Doświadczenia operacyjne instalacji aminowego usuwania CO₂ ze spalin – od skali laboratoryjnej do pilotowej

• Autorzy: Więcław-Solny L. , Krótki A. , Tatarczuk A. , Stec M.

Warianty tytułu

EN

Operational experiences of different scale Carbon Capture plants

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Polityka klimatyczna UE ukierunkowana jest na obniżenie emisji szkodliwych związków do środowiska. W przypadku sektora energetycznego, od lat kładzie się duży nacisk na obniżenie emisji tlenków siarki SOx, tlenków azotu NOx, pyłów oraz CO₂. W związku z wprowadzeniem systemu handlu emisjami CO₂ , coraz większego znaczenia nabierają technologie obniżające emisje gazów cieplarnianych, w tym technologie wychwytu i składowania CO₂ (CCS – Carbon Capture and Sequestration). W artykule przedstawiono postęp prac nad procesem usuwania CO₂ ze spalin bloków węglowych, realizowanych w ramach Strategicznego Programu Badawczego „Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: Opracowanie technologii dla wysoko sprawnych „zero-emisyjnych” bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO₂ ze spalin”. Przedstawiono doświadczenia zespołu realizującego badania procesu wychwytu CO₂ na instalacjach w skali laboratoryjnej, półtechnicznej i pilotowej. Zaprezentowano wyniki testów procesu wychwytu CO₂ ze spalin z zastosowaniem instalacji pilotowej aminowego usuwania CO₂ o wydajności 1 t CO2/d. W ramach realizowanych badań pilotowych prowadzonych w Elektrowni Łaziska w 2013 r., wykonano ponad 80 testów, w ramach których udało się wydzielić 20 ton dwutlenku węgla ze spalin kotłowych. Przeanalizowano wpływ innowacyjnych rozwiązań konstrukcyjnych instalacji pilotowej. Potwierdzono wysoką sprawność procesu wychwytu CO₂ z zastosowaniem absorpcji chemicznej w roztworze MEA przekraczającą 90% oraz możliwość obniżenia zużycia ciepła w procesie regeneracji sorbentu poprzez integrację cieplną obiegów w obszarze instalacji wychwytu CO₂.

EN

EU’s climate policy is focused on the reduction of harmful emissions. The energy sector put a great emphasis on the reductionof emissions of sulfur oxides SOx, nitrogen oxides NOx, carbon monoxide CO, particulates and carbon dioxide CO₂ . Mitigation of CO₂ emissions is the challenge of the power sector, because just under 80% of the electricity generated in Poland is powered by coal-fired power plants. Technologies reducing greenhouse gas emissions, including technologies, CO₂ capture and storage (CCS – Carbon Capture and Sequestration), are becoming increasingly important, according to the introduction of CO₂ emissions trading system – EU ETS. The Carbon Capture and Storage (CCS) technology is one of the key ways to reconcile the rising demand for fossil fuels, with the need to reduce CO₂ emissions. Globally CCS is likely to be a necessity in order to meet the Union’s greenhouse gas reduction targets Post-combustion process like amine based chemical absorption CO₂ is ideally suitable for conventional power plants. There are still only a few facilities worldwide in which this technology is actively being practiced and the demonstration phase of CCS technology needs more activity – the biggest one in Europe have 280 t CO₂ /d yield and is located in Mongstad in Norway. This paper presents the progress of the CO₂ capture from the flue gas research implemented within the framework of the Strategic Research Programme “ Advanced technologies for energy generation: Development of a technology for highly efficient zero-emission coal-fired power unitswith integrated CO₂ capture”. Some of the experience of the researchers performing CO₂ capture plants on a laboratory, semi-technical and pilot scale are presented. First pilot tests of CO₂ capture from coal- fired flue gas in Poland were carried out in cooperation with TAURON Polska Energia and Tauron Wytwarzanie, at Laziska Power Plant for six months of 2013 year. The Pilot Plant was connected to the hard coal-fired boiler. The plant is able to receive about 200m3/h of real flue gas that contains different types of pollutants such as SOx, NOx and particles. The Pilot Plant consists of flue gas pre-treatment unit – deep desulfurization, and CO₂ capture unit – consist of absorber and desorber columns. The Pilot Plant operates 24 h per day, 5 days per week. Because the CO₂ concentration in flue gas to be treated consequently fluctuates round the clock operation allows for extended evaluation of the solvent, and capture process efficiency on real work parameters of the boiler. Over 500 h, 81 tests and more than 20 t of separated CO₂ were achieved during the operation with 30 wt% MEA (monoethanolamine). The unique design of the Pilot Plant allowed for the evaluation of various process modifications. Process modifications such as split stream and heat recuperation had been evaluated with the plant. The effect of heat recovery – recuperation can easily be seen in Fig.5. Achieved efficiency of CO₂ separation was above 85% and the lowest noticed energy demand of sorbent regeneration was 3,6 MJ/kg CO₂ – for MEA as a sorbent, and heat recuperation evaluated – Fig. 3. Those power required for regeneration comprise the energy requirements of the process subsequently determining the operating and maintenance costs – about 50–60% of OPEX. The main noticed operational problem of the CO₂ capture plants was corrosion of the some devices, that means how important is the right material choosing during plant designing stage.

Słowa kluczowe

PL

emisja CO2; usuwanie CO2; Carbon Capture and Storage CCS; monoetanoloamina-MEA; strategiczny program badawczy

EN

CO2 emission; reduction CO2; absorption; MEA – monoethanolamine; carbon capture and storage (CCS); strategic research programme

• Wydawca: Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
• Czasopismo: Polityka Energetyczna
• Rocznik: 2014
• Tom: T. 17, z. 3
• Strony: 393--404
• Opis fizyczny: Bibliogr. 21 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Więcław-Solny L.

• Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla, Zabrze

autor

Krótki A.

• Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla, Zabrze

autor

Tatarczuk A.

• Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla, Zabrze

autor

Stec M.

• Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla, Zabrze

Bibliografia

• [1] BEDNORZ, J. 2013. Wpływ „Energy Road Map 2050” na rozwój społeczno-gospodarczy Polski. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 16, z. 3, s. 115–128.
• [2] BOBA, J., JURKA, T. i PASSIA, H. 2012. System handlu uprawnieniami do emisji jako narzędzie w walce z globalnym ociepleniem. Prace Naukowe GIG Górnictwo i Środowisko 42, s. 45–59.
• [3] FOLGER, P. 2014. Carbon Capture and Sequestration: Research, Development, and Demonstration at the U.S. Department of Energy. CRS Report.
• [4] GRUDZIŃSKI, Z. 2013. Koszty środowiskowe wynikające z użytkowania węgla kamiennego w energetyce zawodowej. Rocznik Ochrona Środowiska t. 15, s. 2249–2266.
• [5] KOSZYŃSKI, P., KAMIŃSKI, J., MIROWSKI, T. i SZURLEJ, A. 2013. Rozwój energetyki przemysłowej w Polsce. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 16, z. 3, s. 35–46.
• [6] MALKO, J. i LIS, R. 2014. Kluczowe problemy współczesnego sektora energii elektrycznej. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 17, z. 1, s. 19–25.
• [7] BUKOWSKI, M. i ŚNIEGOCKI, B. 2011. Mix energetyczny 2050 – Analiza scenariuszy dla Polski, Raport opracowany na zlecenie Ministerstwa Gospodarki.
• [8] OLKUSKI, T. 2013. Analiza trendów wydobycia węgla energetycznego u czołowych producentów na świecie oraz w Polsce. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 16, z. 2, s. 53–65.
• [9] PANOWSKI, M. i ZARZYCKI, R. 2013. Analiza procesowa przygotowania wyseparowanego ze spalin dwutlenku węgla do transportu i składowania. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 16, z. 4, s. 2143–256.
• [10] PASKA, J. i SURMA, T. 2013. Rozwój energetyki odnawialnej a gospodarka. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 16, z. 4, s. 21–34.
• [11] Strategia Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko perspektywa do 2020 r. Ministerstwo Gospodarki i Ministerstwo Środowiska, Warszawa 2014.
• [12] SWORA, M., MURAS, Z. i KAMIŃSKI, J. 2014. Prawno-ekonomiczne przesłanki wyodrębnienia przemysłu energochłonnego. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 17, z. 1, s. 53–68.
• [13] SZCZERBOWSKI, R. 2013. Bezpieczeństwo energetyczne Polski – mix energetyczny i efektywność energetyczna. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 16, z. 4, s. 35–47.
• [14] TARKOWSKI, R., LUBOŃ, K. i TARKOWSKI, S. 2014 – Postrzeganie zmian klimatu oraz CCS – wyniki badań ankietowanej społeczności lokalnej na przykładzie okolic Tarnowa. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 17, z. 1, s. 85–98.
• [15] TATARCZUK, A., ŚCIĄŻKO,M., STEC,M. i TOKARSKI, S. 2013. Zastosowanie absorpcji aminowej do usuwania CO2 ze spalin w skali pilotowej. Chemik 67 (5), s. 407–414.
• [16] WIĘCŁAW-SOLNY, L., TATARCZUK, A., KRÓTKI, A., WILK, A. i ŚPIEWAK, D. 2012. Dotrzymać kroku polityce energetyczno-klimatycznej UE – postęp badań procesów usuwania CO2 ze spalin. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 15, z. 4, s. 111–123.
• [17] WIĘCŁAW-SOLNY, L., TATARCZUK, A., KRÓTKI, A. i STEC, M. 2013. Postęp prac w badaniach technologicznych aminowego usuwania CO2 ze spalin. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 16, z. 4, s. 229–241
• [18] WILCOX, J. 2012. Carbon Capture. Springer Science.
• [19] WILK, A.,WIĘCŁAW-SOLNY, L., TATARCZUK, A., OEPIEWAK, D. i KRÓTKI, A. 2013.Wpływ zmiany składu roztworu absorpcyjnego na efektywność procesu usuwania CO2 z gazów spalinowych. Przemysł Chemiczny 92 (1), s. 120–125.
• [20] WILK, A., WIĘCŁAW-SOLNY, L., ŚPIEWAK, D. i SPIETZ, T. 2013. Badania laboratoryjne nad doborem optymalnych warunków pracy instalacji separacji CO2 ze spalin o podwyższonej zawartości CO2. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 16, z. 4, s. 217–227.
• [21] WOŹNIAK, J. 2012. Wpływ kosztów wykupu pozwoleń na emisję CO2 na wzrost cen energii elektrycznej w Polsce. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 15, z. 4, s. 139–149.