BADANIA LABORATORYJNE PROCESU ABSORPCJI CO 2 Z ZASTOSOWANIEM 30% ROZTWORU MONOETANOLOAMINY

BADANIA LABORATORYJNE PROCESU ABSORPCJI CO 2 Z ZASTOSOWANIEM 30% ROZTWORU MONOETANOLOAMINY ALEKSANDER KRÓTKI, LUCYNA WIĘCŁAW SOLNY, ADAM TATARCZUK, ANDRZEJ WILK, DARIUSZ ŚPIEWAK Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla, ul. Zamkowa 1, 41-803 Zabrze Autor do korespondencji: Mgr inż. Krótki Aleksander - Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla, ul. Zamkowa 1, 41-803 Zabrze akrotki@ichpw.zabrze.pl STRESZCZENIE Technologie CCS (Carbon Capture and Storage) uważane są za jedno z głównych rozwiązań pozwalających w przyszłości na zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych pochodzących z różnych źródeł spalania paliw kopalnych, w tym spalania węgla w procesach produkcji energii elektrycznej i ciepła. W związku z przyjętą polityką klimatyczną wydaje się, że wdrożenie technologii CCS jest nieuniknionym rozwiązaniem dla ograniczenia emisji CO 2 z sektora energetycznego. W przypadku klasycznych bloków energetycznych w procesie usuwania CO 2 ze spalin potencjalnym rozwiązaniem w najbliższej perspektywie czasowej jest zastosowanie absorpcji chemicznej CO 2 w roztworze amin. Badania procesu usuwania CO 2 z gazów spalinowych na drodze absorpcji w wodnym roztworze 30% monoetanoloaminy (MEA), stanowią element Strategicznego Programu Badawczego Zaawansowane technologie pozyskiwania energii. W pracy przedstawiono wyniki badań wpływu obciążenia kolumny absorpcyjnej wyrażone stosunkiem ilości cieczy zraszającej do gazu L/G na efektywność i energochłonność procesu. Badania prowadzono dla określonego nateżenia przepływu gazu (12 15% mieszanina CO 2 z powietrzem), przy zmiennym natężeniu przepływu cieczy absorpcyjnej w zakresie 20 60 m 3 /h oraz zmiennej nastawie grzałki kolumny desorpcyjnej w zakresie 2000 3000 W. W wyniku badań prowadzonych w Instytucie Chemicznej Przeróbki Węgla w Zabrzu, dla stosowanego układu badawczego, określono sprawność usuwania CO 2 z gazu, oraz zapotrzebowanie cieplne procesu desorpcji w przeliczeniu na 1 kg usuniętego CO 2. Znajomość tych parametrów w rzeczywistych warunkach procesu pozwala na określenie zapotrzebowania na parę wodną która w warunkach przemysłowych stanowi źródło ciepła w procesie desorpcji CO 2. Słowa kluczowe: absorpcja CO 2, MEA, CCS, stosunek L/G 1 Wstęp Stężenie ditlenku węgla w atmosferze Ziemi przez ponad 10 tysięcy lat oscylowało wokół 280 ppm. Od połowy XIX wieku natomiast zaobserwowano znaczny jego wzrost o około 1,2 do 2 ppm rocznie i obecnie jego stężenie wynosi około 380 ppm. Liczne badania prowadzone na ten temat m. in. przez Międzynarodowy Panel ds. Zmian Klimatu ONZ,

dowodzą, że działalność człowieka w istotny sposób przyczynia się do wzrostu koncentracji CO 2 w atmosferze, czego konsekwencją może być zmiana klimatu [1], [2]. Pozostanie przy dotychczasowym sposobie użytkowania paliw kopalnych, będzie więc pogłębiało zmiany klimatyczne. W celu przeciwdziałania tym zmianom, powinno się wdrażać niskoemisyjne, wysokosprawne technologie, pozwalające na spalanie paliw kopalnych bez niekorzystnych oddziaływań na środowisko naturalne, w tym obniżając emisję ditlenku węgla do atmosfery. Jednym z rozwiązań pozwalających na redukcję emisji z procesów spalania paliw kopalnych jest wychwytywanie ditlenku węgla i zatłaczanie go do warstw geologicznych celem składowania, tzw. Carbon Capture and Storage - CCS. Cały zabieg trwałego usunięcia ditlenku węgla, pochodzącego z procesów przemysłowych określany jest mianem sekwestracji [3]. Poszczególne elementy technologii CCS są znane, jednak obecnie stosuje się je w niewielkiej skali (głównie w przemyśle chemicznym, petrochemicznym i spożywczym), niewystarczającej dla zastosowań w energetyce zawodowej) Zastosowanie technologii CCS w skali wymaganej dla wychwytu CO 2 z gazów spalinowych z elektrowni, cementowni, czy pieców hutniczych, na chwile obecną wymagałoby zwielokrotnienie ciągów technologicznych, co znacznie podnosi koszty inwestycyjne i operacyjne takich instalacji. W przemyśle stosowane są różne technologie usuwania ditlenku węgla ze strumieni gazowych: absorpcja fizyczna i chemiczna, adsorpcja, procesy membranowe, kriogeniczne oraz elektrochemiczne. Wybór technologii separacji silnie zależy od właściwości gazu: temperatury, ciśnienia, stężenia CO 2 oraz wielkości strumienia. Spaliny z klasycznych kotłów węglowych charakteryzują się stężeniem CO 2 do 15%obj., dużym udziałem zanieczyszczeń gazowych (SOx, NOx,) i stałych oraz wysoką temperaturą, co czyni proces separacji CO 2 skomplikowanym i kosztownym. Ponadto spaliny z elektrowni odprowadzane są do atmosfery przy ciśnieniu zbliżonym do atmosferycznego co wyklucza możliwość zastosowania metod absorpcji fizycznej powszechnie stosowanych w przemyśle chemicznym i rafineryjnym. Natomiast stopień rozwoju procesów membranowych, kriogenicznych i elektrochemicznych jest niewystarczający dla zastosowań w skali energetyki zawodowej. Na obecnym etapie rozwoju procesów wychwytu CO 2 do zastosowania w blokach węglowych może znaleźć proces absorpcji chemicznej ditlenku węgla, realizowany przede wszystkim za pomocą roztworów amin np. 30% roztworu monoetanoloaminy (MEA) [4], [5]. Dotychczasowe doświadczenia eksploatacyjne instalacji wydzielających CO 2 ze spalin nie przekraczają skali przerobu pojedynczego ciągu 500 t CO 2 /d (CO 2 na potrzeby EOR, USA), i wymagają dalszych prac rozwojowych gdyż są zbyt małe jak na wymagania sektora energetycznego. Procesy absorpcji na bazie aminy były opracowane już ponad 80 lat temu dla usuwania przede wszystkim H 2 S i CO 2 z gazu ziemnego [6]. Następnie proces ten został przystosowany do pozyskiwania ditlenku węgla. CO 2 z procesu był dalej wykorzystywany do uwęglania solanek, produkcji suchego lodu, nasycania napojów, a także do wspomagania wydobycia ropy naftowej aż do roku 1970 [4]. W latach 70-tych firmy DOW Chemicals i Union Carbide zaczęły wykorzystywać metodę absorpcji aminowej na bazie 30% MEA w przemyśle, do intensyfikacji procesu wydobycia ropy naftowej (proces Econamine) [7]. W praktyce największe zastosowanie 30% wag. MEA znalazła w oczyszczaniu gazów procesowych, jak również ze spalania gazu ziemnego [4]. Aktualnie większość komercyjnych instalacji usuwania CO 2 z gazów procesowych bazuje na roztworach zawierających MEA, ze względu na jej zalety [5]: niska masa cząsteczkowa skutkująca dużą pojemnością roztworu przy wysokim stężeniu masowym, stosunkowa duża szybkość reakcji MEA z CO 2, 2

wysoka zasadowość roztworu (ph 12 13). Niestety MEA posiada również wady: wysokie ciepło absorpcji, oznaczające potrzebę dostarczenia odpowiedniej ilości energii do rozerwania kompleksu MEA-CO 2 w procesie desorpcji, znaczna korozyjność w stosunku do stali węglowych, co przedkłada się na wysokie koszty zakupu inhibitorów korozji [8], [9], [10], które skutkują poszukiwaniem nowych sorbentów aminowych pozwalających wykluczyć powyższe wady MEA. Z tych powodów głównym światowym trendem w badaniach usuwania CO 2 ze spalin metodą aminową jest znalezienie roztworu, którego zapotrzebowanie na energię, potrzebną do usunięcia danej masy CO 2 ze strumienia spalin będzie jak najmniejsze, przy zachowaniu wymaganej sprawności usuwania CO 2 na poziomie >85% (wymagania Komisji Europejskiej) [11], [12]. Na świecie istnieje kilka instalacji w różnej skali do prowadzenia tego typu badań [5], [13], [14], [15], Również w Polsce w ramach realizowanego od 2010 roku Zadania Badawczego 1: Opracowanie technologii dla wysokosprawnych zero-emisyjnych bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO 2 ze spalin, Badawczego Programu Strategicznego prowadzi się prace mające na celu: opracowanie i weryfikację nowych koncepcji wzrostu sprawności obiegu siłowni kondensacyjnych (w tym o najwyższych ultranadkrytycznych parametrach pary), opracowanie i sprawdzenie w skali pilotowej procesu wychwytu CO 2 ze spalin, znalezienie rozwiązań technologicznych dla problemu zmniejszenia sprawności spowodowanej usuwaniem CO 2 ze spalin. W artykule przedstawiono wyniki badań procesu usuwania CO 2 ze strumienia gazu (mieszanina ditlenku węgla z powietrzem o zawartości CO 2 do 15% obj.) w skali laboratoryjnej, realizowanych w Instytucie Chemicznej Przeróbki Węgla w Zabrzu. 2 Aparatura oraz procedura badawcza Na Rysunek 1 przedstawiono schemat oraz rzeczywisty widok stanowiska do badań absorpcji CO 2 na którym realizowane są badania w skali laboratoryjnej. Podstawowymi elementami stanowiska są kolumna absorpcyjna, kolumna desorpcyjna (regenerator) i główny wymiennik ciepła. Kolumny absorpcyjna i desorpcyjna o średnicach 100mm posiadają wysokość 2200mm i wypełnione są szklanymi pierścieniami Raschiga o wymiarach 6x6x0,5mm. Wysokość wypełnienia w kolumnach wynosi odpowiednio 1100mm i 1275mm. W środkowej części stanowiska został umieszczony wymiennik ciepła, którego głównym zadaniem jest ogrzanie strumienia cieczy nasyconej wpływającej na szczyt kolumny regeneracyjnej, co umożliwia desorpcję składnika gazowego w górnej części wypełnienia. Zastosowanie wymiennika zmniejsza gabaryty desorbera. Ciepło potrzebne do procesu desorpcji CO 2 z roztworu dostarczane jest do układu za pomocą grzałki elektrycznej o sterowanym poborze mocy. Układ posiada również filtr ze złożem adsorpcyjnym, pozwalający na usunięcie cząstek stałych oraz części produktów degradacji sorbentu z roztworu. Regenerator oraz węzeł rurociągów absorbentu są izolowane termicznie, celem ograniczenia strat cieplnych do otoczenia. Wszystkie chłodnice w instalacji są chłodzone wodą wodociągową. W warunkach laboratoryjnych gaz do absorpcji komponowany jest w komorze mieszania, do której doprowadzane są powietrze ze sprężarki, CO 2 oraz inne gazy (w razie potrzeby) z butli gazowych. Ponadto stanowisko wyposażone jest w: 3

A) system dozowania gazów z możliwością podłączenia ośmiu standardowych butli z gazami technicznymi, punkty poboru próbek gazu do analizatora składu online, punkty poboru próbek roztworu, układy kontrolno-pomiarowe, wielokanałowy rejestrator wyników, z archiwizacją wyników i podłączeniem do komputera z wizualizacją kontrolno-pomiarową instalacji system SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition), B) Rysunek 1: Stanowisko laboratoryjne do badań procesu usuwania CO 2: A) Schemat ideowy stanowiska; B) Widok stanowiska 1 kolumna absorpcyjna, 2 kolumna desorpcyjna, 3 grzałka elektryczna, 4 wymiennik ciepła, 5 chłodnica 4

roztworu, 6 zbiornik absorbentu, 7a pompa roztworu nasyconego, 7b- pompa roztworu zregenerowanego, 7c- pompa obieg, 8 chłodnica gazu, 9 komora mieszania gazów, 10 dmuchawa powietrza, 11 filtr roztworu Zgodnie z Rysunekiem 1A powietrze jest sprężane w dmuchawie 10 do ciśnienia 130 150 kpa abs. i schładzane w chłodnicy do temperatury 15 25 C. Następnie po usunięciu wilgoci kierowane jest do komory mieszania 9. Do komory mieszania 9 podłączone są również butle z CO 2 i opcjonalnie N 2, co stwarza możliwość komponowania stosownej mieszaniny gazowej. Zakres wydajności instalacji zawiera się granicach 2 6 m 3 n/h przepływu gazu. Skomponowany gaz kierowany jest do kolumny absorpcyjnej 1, gdzie w roztworze aminy następuje absorpcja CO 2. Oczyszczony po absorpcji CO 2 gaz, wyprowadzany jest z instalacji poprzez licznik gazu do wyciągu. Na szczyt kolumny absorpcyjnej 1 podawany jest zregenerowany roztwór absorbentu w ilości 20 60 dm 3 /h, natomiast ze zbiornika kolumny odbierany jest nasycony roztwór absorbentu. Roztwór nasycony jest tłoczony pompą 7a poprzez filtr 11 do wymiennika ciepła 4 i wprowadzany jest na szczyt kolumny desorpcyjnej 2. Wyparka kolumny desorpcyjnej 2, zawierająca roztwór zregenerowany, ogrzewana jest przy użyciu podgrzewacza elektrycznego o regulowanym poborze mocy w granicach 1500 3000W. Wyparka kolumny desorpcyjnej 2 wytwarza opary, które kontaktują się w przeciwprądzie z roztworem nasyconym i następuje desorpcja CO 2 z roztworu. Roztwór zregenerowany, znajdujący się w wyparce kolumny desorpcyjnej 2 przetłaczany jest za pomocą 7b przez wymiennik ciepła 4 i chłodnicę 5 z powrotem, na szczyt kolumny absorpcyjnej 1. Mieszanina parowo-gazowa, zawierająca głównie CO 2 i H 2 O, ze szczytu kolumny desorpcyjnej 2 jest kierowana do skraplacza 8, gdzie wykrapla się kondensat, który odprowadzany jest do kolumny desorpcyjnej 2 poprzez zamknięcie barometryczne. Wydzielony CO 2 ze szczytu kolumny desorpcyjnej 2 przepływa przez licznik gazu i odprowadzany jest do wyciągu. Ubytki wody/sorbentu uzupełnia się okresowo ze zbiornika absorbentu 6. Posiadając możliwość regulacji parametrów przepływu gazu i roztworu sorpcyjnego oraz mocy grzania wyparki kolumny regeneracyjnej, w celu określenia wpływu obciążenia kolumny absorpcyjnej L/G (wyrażony stosunkiem masowym cieczy wlotowej do gazu wlotowego do kolumny absorpcyjnej) na sprawność usuwania CO 2 przy określonym natężeniu przepływu gazu (Gwlot) zmieniano natężenie przepływu roztworu absorpcyjnego w zakresie 20 60 dm 3 /h (Lwlot). Dodatkowo dla określenia wpływu tych parametrów na zużycie energii powyższą procedurę powtarzano dla różnych nastaw moc grzania grzałki elektrycznej wyparki kolumny desorpcyjnej w zakresie 2000 3000W. 3 Wyniki i analiza otrzymanych danych Celem prowadzonych badań było określenie wpływu obciążenia kolumny absorpcyjnej wyrażonej stosunkiem L/G na sprawność procesu absorpcji oraz zapotrzebowanie cieplne procesu regeneracji sorbentu desorpcji CO 2. W ramach przeprowadzonych testów badaniom poddano strumień doprowadzanego gazu (mieszanina CO 2 z powietrzem o stężeniu CO 2 12 15% obj.) na poziomie 5,2 5,8 m 3 n/h, natężenie przepływu roztworu absorpcyjnego wodny roztwór 30% MEA, zmieniano w zakresie 20 60 dm 3 /h, natomiast moc grzałki elektrycznej kolumny desorpcyjnej zmieniano w zakresie 2000 3000 W. Temperatura gazu wlotowego zawierała się w przedziale 17 27 C, a jego wilgotność względna od 50 do 95%, w zależności od warunków panujących w laboratorium, w trakcie testu. 5

Każdy test prowadzony był przez około 8 10 godzin, a zmiana parametrów w układzie rejestrowana była za pomocą rejestratora podłączonego do przenośnego komputera, na którym zainstalowano oprogramowanie typu SCADA. Po przeprowadzeniu stosownych obliczeń, które uwzględniały m. in. parametry strumienia gazu wlotowego, czy straty cieplne instalacji jak i szacunek niepewności na podstawie kilku cykli pomiarowych określono precyzję stosowanej metody badawczej. Powtarzalność otrzymanych wyników zawierała się w granicach błędu pomiarowego. Wyniki badań zestawiono w formie tabelarycznej (Tabela 1) oraz na rysunkach 2 6. Tabela 1: Zestawienie wyników badań absorpcji CO 2 w 30% roztworze MEA NR TESTU Nastawa mocy grzałki L wlot G wlot L/G [W] [kg/h] [kg/h] [kg ciecz/kg gaz] Zużycie energii cieplnej desorbera Sprawność usuwania CO 2 Temp. Absorpcji [MJ/kg CO 2 ] [%] [ o C] 1 59,7 7,13 8,37 8,37 82,5 29,1 30 58,6 7,91 7,41 7,37 92,1 39,6 19 54,5 7,88 6,92 6,85 90,3 40,6 5 49,7 7,69 6,46 8,24 90,1 36,0 18 3000 44,8 7,85 5,71 6,24 88,4 40,9 6 39,9 8,03 4,97 6,55 85,9 37,0 17 34,9 7,83 4,46 8,65 85,0 38,5 4 29,3 7,49 3,92 10,5 83,7 29,4 3 18,3 7,33 2,49 11,1 76,5 39,1 13 59,2 7,66 7,73 7,38 86,8 40,2 25 54,1 7,75 6,98 6,67 90,0 38,6 22 49,4 7,92 6,24 6,28 87,4 41,0 24 2500 44,0 7,68 5,73 6,58 86,5 40,3 21 39,9 7,88 5,06 7,03 86,2 40,8 23 34,5 7,53 4,58 6,82 85,0 38,5 20 29,9 7,91 3,77 7,35 81,5 39,1 12 59,6 7,50 7,94 7,33 72,0 35,6 28 50,3 7,86 6,40 5,73 76,8 39,1 27 2000 40,2 7,71 5,20 4,82 77,6 42,0 26 29,3 7,68 3,81 5,74 71,6 41,8 7 19,5 7,79 2,51 6,58 60,9 40,1 Dla mocy grzałki na poziomie 3000 W wraz ze wzrostem L/G rośnie sprawność usuwania CO 2. Natomiast zużycie energii na desorpcję jednostki wydzielonego CO 2, w badanym zakresie zmian L/G początkowo maleje, po czym ponownie rośnie, co oznacza że dalszy wzrost sprawności powoduje wzrost zużycia energii. Ułożenie punktów pomiarowych i nakreślona linia trendu wskazują na występowanie optymalnych parametrów pracy takiego układu zapewniającego uzyskanie sprawności na poziomie co najmniej 85% i najniższym zużyciu ciepła w procesie regeneracji sorbentu. Jak wynika z rysunku 2, dla nastawy mocy grzania wyparki kolumny desorpcyjnej 3000 W, dla L/G=5,7 [kg/kg] przy sprawność usuwania 88,4 [%] zużycie energii wyniosło 6,24 [MJ/ kg CO 2 ] test nr 18 (Tabela 1). Rysunek 3 przestawia identyczny wykres dla nastawy mocy grzałki 2500 W. W tym przypadku najniższe zużycie ciepła na regenerację rzędu 6,28 [MJ/ kg CO 2 ], przy sprawność 87,4% odnotowano dla L/G = 6,24 (test nr 22). 6

Rysunek 2: Zależność sprawności usuwania CO 2 i zużywanej energii od stosunku strumieni wlotowych gazu i cieczy dla nastawy 3000 [W] mocy grzałki regeneratora Rysunek 3: Zależność sprawności usuwania CO 2 i zużywanej energii od stosunku strumieni wlotowych gazu i cieczy dla nastawy 2500 [W] mocy grzałki regeneratora Dla nastawy grzałki 2000 W (Rysunek 4), obserwujemy najniższe zużycie energii na poziomie 4,82 [MJ/ kg CO 2 ] dla testu nr 27, przy uzyskanej maksymalnej sprawności 77,6 [%] i L/G równego 5,2 [kg/kg]. Dla badanego natężenia przepływu gazu i nastawy grzałki 2000 W, w badanym zakresie zmian L/G nie udało się uzyskać sprawności procesu usuwania CO 2 na poziomie >85%. 7

Rysunek 4: Zależność sprawności usuwania CO 2 i zużywanej energii od stosunku strumieni wlotowych gazu i cieczy dla nastawy 2000 [W] mocy grzałki regeneratora Reasumując, z przedstawionych wyników badań prowadzonych na opisanym układzie sprawność absorpcji na poziomie 85% wymaga dostarczenia energii przynajmniej na poziomie 6,5 MJ/kg CO 2. Maksymalna sprawności usuwania CO 2 w prezentowanych testach osiągnęła wartość 92,1%, przy zużyciu ciepła na regeneracje absorbentu 7,37 MJ/kg usuniętego CO 2. Na kolejnym wykresie (Rysunek 5) przedstawiono porównanie wpływu stosunku L/G na sprawność usuwania, dla zadanych mocy grzałki kolumny regeneracyjnej. Wymagana sprawność usuwania CO 2 na poziomie 85% uzyskano dla nastawy mocy grzałki na poziomie 2500 3000 W. Dla mocy grzałki 2000 W niewystarczająca ilość ciepła dostarczona na potrzeby desorpcji spowodowała zbyt niski stopień regeneracji sorbentu. Ze względu na niepełną regenerację sorbentu, trafiający do kolumny absorpcyjnej roztwór częściowo zregenerowany posiada mniejszą zdolność absorbcji "nowej porcji" ditlenku węgla z gazu - przy tej samej objętości krążącego sorbentu w układzie, w procesie absorpcji bierze udział mniej czynnej aminy. 8

Rysunek 5: Zależność sprawności usuwania CO 2 od stosunku strumieni wlotowych gazu i cieczy zestawienie względem założonej nastawy mocy grzałki regeneratora W przypadku interesującego nas zakresu sprawności (> 85%) w porównaniu z danymi literaturowymi [13], [14], [15], [16], zużycie energii, w procesie desorpcji na analizowanym układzie badawczym jest relatywnie wysokie. Przyczyn takiego stanu rzeczy można upatrywać głownie w: niezoptymalizowanym układzie procesowym absorbera, co występuje w większości instalacji laboratoryjnych, czego potwierdzeniem są dane literaturowe [16], zbyt małej powierzchni kontaktu ciecz gaz w kolumnie absorpcyjnej skutkującej zaniżoną sprawnością procesu absorpcji CO2 (wypełnienie projektowe instalacji laboratoryjnej zostało zmienione na większe, ze względu na zachłystywanie kolumny na etapie rozruchu technologicznego). Na Rysunek 6, przedstawiono zestawienie uzyskanych wartości zużycia ciepła w regeneratorze w przeliczeniu na kg usuniętego CO 2 dla różnych L/G i przy różnych nastawach mocy grzałki. Dla wartości 2000W najniższe zużycie energii zanotowano, dla L/G równego 5,2 [kg/kg] przy czym sprawność usuwania CO 2 nie osiągnęła wymaganego poziomu 85%. Dla pozostałych wartości nastaw 2500W i 3000W najniższe zużycie energii wyniosło odnotowano dla L/G odpowiednio 6,24 i 5,71 [kg/kg], uzyskując jednocześnie sprawność powyżej 85%. 9

Rysunek 6: Zależność zużycia energii od stosunku strumieni wlotowych gazu i cieczy zestawienie względem założonej nastawy mocy 4. Podsumowanie i wnioski Przedstawione wyniki badań wskazują, jak ważnym elementem jest umiejętność prowadzenia procesu absorpcji i desorpcji CO 2. Znajomość zależności sprawności usuwania CO 2 i energochłonności procesu usuwania CO 2 ze spalin od parametrów procesowych jest konieczna dla określenia optymalnych warunków pracy instalacji zapewniających żądaną sprawność procesu usuwania CO 2 przy akceptowalnym poziomie energochłonności procesu. Okazuje się bowiem, że dla zadanego natężenia przepływu gazu na wejściu do instalacji, można tak dobrać natężenie przepływu cieczy absorbującej zraszającej kolumnę absorpcyjną aby uzyskać optymalną sprawność i zapotrzebowanie cieplne procesu usuwania CO 2 ze spalin. Nieumiejętne prowadzenie procesu może prowadzić do nadmiernego zużycia ciepła w procesie desorpcji, niewspółmiernego do efektu w postaci sprawności procesu rozdziału gazu. W przypadku zastosowań wielkoskalowych w energetyce instalacji usuwania CO 2, nośnikiem ciepła potrzebnego do regeneracji sorbentu jest para pochodząca z upustu turbiny, co stanowi przyczynę spadku sprawności bloku wyposażonego w CCS. Oznacza to, że każda oszczędność w zużyciu ciepła w procesie regeneracji pozwoli zminimalizować negatywny wpływ instalacji CCS na sprawność bloku, zapewniając jednocześnie możliwość redukcji emisji CO 2 z procesów spalania paliw kopalnych. 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. 10

LITERATURA [1] Krzysztof Dreszer, "Ocena stanu aktualnego i perspektyw rozwoju czystych technologii węglowych możliwych do zastosowania w siłowniach energetycznych w Polsce wraz z opracowaniem charakterystyk techniczno ekonomicznych", EnergSys we współpracy z Instytutem Chemicznej Przeróbki Węgla, 2008. [2] Nicholas Stern, "The Economics of Climate Change", Cambridge University Press, 2006. [3] J Piekacz, Technologia wychwytywania i geologicznego składowania dwutlenku węgla CCS sposobem na załagodzenie zmian klimatu., 2009. [4] Artur Kohl, Richard Nielsen, "Gas purification", 1960. [5] Chunli Han, Kirsten Graves, James Neatjery, Kunlei Liu, Simulation of the Energy Consumption of CO2 Capture by Aqueous Monoethanoloamine in Pilot Plant.: Energy and Enviromental Research, 2011. [6] Roger R. Bottoms, "Process For Separating Acidic Gases", U.S. Patent No. 1783901, Grudzień 1931. [7] Dan Chapel, Carl Mariz, "Recovery of CO2 from Flue Gases: Commercial Trends", na Canadian Society of Chemical Enginners annual meeting, Saskatchewan, October 1999. [8] Mike DuPart, Randy Kuroda, Andy Sargent, A New Deep CO2 Removal Solvent for Ammonia Industry.: Frtiliser Industry Annual Review, 2001. [9] M. Koller, D.: Trofaier, N. Wappel, G. Gronald, "Test Results od Spray Scrubbing with Monoethanoloamine", t. 4, 2011. [10] Leo E. Hakka, Michael A. Ouimet, "Method For Recovery Of CO2 From Gas Strams", US Patent no. 7056482, 2006. [11] The European Commission, "Directive2003/87/EC", Brussels, 2003. [12] The European Commission, "Commission Decision of 3.11.2010", Brussels, 2010. [13] H. Mangalapally, H. Hasse, "Pilot Plant Experiments for Post Combustion Carbo Dioxide Capture by Reactive Absorption with Novel Solvents", t. 4, 2011. [14] J. Knudsen, J. Andersen, J. Jensen, O. Biede, "Evaluation of process upgrades and novel solvents for the post combustion CO2 capture process in pilot - scale", t. 4, 2011. [15] J. N. Knudsen, J. N. Jensen, P. Vilhelmsen, O. Biede, "Experience with CO2 capture from coal flue gas in pilot-scale: Testing of different amine solvents", t. 1, 2009. [16] H. Knuutila, U. Aronu, H. Kvamsdal, A. Chikukwa, "Post combustion CO2 capture with an amino acid salt", t. 4, 2011. 11

SPIS RYSUNKÓW Rysunek 1: Stanowisko laboratoryjne do badań procesu usuwania CO 2 :... 4 Rysunek 2: Zależność sprawności usuwania CO 2 i zużywanej energii od stosunku strumieni wlotowych gazu i cieczy dla nastawy 3000 [W] mocy grzałki regeneratora... 7 Rysunek 3: Zależność sprawności usuwania CO 2 i zużywanej energii od stosunku strumieni wlotowych gazu i cieczy dla nastawy 2500 [W] mocy grzałki regeneratora... 7 Rysunek 4: Zależność sprawności usuwania CO 2 i zużywanej energii od stosunku strumieni wlotowych gazu i cieczy dla nastawy 2000 [W] mocy grzałki regeneratora... 8 Rysunek 5: Zależność sprawności usuwania CO 2 od stosunku strumieni wlotowych gazu i cieczy zestawienie względem założonej nastawy mocy grzałki regeneratora... 9 Rysunek 6: Zależność zużycia energii od stosunku strumieni wlotowych gazu i cieczy zestawienie względem założonej nastawy mocy...10 SPIS TABEL Tabela 1: Zestawienie wyników badań absorpcji CO 2 w 30% roztworze MEA... 6 12