ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΚΕΣ ΥΝΑΤΟΤΗΤΕΣ ΜΕΙΩΣΗΣ ΤΩΝ ΕΚΠΟΜΠΩΝ CO 2 ΣΤΟΝ ΤΟΜΕΑ ΤΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΑΠΟ ΟΡΥΚΤΑ ΚΑΥΣΙΜΑ

Transcript

1 ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΚΕΣ ΥΝΑΤΟΤΗΤΕΣ ΜΕΙΩΣΗΣ ΤΩΝ ΕΚΠΟΜΠΩΝ CO 2 ΣΤΟΝ ΤΟΜΕΑ ΤΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΑΠΟ ΟΡΥΚΤΑ ΚΑΥΣΙΜΑ Ε. Κακαράς, Α. ουκέλης,. Γιαννακόπουλος, Α. Κουµανάκος ΕΜΠ, Σχολή Μηχανολόγων Μηχανικών, Τοµέας Θερµότητας, Εργαστήριο Ατµοπαραγωγών και Θερµικών Εγκαταστάσεων, Ηρώων Πολυτεχνείου 9, 15780, Αθήνα KEYWORDS: Μείωση εκποµπών CO 2, ηλεκτρική ενέργεια, ορυκτά καύσιµα ΠΕΡΙΛΗΨΗ Στόχος της παρούσας εργασίας είναι η επισκόπηση των ήδη ανεπτυγµένων αλλά και των αναπτυσσόµενων τεχνολογιών δέσµευσης CO 2, οι οποίες είναι κατάλληλες για εφαρµογή στο πλαίσιο της προσαρµογής τους σε ήδη υπάρχοντες σταθµούς αλλά και σε καινούργιους. Έµφαση δίνεται στις τεχνολογίες καύσης µε οξυγόνο, έκπλυσης µε αµίνες και παραγωγής καυσίµου ελεύθερου από άνθρακα µέσω της αεριοποίησης στερεών καυσίµων. Οι τεχνολογίες δέσµευσης εξετάζονται από τεχνική και οικονοµική άποψη, µε στόχο την αξιολόγησή τους καθώς και τη διερεύνηση της επίδρασης που θα έχει η εφαρµογή τους στους διάφορους τύπους θερµοηλεκτρικών σταθµών. EMISSION REDUCTION TECHNOLOGIES FOR THE FOSSIL FUEL FUELLED ELECTRICITY GENERATION SECTOR E. Kakaras, A. Doukelis, D. Giannakopoulos, A. Koumanakos NTUA, School of Mechanical Engineering, Thermal Engineering Section, Lab. of Steam Boilers and Thermal Plants, Heroon Polytechniou 9, 15780, Athens ABSTRACT Aim of the paper is to provide a review of existing or under development technologies for CO 2 capture in retrofit or green-field applications in the energy sector. The work focuses on the main technologies such as oxyfuel combustion and amine scrubbing of the flue gas and other promising technologies for CO 2 capture based on solid fuel gasification. Both technical and economical characteristics of the examined technologies are presented and compared for the evaluation of the implementation potential and the effects on the power production sector. Heleco 05, ΤΕΕ, Αθήνα, 3-6 Φεβρουαρίου

2 1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ Στην τρίτη έκθεση αξιολόγησης του ιακυβερνητικού Συµβουλίου Κλιµατικών Μεταβολών (Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC) αναφέρεται ότι ο βασικότερος παράγοντας που συντελεί στην αύξηση της θερµοκρασίας της ατµόσφαιρας της γης είναι η αύξηση της συγκέντρωσης των αερίων του θερµοκηπίου, στα οποία συµπεριλαµβάνεται και το CO 2. Η σταθεροποίηση της συγκέντρωσης του CO 2 στην ατµόσφαιρα απαιτεί τη µείωση των εκποµπών αυτού σε επίπεδο αρκετά χαµηλότερο από αυτό που εκπέµπεται σήµερα [1]. Τα µέτρα που εξετάσθηκαν είναι: µείωση της ζήτησης σε ενέργεια και αύξηση του βαθµού απόδοσης των ενεργειακών εγκαταστάσεων, αύξηση της χρήσης του φυσικού αερίου, αύξηση της χρήσης ανανεώσιµων πηγών ενέργειας και πυρηνικής ενέργειας, χρήση τεχνολογιών δέσµευσης διοξειδίου του άνθρακα και αναδάσωση. Αναλύοντας τα µέτρα που πρέπει να ληφθούν για την αντιµετώπιση του προβλήµατος, το ιακυβερνητικό Συµβούλιο Κλιµατικών Μεταβολών κατέληξε ότι κανένα µέτρο δεν είναι από µόνο του ικανό να οδηγήσει τελικά στη σταθεροποίηση της συγκέντρωσης του CO 2 στην ατµόσφαιρα. Συνεπώς, στην αναζήτηση στρατηγικής για την καταπολέµηση του προβλήµατος της αλλαγής του κλίµατος της γης, προτείνεται ο συνδυασµός πολλών µέτρων. Η δέσµευση και ασφαλής αποθήκευση του CO 2 επιτρέπει τη χρήση των ορυκτών καυσίµων, ενώ παράλληλα συντελεί στη µείωση των εκποµπών CO 2 στην ατµόσφαιρα, αναστέλλοντας έτσι τη µεταβολή του κλίµατος. Σήµερα, τα ορυκτά καύσιµα αποτελούν παγκοσµίως την κυρίαρχη µορφή πρωτογενούς µορφής ενέργειας και το πιθανότερο είναι να παραµείνουν µέχρι το τέλος του αιώνα. Τα ορυκτά καύσιµα παρέχουν πάνω από το 85% της πρωτογενούς ενέργειας. Το υπόλοιπο παράγεται από την πυρηνική, την υδροηλεκτρική και τις ανανεώσιµες πηγές ενέργειας (βιοµάζα, γεωθερµία, αιολική και ηλιακή ενέργεια). Όσον αφορά τις ανανεώσιµες πηγές ενέργειας, αυτές παρέχουν το 1% της παγκόσµιας ζήτησης σε ενέργεια. Παρά το γεγονός ότι έχουν γίνει µεγάλες προσπάθειες και επενδύσεις, από πολλά κράτη, για την προώθηση των ανανεώσιµων πηγών ενέργειας και της εξοικονόµησης ορυκτών καυσίµων, για την αντιµετώπιση του προβλήµατος της κλιµατικής αλλαγής θα χρειαστεί σηµαντική συνεισφορά από τις τεχνολογίες δέσµευσης και αποθήκευσης του CO 2. Οι τεχνολογίες δέσµευσης του CO 2 από θερµοηλεκτρικούς σταθµούς, που αποτελούν θέµα της παρούσας εργασίας, αναµένεται να συνεισφέρουν σηµαντικά στη µείωση του φαινοµένου του θερµοκηπίου σε παγκόσµια κλίµακα, λαµβάνοντας υπόψη ότι το παραγόµενο CO 2 από θερµοηλεκτρικούς σταθµούς αποτελεί περίπου το 1/3 των συνολικών εκποµπών CO 2 στην ατµόσφαιρα. Οι λόγοι που αναφέρθηκαν παραπάνω δικαιολογούν την έντονη ερευνητική δραστηριότητα προς την κατεύθυνση αποµόνωσης και δέσµευσης του CO 2 σε θερµοηλεκτρικούς σταθµούς, εφόσον είναι πιθανό σε εύλογο χρονικό διάστηµα να κριθεί αναγκαία η εφαρµογή τεχνολογιών δέσµευσης CO 2 στο πλαίσιο που προαναφέρθηκε. 2. ΒΑΣΙΚΕΣ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΕΣ ΕΣΜΕΥΣΗΣ CO 2 ΣΕ ΘΕΡΜΟΗΛΕΚΤΡΙΚΟΥΣ ΣΤΑΘΜΟΥΣ Οι κυριότερες εµπορικές ή υπό ανάπτυξη τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 σε θερµοηλεκτρικούς σταθµούς µπορούν να ταξινοµηθούν σε τρεις κατηγορίες: ιαχωρισµός CO 2 από το καυσαέριο Καύση σε συνθήκες καθαρού οξυγόνου Παραγωγή καυσίµου που δεν περιέχει άνθρακα Heleco 05, ΤΕΕ, Αθήνα, 3-6 Φεβρουαρίου

3 2.1 ιαχωρισµός διοξειδίου του άνθρακα από το καυσαέριο Οι ακόλουθες βασικές διεργασίες µπορούν να χρησιµοποιηθούν για την αποµάκρυνση του CO 2 από το καυσαέριο σε µεγάλη κλίµακα: Απορρόφηση (διαχωρισµός του CO 2 µε υγρό διάλυµα σε στήλη απορρόφησης) Προσρόφηση (διαχωρισµός του CO 2 µε προσρόφηση αυτού σε κάποιο στερεό) Μεµβράνες (διαχωρισµός του CO 2 βάση της αρχής της διαφορετικής διαπερατότητας των αερίων διαµέσου µεµβρανών) Κρυογενικές τεχνολογίες (Ψύξη ή συµπύκνωση του CO 2 ) Από τις τεχνολογίες που αναφέρθηκαν παραπάνω, η απορρόφηση είναι µια ώριµη εµπορικά διαθέσιµη τεχνολογία, ενώ οι υπόλοιπες διεργασίες δεν είναι ανεπτυγµένες αρκετά ώστε να αποτελέσουν ελκυστικές εναλλακτικές λύσεις. Ανάλογα µε το αν λαµβάνει χώρα χηµική αντίδραση κατά την απορρόφηση, οι µέθοδοι αυτές κατηγοριοποιούνται σε τεχνολογίες χηµικής και φυσικής απορρόφησης. Η χηµική απορρόφηση είναι κατάλληλη για υψηλές παροχές καυσαερίων (πάνω από 150 m 3 /s) και χαµηλή µερική πίεση CO 2 (<7 bar), ενώ η φυσική απορρόφηση είναι κατάλληλη για υψηλή µερική πίεση CO 2 στο καυσαέριο (>7 bar) [2]. Στην περίπτωση εφαρµογής σε υπάρχοντα θερµοηλεκτρικό σταθµό µε καύσιµο λιγνίτη, η χηµική απορρόφηση είναι η προτιµούµενη λύση. Οι πιο γνωστοί χηµικοί διαλύτες που χρησιµοποιούνται είναι οι αλκανοαµίνες όπως Μονοεθανολαµίνη (ΜΕΑ), ι-γλυκολαµίνη (DGA), ι-εθανολαµίνη (DEA), ι-ισοπροπυλαµίνη (DIPA), Τρι-εθανολαµίνη (TEA), Μεθυλ-δι-εθανολαµίνη (MDEA). Άλλος χηµικός διαλύτης είναι η αµµωνία. Είναι γενικώς αποδεκτό ότι η πιο επιτυχηµένη τεχνική δέσµευσης CO 2 από τα καυσαέρια σε θερµοηλεκτρικούς σταθµούς είναι η µέθοδος έκπλυσης µε χηµική απορρόφηση µε Μονοεθανολαµίνη. Η µέθοδος αυτή είναι δυνατό να δεσµεύσει ακόµα και 98% του διοξειδίου του άνθρακα από το καυσαέριο και να δώσει καθαρότητα τελικού προϊόντος πάνω από 99%. Τα περισσότερα συστήµατα χρησιµοποιούν διάλυµα ΜΕΑ σε νερό µε περιεκτικότητα µόλις 15-25% κ.β. για λόγους αποφυγής δηµιουργίας συνθηκών διάβρωσης [3]. Κατά τη λειτουργία του συστήµατος απορρόφησης CO 2 (Σχήµα 1), το καυσαέριο που εισέρχεται στη στήλη απορρόφησης, πρέπει να µην περιέχει SO 2, O 2, υδρογονάνθρακες ή σωµατίδια. Το CO 2 απορροφάται από το υγρό διάλυµα µέσα στη στήλη απορρόφησης που λειτουργεί σε θερµοκρασία 40-60ºC [3]. Το καυσαέριο και το υγρό διάλυµα έρχονται σε επαφή κατ αντιρροή. Το καυσαέριο, πριν την είσοδό του στη στήλη, συµπιέζεται στα 1,3 bar και εισέρχεται από το κάτω µέρος. Το διάλυµα εισέρχεται στο άνω µέρος της στήλης απορρόφησης και κατευθύνεται προς τα κάτω. Σχήµα 1: ιεργασία χηµικής απορρόφησης CO 2 από τα καυσαέρια. Το στάδιο της αναγέννησης του πλούσιου σε CO 2 διαλύµατος πραγµατοποιείται στους ºC και χαµηλές πιέσεις και στόχο έχει την αποµάκρυνση του CO 2 από το διάλυµα απορρόφησης. Το Heleco 05, ΤΕΕ, Αθήνα, 3-6 Φεβρουαρίου

4 διάλυµα, που δεν περιέχει πλέον CO 2 και που έχει θερµανθεί, επιστρέφει στη στήλη απορρόφησης, αφού αποδώσει τη θερµότητά του στο πλούσιο σε CO 2 ρεύµα του διαλύµατος. Ο περιορισµός της θερµοκρασίας της διαδικασίας αναγέννησης οφείλεται στο γεγονός ότι σε θερµοκρασίες υψηλότερες των 125ºC δηµιουργούνται συνθήκες αποσύνθεσης του διαλύµατος αλκανοαµίνης. Η απαιτούµενη θερµότητα για την αναγέννηση του διαλύµατος είναι περίπου 4 MJ ανά kg δεσµευµένου CO 2 και στη περίπτωση θερµοηλεκτρικού σταθµού προέρχεται από αποµάστευση ατµού χαµηλής πίεσης. Λαµβάνοντας υπ όψη ότι η αναγέννηση του διαλύµατος απορρόφησης πραγµατοποιείται περίπου στους 150 ºC, η αποµάστευση γίνεται στα 5 bar. Σε ότι αφορά την απαιτούµενη ενέργεια για τη συµπίεση του καυσαερίου πριν αυτό εισέλθει στη στήλη απορρόφησης και την απαιτούµενη ενέργεια για την κυκλοφορία του διαλύµατος στο σύστηµα, αυτή ανέρχεται στα 0,11 MJ ανά kg δεσµευµένου CO 2 [4]. Κατά την εφαρµογή της µεθόδου χηµικής απορρόφησης σε ατµοηλεκτρικό σταθµό, η παροχή ατµού στο στρόβιλο χαµηλής πίεσης µειώνεται κατά τα 2/3 περίπου. Η ενέργεια που καταναλώνεται αντιστοιχεί στο 80% της συνολικής ενέργειας που απαιτεί η διαδικασία της χηµικής απορρόφησης. Τελικά, η παραγωγή ενέργειας µειώνεται κατά 20% και ο βαθµός απόδοσης του σταθµού κατά εκατοστιαίες µονάδες [5]. Για έναν τυπικό σταθµό, το ποσοστό αποµάκρυνσης για οικονοµική λειτουργία του συστήµατος όταν η περιεκτικότητα του καυσαερίου σε CO 2 είναι 3% είναι 85%, ενώ για περιεκτικότητα 8% αυτό είναι 90-92%. 2.2 Καύση σε συνθήκες καθαρού οξυγόνου (oxy-fuel) Η τεχνολογία αυτή βασίζεται στο γεγονός ότι όταν η καύση του λιγνίτη, των υδρογονανθράκων ή του συνθετικού αερίου πραγµατοποιείται µε καθαρό οξυγόνο, το παραγόµενο καυσαέριο περιέχει κυρίως διοξείδιο του άνθρακα και νερό. Με ψύξη των καυσαερίων, το Η 2 Ο που περιέχεται στο καυσαέριο συµπυκνώνεται και παράγεται σχεδόν καθαρό αέριο CO 2. Στη συνέχεια, αυτό συµπιέζεται και µεταφέρεται στην τοποθεσία αποθήκευσης. Η µέθοδος αυτή µπορεί να εφαρµοσθεί σε ατµοηλεκτρικούς σταθµούς, αεριοστρόβιλους και σταθµούς συνδυασµένου κύκλου µε καύσιµο φυσικό αέριο ή ακόµα και σε συστήµατα συνδυασµένου κύκλου µε αεριοποίηση. Επίσης, µπορεί να εφαρµοσθεί για οποιοδήποτε ορυκτό καύσιµο (λιγνίτη, πετρέλαιο ή φυσικό αέριο). Για την παραγωγή του οξυγόνου είναι απαραίτητη η µονάδα διαχωρισµού του αέρα (Air Separation Unit, ASU). Η κρυογενική µέθοδος είναι η πιο κατάλληλη τεχνολογία για το διαχωρισµό του αζώτου από τον αέρα. Τα στάδια της κρυογενικής µεθόδου διαχωρισµού του αέρα είναι τα ακόλουθα: Συµπίεση του αέρα µε ενδιάµεσες ψύξεις. Το επίπεδο συµπίεσης είναι περίπου 5,5 bar και προτείνονται τα ακόλουθα στάδια συµπίεσης 1,013-1,53 bar, 1,53-2,35 bar, 2,35-3,6 bar και 3,6-5,5 bar και οι ενδιάµεσες ψύξεις είναι στους 25 ºC [6] Ψύξη του αέρα περίπου στους 11,5 ºC Αποµάκρυνση της υγρασίας και άλλων σωµατιδίων µε τη µέθοδο της προσρόφησης. Υγροποίηση του αέρα (-180 ºC) Αποµάκρυνση του αζώτου σε στήλη απόσταξης Η διαδικασία διαχωρισµού του αέρα είναι δυνατό να καταναλώσει έως και το 15% της παραγόµενης ηλεκτρικής ενέργειας του σταθµού [7]. Η καθαρότητα του οξυγόνου παρουσιάζει σηµαντική επίδραση όσον αφορά την κατανάλωση ισχύος από τη µονάδα διαχωρισµού του αέρα. Η καθαρότητα που µπορεί να επιτύχει η κρυογενική µονάδα διαχωρισµού του αέρα είναι έως και 99,7%. Για καθαρότητα οξυγόνου µικρότερη του 95%, η κατανάλωση ισχύος µειώνεται, καθώς το επίπεδο της απαιτούµενης συµπίεσης του αέρα µειώνεται. Από την άλλη µεριά, για καθαρότητα οξυγόνου πάνω από 97%, η κατανάλωση ισχύος αυξάνεται απότοµα, γιατί σε αυτή την περίπτωση Heleco 05, ΤΕΕ, Αθήνα, 3-6 Φεβρουαρίου

5 πρέπει να διαχωριστεί και το αργό. Η βέλτιστη επιλογή για την καθαρότητα του οξυγόνου που παράγεται από τη µονάδα διαχωρισµού είναι 95% [8]. Η καύση µε καθαρό οξυγόνο οδηγεί σε πολύ υψηλή θερµοκρασία καύσης στην εστία. Για να µειωθεί η θερµοκρασία αυτή, ένα µέρος του καυσαερίου ανακυκλοφορεί στο θάλαµο καύσης. Στην περίπτωση εφαρµογής της τεχνολογίας καύσης µε οξυγόνο σε ήδη υπάρχοντα σταθµό, τόσο η θερµοκρασία όσο και η παροχή του καυσαερίου πρέπει να κυµαίνονται στα επίπεδα της συµβατικής καύσης µε αέρα. Αναφέρεται ότι κατά την εφαρµογή της τεχνολογίας σε λέβητα µεγάλης εγκατάστασης παραγωγής ενέργειας, περίπου τα 2/3 της παροχής του καυσαερίου στην έξοδο της εστίας πρέπει να ανακυκλοφορεί [9, 8]. Η διαχείριση του ρεύµατος καυσαερίου που αποµακρύνεται από το λέβητα έχει τα ακόλουθα στάδια [10]: Ψύξη του καυσαερίου για αποµάκρυνση του µεγαλύτερου µέρους του νερού Συµπίεση, ώστε το καυσαέριο να µεταβεί στην υγρή φάση Αφύγρανση µε TEG (Tri-Ethylene Glycol) για την αποµάκρυνση του νερού που έχει αποµείνει, µε σκοπό την αποφυγή της διάβρωσης κατά τη µεταφορά Περαιτέρω ψύξη του προϊόντος Αποµάκρυνση των συστατικών που δεν έχουν συµπυκνωθεί, όπως N 2, O 2 και Ar Συµπίεση µέχρι το σηµείο που απαιτείται για τη µεταφορά του προϊόντος. Η καθαρότητα του οξυγόνου καθώς και η εισαγωγή αέρα στο λέβητα είναι δυνατό να µειώσουν την ικανότητα αποµάκρυνσης του διοξειδίου του άνθρακα που παράγεται κατά την καύση [11]. Το Σχήµα 2 παρουσιάζει την εφαρµογή της συγκεκριµένης µεθόδου σε ατµοηλεκτρικό σταθµό. Σχήµα 2: Μέθοδος καύσης µε οξυγόνο για αποµάκρυνση του CO 2 σε θερµοηλεκτρικό σταθµό 2.3 Παραγωγή καυσίµου χωρίς άνθρακα Σύµφωνα µε αυτή την τεχνολογία, ο άνθρακας αποµακρύνεται από το καύσιµο πριν αυτό οδηγηθεί για καύση. Στην τυπική διαδικασία του συνδυασµένου κύκλου µε αεριοποίηση (IGCC), το στερεό καύσιµο κονιοποιείται και διαλύεται σε νερό. Στη συνέχεια το διάλυµα θερµαίνεται µε οξυγόνο ή αέρα περίπου στους 1300 Κ και παράγεται ένα αέριο µίγµα που αποτελείται κυρίως από υδρογονάνθρακες και µονοξείδιο του άνθρακα. Ακολουθεί αντίδραση µετατροπής του µονοξειδίου του άνθρακα σε διοξείδιο του άνθρακα και νερό (CO shift). Η αντίδραση αυτή είναι εξώθερµη. Το αέριο καύσιµο που τελικά παράγεται περιέχει Η 2 και CO 2. Λόγω της υψηλής µερικής πίεσης του CO 2 στο αέριο µίγµα, η µέθοδος της φυσικής απορρόφησης αποτελεί µια πιθανή λύση για το διαχωρισµό του CO 2 από το Η 2 στο αέριο καύσιµο [7]. Μεµβράνες διαχωρισµού του Η 2 µπορούν Heleco 05, ΤΕΕ, Αθήνα, 3-6 Φεβρουαρίου

6 επίσης να χρησιµοποιηθούν. Το Σχήµα 3 που ακολουθεί παρουσιάζει σχηµατικά την παραπάνω διεργασία. Σχήµα 3: έσµευση CO 2 πριν από την καύση σε σταθµό συνδυασµένου κύκλου µε αεριοποίηση. Μια άλλη µέθοδος για την αποµάκρυνση του άνθρακα από το καύσιµο, που βασίζεται στην ίδια κύρια µεθοδολογία που προαναφέρθηκε, είναι η ταυτόχρονη πραγµατοποίηση των τριών αντιδράσεων, και συγκεκριµένα της αεριοποίησης, της µετατροπής του CO και της αποµάκρυνσης του CO 2. Οι αντιδράσεις αυτές πραγµατοποιούνται υπό τις ίδιες συνθήκες στον ίδιο αντιδραστήρα [12]. Κατά τη συνήθη διαδικασία, η αεριοποίηση λαµβάνει χώρα στους 1273 Κ, ενώ η αντίδραση µετατροπής του CO σε CO 2 στους 673 Κ. Η δέσµευση CO 2 µε CaO είναι ενδεικνυόµενη µέθοδος και πραγµατοποιείται στους 1100 Κ. ύο κλίνες µπορούν να χρησιµοποιηθούν, η µία για την αεριοποίηση του καυσίµου, τη µετατροπή του CO και τη δέσµευση του CO 2 και η άλλη για την αναγέννηση του παραγόµενου CaCO 3 προς CaO. Το πλούσιο σε Η 2 παραγόµενο καύσιµο εξέρχεται από τον πρώτο αντιδραστήρα ενώ το CO 2 από τον δεύτερο. Σε αυτή τη διεργασία αναµένεται µείωση της κατανάλωσης ισχύος της τάξης του 20-25%, σε σχέση µε τη συνήθη διαδικασία παραγωγής καυσίµου χωρίς άνθρακα [12]. Οι τεχνικές που προαναφέρθηκαν βρίσκουν εφαρµογή και για το φυσικό αέριο, µόνο που αντί για την αντίδραση της αεριοποίησης λαµβάνει χώρα η αντίδραση της διάσπασης του µεθανίου σε Η 2 και CO παρουσία Η 2 Ο. 3. ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΩΝ ΕΣΜΕΥΣΗΣ CO 2 ΣΕ ΘΕΡΜΟΗΛΕΚΤΡΙΚΟΥΣ ΣΤΑΘΜΟΥΣ Το συνολικό κόστος για δέσµευση και αποθήκευση του CO 2 σε ανθρακικούς σταθµούς και σταθµούς αερίου εκτιµάται σε περίπου ανά τόνο αποφευγόµενου CO 2, από το οποίο το 75% αφορά τη δέσµευση [13]. Το κόστος αυτό µπορεί να κατηγοριοποιηθεί ως εξής: έσµευση και συµπίεση στα 110 bar: $ ανά τόνο CO 2 για ένα ανθρακικό σταθµό ή σταθµό αερίου 500 MW, για τιµές καυσίµου του Μόνο το κόστος για συµπίεση στα 110 bar εκτιµάται σε 6-8 /t CO 2 [14]. Μεταφορά µε αγωγό: 1-3 $ [13], ή 3-7 /t CO 2 για 100 km [14]. Το κόστος αποθήκευσης κυµαίνεται µεταξύ 1 και 3 $/t CO 2 [13] ή 3-10 /t CO 2 [14]. Heleco 05, ΤΕΕ, Αθήνα, 3-6 Φεβρουαρίου

7 Το συνολικό επιπλέον κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας λόγω της δέσµευσης του CO 2 έχει εκτιµηθεί σε 1,5-3 $cent/kwh ([13], [15]) και 1 4 $cent/kwh [16]. Πιο αναλυτικά: Η µέθοδος έκπλυσης µε χηµική απορρόφηση µε MEA σε ανθρακικό σταθµό 500 MWe αυξάνει το κόστος παραγωγής κατά %, για κόστος καυσίµου µεταξύ 5 και 1 $ αντίστοιχα. Η µέθοδος έκπλυσης µε χηµική απορρόφηση µε MEA σε σταθµό συνδυασµένου κύκλου φυσικού αερίου 500 MWe αυξάνει το κόστος παραγωγής κατά %, για κόστος καυσίµου µεταξύ 5 and 1 $/GJ αντίστοιχα. Η µέθοδος φυσικής απορρόφησης σε σταθµό συνδυασµένου κύκλου µε αεριοποίηση 500 MWe αυξάνει το κόστος παραγωγής κατά % για κόστος καυσίµου µεταξύ 5 και 1 $ αντίστοιχα. Ο µεσο- και µακροπρόθεσµος στόχος που έχει τεθεί από την Ε.Ε. είναι η µείωση του κόστους δέσµευσης του CO 2 στα /t CO 2, µε βαθµό δέσµευσης µεγαλύτερο του 90%. Μόνο περιπτώσεις µε ολικό κόστος αποφυγής CO 2 µέχρι 100 $/t και βαθµό δέσµευσης άνω του 80 % έχουν µελετηθεί, µε βάση το γεγονός ότι µετά την πρώτη περίοδο εφαρµογής της Οδηγίας για Εµπορία των Εκποµπών και για την περίοδο από το 2008, το πρόστιµο για κάθε τόνο υπέρβασης σε CO 2 θα είναι 100. Οι πιο οικονοµικές µέθοδοι δέσµευσης CO 2 που έχουν προσδιοριστεί για ανθρακικούς σταθµούς και σταθµούς φυσικού αερίου είναι: 3.1 Μέθοδος έκπλυσης µε χηµική απορρόφηση µε αµίνες Η µέθοδος έκπλυσης µε χηµική απορρόφηση µε αµίνες, όπως η ΜΕΑ, έχει εφαρµοστεί εµπορικά για την αποµάκρυνση αερίων οξέων (CO 2 and H 2 S) από αέρια ρεύµατα χηµικών διεργασιών. Τυπικά, το µέγεθος των µονάδων είναι σχετικά µικρό (µέγιστο 800 t/d), σε σύγκριση µε αυτό που απαιτείται για επεξεργασία των καυσαερίων θερµοηλεκτρικών σταθµών (> 5000 t/d). [3] Το κόστος της MEA είναι περίπου 1000 $/t, και η ποσότητα που απαιτείται για έναν ανθρακικό σταθµό 320 MW µε βαθµό απόδοσης 44 % για 90 % δέσµευση του CO 2 είναι 2750 τόνοι ετησίως, ενώ για ένα σταθµό φυσικού αερίου 320 MW είναι 1820 τόνοι ετησίως [17]. Το πρόσθετο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας είναι 5 $cent/kwh για τον ανθρακικό σταθµό και 6,2 $cent/kwh για το σταθµό φυσικού αερίου, αντίστοιχα. Το πρόσθετο κόστος κεφαλαίου είναι 1617 $/kw για τον ανθρακικό σταθµό και 2011 $/kw για το σταθµό φυσικού αερίου. Μέθοδος έκπλυσης µε χηµική απορρόφηση µε αµίνες σε σταθµό κονιοποιηµένου καυσίµου Για κόστος καυσίµου από 1 ως 4 $/GJ, το κόστος αποφυγής CO 2 για ένα σταθµό κονιοποιηµένου καυσίµου 500 MWe µε χηµική απορρόφηση µε αµίνη κυµαίνεται από 55 έως 70 $/t CO 2 [16], ενώ ένα τυπικό κόστος δέσµευσης (χωρίς το κόστος υγροποίησης και απόθεσης) είναι 35 $/t CO 2 [18] και 55$/t CO 2 για ένα ανθρακικό σταθµό κονιοποιηµένου καυσίµου 400 MW, έχοντας σαν αποτέλεσµα ένα πρόσθετο κόστος δέσµευσης 3,3 $cent/kwh [9]. Το κόστος κεφαλαίου ενός σταθµού κονιοποιηµένου καυσίµου 800 MW που µετασκευάζεται για δέσµευση CO 2 µέσω χηµικής απορρόφησης αυξάνεται κατά 77 % (1950 $/kw), ενώ η καθαρή ισχύς µειώνεται κατά 25 % (600 MW) [19]. Το κόστος του καυσίµου υπολογίζεται στα 1.8 $/GJ. Η µονάδα αποτελείται από λέβητα υπερκρίσιµων χαρακτηριστικών ατµού µε τροφοδοσία λιγνίτη χαµηλής περιεκτικότητας σε θείο. Επιπλέον, είναι εξοπλισµένη µε SCR, ξηρά ηλεκτροστατικά φίλτρα, και µονάδα ξηρής αποθείωσης. Ο ρυθµός πρόσδωσης θερµότητας (heat rate) της µονάδας είναι 9800 kj/kwh. Λόγω της εφαρµογής χηµικής απορρόφησης CO 2, ο ρυθµός πρόσδωσης θερµότητας αυξάνεται κατά 35 %. Το κόστος της Heleco 05, ΤΕΕ, Αθήνα, 3-6 Φεβρουαρίου

8 αποµάκρυνσης ανά τόννο CO 2 είναι 33 $, χωρίς να συµπεριληφθεί το κόστος µεταφοράς και απόθεσης. Σύµφωνα µε µια νέα διεργασία που βασίζεται σε µίγµα διαφορετικών διαλυτών [9], [20], [21], είναι δυνατό η απαιτούµενη ενέργεια αναγέννησης του διαλύµατος να µειωθεί κατά 30 %. Οι απώλειες και η οξείδωση του διαλύµατος είναι 10 και 5 φορες χαµηλότερες, αντίστοιχα, από αυτές της ΜΕΑ. Τελικά, το κόστος δέσµευσης ανά τόννο CO 2 µπορεί να µειωθεί από 55 $ σε 45 $ [22]. Μέθοδος έκπλυσης µε χηµική απορρόφηση µε αµίνες σε µονάδα συνδυασµένου κύκλου Φ.Α. Σε µια µονάδα συνδυασµένου κύκλου µε φυσικό αέριο, το κόστος έκπλυσης µε αµίνες ανέρχεται στα 46 $/τόννο CO 2. Ο βαθµός απόδοσης µειώνεται από 52 % σε 44 %, ενώ το απαιτούµενο κεφάλαιο διπλασιάζεται (1200 $/kw). 3.2 Μέθοδος φυσικής απορρόφησης σε σταθµό συνδυασµένου κύκλου µε αεριοποίηση Σε συστήµατα συνδιασµένου κύκλου µε αεριοποίηση, η πλέον κατάλληλη τεχνική αποµάκρυνσης του CO 2 από το αεριοποιηµένο καύσιµο είναι η φυσική απορρόφηση µε Selexol. Το απαιτούµενο κεφάλαιο είναι αυξηµένο λόγω του κόστους των αντιδραστήρων µετατροπής του CO σε CO 2, του συστήµατος διαχωρισµού του CO 2 από το τελικό αεριοποιηµένο προϊόν και του συστήµατος επεξεργασίας και συµπίεσης του αποµακρυνόµενου CO 2 [18]. Σύµφωνα µε µία µελέτη βασισµένη σε προσοµοίωση συστήµατος δέσµευσης CO 2 σε συστήµατα IGCC µε ενσωµατωµένο σύστηµα αποθείωσης για Ελληνικό λιγνίτη [23], η µείωση του βαθµού απόδοσης της µονάδας µπορεί να αντισταθµιστεί από τα συστήµατα IGCC. Συγκεκριµένα, ο διαχωρισµός CO 2 -N 2 µε χηµική απορρόφηση µε DEA, µειώνει το βαθµό απόδοσης απο 49 % σε 35.3 %, ενώ ο συνδυασµένος κύκλος µε καύση µε Ο 2 έχει βαθµό απόδοσης 38.9 %. 3.3 Καύση µε καθαρό οξυγόνο (oxy-fuel) Λόγω της αυξηµένης ανάγκης σε οξυγόνο, οι τεχνολογίες καύσης Ο 2 /CO 2 έχουν υψηλές απαιτήσεις σε κεφάλαιο επένδυσης αλλά και σε κατανάλωση ενέργειας [24]. Με την εφαρµογή της τεχνολογίας δέσµευσης Ο 2 /CO 2 σε µονάδα 500 MW κονιοποιηµένου καυσίµου και για δέσµευση του 80 % του παραγόµενου CO 2, το κόστος αποφυγής ανέρχεται µεταξύ 9-21 $/τόννο CO 2, χωρίς να ληφθούν υπόψη τα κόστη συµπίεσης, µεταφοράς και απόθεσης [18]. Το αντίστοιχο κόστος για µονάδα 400 MW κονιοποιηµένου καυσίµου και για δέσµευση 90 % του παραγόµενου CO 2, είναι 34 $/τόννο CO 2 ενώ το κόστος ηλεκτροπαραγωγής σε αυτήν την περίπτωση αυξάνεται κατά 2.4 $cents/kwh [9]. Σύµφωνα µε µελέτη που έχει πραγµατοποιηθεί για τη λιγνιτική µονάδα Lippendorf της Γερµανίας 865 MW, µε την εφαρµογή της τεχνολογίας της καύσης µε Ο 2, ο βαθµός απόδοσης της µονάδας µειώνεται από 42.6 % σε 34.3 % [25]. Με την εφαρµογή της συγκεκριµένης τεχνολογίας το απαιτούµενο κεφάλαιο αυξάνεται κατά 23 % (στα 1570 /kw). Το κόστος ηλεκτροπαραγωγής αυξάνεται κατά 1,7 cents/kwh [26], ενώ οι εκποµπές CO 2 µειώνονται στο 5 o / oo των εκποµπών της αντίστοιχης µονάδας χωρίς δέσµευση CO 2. Το κόστος καυσίµου θεωρείται 0,004 $/kwh. Το συνολικό κόστος δέσµευσης του CO 2 είναι 8 $/τόννο CO 2, χωρίς να συµπεριληφθεί το κόστος µεταφοράς και απόθεσης [27]. Για µεταφορά του προϊόντος σε απόσταση 100 km και για απόθεση αυτού, το συνολικό κόστος δέσµευσης ανέρχεται σε $/τόννο CO 2 [13], [14], [28]. Λαµβάνοντας υπόψη και το κόστος συµπίεσης, το τελικό κόστος είναι 30 /τόννο CO ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ Τα στερεά καύσιµα θα συνεχίσουν να αποτελούν σηµαντική πηγή ενέργειας και στο πλαίσιο αυτό αναπτύσσονται σηµαντικές τεχνολογικές επιλογές για την επίτευξη µείωσης των εκποµπών CO 2 Heleco 05, ΤΕΕ, Αθήνα, 3-6 Φεβρουαρίου

9 µέσω της δέσµευσης και αποθήκευσης του CO 2. Από τις προτεινόµενες τεχνολογίες, υπάρχουν τεχνολογικές λύσεις που αφορούν εφαρµογές τόσο σε υφιστάµενες όσο και νέες µονάδες και αφορούν τις µεθόδους έκπλυσης των καυσαερίων µε χηµική απορρόφηση µε αµίνες, την φυσική απορρόφηση και την καύση σε συνθήκες οξυγόνου. ΒΙΒΛΙΟΓΡΑΦΙΑ 1. Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) (2001), Climate change 2001: the scientific basis, Cambridge University press. 2. Department of Trade and Industry (DTI) (2002), Carbon Dioxide Capture and Storage, DTI International Technology Service Mission on CO 2 Capture and Storage to the USA and Canada. 3. Wong S. and R. Bioletti (2002), Carbon Dioxide Separation Technologies, AIDIS CANADA Environmental Project. 4. Bolland O. and P. Mathieu (1998), Comparison of two CO 2 removal options in combined cycle power plants, Energy Conversion and Management 39, 16-18, pp VGB Powertech. (2002), Separation and Sequestration of CO 2 from Power Plants - Literature Survey, VGB Project Group CO 2 Separation and Sequestration, Essen, August Andersson K. and P. Maksinen (2002), Process evaluation of CO 2 free combustion in an O 2 /CO 2 power plant, Master thesis, Chalmers University of Technology, Sweden. 7. Herzog H. and D. Golomb (2004), Carbon Capture and Storage from Fossil Fuel use, Encyclopedia of Energy. 8. Wilkinson M.B., J.C. Boden, R.S. Panesar and R.J. Allam (2001), CO 2 Capture via Oxyfuel Firing: Optimisation of a Retrofit Design Concept for a Refinery Power Station Boiler, First National Conference on Carbon Sequestration, Washington DC, May 15-17, Singh D., E. Croiset, P.L. Douglas and M.A. Douglas (2003), Techno-economic study of CO 2 capture from an existing coal-fired power plant: MEA scrubbing vs. O 2 /CO 2 recycle combustion, Energy Conversion and Management, 44, pp Birkestad H. (2002), Separation and Compression of CO 2 in an O 2 /CO 2 -fired Power Plant, Master of Science degree thesis, Chalmers University of Technology, Sweden. 11. Singh D., E. Croiset, X. Feng, M.A. Douglas, D.J. Kilpatrik and K.V. Thambimuthu (2000), Simulation and Optimisation of CO 2 Capture for Pulverised Coal Fired Power Plants, Fifth Conference on Greenhouse Gas Control Technologies, Cairns, Australia, Lin S., M. Harada, Y. Suzuki and H. Hatano (2002), Hydrogen production from coal by separating carbon dioxide during gasification, Fuel, 81, pp Wallace D. (2000), IEA, Capture and Storage of CO 2, COP6, The Hague, Heleco 05, ΤΕΕ, Αθήνα, 3-6 Φεβρουαρίου

10 14. Mathieu P. (2003), Mitigation of CO 2 emissions using Low and Near Zero CO 2 emission Power Plants, Clean Air International Journal on Energy for a Clean Environment, Vol. 4, No Beecy D., V. Kuuskraa and P. DiPietro (2000), The economic benefits of carbon capture and sequestration R&D under uncertainty, Proceedings of the Fifth International Conference on Greenhouse Gas Control Technology, Cairns, CSIRO Publishing, Australia, pp IEA Greenhouse Gas R&D Programme (2001), Putting Carbon back in the Ground, IEA. 17. Desideri U. and A. Paolucci (1999), Performance modelling of a carbon dioxide removal system for power plants, Energy Conversion & Management Vol. 44, pp IEA Greenhouse Gas R&D Programme, Carbon Dioxide Capture from Power Plants, IEA. 19. Narula R., H. Wen and K. Himes (2002), Incremental Cost of CO 2 Reduction in Power Plants, Proceedings of IGTI ASME TURBO EXPO 2002, Amsterdam, Netherlands. 20. Chakma and Amit (1997), "CO 2 Capture Processes - Opportunities for Improved Energy Efficiencies", Energy Conversion and Management, 38, S51-S Chakma and Amit (1995), An energy efficient mixed solvent for the separation of CO 2, Energy Conversion and Management, Volume 36, Issues 6-9, pp Singh D., E. Croiset, P.L. Douglas and M.A. Gouglas (2002), Economics of CO2 Capture from Coal Fired Power Plant A sensitivity Analysis, Sixth International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies, Kyoto, October 1-4, Elseviers W.F., T. Van Mierlo, J.F.M. Van de Voorde and H. Verelst (1996), Thermodynamic simulations of lignite fired IGCC with in situ desulphurisation and CO2 capture, Fuel Vol. 75, No 12. pp IEA (2002), Solutions for the 21 st Century: Zero Emissions Technologies for Fossil Fuels, Technology Status Report, May Anderson K., F. Johnson and L. Strömberg (2003), An 865 MWe Lignite-Fired Power Plant with CO 2 Capture - A Technical Feasibility Study, VGB Conference Power Plants in Competition-Technology, Operation and Environment, Cologne, March Strömberg L. (2003), Overview of CO 2 Capture and Storage-technology and economics for coal based power generation, VGB Kongress Kraftwerke 2003, Copenhagen, September Anderson K., H. Birkestad, P. Maksinen, F. Johnson, L. Strömberg and A. Lyngfeld (2002), An 865 MW Lignite Fired CO2 Free Power Plant - A Technical Feasibility Study, Sixth International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies, Kyoto, October 1-4, Narula R., H. Wen, K. Himes and B. Power (2002), Technical and Economic Comparison of CO2 Reducing Technologies for Power Plants, CEPSI, Heleco 05, ΤΕΕ, Αθήνα, 3-6 Φεβρουαρίου