ΕΣΜΕΥΣΗ CO 2 ΣΤΟΝ ΤΟΜΕΑ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΑΠΟ ΛΙΓΝΙΤΗ ΚΑΙ ΦΥΣΙΚΟ ΑΕΡΙΟ Ε. Κακαράς, Α. ουκέλης,. Γιαννακόπουλος, Α. Κουµανάκος ΕΜΠ, Σχολή Μηχανολόγων Μηχανικών, Τοµέας Θερµότητας, Εργαστήριο Ατµοπαραγωγών και Θερµικών Εγκαταστάσεων, Ηρώων Πολυτεχνείου 9, 15780, Αθήνα ΠΕΡΙΛΗΨΗ Στα πλαίσια του πρωτοκόλλου του Κιότο, βάση του οποίου έχουν υιοθετηθεί µέτρα περιορισµού των εκποµπών για τα αέρια που συµβάλλουν στο φαινόµενο του θερµοκηπίου σε διεθνές επίπεδο, η ανάγκη για µείωση των περιβαλλοντικών επιπτώσεων από τους θερµοηλεκτρικούς σταθµούς είναι επιτακτική. Επιπλέον, η αναπτυσσόµενη αγορά CO 2 καθώς και το αυξανόµενο ενδιαφέρον για τη βέλτιστη ανάκτηση του πετρελαίου από τα κοιτάσµατα του (EOR), αποτελούν το οικονοµικό κίνητρο της µεσοπρόθεσµης εφαρµογής των τεχνολογιών δέσµευσης CO 2. Σκοπός της εισήγησης είναι η επισκόπηση των αναπτυσσόµενων και ήδη ανεπτυγµένων τεχνολογιών δέσµευσης CO 2, οι οποίες είναι κατάλληλες για εφαρµογή σε υπάρχοντες αλλά και σε καινούργιους σταθµούς παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας µε καύσιµο λιγνίτη και φυσικό αέριο. Έµφαση δίνεται στις τεχνολογίες καύσης µε οξυγόνο, έκπλυσης µε αµίνες και παραγωγής καυσίµου ελεύθερου από 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 το κόστος δέσµευσης του CO 2 στο κόστος ηλεκτροπαραγωγής από λιγνίτη και φυσικό αέριο. 1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ Η δέσµευση και ασφαλής αποθήκευση του CO 2 επιτρέπει τη χρήση των ορυκτών καυσίµων, µε παράλληλη µείωση των εκποµπών CO 2 στην ατµόσφαιρα, συνεισφέροντας στην αντιµετώπιση της κλιµατικής µεταβολής. Σήµερα, τα ορυκτά καύσιµα αποτελούν παγκοσµίως την κυρίαρχη πηγή πρωτογενούς ενέργειας, παρέχοντας πάνω από το 85% αυτής, και αναµένεται να παραµείνουν µέχρι το τέλος του αιώνα. Παρά τις σηµαντικές προσπάθειες και επενδύσεις, από πολλά κράτη, για την προώθηση των ανανεώσιµων πηγών ενέργειας και την εξοικονόµηση 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, 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 αναµένεται ότι θα κριθεί αναγκαία η εφαρµογή τεχνολογιών δέσµευσης CO 2 [1].
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 2.1 ιαχωρισµός διοξειδίου του 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 (βάση 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 σε στάδιο που να αποτελούν ελκυστικές εναλλακτικές λύσεις. Τα περισσότερα συστήµατα χρησιµοποιούν υδατικά διάλυµα ΜΕΑ περιεκτικότητας 15-25% κ.β. για λόγους αποφυγής δηµιουργίας συνθηκών διάβρωσης [2]. Κατά τη λειτουργία του συστήµατος απορρόφησης CO 2, το εισερχόµενο καυσαέριο στη στήλη απορρόφησης, πρέπει να είναι ελεύθερο αερίων όπως SO 2, O 2, υδρογονανθράκων καθώς και σωµατιδίων. Το CO 2 απορροφάται από το υγρό διάλυµα 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 στάδιο της αναγέννησης του πλούσιου σε CO 2 διαλύµατος πραγµατοποιείται στους 120-150 ºC και χαµηλές πιέσεις και στόχο έχει την αποµάκρυνση του CO 2 από το διάλυµα απορρόφησης. Exhaust Gas Condenser Feed Gas Cooling and SO 2 Removal Absorber Feed Gas Feed Gas Fan Solution Exchange Lean Amine Cooler Flash Tank Stripper Reboiler Reclaimer CO 2 Product Gas Bottoms Σχήµα 1: ιεργασία χηµικής απορρόφησης CO 2 από τα καυσαέρια (πηγή IEA) 2/10
2.2 Καύση σε συνθήκες καθαρού οξυγόνου (oxy-fuel) Στη τεχνολογία αυτή η καύση του στερεού καυσίµου, των υδρογονανθράκων ή του συνθετικού αερίου πραγµατοποιείται µε καθαρό οξυγόνο και το παραγόµενο καυσαέριο περιέχει κυρίως διοξείδιο του και υδρατµό. 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 περιοχή αποθήκευσης. Η µέθοδος αυτή µπορεί να εφαρµοσθεί σε ατµοηλεκτρικούς σταθµούς, αεριοστροβιλικές µονάδες 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 (στερεά καύσιµα, πετρέλαιο ή φυσικό αέριο) [4]. Για την παραγωγή του οξυγόνου είναι απαραίτητη η χρήση µονάδας διαχωρισµού του αέρα (Air Separation Unit, ASU). Η κρυογενική µέθοδος είναι η πιο κατάλληλη τεχνολογία για το διαχωρισµό του αζώτου από τον αέρα [5]. Η καύση µε καθαρό οξυγόνο οδηγεί σε µη αποδεκτά υψηλή θερµοκρασία καύσης στην εστία. Για να µειωθεί η θερµοκρασία αυτή, τµήµα του καυσαερίου ανακυκλοφορεί στο θάλαµο καύσης. Στην περίπτωση εφαρµογής της τεχνολογίας αυτής σε υφιστάµενο σταθµό, στον σχεδιασµό των µετατροπών θα πρέπει να ληφθεί υπόψη ότι η θερµοκρασία και η παροχή του καυσαερίου θα πρέπει να διατηρηθούν στα επίπεδα της συµβατικής καύσης µε αέρα [6]: Σχήµα 2: Μέθοδος καύσης µε οξυγόνο για αποµάκρυνση του CO 2 σε θερµοηλεκτρικό σταθµό 2.3 Παραγωγή καυσίµου χωρίς Σύµφωνα µε αυτή την τεχνολογία, ο ς 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. Ακολουθεί αντίδραση µετατροπής του µονοξειδίου του σε διοξείδιο του 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 επίσης να χρησιµοποιηθούν. Το Σχήµα 3 που ακολουθεί απεικονίζεται σχηµατικά η παραπάνω διεργασία. 3/10
Σχήµα 3: έσµευση CO 2 πριν από την καύση σε σταθµό συνδυασµένου κύκλου µε αεριοποίηση (πηγή ΙΕΑ) 2. 4 Εφαρµογή τεχνολογιών δέσµευσης CO 2 σε ελληνικό ΑΗΣ Στα πλαίσια της παρούσας εργασίας, προσοµοιώθηκε συµβατικός λιγνιτικός ατµοηλεκτρικός σταθµός µικτής ισχύος 330 Mwel και η δυνατότητα µετατροπής µε τεχνολογίες δέσµευσης µε αµίνη και κάυσης σε συνθήκες καθαρού οξυγόνου. Ο ΑΗΣ αποτελείται από ατµολέβητα υπερκρίσιµων χαρακτηριστικών, ατµοστρόβιλο τριών σταδίων πίεσης και προθέρµανση του τροφοδοτικού νερού από 8 προθερµαντές ατµού. Το καυσαέριο κατά την έξοδό του από τον λέβητα διέρχεται από τον προθερµαντή αέρα και τα ηλεκτροστατικά φίλτρα και οδηγείται σε µονάδα αποθείωσης. Τα κύρια λειτουργικά χαρακτηριστικά του ατµοηλεκτρικού σταθµού καθώς και τα αποτελέσµατα των προσοµοιώσεων παρουσιάζονται στον ακόλουθο πίνακα. Σύµφωνα µε τα αποτελέσµατα, το κόστος των τεχνολογιών δέσµευσης CO 2 σε ότι αφορά τη µείωση του βαθµού απόδοσης των µονάδων είναι σηµαντικό. Για την εξεταζόµενη διαµόρφωση ΑΗΣ, η εφαρµογή της τεχνολογίας καύσης σε περιβάλλον οξυγόνου µειώνει το β.α. κατά περίπου 10.3 εκατοστιαίες µονάδες ενώ η έκπλυση του καυσαερίου µε αµίνες κατά 11.6 [8]. Συµβατικός ΑΗΣ Καύση µε Ο 2 έσµευση µε αµίνη Θερµική ισχύς καυσίµου MWth 830,0 830,0 830,0 Θερµική κατανάλωση για αναγέννηση διαλύµατος MWth - - 256.5 Ισχύς που καταναλώνει η ASU (n is = 0.83) MW el - 58.1 - Ισχύς που καταναλώνουν οι συµπιεστές του CO 2 (n is = 0.85) MW el - 22.4 20.5 Ισχύς που καταναλώνουν οι αντλίες νερου ψύξης MW el - 1.5 0.7 Κατανάλωση ισχύος από µονάδα απορρόφησης CO 2 (ανεµιστήρας καυσαερίου, αντλίες) MW el - - 8.7 Καθαρή ηλεκτρική ισχύς MW el 293.7 211.0 200.5 Βαθµός απόδοσης µονάδας % 35.74 25.42 24.16 Πίνακας 1: Αποτελέσµατα προσοµοίωσης ΑΗΣ 4/10
3. ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΚΟΣΤΟΥΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ 3.1 Βασικές παραδοχές Στην ανάλυση που ακολουθεί γίνεται εκτίµηση του κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας για τις ακόλουθες τεχνολογίες: Συµβατικός σταθµός µε καύσιµο λιγνίτη Συµβατικός σταθµός µε καύσιµο λιγνίτη και δέσµευση CO 2 µε έκπλυση µε αµίνες Συµβατικός σταθµός µε καύσιµο λιγνίτη και δέσµευση CO 2 µε καύση µε καθαρό O 2 Σταθµός µε καθαρές τεχνολογίες (υπερκριτικός) κύκλος µε φυσικό αέριο κύκλος µε αεριοποίηση λιγνίτη Οι γενικές παραδοχές που έγιναν για την εκτίµηση του κόστους ηλεκτρισµού για τους διάφορους τύπους µονάδων ηλεκτροπαραγωγής είναι οι ακόλουθες: Επιτόκιο αναγωγής: 8% Πληθωρισµός: 3% Κόστος λιγνίτη: 1,8 / GJ Κόστος φυσικού αερίου: 5,5 /GJ Απόσβεση µονάδας στερεού καυσίµου: 25 έτη Απόσβεση µονάδας φυσικού αερίου και αεριοποιηµένου λιγνίτη: 15 έτη Κόστος συντήρησης και λειτουργίας: 3% του κόστους επένδυσης ετησίως και µεταβλητό κόστος 0,01 / kwh για µονάδα λιγνίτη και 0,005 /kwh για µονάδα φυσικού αερίου Ώρές λειτουργίας µονάδας ετησίως: 7500 h Λειτουργία µονάδας σε πλήρες φορτίο Για την εκτίµηση του κόστους ηλεκτροπαραγωγής των µονάδων µε δέσµευση του CO 2 (έκπλυση καυσαερίου µε αµίνες και καύση µε καθαρό οξυγόνο) έχει συµπεριληφθεί το κόστος δέσµευσης αλλά όχι το κόστος µεταφοράς και αποθήκευσης του CO 2 Κόστος εκπεµπόµενου CO 2 (τιµή που καθορίζεται από την αγορά CO 2 ): 18 /tn Οι παραδοχές που αφορούν κάθε είδος τεχνολογίας προς αξιολόγηση δίδονται στον ακόλουθο πίνακα [9]. Παραγόµενη ηλεκτρική ισχύς Βαθµός απόδοσης Κόστος επένδυσης Ειδικές εκποµπές CO 2 Συµβατική λιγνιτική µονάδα Συµβατική µονάδα µε έκπλυση αµίνης Ειδικές παραδοχές Συµβατική µονάδα µε καύση Ο 2 Καθαρές τεχνολογίες κύκλος Φ.Α. κύκλος µε αεριοποίηση MWel 300 200 211 300 380 766 % 35.4 24.2 25.4 44.0 56.5 43.0 /kw 1100 1900 1570 1150 600 1370 kg/ kwh 1.075 0.17 0.17 0.865 0.37 0.76 Πίνακας 2: Ειδικές παραδοχές 5/10
3.2 Αποτελέσµατα Για τις διάφορες τεχνολογίες εξετάσθηκε το κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας καθώς και η ανάλυση του κόστους αυτού. Σε ότι αφορά το σταθερό κόστος, σε αυτό συµπεριλαµβάνονται: η απόσβεση του κεφαλαίου που επενδύθηκε για την κατασκευή της µονάδας καθώς και τα κόστη συντήρησης και λειτουργίας. Η µονάδα συνδυασµένου κύκλου µε φυσικό αέριο παρουσιάζει το χαµηλότερο σταθερό κόστος καθώς το απαιτούµενο κεφάλαιο για την κατασκευή της είναι χαµηλό. Αντίθετα, λόγω του υψηλού κόστους επένδυσης και του υψηλού κόστους συντήρησης και λειτουργίας των µονάδων που ενσωµατώνουν δέσµευση του διοξειδίου του καθώς και των µονάδων συνδυασµένου κύκλου µε αεριοποίηση, το σταθερό κόστος επιβαρύνει σηµαντικά το κόστος της παραγόµενης kwh. Στο µεταβλητό κόστος έχει συµπεριληφθεί και το κόστος καυσίµου. Οι λιγνιτικές µονάδες, συµπεριλαµβανοµένης και της µονάδας συνδυασµένου κύκλου µε αεριοποίηση λιγνίτη, λόγω του χαµηλού κόστους καυσίµου, παρουσιάζουν και χαµηλότερο µεταβλητό κόστος παραγόµενης kwh σε σχέση µε µονάδες που χρησιµοποιούν φυσικό αέριο. Ωστόσο, λόγω του χαµηλού βαθµού απόδοσης των µονάδων µε δέσµευση CO 2, το µεταβλητό κόστος αυξάνει σηµαντικά. Η σηµαντική διακύµανση της τιµής του φυσικού αερίου που σήµερα εξαρτάται από την τιµή του πετρελαίου, συµβάλει στην αβεβαιότητα του υπολογισµού του τελικού κόστος της ηλεκτροπαραγωγής. Αντίθετα, η εγχώρια αγορά του λιγνίτη είναι πρακτικά ανεξάρτητη από την τιµή του πετρελαίου, µε συνέπεια να µην υπεισέρχεται ο παράγοντας του ρίσκου στην εκτίµηση του κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Το εύρος διακύµανσης της τιµής του φυσικού αερίου µπορεί να αποτελεί µέχρι και το 40 % του συνολικού κόστους της παραγόµενης kwh από µία µονάδα συνδυασµένου κύκλου [10]. Για την εκτίµηση της επίδρασης του εκπεµπόµενου διοξειδίου του στην τιµή της παραγόµενης ηλεκτρικής ενέργειας οι διάφοροι τύποι µονάδων ηλεκτροπαραγωγής έχουν ταξινοµηθεί σε δύο κατηγορίες: τις µονάδες που είναι εµπορικές σήµερα και τις µονάδες που προβλέπεται να έχουν εφαρµογή στο µέλλον. Στην πρώτη κατηγορία ανήκουν: η συµβατική λιγνιτική µονάδα, οι καθαρές τεχνολογίες και ο συνδυασµένος κύκλος φυσικού αερίου. Στη δεύτερη κατηγορία µπορούν να συµπεριληφθούν ο συνδυασµένος κύκλος µε αεριοποίηση και φυσικού αερίου, οι καθαρές τεχνολογίες και οι µονάδες µε δέσµευση διοξειδίου του. Επιπλέον, ως µονάδα αναφοράς για την πρώτη κατηγορία έχει θεωρηθεί η µονάδα συνδυασµένου κύκλου µε φυσικό αέριο ενώ για τη δεύτερη οι µονάδες που συµπεριλαµβάνουν δέσµευση CO 2 αντίστοιχα. Η διαφορά των ειδικών εκποµπών CO 2 από τις ειδικές εκποµπές της µονάδας αναφοράς επί το κόστος εκποµπής CO 2 µπορεί να θεωρηθεί ως εκτίµηση της αβεβαιότητας εξαιτίας του εκπεµπόµενου CO 2, και συµπεριλαµβάνεται στο κόστος της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Το κόστος αυτό είναι χαµηλό για τη µονάδα συνδυασµένου κύκλου µε φυσικό αέριο λόγω των χαµηλών ειδικών εκποµπών CO 2, σε αντίθεση µε τις µονάδες που χρησιµοποιούν λιγνίτη. Σε ότι αφορά το συνολικό κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, προκύπτει ότι η χρήση λιγνίτη συµβάλει σηµαντικά στη µείωσή του. Έτσι, οι συµβατικές λιγνιτικές µονάδες, οι καθαρές τεχνολογίες και οι µονάδες συνδυασµένου κύκλου µε αεριοποίηση λιγνίτη δίνουν το χαµηλότερο κόστος kwh. Αντίθετα, οι µονάδες φυσικού αερίου λόγω της υψηλής τιµής του καυσίµου και της αβεβαιότητας που προέρχεται από τις µεγάλες διακυµάνσεις της, φαίνεται ότι έχουν µεγαλύτερο κόστος παραγωγής ενέργειας. Επιπλέον, η εφαρµογή 6/10
τεχνολογιών δέσµευσης του διοξειδίου του επιβαρύνουν σηµαντικά το κόστος επένδυσης και επηρεάζουν σηµαντικά το βαθµό απόδοσης της µονάδας και κατ επέκταση το κόστος της ηλεκτροπαραγωγής. 9 Κόστος Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας cent/ kwh 8 7 6 5 4 3 2 1 Ρίσκο λόγω CO2 (ως προς Συνδ. Κύκλο Φ.Α.) Ρίσκο λόγω διακύµανσης Φ.Α. Μεταβλητό κόστος Σταθερό κόστος 0 Συµβατικός Καθαρές τεχνολογίες κύκλος Φ.Α. Σχήµα 4: Κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας µε εκτίµηση ρίσκου CO 2 ως προς τη µονάδα συνδυασµένου κύκλου φυσικού αερίου- Παρούσες τεχνολογίες 10 9 8 Κόστος Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας cent/ kwh 7 6 5 4 3 2 1 Ρίσκο λόγω CO2 (ως προς αµίνη - καύση µε Ο2) Ρίσκο λόγω διακύµανσης τιµής Φ.Α. Μεταβλητό κόστος 0 Αµίνη Καύση µε Ο2 Καθαρές τεχνολογίες κύκλος Φ.Α. κύκλος µε αεριοποίηση Σταθερό κόστος Σχήµα 5: Κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας µε εκτίµηση ρίσκου CO 2 ως προς τις συµβατικές µονάδες µε δέσµευση CO 2 - Μελλοντικές τεχνολογίες Στα διαγράµµατα που ακολουθούν παρουσιάζονται αποτελέσµατα ανάλυσης ευαισθησίας του κόστους της παραγόµενης kwh ως προς τις ώρες λειτουργίας ανά έτος της µονάδας. Η επίδραση των ωρών λειτουργίας στο συνδυασµένο κύκλο φυσικού αερίου είναι η µικρότερη λόγω του χαµηλού κόστους εγκατάστασης ενώ η µεγαλύτερη παρατηρείται στις µονάδες µε 7/10
υψηλό κόστος εγκατάστασης (συµβατική µονάδα µε δέσµευση διοξειδίου του ). Όσο οι ώρες λειτουργίας ετησίως µειώνονται, η µονάδα φυσικού αερίου τείνει να αποτελέσει το µικρότερο κόστος ανά kwh (όταν στο κόστος δεν συµπεριληφθεί και η αβεβαιότητα λόγω της διακύµανσης της τιµής του καυσίµου). Παραµετρική ανάλυση κόστους ως προς ώρες λειτουργίας 12 Συµβατικός cent/kwh 10 8 6 4 2 Καθαρές τεχνολογίες κύκλος Φ.Α. µε ρίσκο λόγω τιµής καυσίµου 0 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Ώρες λειτουργίας κύκλος Φ.Α. χωρίς ρίσκο λόγω τιµής καυσίµου Σχήµα 6: Παραµετρική ανάλυση κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας ως προς τις ώρες λειτουργίας της µονάδας ανά έτος- Παρούσες τεχνολογίες Παραµετρική ανάλυση ως προς ώρες λειτουργίας 12 Αµίνη 10 Καύση µε Ο2 cent/ kwh 8 6 4 Καθαρές τεχνολογίες κύκλος Φ.Α. µε ρίσκο λόγω τιµής καυσίµου 2 κύκλος µε αεριοποίηση 0 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Ώρες λειτουργίας κύκλος Φ.Α. χωρίς ρίσκο λόγω τιµής καυσίµου Σχήµα 7: Παραµετρική ανάλυση κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας ως προς τις ώρες λειτουργίας της µονάδας ανά έτος- Μελλοντικές τεχνολογίες 8/10
Στο διάγραµµα ευαισθησίας που ακολουθεί δίδεται η µεταβολή του κόστους της kwh για µεταβολή ±10%, ±20%, ±30% επί της τιµής του καυσίµου που χρησιµοποιήθηκε ως παραδοχή για την αξιολόγηση του κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από τους διάφορους τύπους µονάδων. Ιδιαίτερα υψηλή ευαισθησία στη διακύµανση της τιµής του καυσίµου δίνουν οι µονάδες µε δέσµευση του διοξειδίου του. Αυτό οφείλεται στο χαµηλό βαθµό απόδοσης των µονάδων αυτών. Επίσης υψηλή είναι και η επίδραση στη µονάδα φυσικού αερίου λόγω της υψηλής τιµής του καυσίµου. cent/kwh 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Παραµετρική ανάλυση κόστους ως προς την τιµή καυσίµου 0 1 2 3 4 5 6 7 Τιµή καυσίµου /GJ Συµβατικός Αµίνη Καύση µε Ο2 Καθαρές τεχνολογίες κύκλος Φ.Α. κύκλος µε αεριοποίηση Σχήµα 8: Ανάλυση ευαισθησίας του κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας ως προς την τιµή του καυσίµου ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ Οι τεχνολογίες δέσµευσης διοξειδίου του µπορούν να συµβάλουν στη µείωση του εκπεµπόµενου CO 2 στην ατµόσφαιρα από τον τοµέα της ηλεκτροπαραγωγής. Ωστόσο, η επίδραση των τεχνολογιών αυτών στη µείωση του βαθµού απόδοσης είναι υψηλή µε αποτέλεσµα, σε συνδυασµό µε το υψηλό κόστος εγκατάστασης, να οδηγούν σε αυξηµένο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Επιπλέον, µε την αγορά δικαιωµάτων εκποµπής διοξειδίου του από την διαµορφούµενη αγορά εµπορίας CΟ 2, αναµένεται να επιβαρυνθεί το κόστος παραγωγής ενέργειας. Από την συγκριτική εξέταση των τεχνολογικών λύσεων προέκυψε ότι οι µονάδες εγχωρίου λιγνίτη µπορούν µε τις συνθήκες αυτές να παρέχουν κόστος kwh ανταγωνιστικό σε σχέση µε τις µονάδες φυσικού αερίου, οι οποίες παρουσιάζουν µεγαλύτερο ρίσκο λόγω διακύµανσης τιµών του καυσίµου. ΒΙΒΛΙΟΓΡΑΦΙΑ [1] Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) (2001), Climate change 2001: the scientific basis, Cambridge University press. [2] Kakaras, E., A. Doukelis, D. Giannakopoulos and A. Koumanakos, (2004) CO 2 sequestration options for coal-fired power plants, IFRF 14 th Members Conference- A Sustainable Energy Supply for Industry: A Challenge for the IFRF, Netherlands, May 2004. [3] Wong S. and R. Bioletti (2002), Carbon Dioxide Separation Technologies, AIDIS CANADA Environmental Project. 9/10
[4] Ε. Κακαράς, Α. ουκέλης,. Γιαννακόπουλος, Α. Κουµανάκος (2005), Τεχνολογικές δυνατότητες µείωσης των εκποµπών CΟ 2 στον τοµέα της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ορυκτά καύσιµα, Σύγχρονη Τεχνική Επιθεώρηση, τεύχος 156, Απρίλιος 2005 [5] Anderson K., H. Birkestad, P. Maksinen, F. Johnson, L. Strömberg and A. Lyngfeld (2002), An 865 MW Lignite Fired CO 2 Free Power Plant - A Technical Feasibility Study, Sixth International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies, Kyoto, October 1-4, 2002. [6] E. Kakaras, D. Giannakopoulos, A. Doukelis, A. Koumanakos, Ch. Xatzilau, (2004), Reduction of CO 2 emissions from low quality coal fired power plants, 5 th European Conference on Coal Research & its Applications, Edinburgh, UK, 6-8/9/2004 [7] E. Kakaras, A. Doukelis, G. Giannakopoulos, A. Koumanakos, Ch. Hatzilau, (2004), Reduced CO 2 emission power plant schemes utilising low-quality coal, Joint Meeting of the Italian and Greek Sections of the Combustion Institute, Corfu, Greece, 17-19 June 2004 [8] Ε. Κακαράς, Α. ουκέλης,. Γιαννακόπουλος, Α. Κουµανάκος, N. Κούκουζας, (2005), Kαθαρές τεχνολογίες για υφιστάµενους θερµοηλεκτρικούς σταθµούς, 1 ο Πανελλήνιο Συνέδριο Μηχανολόγων-Ηλεκτρολόγων, 28-30 Μαρτίου 2005, Αθήνα [9] VGB Powertech. (2004), CO 2 capture and storage. A VGB report on the state of the art, VGB Powertech, Essen, August 2004 [10] Lambertz, J., (2005) Efficient power generation in coal- and gas-fired power plants, VGB, 2005 10/10