2 la contractul nr.38/2012 titlu proiect: optimizarea … · simulare aspen plus, modelul hysys...

1

Raport ştiinţific nr. 2 la contractul nr.38/2012

Titlu proiect: Optimizarea tehnico-economică şi a impactului asupra mediului a integrării tehnologiilor CCS în centralele electrice pe combustibili fosili solizi şi

surse energetice regenerabile (biomasă)

Etapa nr. 2: Analiza integrării tehnologiilor de captare CO2 în unităţile energetice

Activităţi în cadrul etapei:

A.2.1. Epurarea gazelor de ardere rezultate din procesele energetice prin desprăfuire, desulfurare, denitrificare, etc.; A.2.2. Integrarea tehnologiei de captare CO2 post-combustie în centralele electrice (analiza proceselor de absorbţie chimică şi fizică); A.2.3. Stabilirea principalelor consumuri de materiale (solvenţi, substanţe chimice, apa de răcire) şi a consumului de energie (de ex. abur, electricitate) implicate în cadrul centralelor electrice A.2.4. Informarea şi diseminarea rezultatelor în publicaţii ISI, conferinţe internaţionale, worksop-uri

Întocmit: Director de proiect: Şl.dr.ing. Cristian DINCĂ Responsabil Partener 1: Conf.dr.ing. Călin CORMOŞ Responsabil Partener 2: Dr.ing. Carmencita CONSTANTIN Responsabil Partener 3: Prof.dr.ing. George DARIE

Contract nr. 38/2012 – Etapa nr.2 – Analiza integrării tehnologiilor de captare CO2 în unităţile energetice

2

1. Rezumat

Scopul celei de-a doua etape a constat în identificarea principalelor fluxuri de solvenţi chimici raportaţi la kWh de energie electrică, fluxuri necesare proceselor de captare a CO2 din gazele de ardere (procese post-combustie). În cadrul acestei etape au fost analizate procesele de absorbţie chimică utilizând amine şi amestecuri de amine şi fizică utilizând membranele polimerice de separare CO2/H2 în vederea maximizării producţiei de hidrogen în unităţile IGCC (ciclu combinat cu gazeificare integrată a cărbuelui/biomasei. Studiile experimentale respectiv de simulare-modelare au avut ca obiectiv stabilirea principalelor fluxuri de solvenţi chimici precum aminele primare, secundare şi terţiare dar şi amestecuri de amine în condiţii de eficienţă a procesului de captare CO2 cu un consum redus de energie termică şi electrică. Mărimile urmărite în cadrul analizei experimentale şi de simulare-modelare au fost: consumul de solvenţi chimici (amine, NaOH, amoniac), de apă de răcire, de energie electrică şi termică (abur). Trebuie menţionat că în cazul proceselor membranare, consumul de energie electrică s-a datorat procesului de comprimare a gazelor de ardere în vederea intensificării coeficienţilor de difuzie moleculară.

Analiza experimentală s-a realizat utilizând instalaţia pilot experimentală de ardere în strat fluidizat circulant, existentă în cadrul Facultăţii de Energetică, dotată cu ciclon de desprăfuire, unitate de desulfurare şi o secţiune de captare CO2 post-combustie. Scopul acestui studiu a permis dimensionarea corectă a secţiunii de captare CO2 în vederea reducerii consumului de energie datorat regenerării solvenţilor chimici. Deasemenea, instalaţia pilot experimentală a fost analizată (prin simulare) în cadrul programului ASPEN Plus în vederea analizei în regim dinamic a parametrilor de proces. Posibilitatea integrării unităţii de membrane polimerice în cadrul secţiunii de captare a CO2, a fost analizată în cadrul programelor de simulare în Aspen Plus. S-a observat o îmbunătăţire a eficienţei de absorbţie, stabilindu-se concentraţiile optime pentru diferite tipuri de amine (30 % în cazul utilizării MEA) în funcţie de consumul de energie termică necesar regenerării solventului. Integrarea membranelor polimerice în procesele IGCC a permis maximizarea producerii de hidrogen prin reducerea factorului de emisie de CO2 la valori sub 10 kg/MWh. În etapa următoare se vor analiza membranele de tip contactor de separare CO2/N2 din gazele de ardere şi pe baza studiului de simulare-modelare (suprafaţa membranei, coeficienţii de difuzie moleculară, etc.) s-a validat proiectul tehnic de execuţie ce permite construirea instalaţiei de testare a diferitelor tipuri de membrane în cadul proceselor de separare CO2 dintr-un flux de gaze simulat (gaze de ardere sau gaz de sinteză – procese pre- sau post-combustie).

Datele obţinute experimental dar şi din studiul de simulare-modelare au fost utilizate pentru evaluarea unei centrale termoelectrice pe cărbune prevăzută cu posibilitatea separării CO2 din gazele de ardere prin procese chimice de absorbţie utilizând diferite tipuri de amine. S-a analizat centrala termoelectrică cu parametrii sub-critici (presiunea şi temperatura aburului) şi supra-critici. De asemenea, s-au analizat două cazuri cu şi fără recuperarea căldurii din gazele de ardere valorificabilă în procesul de regenerare a solventului. S-a onservat că în cazul utilizării MEA într-o concentraţie de 30 %, aportul căldurii gazelor de ardere este de 10 % conducând la reducerea consumului de energie termică specifică de la 3,3 la 2,8 GJ/tonă de CO2 captat. În acest caz s-au determinat experimental variaţiile în timp ale solvenţilor utilizaţi în vederea stabilirii capacităţii de absorbţie a acestora. În cazul MEA, capacitatea de absorbţie a fost de 0,22 mol CO2/molMEA pentru o concentraţie de 30 % MEA în soluţie. Printre rezultatele obţinute în cadrul studiului experimental, s-a observat că rata de consum a MEA a variat între 0,29-0,73 kg/m3/hr.

Rezultatele obţinute în cadrul acestei etape au fost diseminate în articole publicate sau aflate în curs de publicare în principalul flux de reviste internaţionale (5 articole în reviste cotate ISI), cu un factor de impact cumulat de aproximativ 7,9. De asemenea, rezultatele au fost prezentate în 8 articole la diferite conferinţe internaţionale


3

2. Epurarea gazelor de ardere rezultate din procesele energetice prin desprăfuire, desulfurare, denitrificare

2.1. Prezentarea instalaţiei experimentale de ardere în strat fluidizat circulant

Una dintre tehnologiile cele mai dezvoltate privind arderea combustibililor fosili este considerată arderea în strat fludizat cu şi fără recirculare, tehnologie considerată şi în documentul BAT (best available technologies) [1]. Această tehnologie se pretează la condiţiile existente în România privind calitatea cărbunilor utilizaţi (conţinut ridicat de apă şi cenuşă).

Tehnologia de ardere în strat fluidizat presupune injectarea combustibilului într-un pat turbulent fierbinte, unde aerul de combustie a fost admis la baza focarului fluidizând patul. Datorită dezvoltării rapide a acestei tehnologii, arderea în pat fluidizat circuant a devenit disponibilă şi pentru huilă şi lignit, fiind folosită ca instalaţie de ardere industrială. În general, la pornirea instalaţiei se foloseşte nisip pentru a ajuta la fluidizarea amestecului dintre particulele de cărbune şi aerul de ardere. Patul creat conţine între 1-3 % particule de cărbune din patul materialului în care mai există cenușă şi aditivi. Ţinând cont de avantajele tehnologiei de ardere în strat fluidizat circulant: temperatura de ardere în intervalul 750-950 °C şi a timpului mare de staționare, eficienţa procesului de ardere este foarte mare, şi în consecinţă, emisiile rezultate în procesul de ardere sunt relative scăzute [2].

În cadrul laboratorului de Surse Regenerabile de Energie (Facultatea de Energetică) s-au realizat seturi experimentale pe instalaţia de ardere în strat fluidizat circulant, în vederea identificării:

bilanţului masic al fluxurilor intrate şi ieşite din instalaţie raportate la unitatea de combustibil introdusă;

capacităţii de absorbţie a diferitelor tipuri de amine utilizate şi variaţia acestora în timp; determinarea perioadei de timp de stabilizare a valorii capacităţii de absorbţie;

consumului de energie termică necesar regenerării solventului utilizat în condiţiile menţinerii eficienţei procesului de captare CO2;

pierderii de solvent ca urmare a degradării solventului chimic în prezenţa gazelor acide.

Rezultatele obţinute experimental au fost comparate cu cele obţinute în programul de simulare Aspen Plus, modelul HYSYS 3.2.

Fig. 1. Vedere laterală a instalaţiei de ardere în strat fluidizat circulant


4

În figura 1 se prezintă o poză cu instalaţia de ardere în strat fluidizat circulant (ASFC) existentă în cadrul laboratorului de surse regenerabile de energie. Pentru a uşura modul de înţelegere, s-a prezentat în figura 2 schema de principiu a instalaţiei ASFC.

Fig. 2. Schema instalaţiei de ardere în strat fluidizat circulant

1.Ventilator aer; 2.Antefocar; 3.Şnec evacuare cenuşă; 4.Buncăr cărbune/biomasă; 5.Focar; 6.Dispozitiv recirculare gaze de ardere cu reţinere cenuşă; 7.Ciclon recirculare gaze de ardere; 8.Corp convectiv; 9.Ciclon reţinere particule solide; 10.Schimbător de căldură cu plăci şi garnituri; 11.Schimbator de căldură Solvent-gaze de ardere; 12.

Vas de detentă – CO2 ; 13.Reboiler – regenerare solvent; 14.Condensator; 15.Coloana desorbţie; 16.Economizor; 17.Coloană desulfurare gaze; 18.Coloană de absorbţie; 19.Răcitor; 20.Rezervor soluţie amină bogată în CO2;

21.Rezervor NaOH;22.Rezervor soluție amină regenerată; P1.Pompă ф max; P2.Pompă circulaţie NaOH; P3.Pompă ф min;

Instalaţia se porneşte pe gaz natural şi se injectează cărbune măcinat în focar în momentul în care temperatura din focar a atins valoarea de 450 oC, pentru a permite realizarea stratului fluidizat. Injectarea cărbunelui în focar se face cu ajutorul modului 4 din figura 2 (şnec+buncăr). Pentru tehnologia de ardere în strat fluidizat circulant, conţinutul de oxigen a fost menţinut în jurul valorii O2 - 7%. Pe traseul de evacuare al gazelor de ardere, instalaţia este echipată cu un ciclon de reţinere a particulelor de praf, cu o unitate de desulfurare ce permite separarea emisiilor de SO2 utilizând NaOH. Gazele de ardere sunt răcite de la temperaturi de 850 – 900 oC până la valori de aproximativ 150 oC înainte ca acestea să fie evacuate în mediul ambiant. Sistemul de captare a CO2 este prezentat în detaliu în figura 3 [3, 4, 5].

Fig. 3. Schema secţiunii de separare CO2/SO2 din gazele de ardere


5

Legendă: - soluţia bogată în CO2 după unitatea de absorbţie (punct de măsură); - soluţie bogată în CO2 după rezervorul “MEA rich” (punct de măsură); - soluţie sărăca în CO2 după economizor (punct de măsură); - soluţie săracă în CO2 după bolierul electric (punct de măsură); - soluţie săracă în CO2 după rezervorul “MEA lean” (punct de măsură); - punct de măsură a temperaturii; - punct de măsură a intensităţii curentului electric; c.w. – apă rece din reţeaua de apă potabilă; - analizor de gaze (TESTO).

Procesul de separare CO2 din gazele de ardere se bazează pe absorbţia chimică utilizând diferite soluţii chimice pe bază de amine. Regenerarea solventului se realizează în trei trepte recuperând căldura din: a) soluţia săracă în CO2; b) din gazele de ardere şi c) utilizând un boiler electric încălzit cu ajutotul a două rezistenţe electrice de 2 kW fiecare.

Deasemenea, în cadrul acestui studiu experimental, s-a studiat influenţa eficienţei unităţii de desulfurare (sau mai bine zis a conţinutului de oxizi de sulf din gazele de ardere) asupra capacităţii de absorbţie a aminelor analizate. Pentru determinarea conţinutului de carbon din gazele de ardere s-a utilizat analizorul TOC (carbonul organic total), prezentat în figura 4.

Fig. 4. Analizorul elementar Vario TOC Cube

Pentru determinarea conţinutului de carbon s-a folosit următoarea metoda - TOC vol/TIC vol/TC vol, presupunând acidularea probei cu acid fosforic (1% H3PO4) pentru determinarea carbonului anorganic (TIC). După determinarea carbonului anorganic (TIC) s-a determinat carbonul organic total (TOC) prin scăderea acestuia din carbonul total (TC) cu ajutorul relaţiei 1.

푇푂퐶 = 푇퐶 − 푇퐼퐶 (1)

2.2. Epurarea gazelor de ardere rezultate din procesele energetice Toate analizele experimentale au fost realizate utilizând lignit autohton achiziţionat de la

Complexul Energetic Turceni. Analiza elementala a fost realizată în cadrul laboratorului de surse regenerabile, aceasta fiind prezentată în tabelul 1. Analiza a constat în determinarea elementelor chimice existente în combustibil. Se observă conţinutul scăzut de cărbune şi hidrogen şi un conţinut ridicat de umiditate şi cenuşă ceea ce a condus la obţinerea unei puteri calorifice inferioare scăzute. Puterea calorifică a fost determinată experimental (valoare prezentată în tabelul 1) cu ajutorul bombei calorimetrice dar şi prin calcul cu ajutorul relaţiei lui Mendeleev (ecuaţia 2) unde s-a obţinut valoarea de 7 520,4 kJ/kg.

A

B

C

D

E

T

I


6

푄 = 339 ∙ 퐶 + 1030 ∙ 퐻 + 109 ∙ 푆 − 푂 − 25,1 ∙ 푊 , în kJ/kg (2) Tabelul 1. Analiza elementală a lignitului

Analiza ulterioară (wt. %, daf)

Analiza imediată (wt.%)

Puterea calorifică inferioară

(MJ/kg), utilizând bomba

calorimetrică

Puterea calorifică inferioară

(MJ/kg), utilizând relaţia lui Mendeleev

Eroare (휺, %)

C H O N S W A - - - 21.55 1.25 2.55 0.65 1 36 37 7.5 7,52 ~ 0,3

În cadrul acestui paragraf au fost analizate soluţiile de reducere a particulelor de praf, a emisiilor de NO2 respectiv a emisiilor de SO2. Ţinând cont că temperatura procesului din focar a variat între 850 – 950 oC, emisiile de oxizi de azot s-au încadrat în valorile recomandate de legislaţia de mediu (legea protecţiei mediului înconjurător nr. 137) şi anume sub 500푚푔 푚⁄ . În tabelul 2 sunt prezentate emisiile mediate obţinute în testele experimentale.

Tabelul 2. Compoziţia gazelor la arderea lignitului

Exces de aer, 흀

Debit de combustibil,

B, (kg/h)

Densitatea gazelor de ardere, 흆,

(kg/m3)

Debitul de gaze de

ardere, mga, (m3/h)

Compoziţia gazelor de ardere

CO2, (%)

SO2, (ppm)

NOx, (ppm) O2, (%)

1.5 5.1 1.2717 19.47 10.51 1802.3 67.95 7 1.52 5.1 1.2719 19.693 10.39 1807.6 68.08 7.18 1.55 5.1 1.27 20.028 10.22 1801.7 68.26 7.45 1.59 5.1 1.2703 20.474 9.99 1795.4 68.49 7.79 1.62 5.1 1.2706 20.809 9.83 1786.4 68.66 8.03 1.64 5.1 1.2708 21.033 9.73 1793.5 68.77 8.2 1.67 5.1 1.271 21.368 9.58 1791.6 68.93 8.42 1.69 5.1 1.2712 21.591 9.48 1782.4 69.04 8.57 1.72 5.1 1.2714 21.926 9.33 1793.8 69.19 8.79 1.74 5.1 1.2711 22.149 9.24 1762.4 69.29 8.93 1.76 5.1 1.2712 22.372 9.15 1766.8 69.38 9.07 1.79 5.1 1.2706 22.707 9.01 1782.5 69.53 9.27 1.81 5.1 1.2721 22.931 8.92 1779.3 69.62 9.4

În tabelul 2 este prezentată compoziţia gazelor de ardere înainte de unitatea de desulfurare şi în mod evident înaintea unităţii de absorbţie. Trebuie precizat că particulele de praf au fost reţinute cu ajutorul unei baterii multiciclon separator. Se observă că emisiile de NOx (echivalent NO2) sunt sub 70 ppm ceea ce înseamnă o concentraţie masică de 143.66 mg/m3

N. Pentru reducerea emisiilor de SO2 s-a utilizat o soluţie chimică pe bază de NaOH. S-a observat o modificare a eficienţei procesului de desulfurare la modificarea concentraţiei de NaOH în soluţie (între 5-15). În figurile 5-7 sunt prezentate variaţiile eficienţei procesului de desulfurare şi a concentraţiei de SO2 în gazele de ardere după unitatea de desulfurare în funcţie de concentraţia de NaOH (hidroxid de sodiu) în soluţie şi respectiv de temperatura soluţiei de NaOH. Temperatura soluţiei a variat în funcţie de debitul de apă de răcire recirculat într-un schimbător de căldură cu plăci special realizat pentru a rezista la aciditatea soluţiei. Eficienţa maximă a fost obţinută pentru o concentraţie scăzută de NaOH în soluţie de 5 % deoarece valoarea concentraţiei de SO2 în gazele de ardere este scăzută iar în cazul creşterii concentraţiei de reactiv în soluţie, sulfitul de sodiu se descompune în SO2 ce se regăseşte în gazele de ardere. Valorile concentraţiilor de SO2 din gazele de ardere au fost mediate la diferite excese de aer ce au variat între 1,5 şi 1,82. Din calcul a rezultat un debit de soluţie (5 % NaOH) de 2,55 kg/h; (10% NaOH) de 1,275 kg/h; (15 % NaOH) de 0,875 kg/h. Debitul de apă de răcire circulat prin schimbătorul de căldură cu plăci a variat între 2-4 l/min. În figura 8 se prezintă variaţia raportului L/G în funcţie de concentraţia de NaOH în soluţie. Valoarea raportului L/G creşte cu scăderea concentraţiei de NaOH în soluţie. Pe măsură ce concentraţia de solut creşte în soluţie, raportul L/G se aplatisează la o valoare aproximativ constantă de 0,025 kg_l/kg_ga. Se preferă creşterea raportului L/G pentru a avea o concentraţie scăzută de NaOH în soluţie.


7

Fig. 5. Eficienţa procesului de desulfurare în funcţie de temperatura soluţiei pentru o concentraţie de 5 %NaOH



92.5

93

93.5

94

94.5

95

95.5

96

96.5

0

50

100

150

200

250

300

350

20 25 30 35 40

Efic

ient

a de

sulfu

rarii

, [%

]

C_SO

2_ou

t, [m

g/m

3 N]

Temperatura solutiei NaOH, [oC]

C_SO2_out, [mg/m3N]

ε_SO2, [%]

74

76

78

80

82

84

86

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

20 25 30 35 40Ef

icie

nta

desu

lfura

rii, [

%]

C_SO

2_ou

t, [m

g/m

3 N]


C_SO2_out, [mg/m3N]

ε_SO2, [%]

70

72

74

76

78

80

82

84

86

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

20 25 30 35 40

Efic

ient

a de

sulfu

rarii

, [%

]

C_SO

2_ou

t, [m

g/m

3 N]


C_SO2_out, [mg/m3N]

ε_SO2, [%]


8

Fig. 8. L/G în funcţie de concentraţia de NaOH în soluţie

3. Integrarea proceselor post-combustie de reducere a emisiilor de CO2 În acest paragraf s-a analizat reducerea post-combustie a emisiilor de CO2 prin integrarea proceselor de absorbţie chimică utilizând amine şi amestecuri de amine respectiv prin integrarea proceselor fizice membranare în care se separă CO2 de N2 din gazele de ardere. În cazul utilizării membranelor, procesul a fost simulat în Aspen Plus în vederea stabilirii parametrilor optimi de proces. În paralel, au fost analizate diferite tipuri de membrane ce urmează a fi utilizate în cadrul instalaţiei experimentale ce urmează să se realizeze în cadrul etapei nr. 3.

3.1. Procese post-combustie de captare CO2 prin absorbţie chimică

În figura 3 este prezentată schema secţiunii de captare CO2 din gazele de ardere. Analiza experimentală a parametrilor de proces a avut ca obiectiv stabilirea valorilor optime ale acestora în condiţiile minimizării consumului de energie termică de regenerare şi a maximizării capacităţii de absorbţie termică a aminelor. Pentru validarea rezultatelor, procesul de captare CO2 prin absorbţie chimică a fost simulat în Aspen Plus. Parametrii de proces analizaţi experimental sunt:

a) consumul de energie termică necesară pentru regenerarea diferitelor tipuri de amine (primare, secundare şi terţiare, respectiv amestecuri);

b) eficienţa procesului de captare CO2; c) debitul de solvent; d) concentraţia de amină în soluţie; e) temperatura proceselor de absorbţie şi desorbţie; f) raportul L/G pentru diferite valori ale energiei termice de regenerare.

În tabelul 3 sunt prezentate variantele analizate experimental dar şi în cadrul programului de simulare în Aspen Plus.

Tabelul 3. Cazurile analizate experimental

Variante analizate Tip de amină în soluţie Concentrație în soluţie,

[%] A1 MEA 20 A2 MEA 30 A3 MEA 40 A4 DEA 20 A5 DEA 27 A6 DEA 35 A7 MEA-DEA 10-30 A8 MEA-DEA 20-20

0

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

0.14

0.16

0 5 10 15 20 25 30

L/G

, [kg

_l/k

g_ga

]

Concentratia de NaOH in solutie, [%]


9

A9 MEA-DEA 30-14 A10 TEA 20 A11 TEA 35 A12 TEA 50 A13 TEA-MEA 30-5 A14 TEA-MEA 30-10 A15 TEA-MEA 30-15

Pentru fiecare caz în parte s-a determinat experimental capacitatea de absorbţie şi perioada de timp (휏) la care valoarea acestui parametru s-a stabilizat. În acest raport se prezintă doar capacitatea de absorbţie pentru următoarele amine: MEA, DEA şi TEA la concentraţiile menţionate. Însă, s-a observat că în cazul amestecurilor de amine, capacitatea de absorbţie prezintă variaţii între variaţiile obţinute individual pentru fiecare amină analizată separat, amina utilizată într-o concentraţie mai ridicată având o mai mare influenţă asupra rezultatelor experimentale.

În studiul experimental s-a observat că amina secundară este caracterizată de cea mai scurtă perioadă de stabilizare, capacitatea de absorbţie fiind de aproximativ 0,3 mol_CO2/mol_DEA. Aminele primare (MEA) ca şi cele secundare (DEA) ajung la valoarea de echilibru după aproximativ 30-35 minute, perioadă după care capacitatea de absorbţie a MEA se stabileşte la valoarea de 0,2 mol_CO2/mol_MEA. Aminele terţiare (TEA) sunt caracterizate de cea mai ridicată valoare a capacităţii de absorbţie 0,32 mol_CO2/mol_TEA dar au cea mai scăzută viteză de reacţie cu CO2, valoarea stabilizată fiind obţinută după aproximativ 100 de minute.

Fig. 9. Capacitatea de absorbţie a soluţiei de MEA la diferite concentraţii

Fig. 10. Capacitatea de absorbţie a soluţiei de DEA la diferite concentraţii

Fig. 11. Capacitatea de absorbţie a soluţiei de TEA la diferite concentraţii


10

Pentru validarea rezultatelor obţinute în studiul experimental, procesul de captare CO2 a fost simulat în Aspen Plus, schema fiind prezentată în figura 12. În figura de mai jos se identifică unitatea de absorber, şi desorber (striper), unităţile de regenerare a solventului (încălzirea în trepte a soluţiei bogate în CO2.

Fig. 12. Simularea procesului de captare CO2 prin absorbţie chimică în Aspen Plus

În figurile 13-15 este prezentată variaţia conumului de energie termică în funcţie de eficienţa procesului de captare CO2 pentru diferite rapoarte L/G la diferite concentraţii de MEA în soluţie. Raportul L/G optim permite determinarea debitului de solvent necesar pentru un anumit debit de gaze de ardere cunoscând compoziţia combustibilului, debitul de combustibil şi tehnologia de ardere (ardere în strat fluidizat circulant - 푂 = 6%). Cunoscând concentraţia de amină în soluţie se poate determina necesarul de amină şi implicit costul de achiziţie al solventului.

Fig. 13. Valoarea optimă a raportului L/G

pentru MEA 20% Fig. 14. Valoarea optimă a raportului L/G

pentru MEA 30%


pentru MEA 40% Fig. 16. Valoarea optimă a raportului L/G

pentru DEA 25%


11

În figurile 16-18 se prezintă variaţiile de energie termică în funcţie de eficienţa de captare CO2 în cazul utilizării DEA. Se observă că, în acest caz, valorile consumului de energie termică sunt sensibil mai scăzute decât în cazul utilizării MEA: 2,2-2,6 GJ/tCO2 faţă de 2,7 – 3,4 GJ/tCO2. Valorile optime au fost obţinute pentru un raport L/G de 0,7 kg_l/kg_ga în cazul utilizării DEA şi de aproximativ 1 kg_l/kg_ga în cazul utilizării MEA, cu excepţia concentraţiei de 30 % unde raportul optim a fost de 0,7 kg_l/kg_ga. Mai mult, aceste valori optime ale raportului L/G au fost obţinute pentru valori ale eficienţei procesului de captare CO2 mai ridicate în cazul utilizării DEA (97-99 %) decât în cazul utilizării MEA (86-92 %). În cazul utilizării amestecului MEA-DEA (figurile 19-21), consumul de energie termică a variat între 2,5 – 4 GJ/tCO2 pentru valori ale


pentru DEA 30% Fig. 18. Valoarea optimă a raportului L/G

pentru DEA 40%


pentru MEA-DEA 10-30% Fig. 20. Valoarea optimă a raportului L/G

pentru MEA-DEA 20-20%


pentru MEA-DEA 30-14% Fig. 22. Valoarea optimă a raportului L/G

pentru TEA 20%


pentru TEA 35% Fig. 24. Valoarea optimă a raportului L/G

pentru TEA 50%


12

eficienţei de captare CO2 între 86-93 %, valorile optime fiind obţinute pentru raportul L/G = 1 kg_l/kg_ga. Utilizarea aminei terţiare (figurile 22-24), a condus la obţinerea unui consum de energie termică variind între 2– 3,5 GJ/tCO2 pentru o eficienţă de captare CO2 de ~ 98 %.

Amestecul dintre TEA şi MEA în diferite concentraţii, păstrând constantă concentraţia de TEA în soluţie (figurile 25-27), a permis constatarea faptului că pe măsură ce concentraţia de MEA creşte, eficienţa procesului de captare CO2 la care se obţine valoarea optimă a raportului L/G scade de la 97 la 90 %.

În figurile 28-33 s-a prezentat influenţa temperaturii procesului de desorbţie asupra consumului de energie termică cosiderând o anumită concentraţie de solvent în soluţie şi pentru o anumită eficienţă a procesului de captare. Creşterea exagerată a temperaturii (la valori peste 150 0C) în re-boiler conduce pe de o parte la creşterea vitezei de reacţie a aminei (în special MEA sau a amestecurilor care au MEA în compoziţie) iar pe de altă parte la ruperea legăturilor chimice între elementele ce alcătuiesc amina formând produse ireversibile. Un alt inconvenient este dat de vaporizarea aminei ceea ce conduce la pierderi de solvent în instalaţie.

Temperatura optimă la care s-a obţinut consumul minim de energie termică a variat între 85 – 92 oC în funcţie de solventul utilizat şi de concentraţia acestuia în soluţie.

Fig. 25. Valoarea optimă a raportului L/G pentru TEA-MEA 30-5%



Fig. 28. Consumul de energie termică în funcţie de

temperatura de desorbţie (MEA 30%) Fig. 29. Consumul de energie termică în funcţie

de temperatura de desorbţie (MEA 40%)


13

3.2. Influenţa desulfurării asupra procesului de captare CO2 Prezenţa emisiilor de dioxid de sulf în gazele de ardere conduce la degradarea ireversibilă a aminei utilizate iar dacă procesul se desfăşoară la temperaturi ridicate (peste 120 oC), procesul este accelerat. Pentru a observa acest proces s-au ales dintre variantele A1-A15 variantele în care s-a obţinut concentraţia optimă de amină în soluţie. În acest raport este prezentată influenţa asupra MEA la diferite concentraţii de NaOH în soluţie. În cazul utilizării MEA, concentraţia optimă a fost de 30 % (varianta A2). Ţinând cont de influenţa concentraţiei de NaOH în soluţie asupra eficienţiei procesului de desulfurare, s-au considerat în această analiză următoarele valori: 5, 10 ş 15 %. În figurile 34-36 se prezintă variaţia în timp a capacităţii de absorbţie a soluţiei pe bază de MEA.

Se observă că la creşterea concentraţiei de NaOH în soluţie, ceea ce conduce la scăderea eficienţiei procesului de desulfurare şi inevitabil la creşterea concentraţiei de SO2 în gazele de ardere în unitatea de absorbţie, capacitatea de absorbţie a aminei cu o concentraţie de 30 % MEA a scăzut de la 0,2 la 0,11 mol CO2/mol MEA. Pe de altă parte, valoarea capacităţii de absorbţie s-a stabilizat după o perioadă de timp de aproape două ori mai mare decât în cazul unei concentraţii de NaOH de 2% (vezi figura 9).

Fig. 30. Consumul de energie termică în funcţie

de temperatura de desorbţie (DEA 25%)


de temperatura de desorbţie (DEA 30%)


de temperatura de desorbţie (DEA 25%) Fig. 33. Consumul de energie termică în funcţie de

temperatura de desorbţie (DEA-MEA 30-10%)

Fig. 34. Capacitatea de absorbţie a aminei pe

bază de MEA 30% pentru NaOH – 5 % Fig. 35. Capacitatea de absorbţie a aminei pe bază de MEA 30% pentru NaOH – 10 %

NaOH=5% NaOH=10%


14

Pentru stabilirea influenţei anumitor parametrii de proces asupra degradării aminei s-a utilizat relaţia 3 [3].

푅 = , ∙ ∙ ∙ ∙[ ] , ∙ [ ] , [ ] ,

, ∙[ ] , (3) unde: T – reprezintă temperatura absolută asoluţiei din unitatea de absorbţie, K; MEA – reprezintă concentraţia de monoethanolamină în mol/l; O2 – concentraţia de oxigen în gazele de ardere, în mol/l; SO2 – concentraţia de SO2 din gazele de ardere, în mol/l; CO2 – concentraţia de CO2 din gazele de ardere, în mol/l. Utilizând relaţia 3 s-a determinat cantitatea de amină pierdută în procesul de absorbţie-desorbţie CO2, valorile fiind comparate cu rezultatele experimentale (figura 36). Eroarea a variat între 2,5 şi 8 %.

Cunoaşterea cantităţii de amină degradată este deosebit de importantă atunci când se doreşte determinarea cantităţii de solvent necesară pentru o centrală termoelectrică.

3.3. Procese de captare CO2 prin absorbţie fizică

Într-o instalaţie IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) convenţională, gazul de sinteză rezultat din gazeificarea combustibilului solid (după înlăturarea cenuşei şi a altor compuşi nedoriţi ca de exemplu H2S, HCl, NH3 etc.), se folosește pentru producerea de energie electrică într-o turbină de gaz. Gazele arse de la turbina de gaz sunt mai apoi utilizate în unitatea de recuperare a căldurii (Heat Recovery Steam Generator – HRSG) la generarea de abur, ce este folosit la generarea unei cantităţi suplimentare de energie electrică într-o turbină de abur.

Fig. 35. Capacitatea de absorbţie a aminei pe

bază de MEA 30% pentru NaOH – 15 %

NaOH=15%

Fig. 36. Capacitatea de absorbţie a aminei pe bază de MEA 30% pentru NaOH – 15 %


15

Instalaţia IGCC modificată pentru captarea pre-combustie de CO2, implică căteva schimbări de configuraţie comparativ cu o instalație fără captare: (i) o unitate pentru conversia catalitică a CO la CO2 cu vapori de apă; (ii) o unitate mai mare pentru indepărtarea gazelor acide - H2S şi CO2 şi (iii) un ciclu combinat gaze-abur pe bază de hidrogen. Schema conceptuală de funcţionare a unei instalaţii de IGCC pentru poli-generarea diferiţilor vectori enegetici cu captarea dioxidului de carbon într-o configurație pre-combustie, prin co-procesarea cărbunelui cu diferite sortimente de biomasă şi reziduri solide este prezentată în figura 37 [6, 7].

Fig. 37. Schema bloc a unei instalaţii IGCC pentru poli-generarea de vectori energeti cu

cu captare pre-combustie a CO2

Unul dintre avantajele importante ale tehnologiei IGCC este posibilitatea de co-procesare a unor combustibili de calitate mai redusă (atât fosili cât și sorturi de biomasă sau deșeuri) care sunt dificili de procesat în instalații de combustie datorită caracteristicilor lor (punct redus de topire a cenușii, conținut ridicat de sulf etc.). De asemenea, gazul de sinteză rezultat din gazeificare se poate folosi atât pentru generarea de energie electrică cât și pentru conversia acestuia în diferiți compuși cu valoare energetică (de ex. hidrogen, metanol, combustibili sintetici). În plus, aplicarea proceselor de captare pre-combustie a dioxidului de carbon instalațiilor IGCC este mai promițătoare în vederea reducerii penalităților energetice și de cost decât în cazul proceselor de captare post-combustie.

În cadrul activităţi au fost evaluate 3 cazuri diferite de poli-generare vectori energetici prin co-gazeificarea cărbunelui şi a biomasei / rezidurilor solide cu captarea CO2 prin procese fizice după cum urmează:

Cazul 1: Co-generarea de hidrogen şi electricitate cu captare CO2; Cazul 2: Co-generarea de gaz metan sintetic şi electricitate cu captare CO2; Cazul 3: Co-generarea de combustibil lichid Fischer-Tropsch şi electricitate cu captare

CO2. În Cazul 1 de co-generare hidrogen şi electricitate cu captare şi stocare de CO2 s-a propus o instalaţie cu o capacitate de circa 420 MW net cu eficienţa cumulată a intalaţiei de 34,6 - 37,2% şi emisii specifice de CO2 de 66 - 78 kg/MWh. Principalii indicatori de performanţă ai instalaţiei pentru co-producţia de hidrogen şi electricitate prin co-gazifierea amestecului de cărbune şi rumeguş sunt prezentaţi în tabelul 4. După cum se observă în acest tabel eficienţa cumulată a instalaţiei creşte cu creşterea producţiei de hidrogen, puterea electrică consumată fiind aproape constantă, iar emisiile de CO2 scad cu creşterea producţiei de hidrogen. Acest aspect reflectă influenţa pozitivă a flexibilităţii instalaţiei asupra parametrilor de performanţă tehnică și economică.


16

Tabelul 4. Principalii indicatori de performanţă a iinstalaţiei (co-producţia de hidrogen şi electricitate din co-gazeificarea cărbunelui şi a rumeguşului)

Principalele date ale instalaţiei UM Elect. Electicitate + H2

Debit de combustibil (a.r.) t/h 180.45

Puterea calorică inferioară: cărbune / rumeguş MJ/kg 25.353 / 16.057

Energia termică a materiei prime – LHV (A) MWth 1177.68

Energia termică a gazului de sinteză (B) MWth 934.26

Eficienţa procesului de gazeificare (B/A *100) % 79.33

Energia termică a gazului de sinteză ex. AGR (C) MWth 831.95

Eficienţă tratare gaz de sinteză (C/B *100) % 89.05

Puterea generată de turbina de gaz (M701G2) MWe 334.00 312.59 292.57 272.58 258.68

Puterea generată de turbina de abur MWe 200.14 190.78 181.51 172.09 159.18

Puterea generată de expandor MWe 0.78 0.72 0.67 0.61 0.55

Total putere electrică generată(D) MWe 534.92 504.09 474.75 445.28 418.41

Debit de ieşire hydrogen – LHV (E) MWth 0.00 50.00 100.00 150.00 200.00

Putere consumată de unitatea ASU + compr. O2 MWe 45.13 45.13 45.13 45.13 45.13

Putere consumată de unitatea de gazeificare MWe 8.27 8.27 8.27 8.27 8.27

Putere consumată AGR + uscare şi compr. CO2 MWe 40.54 40.54 40.54 40.54 40.54

Putere consumată pentru comprimare H2 MWe 0.00 0.66 1.33 2.01 2.68

Putere consumată de blocul de generare elect. MWe 19.05 18.37 17.72 17.07 16.92

Total putere electrică consumată (F) MWe 112.99 112.97 112.99 113.02 113.54

Putere electrică netă generată (G = D - F) MWe 421.93 391.12 361.76 332.26 304.87

Eficienţă brută a instalaţiei (D/A * 100) % 45.42 43.05 40.31 37.81 35.85

Eficienţă netă a instalaţiei (G/A * 100) % 35.82 33.21 30.72 28.21 25.88

Eficienţă producere hidrogen (E/A * 100) % 0.00 4.24 8.49 12.73 16.98

Eficienţă cumulată ((G+E)/A * 100) % 35.82 37.45 39.21 40.95 42.86

Rata de captare CO2 % 92.83 92.83 92.83 92.83 92.83

Emisii specifice de CO2 (electricitate) kg/MWh 71.19 76.61 82.61 89.72 98.52

Emisii specifice de CO2 (energie) kg/MWh 71.19 68.09 65.04 62.28 59.49

În Cazul 2, pentru co-generarea de gaz metan sintetic (Substitute Natural Gas - SNG) şi electricitate, s-a propus o instalaţie cu capacitatea de 800 MWth gaz metan sintetic şi o rată de captare a carbonului de 60%. Ca şi combustibil a fost ales un amestec de cărbune cu deşeuri municipale solide (MSW) în proporţie de 80÷20% masă. Două scenarii au fost evaluate în acest caz: scenariul 2.a în care cărbunele şi MSW sunt transportate la reactorul de gazeificare folosind azot, iar în scenariul 2.b de către CO2. În toate situațiile prezentate, rata de captare a carbonului se referă la totalitatea carbonului procesat în instalație (fosil sau regenerabil), dacă se consideră că o parte din acest carbon este din surse regenerabile rata de captare a carbonului fosil este totală, putându-se discuta de sisteme de generare energie electrică cu emisii negative de CO2.


17

În Cazul 3, pentru co-generarea de combustibil lichid FT şi electricitate s-a propus o instalaţie de 700 MW şi o rată de captare a CO2 de 45-50%, utilizându-se acelaşi amestec de combustibil ca şi în Cazul 2. Principalii indicatori de performanţă ai instalaţiei pentru co-producţia de gaz de sinteză şi electricitate (Cazul 2) şi co-producţia de combustibil lichid Fischer-Tropsch şi electricitate (Cazul 3) sunt prezentaţi în tabelul 5.

Tabelul 5. Principalii indicatori de performanţă ai instalaţiilor: Cazul 2: Co-producţie SNG şi electricitate; Cazul 3: Co-producţie combustibil FT şi electricitate

Principalele date ale instalaţiei UM Cazul 2.a Cazul 2.b Cazul 3

Debit de combustibil (a.r.) kg/h 200.00 200.00 200.00

Puterea calorică inferioară: cărbune / deșeuri

municipale solide (a.r.) MJ/kg 25.353 / 11.962

Energia termică a materiei prime – LHV (A) MWth 1235.41 1235.41 1235.41

Puterea generată de turbina de abur MWe 163.24 164.82 191.90

Total putere electrică generată (B) MWe 163.24 164.82 191.90

Energie termică gaz metan / combustibil FT (C) MWth 800.00 800.00 700.00

Total putere electrică consumată (D) MWe 115.31 120.94 74.69

Putere electrică netă (E = B - D) MWe 47.93 43.88 117.21

Eficienţă producere electricitate (E/A * 100) % 3.88 3.55 9.48

Eficienţă gaz metan / combustibil FT (C/A * 100) % 64.75 64.75 56.66

Eficienţă cumulată (C+E/A * 100) % 68.63 68.30 66.14

Rata de captare CO2 % 60.84 62.46 47.46

Emisii specifice de CO2 (energie) kg/MWh 6.96 6.43 39.89

După cum se observă din tabelul 5, eficienţa cumulată a intalaţiei pentru cazul 2 este de 68% cu o rată de captare a CO2 de 60% şi emisii de CO2 aproape de zero (6-7 kg CO2/MWh). Rata de captare şi cantitatea de dioxid de carbon emis în atmosferă sunt calculate considerând conţinutul total de carbon a materiei prime. În Cazul 3 (co-producţia de combustibil lichid Fischer-Tropsch şi electricitate) eficienţa cumulată a intalaţiei este de 66%, cu o rată de captare a CO2 de 47% şi emisii de CO2 de 47 kg CO2/MWh. În ambele Cazuri 2 si 3, folosindu-se acelaşi combustibil cu aceeaşi energie termică, rezultă o reducere a eficientei nete de 2% comparativ cu cea a gazului metan sintetic. Ca şi concluzie generală co-generarea de gaz metan sintetic sau combustibil lichid Fischer-Tropsch şi electricitate prin co-gazeificare cu captare CO2 este un concept promiţător ce combină o eficienţă mare a procesului cu o rată de captare a dioxidului de carbon bună. Aceste rezultate vor fi folosite pentru realizarea unei analize economice în vederea cuantificării costurilor de capital, a celor de operare precum și costurile de producție a energiei electrice (și a altor vectori energetici pentru cazurile de co-generare).

4. Stabilirea principalelor consumuri de materiale (solvenţi, substanţe chimice, apa de răcire) şi a consumului de energie (de ex. abur, electricitate) implicate în cadrul centralelor electrice

În acest studiu s-a analizat o centrală termoelectrică cu parametrii sub-critici (A) şi supra-critici (B) pe cărbune prevăzută cu separarea de CO2 din gazele de ardere prin procese chimice de absorbţie utilizând monoetanolamină. În această analiză s-a urmărit determinarea consumului de apă de răcire, de solvenţi (MEA şi NaOH), de abur şi respectiv de electricitate [8]. Prin consum de


18

electricitate se înţelege pierderea de lucru mecanic şi implicit reducerea puterii electrice la bornele generatorului ca urmare a prelevării unui debit de abur din corpul de joasă presiune pentru regenerarea solventului chimic. Două cazuri au fost analizate:

Cazul 1: regenerarea solventului utilizând exclusiv abur prelevat din corpul de joasă presiune al turbinei (figura 38);

Cazul 2: utilizarea căldurii gazelor de ardere pentru regenerarea solventului într-o primă treaptă înainte de regenerarea principală utilizând abur prelevat din corpul de joasă presiune al turbinei (figura 39).

Spre deosebire de primul caz, în cel de-al doilea s-a analizat varianta în care gazele de ardere înainte de a fi evacuate în mediul ambiat cedează căldura lor solventului chimic într-un economizor. Această analiză a fost realizată utilizând monoetanolamina într-o concentraţie de 30 % considerată a fi optimă în paragraful 3.1.

1 − 푎푖

7

푖=1

1 − 푎푖

6

푖=3

Fig. 38. Centrală termoelectrică pe cărbune prevăzută cu reţinere de CO2 prin absorbţie chimică

1− 푎푖

7

푖=1

1 − 푎푖

6

푖=3

Fig. 39. Centrală termoelectrică pe cărbune prevăzută cu reţinere de CO2 prin absorbţie chimică

şi regenerare în două trepte.


19

În tabelul 6 se prezintă indicatorii tehnici şi de mediu pentru cele două cazuri analizate, raportând rezultatele la situaţia de referinţă analizată în prima etapă a proiectului (fără captare CO2).

Tabelul 5. Indicatorii tehnici şi de mediu ai centralei termoelectrice cu şi fără captare CO2

Indicatori Centrală

termoelectrică fără captare CO2

Centrală termoelectrică cu captare CO2 fără

recuperarea căldurii gazelor de ardere

Centrală termoelectrică cu captare CO2 şi cu

recuperarea căldurii gazelor de ardere

A B A B A B Parametrii ciclului cu abur Puterea turbinei cu abur, kW 300,000 300,000 255,543 253,984 261,450 260,111 Puterea termică necesară regenerării solventului, kW - - 44,457 46,016 38,550 39,889

Puterea la bornele generatorului, kW 300,000 300,000 211,086 207,968 222,900 220,222

Parametrii sistemului de reţinere CO2

Tipul solventului - - MEA MEA MEA MEA Concentraţia de MEA, % - - 30 30 30 30 Debitul de solvent utilizat, kg/s 794,25 767,86 794,25 767,86 Eficienţa procesului de captare, % 90 90 90 90 Energia termică specifică, GJ/tonăCO2

- - 3.35 3.27 2.95 2.87

Debitul de abur în CJP, kg/s 185.02 179.04 111.01 107.42 119.89 116.02 Debitul de abur prelevat din CJP, kg/s - - 74.01 71.62 65.13 63.02

Debitul de CO2 emis, kg/s 58.28 56.34 - - - - Debitul de CO2 captat, kg/s - - 52.45 50.71 52.45 50.71 CO2 emissions, kg/s - - 5.83 5.63 5.83 5.63 Debitul de NaOH (5%), kg/s 4,300 4,100 4,300 4,100 4,300 4,100 Parametrii tehnici ai CTE Eficienţa netă, % 46.21 48.15 39.36 40.77 40,27 41.75 Reducerea eficienţei CTE, % - - 6.85 7.38 5.94 6.4 Costuri Investiţia totală, mil € 320.4 320.4 387.6 387.6 387.6 387.6 Cheltuieli de mentenanţă fixe, mil €/an 2.04 2.14 2.65 2.81 2.65 2.81

Cheltuieli de mentenanţă variabile, mil €/an 14.64 15.4 19.18 20.55 19.18 20.55

Costul tonei de CO2 captat, €/tonă - - 53 51 50 48

Din analiza efectuată a rezultat că prin integrarea secţiunii de captare CO2 într-o centrală termoelectrică, eficienţa netă a centralei a scăzut cu aproximativ 7 puncte procentuale în cazul lipsei recuperării gazelor de ardere şi cu aproape 6 puncte procentuale în cazul recuperării căldurii gazelor de ardere. Din analiza economică a rezultat un cost al tonei de CO2 de aproximativ 50 €. Acest cost este mult peste ceea ce se poate recupera din vânzarea certificatelor verzi, caz în care preţul unei tone de CO2 este de 4,57 €.

5. Informarea şi diseminarea rezultatelor în publicaţii ISI, conferinţe internaţionale, worksop-uri

În cadrul acestei etape, membrii consorţiului au participat la 4 conferinţe internaţionale:

International Conference on Future Energy Environment, desfăşurată la Roma (Italia) – 1 articol;

Conferinţa Internaţioală Energie Mediu, Ediţia a 6-a, desfăşurată la Bucureşti – 5 articole; Conferinţa APCCMME, 2013 desfăşurată la Beijing (China) – 1 articol; Conferinţa „Clean Coal Technologies”, desfăşurată la Salonic (Grecia) – 1 articol.


20

De asemenea, au fost publicate o serie de articole în fluxul principal internaţional precum: International Journal of Greenhouses Gases; International Journal of Hydrogen Energy; Studia Chemia; Advanced Materials Research Journal; Journal of Clean Energy Technology; Journal of Environmental Protection. În plus, a fost publicat un capitol de carte la editura Formatex în volumul „Materials and processes for energy: communicating current research and technological developments” – Energy book Series #1. Trei articole au fost premiate, două dintre ele primind premiu în cadrul UEFISCDI - Premierea rezultatelor cercetarii - 2013, în timp ce al treilea a fost premiat ca fiind cel mai bun articol de la conferinta ICFEE, 2013.

Pe teme derivate temei proiectului au fost depuse 2 proiecte de cercetare vizând dezvoltarea proceselor industriale de producere ciment cu reţinere de CO2 şi dezvoltarea proceselor de transport CO2 în fază densă.

6. CONCLUZII

În cadrul acestui capitol se prezintă rezultatele experimentale şi de simulare obţinute pentru procesele de absorbţie chimică a CO2 utilizând diferite amine şi amestecuri de amine dar şi pentru procesele de absorbţie fizică utilizând membranele. S-a analizat integrarea proceselor amintite în unităţi energetice: centrale termoelectrice şi cicluri combinate cu gazeificare integrată a cărbunelui şi a biomasei. Integrarea proceselor de separare CO2 dintr-un flux gazos a urmărit stabilirea parametrilor de proces optimi precum şi determinarea indicatorilor economici. De asemenea, au fost analizate limitările privind integrarea acestor procese în cadrul centralelor termoelectrice şi cum afectează eficienţa globală a centralei energetice. S-au determinat consumurile de materiale şi energetice necesare procesului de captare CO2 pentru a se determina în ce mod afectează costurile şi indicatorii tehnici ai centralei.

Referinţe bibliografice

[1] Norişor, M. - Contribuții la optimizarea parametrilor instalațiilor de captare a CO2-lui la arderea combustibilului solid în strat fluidizat circulant, 2012, Universitatea Politehnică Bucureşti

[2] Dincă, C., Badea, A., The parameters optimization for a CFBC pilot plant experimental study of post-combustion CO2 capture by reactive absorption with MEA. International Journal of Greenhouse Gas Control, Vol. 12, 2013, 269-279 pg., doi.org/10.1016/j.ijggc.2012.11.006; WOS:000316375800025;

[3] Dincă, C., Badea, A., Secuianu, C., The desulphurization process influence on MEA absorption capacity – CIEM 2013, Bucureşti, 7-8 noiembrie

[4] Dincă, C., Badea, A. Necula, H. High Performance of the CFBC Pilot Plant with CO2 Chemical Absorption by Optimizing the Absorber Parameters. Advanced Materials Research Vol. 746 (2013) pp 3-8. © (2013) Trans Tech Pulications, Switzerland, doi:10.4028/www.scientific.net/AMR.746.3, ISSN: 1022-6680

[5] Dincă, C., Cormoş, C.C., Necula, H., Environmental Impact Assessment of GHG Emissions Generated by Coal Life Cycle and Solutions for Reducing CO2. Journal of Environmental Protection, Vol. 4 No. 8A2, 2013, pp. 5-15. doi: 10.4236/jep.2013.48A2002

[6] Cormoş, C. C., Dincă, C., Assessment of mass and energy integration aspects for IGCC power plants with carbon capture and storage (CCS). Studia Universitatis Babes-Bolyai Chemia, Issue 1, 2013, 117-131 pg.

[7]Cormoş, C.C. - Assessment of flexible energy vectors poly-generation based on coal and biomass/solid wastes co-gasification with carbon capture. International Journal of Hidrogen Energy, Vol. 38, Issue 19, 2013, 7855-7866 pg.

[8 ] Dincă, C. Technical, environmental and economic assessment of CO2 absorption chemical process integration in the power plant technologie. Book: Materials and processes for energy: communicating current research and technological developments. Editor: A. Méndez-Vilas, Formatex Research Center, Spania, 2013, (935-945 pp) 11 pg. ISBN: 978-84-939843-7-3

2 la contractul nr.38/2012 titlu proiect: optimizarea … · simulare aspen plus, modelul hysys...

Documents