tinand cont de rezultatele experimentale si captat) a ... · analiza comparativa tehnico-economica...

1

Raport ştiinţific nr. 4 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. 4: Identificarea metodei optime de transport si stocare CO2 tinand cont de caracteristicile carbunelui/biomasei din Romania respectiv a centralelor electrice prevazute cu captare CO2

Activităţi în cadrul etapei:

A.4.1. Analiza comparativă a proceselor de captare CO2 tinand cont de rezultatele experimentale si de modelare-simulare. Stabilirea consumului de energie (pe tona de CO2 captat) a procesului de captare CO2 A.4.2. Definirea indicatorilor tehnici (puritate CO2, temperatura, presiune, densitate, etc.) si a celor economici (investitie initiala, cost specific de transport) utilizand diferite metode A.4.3. Analiza comparativa tehnico-economica a diferitelor metode de transport CO2 (conducta, camioane, vagon cisterna) A.4.4. Analiza comparativa tehnico-economica a diferitelor metode de stocare CO2 A.4.5. Model matematic de selectare a metodei optime de transport-stocare CO2 pentru o centrală electrică luând în considerare parametrii săi tehnici A.4.6. Activitate de diseminare în reviste internaţionale, conferinţe, worksopuri

Întocmit: Director de proiect: Conf.dr.ing. Cristian DINCĂ Responsabil Partener 1: Prof.dr.ing. Călin CORMOŞ Responsabil Partener 2: Dr.ing. Claudia TOMESCU Responsabil Partener 3: Prof.dr.ing. Horia NECULA

Contract nr. 38/2012 – Etapa nr.4 – Identificarea metodei optime de transport şi stocare CO2 ţinând cont de caracteristicile cărbunelui/biomasei din România respectiv a centralelor electrice prevăzute cu captare CO2

2

1. Rezumat

Obiectivul celei de-a patra etape a constat în identificarea soluţiei optime de transport şi stocare a dioxidului de carbon plecând de la datele concrete ale unei centrale termoelectrice prevăzută cu o tehnologie de captare CO2. Pentru realizarea acestui obiectiv s-a evaluat, într-o primă activitate, procesul corespunzător de captare CO2 luând în considerare consumul de energie termică necesar pentru separarea unei tone de dioxid de carbon. Au fost analizate astfel procesele de captare CO2 prin absorbţie chimică post-combustie (considerat de referinţă în această analiză), procesul de absorbţie chimică pre-combustie, şi procesul de separare a dioxidului de carbon prin absorbţie fizică. În cadrul proceselor de absorbţie chimică pentru separarea dioxidului de carbon s-a utilizat solventul chimic monoethanolamină într-o concentraţie masică de 30 %. Solvenţii fizici analizaţi în cadrul celei de-a patra etape a proiectului CARBOTECH au fost: methanol (MeOH), propilena-carbonat (PC), N-metil-2-pirolidon (NMP). Analiza realizată în cadrul proiectului a luat în considerare o concentraţie masică de 100%.

Plecând de la rezultatele obţinute pentru centrala termoelectrică şi anume necesarul de energie pentru separarea unei tone de CO2 precum şi caracteristicile fluxului de CO2 separat (puritate, presiune, debit, temperatură, etc.), s-au definit indicatorii tehnico-economici pe care fluxul de CO2 trebuie să-i îndeplinească înainte de a fi transportat şi stocat permanent.

În cadrul celei de-a treia activitate a etapei numărul 4, s-a analizat modul de transport al dioxidului de carbon de la sursa generatoare (în acest caz centrala electrică) către site-ul de stocare. Prin urmare au fost analizate trei soluţii: transportul fluxului de CO2 către zona de stocare prin conductă, camioane şi vagon cisternă.

Una dintre principalele probleme ale filierei CCS (captare-transport şi stocare CO2) constă în identificarea site-lui de stocare care să corespundă cerinţelor impuse, subiect ce a fost analizat în cadrul celei de-a patra activităţi a proiectului. Pentru a valida siguranţa operaţiilor de stocare CO2 conform cerinţelor de reglementare dar şi pentru a fi acceptate de către public, operatorul unui site de stocare trebuie să demonstreze riscurile dar şi modalitatea de rezolvare a eventualelor nereguli. În acest studiu s-a propus o metodologie corectivă de optimizare a dimensionării unui site de stocare în caz de scurgere CO2 de la un site de stocare realizat cu roci semi-permeabile.

Având în vedere că există o serie de posibilităţi privind metodele de transport-stocare CO2, în cadrul celei de-a cincea activitate s-a propus o metodologie multicriterială de selectarea a metodei optime de transport – stovare CO2 plecând de la datele rezultate de la o centrală termoelectrică. Rezultatele obţinute pentru centrala termoelectrică analizată în cadrul acestei activităţi sunt prezentate în cadrul primei activităţi a acestei etape.

Rezultatele obţinute în cadrul acestei etape au fost diseminate în articole publicate sau aflate în curs de publicare în principalul flux de reviste internaţionale (6 articole în reviste cotate ISI din care 2 în curs de publicare), cu un factor de impact cumulat de aproximativ 9,1. Jurnalele internaţionale în care au fost publicate rezultatele cercetării sunt: Applied Thermal Engineering (2 articole), Journal of Cleaner Production, Journal of the Energy Institute. În curs de publicare se află un articol la revista internaţională cotată ISI - Environmental Engineering Journal şi respectiv Journal of Cleaner Production. De asemenea, rezultatele au fost publicate într-o revistă BDI precum Buletinul ştiinţific al Universităţii POLITEHNICA Bucureşti. O parte din rezultatele obţinute în acestă etapă au fost prezentate în cadrul a 8 conferinţe internaţionale dintre care două conferinţe ISI: Global Cleaner Production & Sustainable Consumption Conference şi 8th International conference on environmental engineering and management şi alte şase articole au fost prezentate la conferinţe internaţionale precum: 7th International Conference on Clean Coal Technologies, 25th European Symposium on Computer Aided Process Engineering - ESCAPE25, 19th Romanian International Conference on Chemistry and Chemical Engineering, 10th European Congress of Chemical Engineering, 14th World renewable energy congress şi Conferinţa Internaţională Energie-Mediu – CIEM 2015.


3

2. Analiza comparativă a proceselor de captare CO2 tinand cont de rezultatele experimentale si de modelare-simulare. Stabilirea consumului de energie (pe tona de CO2 captat) a procesului de captare CO2 Studiul de caz s-a realizat pentru o centrală termoelectrică pe cărbune (lignit) ai cărei

principali parametrii sunt prezentaţi în tabelul 1.

Tabelul 1. Parametrii principali ai centralei termoelectrice

Parametru Simbol Unitate Valoare Puterea nominală Pgp MW 300 Presiunea aburului viu p0 bar 145 Temperatura aburului viu t0 °C 535 Temperatura de supraîncălzire intermediară tiss °C 535 Temperatura medie anuală a apei de răcire tr1 râu °C 15 Temperatura medie anuală a apei din turn tr1 turn °C 22 Cota de apă din râu criver °C 0,25 Eficienţa globală a centralei termoelectrice - % 45,4 Energia electrică anuală 푬풂풏 TWh/an 2,4

În tabelul 2 se prezintă compozitita gazelor de ardere luând în considerare compoziţia

elementară a lignitului ce provine din Valea Jiului. Tabelul 2. Analiza lignitului precum şi compoziţia gazelor de ardere rezultate [Dincă et al., 2014]

Compoziţia elementară a lignitului

Ci, [%] Hi, [%] Si, [%] Oi, [%] Ni, [%] Wi, [%] Ai, [%] LHV*, [kJ/kg]

24.27 1.4 1.3 1.8 0.86 31 39.37 8935.54 Compoziţia gazelor de ardere

Combustibil uscat Combustibil umed CO2, [%] 11.461 10.081 SO2, [%] 0.23 0.202 N2, [%] 80.304 70.629 O2, [%] 8.005 7.041

H2O, [%] - 12.048 * LHV – puterea calorifică inferioară a lignitului

În figura 1 este prezentată schema integrării instalaţiei de captare CO2 în cadrul centralei termoelectrice, precum şi principalele fluxuri.

Eficienţa globală 휂 a ciclului termodinamic se determină ca produs al eficienţelor tuturor proceselor 휂 ;휂 :

휂 = 휂 ∙ 휂 ∙ 휂 (1)

Factorul de emisie al dioxidului de carbon se determină cu ajutorul relaţiei de mai jos:

푓 = (2)

Unde: MCO2 – reprezintă cantitatea anuală de CO2 generată de către centrala termoelectrică, exprimată în kg; Ean – reprezintă cantitatea anuală de energie electrică generată de către o centrală termoelectrică, exprimată în MWh. Durata anuală de operare a fost considerată de 5500 h.

Acest studiu analizează posibilitatea integrării procesului de captare CO2 prin absorbtie chimică, respectiv prin absorbtie fizică în centrala termoelectrică ce utilizează lignit. În cadrul procesului de absorbţie chimică s-a utilizat solventul chimic MEA în timp ce în cadrul procesului de absorbţie fizică s-au utilizat solvenţii fizici ale căror caracteristici fizico-chimice sunt prezentate în tabelul 3.


4

1− 푎푖

7

푖=1

1− 푎푖

6

푖=3

Figura 1. Schema centralei termoelectrice

În figura 2 se prezintă instalaţia de captare CO2 prin absorbţie chimică amplasată imediat după procesul de desulfurare a gazelor de ardere.

Figura 2. Procesul de absorbţie chimică a dioxidului de carbon

Tabelul 3. Caracteristici fizico-chimice ale solvenţilor fizici Parametru/Solvent DEPG PC NMP MeOH

Nume proces Selexol or

Coastal AGR

Fluor Solvent Purisol Rectisol

Vâscozitate la 25 °C (cP) 5,8 3,0 1,65 0,6 Densitate la 25 °C (kg/m3) 1030 1195 1027 785

Masă molară 280 102 99 32 Presiunea vaporilor la 25

°C (mmHg) 0,00073 0,085 0,40 125

Punct de îngheţ (°C) -28 -48 -24 -92 Punct de fierbere la 760

mmHg (°C) 275 240 202 65

Temperatura maximă de operare (°C) 175 65 - -

Căldura specifică 25°C 0,49 0,339 0,40 0,566 Solubilitatea CO2 la 25 °C

(ft3/U.S. gal) 0,485 0,455 0,477 0,425

În cadrul acestui studiu au fost analizaţi diferiţi solvenţi chimici (MEA) şi solvenţi fizici (MeOH, PC, NMP), variindu-se raportul L/G şi temperatura solventului. Astfel, în urma simulărilor au fost efectuate comparaţii între solvenţii utilizaţi considerându-se eficienţa de captare CO2.


5

În figura 3 sunt prezentate rezultatele obţinute în cazul utilizării solventului chimic MEA într-o concentraţie masică de 30 %. Se poate observa ca odata cu cresterea raportului L/G va creste si eficienta de captare CO2 din gazele de ardere. Astfel, în cazul unei concentraţii masice de 30 % MEA, eficienta de captare de 90% a fost atinsă pentru un raport L/G de 1,2 mol MEA/ mol gaze de ardere.

Figura 3. Influenţa raportului L/G asupra eficienţei de captare CO2 în cazul utilizării MEA 30%

În figura 4 sunt prezentate rezultatele obţinute în cazul utilizării metanolului (MeOH) variind raportul L/G şi temperatura solventului (temperaturile utilizate au fost 20°C, -20°C, -37°C, -50°C).

Figura 4. Influenţa raportului L/G asupra eficienţei de captare CO2 în cazul utilizării MeOH

În cazul utilizării MeOH se observă că valoarea cea mai mare a eficienţei de captare CO2 (70 %) s-a obţinut pentru o temperatură a solventului de 20°C şi pentru un raport L/G de 14.29 mol MeOH/mol gaze de ardere. S-a observat că temperatura solventului nu influenţează în mod semnificativ capacitatea acestuia de a absorbi dioxidul de carbon. În schimb, variaţia cantităţii de solvent pentru o aceeaşi unitate de gaze de ardere influenţează puternic valoarea eficienţei de captare CO2.

Şi în cazul utilizării solventului PC (Propylene - Carbonate) eficienţa de captare CO2 este puternic dependentă de raportul L/G. Însă, pentru o aceeaşi valoare a raportului L/G, eficienţa de captare CO2 a fost de 97% în cazul temperaturii solventului de -50°C. Totuşi, în acest caz, temperatura solventului influenţează în mod semnificativ capacitatea de absorbţie a solventului, eficienţa de captare reducându-se cu aproximativ 25% în cazul unei temperaturi de 20 oC faţă de temperatura de -50°C.

În cazul utilizării solventului NMP (N-Methyl-2-Pyrolidone) eficienta de captare CO2 a fost aproape 100% în cazul raportului L/G de 14 şi pentru temperatura solventului de -50°C.

Rezultatele comparative obţinute pentru solvenţii fizici şi chimici s-au centralizat în tabelul 4. Trebuie menţionat că rezultatele obţinute în cazul unei eficienţe de 90 % corespund, pentru toţi solvenţii analizaţi, unei valori a gradului de încărcare a soluţiei sărace în CO2 de 0.21 mol/CO2/mol solvent.


6

Figura 5. Influenţa raportului L/G asupra eficienţei de captare CO2 în cazul utilizării PC

Figura 6. Influenţa raportului L/G asupra eficienţei de captare CO2 în cazul utilizării NMP

Tabelul 4. Analiza rezultatelor privind procesele de captare CO2 prin absorbţie utilizând solvenţi chimici/fizici

Nr. Crt. Solvent Concentraţie

[%] T_solvent

[°C] L/G

[mol sol/mol ga] Eficienţă captare CO2

[%] 1 MEA 30 50 1,2 90 2

MeOH

100 20 14,29 70,65 3 100 -20 14,29 69,62 4 100 -37 14,29 68,21 5 100 -50 14,29 66,80 6

PC

100 20 14,29 72,23 7 100 -20 13,27 90 8 100 -37 8,16 90 9 100 -50 6,12 90 10

NMP

100 20 14,29 86 11 100 -20 8,16 90 12 100 -37 5,10 90 13 100 -50 4 90

Pentru a se evidenţia diferenţele dintre solvenţii chimici şi fizici, în figura 7 s-au trasat variaţiile

acestora în funcţie de raportul L/G. Se observă că în cazul MEA, eficienţa de captare CO2 de 90 % s-a atins pentru un raport L/G scăzut (1 molmea/molga) în timp ce în cazul solvenţilor fizici raportul L/G a variat între 8-13 molsol/mlga. În cazul utilizării MeOH, nu s-a atins eficienţa de captare CO2 de 90 %. Funcţionarea la rapoarte ridicate L/G conduce pe de o parte la creşterea costurilor de mentenanţă şi întreţinere iar pe de altă parte favorizează corodarea suprafeţelor metalice ceea ce conduce la deteriorarea acestora şi înrăutăţirea procesului.


7

Figura 7. Analiza comparativă după L/G a diferitelor tipuri de solvenţi

Pe de altă parte, s-a analizat oportunitatea din perspectivă tehnico-economică a amplasării

procesului de absorbţie chimică înainte sau după procesul de ardere. În figurile 8-9 se prezintă o analiză detaliată a influenţei poziţiei procesului de captare CO2 prin absorbţie asupra performanţelor tehnico-economice ale centralei termoelectrice.

a) b)

Figura 8. Costul actualizat al energiei electrice (a) respectiv factorul de emisie CO2 (b) în cazul cu şi fără captare CO2 (“0” semnifică fără captare CO2 iar valorile 1-4 se referă la raportul L/G)

Figura 9. Analiza tehnico-economică comparativă între procesele de captare CO2 pre-şi post-combustie

Consumul de energie termică necesar regenerării solventului a variat în funcţie de raportul L/G de la 1.1 la 3.3 GJ/tCO2, fiind cu atât mai mare cu cât raportul creşte. Acest lucru influenţează în mod negativ randamentul global al centralei termoelectrice, acesta scăzând de la 43,1 la 41.4 % odată cu creşterea raportului L/G de la 1 la 4 molsol/molga.


8

3. Definirea indicatorilor tehnici (puritate CO2, temperatură, presiune, densitate, etc.) şi a celor economici (investiţie iniţială, cost specific de transport) utilizând diferite metode Conform pachetul legislativ european "Energie - Schimbări climatice" statele membre ale

Uniunii Europene trebuie să reducă cu 20% emisiile de CO2 din atmosferă până în anul 2020 și la cel puțin 40% până în anul 2030 (toate raportate la anul 1990). Captarea, transportul şi stocarea dioxidului de carbon oferă posibilitatea reducerii radicale a emisiilor de CO2 de la sursele punctiforme mari, precum centralele electrice cu funcţionare pe cărbune / gaz şi instalaţiile industriale energo-intensive. Transportul CO2 poate fi efectuat în cele 3 stări de agregare: gas, lichid și solid utilizând rezervoare, conducte și vapoare pentru transportul de gaze și lichide. CO2 transportat în faza gazoasă la presiunea atmosferică necesită capacități de transport extinse, dar ocupă un volum mult mai mic sub formă comprimată, volum ce poate fi redus și mai mult prin lichefiere. Solidificarea necesită un consum foarte mare de energie comparativ cu celelalte două opțiuni nefind fezabil din punct de vedere a costurilor. Accesul la posibile siteuri de stocare, din țara noastră se poate face prin intermediul rețelor existente de conducte pentru hidrocarburi.

Fluxul de CO2 transportat prin conducte trebuie să corespundă unor specificații de calitate bine stabilite. Prezența altor compuși chimici în fluxul de CO2 influențează funcționarea în condiții optime a sistemului de transport și poate crește impactul negativ asupra mediului în cazul unor scurgeri sau fisuri ale conductei de transport.

Impactul impurităților în proiectarea și funcționarea sistemului de transport al CO2

Din punct de vedere a condițiilor de sigurantă a procesului de transport a CO2, prezența unor alți compuși ca de exemplu H2S și CO pot crește riscul de deteriorare a instalațiilor precum și creşterea impactului referitor la toxicitatea umană. Astfel, prezența altor componente în fluxurile de CO2 deplasează limita dintre faza lichida și gazoasă spre presiuni mai ridicate, ceea ce presupune un consum energetic mai ridicat pentru a menține CO2 în faza densă. În particular, prezența gazelor inerte (necondensabile), precum hidrogen (H2), oxigen (O2) și metan (CH4) face ca schimbarea de fază să fie un proces mai complex comparat cu coexistența normală a CO2 gaz pur și CO2 lichid la presiune și temperatură constantă.

Rezultatele publicate în literatură (Visser et al., 2008) arată că necesarul energiei în etapa de comprimare depinde liniar de concentrația gazelor impure și este aproximativ 2,5%, 3,5% și 4,5% pentru o concentrație de 1% de O2, N2, respectiv H2. Toate gazele necondensabile necesită activități de compresie adiționale, dar efectul prezenței hidrogenului este cel mai puternic.

Experiența acumulată prin exploatarea conductelor de transport existente arată că rata de coroziune este foarte scăzută dacă CO2 este suficient de uscat. Dacă umiditatea este mare, CO2 se poate dizolva în apă formând acid carbonic, care este coroziv. Rata de coroziune poate fi de ordinul mm/an dacă există umiditate exesivă și de ordinul µm/an când CO2 este transportat uscat. Solubilitatea apei scade cu temperatura, prin urmare conținutul de apă poate fi controlat mai stric când CO2 este transportat la temperaturi mai mici și presiuni relativi mici. Procedurile de eliberare a presiunii va aduce, de asemenea, fluxurile de CO2 într-o zonă de solubilitate scăzută. Totodată experiența transportului de dioxid de carbon prin conducte evidențiază formarea CO2 hidratat la temperaturi de sub 10oC în condițiile de presiune a procesului de transport. Acumularea de hidrați în conducte poate cauza probleme cum ar fi astupare și deterioarea echipamentului. Nivelul apei de 300-500 ppm (0,3 - 0,5 kg/m3) este acceptat la nivel mondial la transmitere a CO2 în conducte de oțel (Mohitpour, 2006).

Efectul coroziv al fluxului de CO2 transportat poate proveni și de la prezența hidrogenului sulfurat, care formează un acid slab când este dizolvat în apă (Mohipour, 2006). Severitatea coroziunii datorată prezenței H2S și a altor compuși cu sulf în fluxul de dioxid de carbon transportat depinde de diverși factori cum ar fi nivelul de dioxid de carbon, temperatură, viteza gazului, pH-ul amestecului, umiditatea excesivă și concetrația H2S. Amestecul dintre H2S și CO2 este mult mai coroziv decât H2S pur. H2S poate fi coroziv la concentrație mai mică de 1 ppm sub condițiile concrete. Un produs


9

secundar al procesului de coroziune, datorat prezenței H2S este formarea sulfurii de fier ce are un efect pozitiv, formând un strat subțire, protector pe suprafața interioară a conductelor.

Impactul impurităților din fluxul de CO2 în EOR

Un factor cheie în utilizarea de CO2 captat la recuperarea petrolului din zăcăminte epuizate (Enhanced Oil Recovery - EOR) constă în abilitatea acestuia de a dizolva în petrol, în condițiile de temperatură și presiune din rezervorul de țiței.

Prezența altor compuși chimici în fluxul de CO2 ar putea schimba presiunea minimă de miscibilitate (PMM) a acestuia cu petrolul. În particular, O2, N2, Ar, H2 și CO sunt nemiscibile cu petrolul și cresc valoarea lui PMM, combinarea totală a acestor componente de peste 5% ar putea avea un efect negativ în operațiunea EOR (Visser et al., 2008). Totodată, există numeroși alţi componenți ai fluxului de CO2 care scad valoarea PMM. Printre aceștia sunt H2S, SO2, C2H6 și alte hidrocarburi intermediare (C3 și C4). Concentrația mare de H2S crește miscibilitatea petrolului. Sulfura acidă este deosebit de benefică la ajutarea amestecării CO2 cu țițeiul, deși ar putea reprezenta o problemă la recircularea CO2.

La analiza tehnologiilor de captare, în cadrul acestui proiect s-a luat în calcul prezența diferiților compuși chimici în fluxul de CO2 captat (CO, O2, N2, H2, Ar, CH4, compuși cu sulf, apă, etc.). Specificațiile de calitate pentru fluxurile de CO2 captat conform diferitelor tehnologii de captare evaluate în cadrul proiectului (captarea post-combustie utilizând absorbția chimică cu MEA, chemical looping cu calciu, captarea pre-combusie prin absorbție fizică cu Selexol și chimică cu MDEA cât și prin oxi-combustie) sunt prezentate în Tabelul 5.

Tabelul 5. Specificaţiile de calitate ale fluxului de CO2 captat utilizând diferite metode de captare

Compus

chimic

Specificația

propusă (vol.

%)

Post-

combustie

(MDEA)

Post-

combustie

(CaL)

Pre-

combustie

(MDEA)

Pre-

combustie

(Selexol®)

Oxi-

combustie

CO2 >95,00 99,85 98,96 99,31 98,81 96,82

CO <2000 ppm 30 ppm 1100 ppm 190 ppm 1500 ppm 100 ppm

O2 <10 ppm 10 ppm 10 ppm 0 0 0,86

N2

<4,00 (toate

gazele

necondensabile)

0,03 0,64 0,02 0,25 1,99

Ar 0 0,15 0,01 0,14 0,21

H2 0 0 0,55 0,58 0

CH4 0 0 0 0 0,05

Comp. cu

sulf <100 ppm 5 ppm 60 ppm 40 ppm 60 ppm 10 ppm

H2O <250 ppm 150 ppm 230 ppm 180 ppm 190 ppm 10 ppm

Alți

compuși 0,10 0,10 0,07 0,05 0,05

Toate fluxurile de CO2 captat sunt lichefiate, au presiunea de 120 bar, temperatura de 25oC și

densitatea de aproximativ 700 kg/m3. Monoxid de carbon (CO): Prezența de CO în fluxul de CO2 captat și stocat crește potențialul

de risc datorită factorilor de siguranță și de toxicitate. Din punctul de vedere a proiectării și funcționării instalației de captarea a dioxidului de carbon este nevoie de limitarea concentrației de CO la un nivel de concentrație maxim de 2000 ppm. Componente necondensabile (N2, H2, Ar): Gazele care de obicei condensează la temperaturi scăzute și/sau presiuni ridicate comparate cu CO2


10

sunt denumite ca fiind gaze necondensabile. Concentrația lor ar trebui să fie limitată din motive de proiectare și funcționare. Pierderea capacității de transport și stocare a CO2 la fel ca și creșterea cerințelor de presiune și activitatea de compresie ar trebui limitate. Nu există argumente puternice de a modifica limita pentru gazele necondensabile fixată la 4% (procente de volum), dată de ENCAP (Visser et al., 2008). Metan (CH4): Metanul nu are consecințe directe în transportul de CO2, deși impactul în creșterea necesarului de energie în procesul de compresie este comparat cu alte gaze descrise mai sus. CH4 scade solubilitatea apei. Rezultatele verificării combinate a apei și metanului arată că o concentrație de 4%vol. de CH4 determină solubilitatea limită a apei să fie mai ridicată decât concentrația apei recomandată de 500 ppm, ca urmare în cadrul acestui proiect s-a considerat ca relevantă valoarea de 4%vol (Visser et al., 2008). Compușii cu sulf: Conform datelor prezentate mai sus prezența unor compuși cu sulf în fluxul de CO2 captat duc la creșterea potențialului de coroziune a conductelor pentru transportarea CO2 , astfel concentrația de H2S trebuie limitată cel puțin la o valoare de 200 ppm. În cazul utilizării CO2 în EOR în termeni de siguranță și oferind o rezonabilă marjă de siguranță este necesar scăderea concentrației limită de H2S la 100 ppm. Scăderea concentrației limită de H2S la 100 ppm presupune dotarea înstalațiilor de captare cu instalații de Eliminarea Gazelor Acide (”Acid Gas Removal”), ceea ce s-a luat în calcul la analiza consumurilor energietice și a viabilității comerciale a instalației de IGCC, din cadrul acestui proiect. Apa (H2O): Prezența apei sporește apariția coroziunii și formarea hidraților. Limitarea concentrației de apă ar trebui să împiedice formarea umidității excesive peste intervalul total de presiune și temperatură al CO2 transportat prin conducte. În situație normală, când CO2 este transportat peste presiunea critică de 71,3 bar, solubilitatea apei este peste 1300 ppm în intervalul de temperatură de -10˚C până la 25˚C (Visser et al., 2008). Literatura de specialitate arată ca prezența de H2S în CO2 determină creșterea solubilității apei. La concentrația de 200 ppm de H2S prezent în fluxul CO2 efectul solubilității apei devine neglijabil. Totodată, rezultatele prezentate în literatură arată că adăugarea a 5% CH4 determină o scădere a solubilității apei cu aproximativ 30%. Pe baza constatărilor privind nivelul de solubilitate a apei în CO2 pur și rezultatele efectului combinat a apei cu H2S și CH4, concentratia de apă recomandată, în acest proiect, se limitează la 250 ppm. Indicatorii economici referitori la transportul dioxidului de carbon sunt strânşi legaţi de procesul de transport şi vor fi determinaţi în capitolul următor

4. Analiza comparativa tehnico-economica a diferitelor metode de transport CO2 (conducta, camioane, vagon cisterna) Pentru determinarea diametrului optim în cazul transportului prin conductă pe perioada

studiului s-a ținut cont de o serie de parametrii (figura 10) printre care: debitul de CO2, presiunea de aspirație, presiunea de refulare care a fost aleasă din literatură conform presiunii sitului de stocare, lungimea conductei, temperatura solului, diferența de nivel, puritatea CO2 transportat, rugozitatea conductei. Presiunea de aspirație este de 140 de bari, în timp ce presiunea de refulare este de 100 de bari. O dimensionare preliminara corecta se face in funcție de vâscozitatea calculată pe baza presiunii conductei şi temperaturii solului [Recht, 1984].

Modelul de calcul al conductei are următorii parametrii de intrare, rezultând astfel diametrul necesar conductei. Transportul eficient al CO2 prin conducte se face comprimând şi răcind CO2 până la starea lichidă [Zhang et al., 2006]. În cazul transportului, proprietățile CO2 sunt diferite față de cele ale gazului natural, de aceea este necesar să se reprezinte corect comportamentul CO2 în funcție de densitate, vâscozitate și puritate.

Cheltuieli cu investiția inițială în cazul transportului prin conductă Costurile cu materialul din care este construită conducta depind de: lungimea conductei,

cantitatea de CO2 ce urmează să fie transportată şi de puritatea acestuia [IEAGG, 2010]. Investițiile sunt mai mari atunci când sunt necesare stații de pompare, pentru a compensa pierderea de presiune de-a lungul conductei, atunci când este vorba de distanţe mari sau de diferențe mari de nivel. Stațiile


11

de repompare pot fi evitate prin creșterea diametrului şi reducerea vitezei de curgere. Viteza de transport variază intre 1 şi 5 m/s [EPRI, 2002].

Figura 10. Modelul matematic de dimensionare a conductei de transport CO2 în stare lichidă

Pierderile de presiune în lungul conductei sunt foarte importante, acestea determinând numărul de stații de pompare necesar menținerii presiunii de refulare dorită (100 de bar) la situl de stocare.

훥P=λ ρ (1)

Costurile legate de transportul CO2 cu ajutorul conductei depind foarte mult și de zona prin care trece conducta respectivă, astfel costurile putând creşte cu 50% până la 100%, dacă aceasta străbate rezervații naturale, zone foarte populate, autostrăzi, zone cu obstacole, necesitând măsuri suplimentare de siguranță.

Transportul pe cale rutieră (camion cisternă) Transportul de CO2 cu ajutorul camionului cisternă reprezintă o modalitate flexibilă de

transport și usor adaptabilă. Ca ipoteze simplificatoare în cadrul studiului, s-a presupus numărul de şoferi egal cu numarul de cisterne, iar pentru a nu crește foarte mult costurile, cisternele au fost închiriate pe întrega perioadă de transport a CO2 de la centrală la situl de stocare.

Numărul de drumuri pe care poate sa-l parcurgă o cisternă pe zi, a fost determinat cu relaţia de mai jos, ținându-se cont de cantitatea de CO2 transportată, de distanţa parcursă și de numărul de ore necesar realizării unei curse.

Nz=234,392769808*L-1,018065476 (2)

Cantitatea transportată anual de o cisternă depinde în primul rând de capacitatea de transport a cisternei dar și de distanța dintre centrală și situl de stocare.

Cheltuielile totale anuale în cazul acestei variante de transport sunt date de suma cheltuielilor cu combustibilul, cu chiria cisternelor, cu cheltuielile de întreţinere şi forţă de muncă.

C_T anual= C_T comb + C_Tchirie +C_Tintretinere+ C_Tforta de munca (3)

Transportul CO2 pe cale feroviară (vagon cisternă) Sistemul feroviar are o capacitate de transport mare, care îi permite să transporte cantităţi mari

de CO2 pe distanţe lungi. Aceste vagoane sunt special destinate transportului de CO2 lichid la o


12

presiune de aproximativa 26 bar. Transportul feroviar reprezintă o soluţie de transport competitivă atâta timp cât este asigurată infrastructura feroviară necesară, însă cu toate acestea, instalațiile de încărcare-descărcare, precum și containărele de depozitare temporară a CO2 fac mai costisitoare această modalitate de transport decât precedentele [S. G. Chen et al., 2004].

Pentru a determina un cost efectiv pe tona de CO2 transportată utilizând această metodă, s-a luat în calcul capacitatea de transport a unui tren având în vedere puterea electrică, viteza de deplasare, numărul de drumuri și nu în ultimul rând consumul de energie electrică.

CanE = Ec* Ndr [MWh/an] (4)

Cheltuieli totale cu energia/an. Având în vedere prețul ridicat al energiei electrice, cheltuielile anuale cu energia reprezintă o componentă importantă în calculul cheltuielilor totale.

ChE/an= Preten* Can E (5) Cheltuieli chirie /an [€/an]. O soluție viabilă din punct de vedere economic, în ceea ce

privește transportul CO2 pe cale feroviară, o reprezintă închirierea trenului și a vagoanelor, pe întreaga durată de transport.

Cheltuielile totale reprezintă suma anuală a cheltuielilor totale cu energia, chiria la care se adăuga și cheltuielile cu forța de muncă.

C_T = C_Tenergia + C_Tchirie + C_Tforta de munca (6) În figurile 11 a și b s-a analizat variația diametrului conductei în funcție de lungimea acesteia.

În figura 11 (a) s-a observat că o variație mai pronunțată a diametrului conductei se înregistrează în cazul centralelor mari de (P = 1000 MW) comparativ cu centralele mai mici (P = 100 MW), astfel diametrul conductei crește cu 250% în cazul creşterii distanței de la 100 la 1000 km, în cazul unei centrale cu puterea de P = 1000 MW. În figura 11 (b) s-a analizat influența randamentului global al centralei asupra diametrului interior al conductei, observându-se că diametrul conductei scade cu 10% la creșterea cu 50 % a randamentului global al centralei. Pe de altă parte, lungimea conductei sau distanţa de transport are o influenţă mare asupra creşterii diametrului interior al conductei.

a) b)

Figura 11. Variaţia diametrului interior al conductei de transport în funcţie de lungime, puterea centralei (a) şi de randamentul global al centralei (b)

Analiza comparativă tehnico-economică a variantelor de transport s-a realizat ținând cont de întreaga durata de viață a centralei termoelectrice permițând identificarea variantei optime de transport CO2. În figura 12 s-a prezentat comparativ pentru variantele de transport CO2 luând în considerare momentul în care transportul CO2 prin conductă devine mai rentabil față de transportul cu ajutorul camionului sau a vagonului cisternă. Astfel, s-a constatat că varianta de transport CO2 prin conductă, pe o distanță de 100 km, devine rentabilă dacă durata de viață a centralei termoelectrice este mai mare de 20 de ani. Pe de altă parte, variantele de transport cu ajutorul camionului sau pe cale ferată cu vagonul variază foarte cu durata de viaţă a centralei termoelectrice.


13

Figura 12. Analiza comparativă a metodelor de transport CO2

5. Analiza comparativa tehnico-economica a diferitelor metode de stocare CO2

Evaluarea performanțelor la scară industrială a sistemelor de producere a energiei electrice pe bază de combustibili fosili solizi (cărbune), cu și fără captare de CO2, au fost realizate prin modelarea și simularea procesului folosind software-ul ChemCad, specific ingineriei chimice. Având în vedere condițiile de operare şi proprietățile fizico-chimice ale compușilor implicați s-a utilizat modelul termodinamic Soave–Redlich–Kwong (SRK) cu modificări Boston–Mathias (ChemCAD, 2013). În cadrul simulărilor s-au considerat condiții de echilibru chimic şi de fază bazate pe modelul de minimizare a energiei libere Gibbs. Ipotezele modelului pentru varianta cu post-combustie sunt prezentate în tabelul 6.

Tabelul 6. Ipotezele de dezvoltare ale modelului –post-combustie Unități Parametri

Desulfurare gaze de ardere Suspensie de calcar Randament 98-99%

Consum energetic regenerare solvent (MDEA) 3000 kJ/kg CO2

Condiționare flux CO2 captat 120 bar Deshidratare cu tri-etilen-glicol (TEG)

Blocul de generare energie electrică

PF boiler Aer primar/secundar: 30 % / 70 %

Pierderi de căldură: 0.75 % Căderea de presiune: 0.15 bar

Ciclu de abur

Supra-critic: 290 bar / 582 oC

A doua treapta de reîncălzire: 75 bar / 580 oC 20 bar / 580 oC

Presiune condensator abur 46 bar

Temperatura apei de răcire 15 oC

Căderea de presiune în schimbătoarele de căldură 1 - 3% Unitățile de bază ale centralei electrice cu captare de CO2 sunt prezentate în figura 13 sunt

următoarele: desulfurare gaze de ardere, bloc de generare a energiei electrice, captare CO2, uscare şi comprimare CO2.


14

Figura 13. Configuraţia centralei electrice prevăzută cu captare CO2 post-combustie

Performanţele tehnice ale centralelor electrice Evaluarea şi compararea performanțelor tehnice ale centralei electrice cu şi fără captare de

CO2 (tabelul 7) s-a realizat pe baza indicatorilor tehnici de performanță utilizând datele de bilanț de masă şi energie obținute în urma simulărilor celor două variante tehnologice. Se observă diminuarea performanțelor cu 10 puncte procentuale în urma introducerii unității de captare. Acest lucru se datorează în primul rând consumului suplimentar de energie termică pentru regenerarea absorbantului respectiv a solventului folosit în etapa de uscare a CO2, iar în al doilea rând datorită consumului de energie necesar la etapa de comprimarea CO2. Având în vedere că energia termică necesară a fost furnizată prin utilizarea unei părți din aburul generat în boiler producția brută de energie electrică pentru varianta cu captare a scăzut cu 8%, ceea ce a condus la valori şi mai mici pentru producția netă de energie electrică.

Tabelul 7. Indicatorii tehnici de performanță pentru cele două variante tehnologice

Parametru U.M. Fără captare de

CO2

Cu captare

de CO2

Debit cărbune (a.r.) kg/h 335800 335800

Putere calorică inferioară (a.r.) MJ/kg 25353.38 25353.38

Energie termică generată LHV (A) MWth 2364.91 2364.91

Puteregenerată de turbina de abur MWe 1086.12 907.10

Producție brută de energie electrică (B) MWe 1086.12 907.10

Procesare cărbune (0.5 % din A) MWe 11.82 11.82

Purificare CO2 (comprimare inclusă) MWe - 47.99

Putere consumată blocul energetic MWe 47.24 48.57

Consum total de energie auxiliară (C) MWe 59.06 108.4

Producție netă de energie electrică (D = B - C) MWe 1027.06 798.7

Randament energetic brut (B/A * 100) % 45.93 38.36

Randament energetic net (D/A * 100) % 43.43 33.77

Rata de captare CO2 % - 90.46

Emisie specifică de CO2 kg/MWh 797.75 88.3


15

Rezultatele din tabelul 7, sunt comparabile cu cele din literatura de specialitate având în vedere că în alte studii au fost obținute emisii specifice de CO2 în domeniul 105-841 kg/MWh şi randamente energetice nete de~ 43.5% pentru varianta fără şi ~ 31.4 % cu captare de CO2 (Dave et al., 2011; Liu et al., 2015).

Evaluarea economică a centralelor electrice Evaluarea economică a permis determinarea costurile aferente celor două variante tehnologice

respectiv costurile suplimentare care apar datorită introducerii unității de captare a CO2. În conformitate cu datele din literatura de specialitate, implementarea tehnologiei de captare a CO2 cu postcombustie a determinat creșterea costurilor de investiție şi a costurilor de operare şi mentenanță cu aproximativ 30%, iar a prețului energiei electrice cu 65% (Carneiro and Ferreira, 2012). Cu toate acestea, din studiul de senzitivitate (figura 14) se observă că dintre parametrii economici evaluați variația costurilor de stocare în acvifere are impactul cel mai mic asupra prețului energiei electrice. Astfel, la aceeași variație (10%) a prețului combustibilului, a costurilor de investiție şi de stocare a CO2, prețul energiei electrice variază cu 3.5%, 5% respectiv cu doar 1%, fiind mai puțin influențată de aceasta din urmă. Mai mult, evaluarea economică a evidențiat faptul că variația ratei dobânzii are cea mai mare influența asupra prețului energiei electrice.

Figura 14. Variația prețului energiei electrice cu variația parametrilor economici

De asemenea, s-a evaluat influența diferitelor metode de stocare a CO2 asupra prețului energiei electrice considerând aceeași perioadă (13 ani) de recuperare a investiției şi costurile de stocare din literatura de specialitate pentru cazurile prezentate în figura 15. Rezultatele arată că prețul energiei electrice crește cu doar 8% între varianta fără stocare şi varianta cu stocare geologică în acvifere saline, fiind puțin modificată de introducerea acestei etape de stocare. Creșterea semnificativă a prețului energiei electrice are loc la utilizarea stocării prin mineralizare fiind aproape dublă față de stocarea geologică în acvifere saline. Este de remarcat faptul că această creștere a prețului energiei electrice se datorează creșterii costurilor de stocare a CO2 de 5 ori între cele două metode, ceea ce subliniază încă odată influența redusă a variației costurilor de stocare asupra prețului energiei electrice. În ansamblu, pe baza studiului realizat, se poate concluziona că dintre metodele de stocare folosite cea mai fezabilă este stocarea geologică în acvifere saline având impactul cel mai redus asupra prețului energiei electrice.

În cadrul studiului s-a evaluat şi influența variației costului de stocare CO2 în acvifere saline asupra prețului energiei electrice (Fogarasi, Cormos, 2015), deoarece în funcție de adâncimea de stocare şi structura geologică costurile de stocare variază în domeniul 0.5-10 €/t CO2 (IPCC, 2005). Din rezultatele prezentate în Figura 16 se poate observa că prețul energiei electrice variază liniar cu variația costului de stocare în acvifere saline, modificându-se doar cu 13.3% la creșterea costului de stocare de aproximativ 10 ori.

66,50 68,25 70,00 71,75

Capital Cost (-/+10%)

Fuel Cost (-/+ 10%)

Interest Rate (-/+ 1%)

Availability Factor (+/- 5%)

CO2 storage cost (-/+10%)

Levelised Power Cost (€/MWh)


16

Figura 15. Variația prețului energiei electrice în funcție de costul metodei de stocare a CO2

Figura 16. Prețul energiei electrice în funcție de variația costului de stocare a CO2 în acvifere saline

6. Model matematic de selectare a metodei optime de transport-stocare CO2 pentru o centrală electrică luând în considerare parametrii săi tehnici

În cadrul acestui capitol se prezintă modelul matematic bazat pe un model de analiză multicriterială cu ajutorul căreia s-a identificat metoda de transport-stocare CO2 optim pentru o centrala termoelectrică considerată considerând setul de criterii definite mai sus. Mai departe, fiecare caz studiat este denumit sistem energetic.

Normalizarea evaluărilor în intervalul închis [0..1] pentru criteriile ecologice şi economice constă în raportarea la valoarea cea mai mare obţinută de către un sistem energetic a valorilor corespunzătoare fiecărui sistem energetic după un criteriu propus. Din contră, în cazul criteriilor tehnice, normalizarea constă în raportarea valorilor obţinute de către fiecare sistem energetic la cea mai mică dintre evaluări corespunzător criterului propus. În urma normalizării evaluărilor, cu cât evaluarea este mai scăzută cu atât sistemul energetic analizat este mai bun din perspectiva criteriilor propuse.

Apartenenţa la clasa slabă de sisteme energetice pentru fiecare criteriu, 푔 , este definită de intervalul de valori [1 − 훼 , 1], unde 훼 = 1 − 푔 , ∙ 훼, 훼 – fiind pragul de discriminare negativ pentru criteriul I, valoarea lui fiind determinată de valoarea lui 훼 stabilită de către utilizator cu condiţia ca 훼 + 훽 = 1, unde 훽, reprezintă pragul de discriminare pozitivă. Evaluarea minimă obţinută de către fiecare sistem energetic dupa criteriul I se notează cu 푔 , .

0

10

20

30

40

50

60

70

0

20

40

60

80

100

120

140

Fără stocare Stocare inacvifere saline

Ocean storage Stocare prinmineralizare

Cost

stoc

are,

€/t C

O2

Pret

ene

rgie

ele

ctric

ă, €

/MW

h

Cost stocare CO2Pret energie electrică

64

66

68

70

72

74

76

0 2 4 6 8 10

Pret

ene

rgie

ele

ctric

ă, €

/MW

h

Cost stocare, €/t CO2


17

Figure 17. Apartenenţa sistemelor energetice la clasa slabă sau bună Intervalul evaluărilor pentru criteriu I ce aparţin clasei bune se defineşte ca fiind

푔 , , 푔 , + 훽 , unde 훽 = 1 − 푔 , ∙ 훽. Se observă şi din figura 17 că separarea celor doua intervale de evaluări respectă următoarea condiţie: 1 − 훼 = 푔 , + 훽 , de unde rezultă că în cazul în care 푔 , = 0, 훼 + 훽 = 1 pentru orice criteriu propus.

Pentru determinarea apartenenţei unui sistem energetic la o clasă pentru criteriul I se aplică următoarele reguli:

Dacă o soluţie propusă S aparţine singură la clasa slabă de soluţii (푔 (푆) ∈ [1 − 훼 , 1]), sau la clasa bună 푔 (푆) ∈ 푔 , , 푔 , + 훽 , atunci apartenenţa la una din clase este: 휇 (푆) = 휇 (푆) = 1;

Daca n soluţii aparţin simultan la una din clasele definite atunci apartenenţa se determină ca fiind: 휇 (푆) = 휇 (푆) = ;

Daca o solutie nu apartine uneia dintre clase, atunci apartenenta la această clasă este: 휇 (푆) = 휇 (푆) = 0.

După determinarea apartenenţei fiecărei soluţii S la clasa bună respectiv slabă pentru fiecare criteriu I, s-a determinat apartenenţa globală a fiecăreia la cele două clase luând în considerare toate criteriile (푖 ∈ 1. .푛) propuse utilizând ecuaţiile 7 şi 8.

휇 (푆) =∑ 푘 ∙ 휇 (푆)

∑ 푘 (7)

휇 (푆) =∑ 푘 ∙ 휇 (푆)

∑ 푘(8)

Unde: 푘 – reprezintă coeficientul de ponderare corespunzător criteriului i. Evaluarea globală a unei soluţii S ţinând cont de apartenenţa sa la cele două clase pentru

fiecare criteriu I, se determină cu ajutorul ecuaţiei 9. Cu cât este mai mare evaluarea cu atât aceasta este considerată mai bună. Pentru o soluţie propusă S care are toate evaluările după criteriile I în clasa bună, evaluarea globală este 2. În caz contrar, dacă toate evaluările aparţin clasei slabe de soluţii, evaluarea globală este 0.

휇 푆 = 휇 푆 + 1 − 휇 푆 (9)

Soluţii propuse de echipare a unei centrale termoelectrice cu tehnologie CCS În cadrul acestui studiu s-au analizat patru soluţii de echipare a centralei termoelectrice cu

tehnologia CCS. Soluţiile propuse s-au bazat pe stocarea dioxidului de caarbon în mediul salin (acvifer salin). În schimb, pentru transportul dioxidului de carbon s-au propus cele trei metode analizate anterior, şi anume prin conductă, cu ajutorul camionului şi cu vagonul (tren). S1: absorbţie chimică post-combustie utilizând MEA 30%+ transport CO2 prin conductă + stocare

CO2 în acvifer salin;


18

S2: absorbţie chimică post-combustie utilizând MEA 30%+ transport CO2 prin camion + stocare CO2

în acvifer salin;

S3: centrală termoelectrică pe cărbune fără captare CO2;

S4: absorbţie chimică post-combustie utilizând MEA 30%+ transport CO2 prin vagon (tren) + stocare

CO2 în acvifer salin;

În figura 18 se prezintă rezultatele rulării modelului matematic multicriterial considerând β=0.5 şi α=0.5 (valorile pragului de concordanţă şi no-discordanţă) corespunzător cerinţelor prezentate în capitolul anterior. Se observă că, din punctul de vedere al costurilor de capital, mentenanţă şi întreţinere, prezentate în tabelele 6 şi 7, centrala termoelectrică fără captare CO2 este mai avantajoasă decât varianta echipată cu procesul de captare-transport-stocare CO2. Totuşi, dacă ar fi să stabilim care dintre variantele de transport a dioxidului de carbon ar fi acceptată pe criterii tehnico-economice, se poate spune că astăzi nu există o diferenţă notabilă între acestea indiferent de valoarea pragului de discriminare pozitiv.

Figura 18. Rezultatele obţinute în urma analizei multicriteriale a soluţiilor propuse pentru o centrală termoelectrică

În figura 18 dreapta, comparaţia s-a realizat doar între tehnologiile CCS. În acest caz se observă că utilizarea transportului prin conductă şi stocarea într-un acvifer salin reprezintă optimul pentru o centrală termoelectrică pe cărbune. Din contră, utilizarea transportului cu ajutorul camionului reprezintă soluţia cea mai puţin convenabilă şi ca urmarea a dificultăţii stocării imediate a dioxidului de carbon.

7. Informarea şi diseminarea rezultatelor în publicaţii ISI, conferinţe internaţionale,

worksop-uri În cadrul acestei etape, membrii consorţiului au participat la 8 conferinţe internaţionale:

8th International Conference on Environmental Engineering and Management – România – 1 articol;

Global Cleaner Production & Sustainable Consumption Conference – Spania – 1 articol; 10th Conference on Sustainable Development of Energy, Water and Environment Systems –

Croaţia – 1 articol; 7th International Conference on Clean Coal Technologies - CCT2015 – Polonia – 1 articol; 25th European Symposium on Computer Aided Process Engineering - ESCAPE25 –

Danemarca – 1 articol; 19th Romanian International Conference on Chemistry and Chemical Engineering – România

– 1 articol ;


19

10th European Congress of Chemical Engineering – Franţa – 1 articol ; World renewable energy congress 14, WREC XIV – România – 1 articol.

Totodată, în cadrul acestei etape, s-au realizat deplasări la universităţi tehnice din Uniunea Europeană în vederea realizării unui master internaţional în cotutelă Universitatea Politehnică Bucureşti – Universitatea Tehnică Darmstdt în domeniul dezvoltării durabile a sectorului energetic şi perspectivele implementării proceselor de captare CO2 în cadrul proceselor energetice şi industriale.

De asemenea, au fost publicate 3 articole în fluxul principal internaţional precum: Journal of Cleaner Production; Journal of the Energy Institute şi Appliet Thermal Engineering. De asemenea, rezultatele au fost publicate într-o revistă BDI precum: Buletinul ştiinţific al Universităţii Politehnica Bucureşti. Alte două articole au fost acceptate spre publicare la revistele: Journal of Cleaner Production şi Environmental Engineering Journal.

8. Concluzii Obiectivul acestei etape a constat în identificarea soluţiei optime de transport şi stocare a dioxidului de carbon plecând de la datele concrete ale unei centrale termoelectrice prevăzută cu o tehnologie de captare CO2. Situaţia a vizat posibilitatea integrării tehnologiei CCS în România. Pentru realizarea acestui obiectiv s-a evaluat, într-o primă activitate, procesul corespunzător de captare CO2 luând în considerare consumul de energie termică necesar pentru separarea unei tone de dioxid de carbon. Au fost analizate astfel procesele de captare CO2 prin absorbţie chimică post-combustie (considerat de referinţă în această analiză), procesul de absorbţie chimică pre-combustie, şi procesul de separare a dioxidului de carbon prin absorbţie fizică. În cadrul proceselor de absorbţie chimică pentru separarea dioxidului de carbon s-a utilizat solventul chimic monoethanolamină într-o concentraţie masică de 30 %. Solvenţii fizici analizaţi în cadrul celei de-a patra etape a proiectului CARBOTECH au fost: methanol (MeOH), propilena-carbonat (PC), N-metil-2-pirolidon (NMP). Analiza realizată în cadrul proiectului a luat în considerare o concentraţie masică de 100%. Soluţia optimă de implementare într-o centrală termoelectrică este reprezentată de captarea dioxidului de carbon cu ajutorul procesului de absorbţie chimică şi utilizarea monoetanolaminei într-o contraţie masică de 30%; transportul dioxidului de carbon cu ajutorul conductei. Stocarea dioxidului de carbon se va realiza într-un acvifer salin.

Referinţe bibliografice

Fogarasi, S., Cormos, C.-C., 2014. Technico-economic assessment of coal and sawdust co-firing power generation with CO2 capture. Journal of Cleaner Production;

Fujimori, T., Yamada, T., 2013. Realization of oxyfuel combustion for near zero emission power generation. Proceedings of the Combustion Institute 34, 2111-2130;

Kakaras, E., Koumanakos, A., Doukelis, A., Giannakopoulos, D., Vorrias, I., 2007. Simulation of a greenfield oxyfuel lignite-fired power plant. Energy Conversion and Management 48, 2879-2887;

Metz, B., O. Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, Meyer, L.A., 2005. IPCC, 2005: IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change, Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, p. 442.

C. Dincă, A. Badea, L. Stoica, A. Pascu – Absorber design for the improvement of the efficiency of post-combustion CO2 capture. Journal of the energy institute, 2014;

Carneiro, P., Ferreira, P., 2012. The economic, environmental and strategic value of biomass. Renewable Energy 44, 17-22.


20

CCS în România, Direcţii strategice de dezvoltare, Fundaţia Bellona, Bucureşti, România 2012, http://www.getica-ccs.ro/index.php/romana/page/proiectul-demonstrativ-getica-ccs, octombrie 2015

ChemCAD, 2013. Chemical Process Simulation – Version 6.5.Chemstations, Huston, USA, http://www.chemstations.com.

Dave, N., Do, T., Palfreyman, D., Feron, P.H.M., Xu, S., Gao, S., Liu, L., 2011. Post-combustion capture of CO2 from coal-fired power plants in China and Australia: An experience based cost comparison. Energy Procedia 4, 1869-1877.

Evans, A., Strezov, V., Evans, T.J., 2010. Sustainability considerations for electricity generation from biomass. Renewable and Sustainable Energy Reviews 14, 1419-1427.

Fogarasi, S., Cormos, C.-C., 2015. Technico-economic assessment of coal and sawdust co-firing power generation with CO2 capture. Journal of Cleaner Production 103, 140-148.

Gheorghiu, I.D., Tomescu, C., Iulia, M., Falup, O., 2013. CCS PROJECT DEVELOPMENT: GETICA CCS DEMO PROJECT CASE STUDY. Buletinul AGIR, 1-4.

Hoffmann, B.S., Szklo, A., Schaeffer, R., 2012. An evaluation of the techno-economic potential of co-firing coal with woody biomass in thermal power plants in the south of Brazil. Biomass and Bioenergy 45, 295-302.

IEA, 2013. Technology Roadmap Carbon capture and storage. International Energy Agency, Paris, France, pp. 1-63.

Ignat, G., 2012. Getica CCS Demo Project Romania, CO2TRACCS – International Workshop, Vasile Nitu” Conference Hall, ISPE headquarter, Bucharest – Romania.

Liang, X., Wang, Z., Zhou, Z., Huang, Z., Zhou, J., Cen, K., 2013. Up-to-date life cycle assessment and comparison study of clean coal power generation technologies in China. Journal of Cleaner Production 39, 24-31.

Liu, X., Chen, J., Luo, X., Wang, M., Meng, H., 2015. Study on heat integration of supercritical coal-fired power plant with post-combustion CO2 capture process through process simulation. Fuel 158, 625-633.

Mohitpour, M., Golshan, H., Murray, A., 2006. Pipeline Design & Construction, A Practical Approach. The American Society of Mechanical Engineers, Three Park Avenue, NY, United States.

Morbee, J., Serpa, J., Evangelos, T., 2010. The evolution of the extent and the investment requirements of a trans-European CO2 transport network. European Commission Joint Research Centre Institute for Energy, Luxembourg: Publications Office of the European Union.

Sava, C., 2011. GETICA CCS Romanian Demo Project, 6th CO2GeoNet Open Forum, May 9‐11 Venice, San Servolo Island.

Visser E., Hendriks C, Barrio M., Mølnvik M. J., de Koeijer G., Liljemark S., Le Gallo Y., 2008, Dynamis CO2 quality recommendation, International Journal of Greenhouse Gas Control 2, 478-484.

S.G. Chen, Y. Lu, M. Rostam-Abadi, Douglas J. Nyman, J. Steve Dracos, Rajani Varagani, Carbon Dioxide Capture and Transportation Options in the Illinois Basin, Topical Report, October 1, 2003–September 30, 2004

Recht, D.L., Design Considerations for Carbon-Dioxide Pipe Lines. 1. Pipe Line Industry, 1984. 61(3): p. 53-54.

Zhang, Z.X., et al., Optimization of pipeline transport for CO2 sequestration. Energy Conversion & Management, 2006. 47: p. 702-715.

IEAGG – International Energy Agency Greenhouse Gas Programme, CO2 pipeline Infrastructure: An analysis of global challenges and opportunities, Final Report, 27/04/2010

EPRI – Tennessee Valley Authority, Economic Evaluation of CO2 Storage and Sink Enhancement Options, NETL, EPRI, December 2002.

tinand cont de rezultatele experimentale si captat) a ... · analiza comparativa tehnico-economica...

Documents