wpływ tej instalacji na blok energetyczny zostanie ograniczony, co w efekcie pozwoli na stosowanie go na szerszą skalę i zmniejszenie emisję CO 2 do atmosfery. Literatura [1]. Szczygieł L., 2007- Dwutlenek węgla wróg czy przyjaciel?, Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki nr 5 [2]. Dreszer K., Solny L. W., 2008- Obniżenie emisji CO 2 z sektora energetycznego możliwe ścieżki wyboru technologii, Polityka energetyczna Tom 11, Zeszyt 1 [3]. Ministerstwo Gospodarki 2010- Kierunki Rozwoju Czystych Technologii Węglowych, Warszawa [4]. Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions Supporting early demonstration of sustainable power generation from fossil fuels COM(2008) 30 final; [5]. Kotowicz J., 2007- Sposoby redukcji emisji CO 2 z procesów energetycznych, Rynek Energii, nr 1
[6]. Pandey S. N., Gupta S.K. i in.,2015- Post combustion carbon capture technology, National Conference on Eco friendly Manufacturing for Sustaniable Development, GLA University, Paper No. 56, India, [7]. Majchrzak- Kucęba I., 2001,-Badania usuwania i zagospodarowania dwutlenku węgla ze spalin kotłowych przy użyciu zeolitów, Rozprawa doktorska [8]. Sztekler K., Kalwa W., Panowski M., 2014- Analiza integracji jednostki separacji CO 2 z obiegiem cieplnym bloku energetycznego, Polityka Energetyczna ; t. 17 z. 2, s. 137 152. [9]. Sztekler K., Kalwa W., Panowski M., Klajny R.-2013 Analiza wpływu układu separacji dwutlenku węgla ze spalin na pracę konwencjonalnej siłowni cieplnej Instal : teoria i praktyka w instalacjach nr 12, s. 17 20. Bibliogr. s. 20 [10]. Agencja Rynku Energii S.A.: STATYSTYKA ELEKTROENERGETYKI POLSKIEJ 2014 Warszawa [11]. Baka B., Klajny R., Sztekler K., Analiza symulacyjna pracy jednostki adsorpcyjnej PTSA do wychwytywania dwutlenku węgla ze spalin kotłowych, Inżynieria i Ochrona Środowiska, Tom 16, numer 1, 2013, str. 141-152 [12]. Bieniek J., Błeszyński L., Majchrzak-Kucęba I., Nowak W., Srokosz K., Wawrzyńczak D. 2014-, Adsorpcyjne usuwanie CO 2 ze spalin kotłowych. Energetyka nr1 str. 15-19 [13].Chmielniak T., Obiegi cieplne nadkrytycznych bloków węglowych, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice, 2010 [14] Czakiert T., Nowak W., Rybak W., Spalanie tlenowe dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanych z wychwytem Co 2. Kinetyka i mechanizm spalania tlenowego oraz wychwytu CO 2 2013- Wydawnictwo Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa, 2013 [15]. Elsner W., Kowalczyk Ł., Niegodajew P., Drobniak S., Thermodynamic analysis of a thermal cycle of supercritical power plant, Mechanics and Mechanical Engineering, Tom 15, Numer 3, str. 217-225 [16]. Kamiński J., Mirowski T., Szurlej A.,2013- Analiza zmian struktury wytwarzania energii elektrycznej w kontekście założeń polityki energetycznej, Rynek Energii, numer 1. [17]. Majchrzak-Kucęba I., Nowak W., Wawrzyńczak D.2014-, Możliwości zastosowania metody adsorpcyjnej do usuwania CO 2 ze spalin kotłowych, Zeszyty Naukowe Politechniki Rzeszowskiej, RUTMech, t. XXXI, z. 86, str. 285-293 [18]. Raport na zlecenie Polskiej Konfederacji Pracodawców Prywatnych Lewiatan, Technologia wychwytywania i geologicznego składowania dwutlenku węgla (CCS) sposobem na złagodzenie zmian klimatu, Warszawa, listopad 2010 [19].Szczygieł L., Dwutlenek węgla - problem dla energetyki i środowiska,2008- Biuletyn Techniczno-Informacyjny OŁ SEP, Numer 2.
[20].Ściązko M., Więcław-Solny L., Absorpcyjne usuwanie CO 2 ze spalin kotłowych, pobrano ze strony: www.tauron-wytwarzanie.pl dnia: 18.04.2015 [21]. Wójcik K.2010-, Modelowanie procesów absorpcji CO 2 ze spalin bloków energetycznych dużej mocy, Rozprawa doktorska, Gliwice. [22]. Tauron Wytwarzanie, Blok energetyczny 460 MWe z kotłem CFB na parametry nadkrytyczne Materiały informacyjne Tauron [23]. Słomczyński Z.: Blok 460 MW na parametry nadkrytyczne z cyrkulacyjnym kotłem fluidyzacyjnym Elektrownia Łagisza, Wysowa 2010, [24]. Fan Z [i in.], Ultra supercritical pressure CFB boiler conceptual design study, Final Report, 2006 [25]. Ministerstwo Gospodarki, Ocena realizacji i korekta założeń polityki energetycznej Polski do 2020 roku, Dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 02.04.2002 Artykuł został sfinansowany z funduszy pochodzących z prac statutowych realizowanych na Wydziale Energetyki i Paliw nr. 11.11.210.216