Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

The CO2 capture system with a swing temperature moving bed

Kozak-Jagieła Ewa, Rerak Monika, Zima Wiesław, Cebula Artur, Grądziel Sławomir, Mondino Giorgia, Blom Richard, Nord Lars O., Skjervold Vidar T.

Acta Mechanica et Automatica

|

2024

|

Vol. 18, no. 1

93--100

EN

The reduction in CO2 emissions is now a very popular topic. According to the International Energy Agency, CO2 emitted in 2021 was 6% more than that emitted in 2020. Carbon capture and storage (CCS) is gaining popularity as a possible solution to climate change. Experts estimate that industry and power plants will be responsible for 19% of total CO2 emissions by 2050. This paper presents the design of a semi-industrial-scale system for CO2 capture based on the moving bed temperature swing adsorption technology. According to the results of laboratory tests conducted by the SINTEF industry, this technology demonstrates high capture efficiency (>85%). The CO2 capture medium involved in adsorption is activated carbon passing through individual sections (cooling, heating, adsorption), where CO2 is bonded and then released. The heat and mass transfer processes are realised on the developed stand. The heat exchangers use steam and water as the heating/cooling medium. The paper reviews the existing solutions and describes the developed in-house design of heat exchangers that will ensure heat transfer conditions being a trade-off between economic and efficiency-related issues of the CO2 capture process. The designed test stand will be installed in a Polish power plant and is expected to meet the method energy intensity target, set at ≤ 2.7 MJ/kg CO2, with a capture efficiency exceeding 85%. The aim of the work was to develop and solve technical problems that would lead to the construction of a CO2 capture station with parameters mentioned above. This stand uses an innovative method where CO2 is captured by contacting the fluid (gases) with solid particles. The heat exchange associated with the heating and cooling of the adsorbent had to be solved. For this purpose, heat exchangers were designed with high thermal efficiency and to prevent the formation of mounds.

2

Innowacyjne technologie wychwytu, składowania oraz utylizacji CO2

Bator Jakub

Nowa Energia

|

2022

|

nr 5/6

4--6

PL

W ostatnich latach można zauważyć znaczny wzrost rozwoju ekonomicznego na całym świecie. Naturalnym następstwem tego jest zwiększone zapotrzebowanie na energię, czego konsekwencją jest zużywanie większych ilości paliw, a w szczególności paliw kopalnych, które stanowią główne źródło energii. Efektem tego jest zdecydowany wzrost emisji gazów cieplarnianych, a zwłaszcza ditlenku węgla, który jest uważany za główne źródło powstawania efektu cieplarnianego. Z tego względu dekarbonizacja systemu energetycznego jest jednym z kluczowych elementów dla realizacji postawionych przez UE celów klimatycznych, gdzie jednym z głównych założeń jest osiągnięcie neutralności klimatycznej pod względem emisji ditlenku węgla (CO2) do 2050 r.

3

Rola technologii wychwytu, transportu, utylizacji i składowania CO2 w drodze do osiągnięcia neutralności klimatycznej

Gładysz Paweł, Nowak Wojciech, Bukowski Maciej, Śniegocki Aleksander, Bączyk Anna

Nowa Energia

|

2021

|

nr 3

31--35

PL

Długookresowy cel osiągnięcia neutralności klimatycznej należy do kluczowych elementów globalnej i europejskiej polityki klimatycznej. Jednym z dostępnych rozwiązań w tym zakresie jest wychwyt dwutlenku węgla u źródła emisji lub bezpośrednie usuwanie go z atmosfery, a następnie jego transport i wykorzystanie w gospodarce lub też trwałe składowanie geologiczne. Technologie wychwytu, wykorzystania lub składowania dwutlenku węgla - CCUS (z ang. Carbon Capture, Utilization and Storage) są cennym uzupełnieniem innych niskoemisyjnych rozwiązań, pozwalającym zarówno wykorzystać paliwa kopalne w okresie przejściowym – co ułatwić może wykorzystanie istniejących aktywów (np. wysokotemperaturowych sieci cieplnych w miastach), poprawiając efektywność transformacji zarówno z perspektywy ekonomicznej, jak i środowiskowej.

4

Purification of Synthetic Gas from Fine Coal Waste Gasification as a Clean Fuel

Faizal Muhammad, Said Muhammad, Nurisman Enggal, Aprianti Nabila

Journal of Ecological Engineering

|

2021

|

Vol. 22, nr 5

114--120

EN

The presence of CO2 in the syngas is attracting more attention in terms of reducing the greenhouse gas emissions in its utilisation. The aim of this study was to purify syngas from the CO2 content of fine coal gasification. Fine coal is gasified with and without absorption using CaO, which is hydrated to Ca(OH) 2 in the modified updraft gasifier at 450–700 °C. Apart from investigating the CO2 absorption process, the gasification process also evaluates the influence of temperature in terms of its synergy with Ca(OH) 2. The best conditions for the gasification process are achieved at 700 °C. The content of CO2 was proven to be well absorbed, which is characterised by a decrease in the CO2 content and an increase in H2 in syngas. After the absorption process, the H2 content obtained increased from 42.6 mole% to 48.8 mole% of H2 at 700°C. The H2 ratio also increased after absorption to 2.57 from the previous value of 2.23. The highest absorption efficiency of CO2 by Ca(OH) 2 occurred at 700°C at 50.63%. With an increase in temperature in the gasification process with absorption, the CO2 content decreased dramatically from 16.9 mole% to 3.9%. Ca(OH) 2 has good absorption power at CO2 at high temperatures.

5

Manual Treatment of Urban Wastewater by Chemical Precipitation for Production of Hydroponic Nutrient Solutions

Correia Tânia, Regato Mariana, Almeida Adelaide, Santos Teresa, Amaral Leonor, Carvalho Fátima

Journal of Ecological Engineering

|

2020

|

Vol. 21, nr 3

143--152

EN

An urban wastewater treatment system was developed in Portugal for posterior in situ feasibility testing at the Bulgarian Antarctic Base, using its domestic wastewater. The aim of this system was to develop a low cost, integrated approach for wastewater treatment and production of nutrient solutions (NS) for hydroponic cultivation of lettuce (Lactuca sativa var. crispa) in Antarctic stations, or any other place where the lack of resources and logistical hardships make the wastewater treatment and reuse impractical. The wastewater treatment system consisted in manual agitation lime chemical precipitation (LCPm) and effluent natural neutralization (NN) by atmospheric CO2 carbonation reactions (with and without air injection). The resulting effluent/NS had macronutrient values (nitrogen and phosphorous) for the hydroponic cultivation of lettuce below the values of commercial NS and a high pH (pH ≈ 8). The treatment achieved a total coliform removal rate of 100%. Before the LCPm treatment system development, several lime-based reagents were tested under different reaction pH and using mechanical agitation, to access their organic matter removal efficiency, as chemical oxygen demand (COD). The best COD removal results obtained were: commercial Ca(OH)2 (pH 11.5 – 89%), reagent grade Ca(OH)2 (pH 11.5 – 79%) and CaO (pH 12.0 – 64%).

6

Investigation of CO2 Capture Property of CaO Sorbent in Various Molten Chloride Media with Different Operation Temperature

Kim Sung-Wook, Jeon Min Ku, Lee Kirak

Archives of Metallurgy and Materials

|

2020

|

Vol. 65, iss. 3

1051--1055

EN

CaO sorbent dissolved in chloride molten salts was investigated to identify its CO2 capture property. Various molten salt systems with different melting points (CaCl2 , LiCl, LiCl-CaCl2 , and LiCl-KCl) were used to control the operation temperature from 450 to 850ºC in order to determine the effect of the operation temperature on the chemical reaction between CaO and CO2 . The CaO sorbent showed the best performance at 550ºC in the LiCl-CaCl2 molten salt (conversion ratio of 85.25%). This temperature is lower than typical operation temperature of the solid-state CaO sorbent (~700ºC).

7

Carbon dioxide separation technologies

Czarnota Robert, Knapik Ewa, Wojnarowski Paweł, Janiga Damian, Stopa Jerzy

Archives of Mining Sciences

|

2019

|

Vol. 64, no. 3

487--498

EN

CO2 emission from combustion fossil fuels is considered as the primary factor in the global warming. Different methods for separation CO2 from combustion flue gases are extensively used across the world. The aim of this study is to analyze the most important technological solutions of CO2 separation. For this reason chemical absorption, physical absorption, adsorption approach, membrane filtration and cryogenic process were researched. Concluding, selection of the right method for carbon dioxide capture separation is a complex issue and a range of technological and economic factors should be taken into consideration prior to application on the industrial scale.

PL

Emisja CO2 do atmosfery pochodząca ze spalania paliw kopalnych jest uważana za główny czynnik globalnego ocieplenia. Różne metody oddzielania CO2 od gazów spalinowych są szeroko stosowane na ca-łym świecie. Celem niniejszego artykułu jest analiza najważniejszych technologicznych rozwiązań separacji CO2. W tym celu przeanalizowano następujące metody: absorpcja chemiczna, absorpcja fizyczna, adsorpcja, filtracja membranowa i proces kriogeniczny. Podsumowując, wybór właściwej metody separacji dwutlenku węgla pod kątem wychwytu dwutlenku węgla jest złożonym zagadnieniem, a przed zastosowaniem na skalę przemysłową należy wziąć pod uwagę szereg czynników, w tym technologiczne i ekonomiczne.

8

Badania eksperymentalne absorbentów do pozyskiwania CO2 z gazów odlotowych w procesie Solvaya

Chwoła T., Spietz T., Tatarczuk A., Krótki A., Stec M.

Przemysł Chemiczny

|

2018

|

T. 97, nr 6

979--984

PL

Przedstawiono wyniki badań absorpcji chemicznej ditlenku węgla w 30-proc. monoetanoloaminie, 30-proc. 2-amino-2-metylopropanolu + 10-proc. piperazynie i 6-proc. roztworze amoniaku. Badania przeprowadzono w instalacji laboratoryjnej (o wydajności do 5 m3/h) dla komponowanych strumieni gazowych, które zawartością CO2 odpowiadały gazom występującym w przemyśle sodowym. Zbadano wpływ różnych parametrów procesowych na efektywność i energochłonność procesu absorpcji CO2 (strumień ciepła do regeneracji, temperatura absorbentu wpływającego do kolumny absorpcyjnej, stosunek przepływu cieczy absorpcyjnej do gazu wlotowego (L/G), ciśnienie w kolumnie absorpcyjnej i desorpcyjnej). Przeprowadzone badania pozwoliły na porównanie skuteczności przebadanych absorbentów zastosowanych do wychwytu CO2 z gazów zawierających 10 i 30% obj. CO2.

EN

Aq. solns. of NH2CH2CH2OH (30%), NH2Me2CH2OH (30%) + piperazine (10%) or NH3 (6%) were used for removal of CO2 by absorption from CO2-contg. air (10 or 20% by vol.) under lab. conditions (gas flow 5 m3/h, temp. 20-45°C, pressure 100–130 kPa). The solvents were recovered by stripping CO2 for recycling. The lowest energy demand was found for NH3 at 10% CO2 concn. (6.2 MJ/kg CO2) and for amine mixt. at 30% CO2 concn. (8.2 MJ/kg CO2).

9

The separation of carbon dioxide from CO2/N2/O2 mixtures using polyimide and polysulphone membranes

Jaschik M., Tańczyk M., Janusz-Cygan A., Wojdyła A., Warmuziński K.

Chemical and Process Engineering

|

2018

|

Vol. 39, nr 4

449-–456

EN

Results are presented concerning the separation of the mixtures of carbon dioxide, nitrogen and oxygen in membrane modules with modified polysulphone or polyimide as active layers. The feed gas was a mixture with composition corresponding to that of a stream leaving stage 1 of a hybrid adsorptivemembrane process for the removal of CO2 from dry flue gas. In gas streams containing 70 vol.% of CO2, O2 content was varied between 0 and 5 vol.%. It is found that the presence of oxygen in the feed gas lowers the purity of the product CO2 in all the modules studied, while the recovery depends on the module. In the PRISM module (Air Products) an increase in O2 feed concentration, for the maximum permeate purity, led to a rise in CO2 recovery, whereas for the UBE modules the recovery did not change.

10

Analiza finansowa potencjalnego zastosowania mezoporowatych materiałów krzemianowych do oczyszczania spalin z ditlenku węgla w porównaniu do komercyjnej metody MEA

Koneczna R., Wdowin M., Panek R., Lelek Ł., Żmuda R., Franus W.

Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN

|

2017

|

nr 98

137--150

PL

Technologia CCS ( Carbon Capture and Storage ) jest jedną z metod ograniczających emisję ditleku węgla do atmosfery. Jednak wysokie koszty wychwytywania Co2 w tej technologii są główną przeszkodą wdrażania tego rozwiązania przez elektrownie. Redukcji kosztów oczekuje się przede wszystkim po stronie wychwytywania i oddzielania CO2 z gazów spalinowych (przemysłowych). Artykuł przedstawia ocenę efektywności finansowej najpopularniejszej technologii aminowej (MEA) względem otrzymywanego z popiołów lotnych materiału mezo-porowatego typu McM-41 impregnowanego polietylenoiminą (PEI) dla instalacji CCS. Badania prowadzono dla inwestycji obejmującej trzy kluczowe komponenty stanowiące pełny łańcuch wartości w procesie walidacji technologii CCS (wychwytywanie, transport i składowanie). Prowadzone badania mineralogiczne i określenie właściwości fizykochemicznych produktu mezoporowatego otrzymywanego z materiałów odpadowych, jakimi są popioły lotne, pozwoliły na wskazanie najlepszej klasy sorbentu – McM-41 impregnowanego PEI, który można wykorzystać w technologiach wychwytywania CO2. Opracowanie innowacyjnego związku pozwala nie tylko na usuniecie 100% CO2, ale również obniża koszty operacyjne (OPEX), w tym przede wszystkim koszty zużycia energii o 40% i materiałów w stosunku do mieszanek aminowych np. MEA.

EN

CCS (carbon capture and Storage) technology is one of the methods that limit the release of carbon dioxide into the atmosphere. However, the high cost of capturing Co2 in this technology is a major obstacle to the implementation of this solution by power plants. The reduction of costs is expected primarily on the side of the capture and separation of CO2 from flue/ industrial gas. The article presents the financial performance of the most popular amine technology (MEA) against mesoporous material about McM-41 structure obtained from fly ash, impregnated with polyethyleneimine (PEI), for CCS installations. The study was conducted for an investment comprising three key components that provide a full value chain in CCS validation (capture, transport and storage). The mineralogical studies and determination of the physicochemical properties of mesoporous material produced from waste materials such as fly ash allowed us to identify the best class sorbents of McM-41, which can be used in CO2 capture technologies. Developing an innovative relationship not only allows 100% of CO2 to be removed but also reduces operating costs (OPEX), primarily including energy by 40% and multiple material costs relative to amine mixtures such as MEA.

11

Stan rozwoju technologii spalania tlenowego

Czakiert T.

Rynek Energii

|

2017

|

Nr 6

60--64

PL

W artykule zaprezentowano aktualny status technologii tlenowego spalania (ang. oxy-fuel combustion), realizowanego w atmosferycznych paleniskach pyłowych i fluidalnych z wykorzystaniem paliw stałych. Wskazane zostały słabe i mocne strony dyskutowanego rozwiązania. Jednocześnie określono stan rozwoju technologii towarzyszących spalaniu tlenowemu, odnoszący się przede wszystkim do procesów separacji powietrza i wychwytu CO2. Wspomniano także rolę recyrkulacji spalin. Zwrócono również uwagę na możliwości zmniejszenia potrzeb własnych, stanowiących główne ograniczenie dla komercjalizacji omawianej technologii. Ostatecznie wskazane zostały pespektywy dalszego rozwoju omawianej technologii.

EN

The paper deals with a current development of oxy-fuel combustion technology, which can be performed in both pulverized- and fluidized bed boilers fired with solid fuels. The strong and weak points of this technology are discussed. Moreover, the issues associated with air separation, CO2 capture and other related processes are also analyzed in this paper. The important role of flue gas recirculation is mentioned as well. Furthermore, the possibilities to reduce the energy penalty are proposed, which is a key factor that limits the competitiveness of this technology on the energy market. Finally, the prospects of further development of the oxy-fuel combustion technology are considered.

12

CO2 capture by absorption in activated aqueous solutions of N,N-diethylethanoloamine

Kruszczak E., Kierzkowska-Pawlak H.

Ecological Chemistry and Engineering. S

|

2017

|

Vol. 24, nr 2

239--248

EN

The CO2 absorption process using aqueous amine solutions has been the most promising technique used for the removal of CO2 from gas streams in energy sector. In recent years, many researchers tested solutions which are composed of several compounds: a slow reacting tertiary amine- and a fast amine acting as an activator. In this paper, the CO2 absorption rate in an aqueous solution of N,N-diethylethanoloamine (DEEA) and activated solutions DEEA is investigated experimentally. The activators considered are sterically hindered amines: 2-amino-2-methyl-1-propanol (AMP), 2-amino-2-methyl-1,3-propanediol (AMPD) and N-methyl-1,3-propanediamine (MAPA) from the group of polyamines. The experiments were conducted over the temperature range of 303-333 K and the total amine concentration of 2 M. From the CO2 absorption experiments into mixed aqueous solutions of DEEA and MAPA, it was found that the addition of small amounts of MAPA into aqueous DEEA solutions has a significant effect on the enhancement of the CO2 absorption rate. The application of hindered amines: AMP or AMP as activators resulted in a marginally improvement of the absorption rate of CO2.

13

CCS jako jedna z metod redukcji emisji CO2

Adamczak-Biały T., Wójcicki A.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2017

|

nr 470

1--7

PL

W artykule zaprezentowano jeden ze sposobów ograniczenia emisji gazów cieplarnianych odpowiedzialnych za wzrost temperatury i zmiany klimatu. Jest nim technologia wychwytu i podziemnego składowania CO2 w strukturach geologicznych (Carbon Capture and Storage – CCS). Większość projektów CCS na dużą skalę (tzn. wychwyt i składowanie CO2 rzędu 1 mln t/rok) funkcjonuje w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie. Wiele z nich wiąże się z wykorzystywaniem CO2 wychwyconego z procesów przemysłowych do wspomagania wydobycia ropy naftowej (Enhanced Oil Recovery – EOR). Prezentowane przykłady projektów to: Boundary Dam Carbon Capture and Storage (Kanada), Great Plains Synfuels and Weyburn-Midale (Kanada) i Kemper County Energy Facility (Stany Zjednoczone). Aktualnie realizowane projekty CCS mają zasadnicze znaczenie, gdyż ukazują gotowość technologiczną do komercyjnego wdrożenia technologii wychwytu i geologicznego składowania CO2. W chwili obecnej mamy na świecie 15 działających dużych projektów CCS oraz 7 na końcowym etapie inwestycji.

EN

Information presented in the article allows us to introduce one of the approaches to reducing anthropogenic greenhouse gas emissions responsible for the temperature increase and climate change. This is the technology of capture and underground storage of carbon dioxide in geologic structures (Carbon Capture and Storage – CCS). Most of the large-scale CCS projects (i.e. capture and storage of an order of magnitude of 1 million tonnes of CO2 per year) operate in the United States and Canada. Many of them are associated with the use of CO2 captured from the industrial processes for the enhanced oil recovery (EOR). The presented examples of projects are: Boundary Dam Carbon Capture and Storage (Canada), Great Plains Synfuels and Weyburn-Midale (Canada), and Kemper County Energy Facility (United States). Presently operating CCS projects are crucial for demonstrating the technological readiness for commercial implementation of capture and geological storage of CO2. As of today 15 large-scale CCS projects are operating around the world, and 7 projects are in the last stages of investment.

14

Absorptive separation of carbon dioxide from ﬂue gas of high capacity power plants

Wójcik K.

Transactions of the Institute of Fluid-Flow Machinery

|

2016

|

nr 132

29--56

EN

The paper presents a methodology for modeling the processes of absorptive separation of carbon dioxide (CO2) from the power plant ﬂue gases. The absorption systemsof two supercritical power plants with the capacity of 460 MW and 600 MW were selected for the study. The process of CO2 separation from ﬂue gases by means of chemical absorption with the use of monoethanolamine and NH3 aqueous solutions was analysed. The power plant demands for power needed for the separation, compression and transport of CO2 to the disposal site was determined. The eﬀects of absorptive separation of CO2 for the power plant were determined, and an economic analysis of such an undertaking was conducted.

15

Analiza systemowa elektrowni ze spalaniem tlenowym węgla zintegrowanej z wychwytem CO2

Ziębik A., Gładysz P.

Energetyka

|

2016

|

nr 2

67--77

PL

Technologia spalania tlenowego paliw należy do najbardziej obiecujących rozwiązań układów usuwania CO2. Integracja elektrowni z tlenownią i z instalacją usuwania oraz sprężania CO2 zwiększa stopień złożoności układu energetycznego. Dlatego właściwym podejściem do badań jest analiza systemowa. W artykule zaprezentowano modele matematyczne bilansów bezpośredniego i skumulowanego zużycia energii oraz model analizy termoekologicznej oparte na input-output analysis. Przedstawiono wyniki wielowariantowej analizy systemowej zintegrowanej elektrowni ze spalaniem tlenowym, m.in. wpływ czystości tlenu technicznego, wykorzystanie energii odpadowej, zastąpienia tlenowni kriogenicznej przez instalacje membranową na wskaźniki energetyczne. Spadek sprawności energetycznej netto elektrowni zintegrowanej w stosunku do układu bazowego wynosi około 10,5 p.p. (punktu procentowego). Wykorzystanie ciepła odpadowego z instalacji chłodzenia międzystopniowego sprężarek tlenowni i CO2 powoduje zmniejszenie tego spadku o 0,17 p.p. Znaczącą poprawę spadku sprawności o około 2,6 p.p. mogłoby dać zastąpienie obecnie dostępnej tlenowni kriogenicznej przez przyszłościową tlenownię membranową.

EN

Oxy-fuel combustion technology belongs to one of the most promising solutions of CO2 capture systems. Integration of a power plant with air separation and CO2 capture and compression units makes a power system more complex that is why the right approach to the research is a system analysis. Described are mathematical models of direct and cumulative energy consumption balances and a model of a thermoecological analysis based on the input-output analysis. Presented are results of a multi-alternative system analysis of an oxy-fuel combustion integrated power plant concerning, among the others, an impact of various factors like oxygen purity, use of waste energy and replacing the cryogenic air separation with a membrane installation on energy rates. The reduction of an integrated power plant energy efficiency compared to the basic system equals about 10,5 p.p. (percentage point). Recovery of waste heat from interstage cooling of air separation and CO2 compressors increases this efficiency by 0,17 p.p. But a significant improvement, by about 2,6 p.p., could be reached by replacing the presently existing cryogenic air separation unit with a future-oriented membrane one.

16

Porównanie różnych struktur zaawansowanej technologicznie zeroemisyjnej elektrowni gazowo-parowej ze spalaniem tlenowym

Kotowicz J., Job M., Brzęczek M.

Energetyka

|

2015

|

nr 11

706--711

PL

Zaawansowane technologicznie zeroemisyjne elektrownie gazowo-parowe stanowią technologię pozwalającą na produkcję energii elektrycznej z zerową emisją dwutlenku węgla i wysoką sprawnością. Utrata sprawności względem nowoczesnych elektrowni gazowo-parowych bez technologii wychwytu CO2 wynosi nawet poniżej 5 punktów procentowych. Koncepcja ta wykorzystuje reaktor membranowy, który zastępuje komorę spalania w turbinie gazowej. Reaktor ten realizuje trzy kluczowe funkcje: separację tlenu od powietrza w membranie wysokotemperaturowej, spalanie paliwa oraz ogrzewanie ubogiego w tlen powietrza. Ogrzane powietrze jest rozprężane w turbinie i zasila kocioł odzyskowy. Reaktor membranowy może pracować przy niskim lub podwyższonym poziomie ciśnienia. W pierwszym przypadku spaliny opuszczające reaktor zasilają dodatkowy kocioł odzyskowy, natomiast w drugim przypadku możliwe jest zastosowanie dodatkowej turbiny zasilanej spalinami. Separacja spalin, składających się niemal wyłącznie z CO2 i H2O, jest ograniczona do ochłodzenia i wykroplenia wilgoci. W artykule przedstawiono różne struktury oraz wyniki analiz termodynamicznych elektrowni gazowo-parowych zintegrowanych z reaktorem membranowym.

EN

The advanced zero-emission combined cycle power plants (AZEP) are based on a technology enabling electric energy production from natural gas with a zero carbon dioxide emission and a high efficiency. The efficiency loss related to a modern natural gas combined cycle plant without CO2 capture installation is even lower than 5 percentage points. This concept is based on the use of a membrane reactor replacing the combustor in the gas turbine. The reactor combines three key functions: oxygen separation from air through the high-temperature membrane, fuel combustion in an internal reactor cycle and heating of the oxygen-depleted air. The hot air expands in the turbine and subsequently feeds the steam cycle through a heat recovery steam generator. The membrane reactor can operate on a low or a higher pressure level. In the first case the flue gas leaving reactor feeds an additional heat recovery steam generator, while in the second case it is possible to apply an additional turbine powered by flue gas. Carbon dioxide separation from the flue gas, composed almost entirely of H2O and CO2, is limited to the flue gas cooling and condensation of water vapor. Presented are various structures and results of thermodynamic analyses of natural gas combined cycle plants integrated with membrane reactors.

17

PDU-Scale Experimental Results of CO2 Removal With Amp/Pz Solvent

Śpiewak D., Krótki A., Spietz T., Stec M., Więcław-Solny L., Tatarczuk A., Wilk A.

Chemical and Process Engineering

|

2015

|

Vol. 36, nr 1

39--48

EN

This paper provides a discussion concerning results of CO2 removal from a gas mixture by the application of aqueous solutions of ethanoloamine (MEA) and 2-amino-2-methyl-1-propanol (AMP) promoted with piperazine (PZ). The studies were conducted using a process development unit. Research of such a scale provides far more reliable representation of the actual industrial process than modelling and laboratory tests. The studies comprised comparative analyses entailing identical energy supplied to a reboiler as well as tests cond ucted at similar process efficiencies for both solvents. The results thus obtained imply that using AMP/PZ enables reduction of the solvent heat duty. Moreover, while using AMP/PZ temperature decrease was also observed in the columns.

18

Analiza pracy bloku „CCS ready” zintegrowanego z wychwytem CO2 ze spalin dla różnej energochłonności MEA

Łukowicz H., Mroncz M.

Rynek Energii

|

2014

|

Nr 1

104--109

PL

W artykule analizowano obieg cieplny bloku kondensacyjnego na nadkrytyczne parametry pary o mocy 900 MWe. Blok ten spełnia wymagania „CCS ready”, czyli w chwili gdy będą komercyjnie dostępne instalacje wychwytu CO2, zostaną one dobudowane do układu cieplnego. Jako metodę separacji CO2 przyjęto absorpcję chemiczną, której sorbentem będzie MEA o różnej energochłonności. W analizie uwzględniono również pracę przekładniowej, ośmiostopniowej sprężarki na potrzeby transportu CO2. Obliczenia przeprowadzono dla bloku opalanego węglem kamiennym i brunatnym. Przedstawiono zmianę wskaźników pracy bloku po integracji z instalacją separacji w funkcji energochłonności sorbentu.

EN

This paper presents an analysis of the thermal cycle of a supercritical 900 MWe condensing power plant which meets the “CCS ready” requirements. This means that once CO2 capture installations become commercially available, they will be added to the thermal cycle. The CO2 separation method selected for the analysis is chemical absorption using MEA as sorbent with different energy consumption. The analysis also takes into account the operation of an eight-stage geared compressor which satisfies the needs of CO2 transport. The calculations are performed for a power unit fired with hard and brown coal. The change in the power plant operation indices after its integration with a separation installation is presented as a function of the sorbent energy consumption.

19

Analiza energetyczna instalacji wychwytu CO2 z uwzględnieniem pracy przy zmiennym obciążeniu

Bochon K., Chmielniak T. J.

Rynek Energii

|

2014

|

Nr 1

96--103

PL

W badaniach przeprowadzono analizę energetyczną instalacji wychwytu CO2. Jej podstawowym celem była ocena zapotrzebowania na energię do regeneracji sorbentu oraz zapotrzebowania na chłodzenie instalacji wychwytu, co jest niezbędne do oceny warunków współpracy instalacji wychwytu z blokiem energetycznym. Jako technologię wychwytu CO2 ze spalin, dla bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne, przyjęto absorpcję chemiczną, z zastosowaniem rozpuszczalnika aminowego. Obliczenia zostały rozszerzone o analizę dla zmiennego obciążenia bloku energetycznego oraz różnego stopnia wychwytu. Do badania wykorzystano komercyjny program do analizy procesów chemicznych Aspen Plus. W wyjściowym wariancie instalacji osiągnięto wynik w postaci współczynnika zapotrzebowania na ciepło do regeneracji na poziomie 3,49 MJ/kg CO2. Obliczenia wykonano także dla wariantu, w którym skropliny z separatora CO2/H2O za desorbe-rem trafiają do absorbera, a nie do desorbera, jak w wariancie wyjściowym, co pozwoliło na niewielkie ograniczenie ciepła potrzebnego do regeneracji. W przypadku zmiennych warunków pracy instalacji wychwytu zauważono pogorszenie efek-tywności pracy instalacji przy oddalaniu się od punktu nominalnego. Współczynnik zapotrzebowania ciepła do regeneracji przy zmianie obciążenia zwiększa się o ok. 0,18% na 1% spadku obciążenia bloku.

EN

In the studies the energy analysis of the CO2 capture installation was carried out. Its primary objective was the assessment of energy demand for the sorbent regeneration and the cooling demand of the capture installation, which is necessary to assess the cooperation conditions of the capture installation with the power unit. The chemical absorption was adopted as the technology for CO2 capture from flue gas for power unit with supercritical parameters, with application of an amine solvent. The calculations have been supplemented by the analysis for variable load of the power unit and varying removal efficiency. During the study a commercial code, for analysis of chemical processes, Aspen Plus was used. In the initial variant of the installation, the coefficient of the heat demand for regeneration with the value of 3.49 MJ/kg CO2 has been achieved. Calculations were also made for the variant, in which the condensate from the CO2/H2O separator behind the desorber goes to the absorber and not to the desorber, as in the initial variant. It allowed for a small reduction of the heat required for regeneration. In the case of variable working conditions of the capture installation the deterioration of the installation efficiency was observed when moving away from the nominal point. The coefficient of heat demand for regeneration during the load change increase by about 0.18% per 1% of the decrease in the power unit load.

20

Application of modified calcium sorbents in carbonate looping

Kotyczka-Moranska M., Tomaszewicz G.

Physicochemical Problems of Mineral Processing

|

2014

|

Vol. 50, iss. 1

217--224

EN

Reduction of CO2 emission is essential. In this paper, a study of the behaviour of modified Polish CaO-based sorbents during calcium looping cycles has been discussed. All the related tests were conducted using the Netzsch STA 409PG Luxx thermogravimetric analyser. Samples with a weight of ms=10.0±0.1 mg were placed in an Al2O3 crucible. The calcium looping processes were performed at the carbonation temperature of 650°C and the calcination temperature of 900°C. Additionally, calcinationcarbonation cycles with different gas flows were examined. The authors investigated the influence of CO2 concentration and total gas flow on the carbonation conversion. Sorbents were studied by TG and porosimetry analysis.