Tendinte mondiale privind reducerea de emisii de dioxid de carbon
Data: 16-31 mai 2008
(Urmare din nr. trecut)
Reprezinta o tehnologie dovedita de inlaturare a CO2 si H2S din gazele de ardere sau gazul combustibil.
Reactivul:
– incarcare mare chiar la presiuni partiale reduse ale CO2;
– relativ ieftin: 3,5... 4,5 USD/kg reactiv.
Dezavantaje:
– Consum mare de energie termica pentru reactie:
3 500... 8150 kJ/kg de CO2 retinut;
– aburul de joasa presiune extras de la turbina cu abur nu se mai destinde in aceasta, reducind astfel puterea electrica produsa, deci randamentul global al centralei cu 10... 15 %;
– Degradare si coroziune in situatia in care continutul de sulfuri este > 10 ppm;
– Costuri totale mari;
– Tehnologie netestata la scara comerciala.
Procedeul de spalare cu saruri alcaline este asemanator celui de spalare cu amine, singura diferenta fiind reactivul folosit, care de aceasta data este constituit din solutii de saruri alcaline.
Membrane moleculare
Principiul de captura a dioxidului de carbon este asemenea oricarei filtrari, numai ca de aceasta data „filtrarea“ are loc la nivel molecular, in sensul ca membranele nu permit trecerea moleculelor de CO2.
Producatorul principal de astfel de membrane este UOPTM.
Avantaje:
– Investitie relativ redusa: constructia modulara reduce costurile de instalare, structura de sustinere este relativ ieftina si, spre deosebire de alte tehnologii, nu sunt necesare statii de tratare a apei sau depozitare de reactivi;
– Costuri de operare reduse: membranele se inlocuiesc periodic, dar costul inlocuirii este mai mic decit costul energiei consumate de celelalte tehnologii;
– Spatiul ocupat si greutatea sunt reduse si acolo unde este posibil se pot instala si pe apa (pe platforme plutitoare); de asemenea, structura poate fi adaptata spatiului;
– Adaptabilitate: numarul de module necesare este dictat in special de rata de retinere a CO2; astfel la variatii ale cantitatii de CO2 din gazul de curatat se obtine aceeasi calitate de gaz curatat;
– Variatia sarcinii se acopera cit mai uniform prin adaugarea/scoaterea de module.
Dezavantaje:
– se preteaza in special la aplicatiile unde se recurge la decarbonizarea gazelor combustibile, ceea ce inseamna ca tehnologia se poate aplica mai greu pentru centralele existente;
– la separarea CO2 din gazul sintetic, odata cu acesta trece si o cantitate de hidrogen care este cu atit mai mare cu cit se functioneaza la temperaturi mai mari si cu cit se opereaza in numar de treceri prin membrane mai redus;
– Pentru o buna separare, gazul curatat trebuie mentinut la o presiune apropiata de cea a gazului de curatat, ceea ce inseamna un consum in plus de energie;
– este necesara o pretratare destul de pretentioasa a gazului de curatat pentru eliminarea lichidelor, hidrocarburilor grele, diverselor pulberi, diversilor inhibitori chimici de coroziune sau a altor aditivi ce ar putea afecta drastic performantele membranelor;
– nu exista inca instalatii dezvoltate la scara comerciala pentru separarea CO2 din gazele de ardere.
Absorbtie fizica
Tehnologiile de absorbtie fizica a CO2 din gazul sintetic sau din alte gaze combustibile se folosesc de mai bine de 30 de ani in industria petrochimica. La ora actuala exista doua tehnologii asemanatoare ca principiu: Rectisol, sub patentul Linde Engineering si Lurgi AG, si Selexol, sub patent UOPTM.
Tehnologia se bazeaza pe proprietatile termofizice ale dioxidului de carbon, si anume temperatura de vaporizare (saturatie) a acestuia. Astfel, gazul care se doreste a fi decarbonizat se raceste pina sub temperatura de vaporizare a CO2, astfel acesta devine lichid si este retinut.
Rectisol si Selexol sunt folosite la scara comerciala de ani de zile pentru purificarea hidrogenului, amoniului, metanolului si a altor gaze.
Avantajele principale sunt: reactiv ieftin si usor de procurat, obtinerea separata a diferitelor gaze, flexibilitate in configuratia procesului, poate fi atinsa retinerea 100 % a CO2.
Dezavantajele principale provin din consumul de energie electrica si termica, necesare pe de o parte racirii la temperaturi negative, pe de alta parte incalzirii cu abur in diferitele procese ale instalatiei.
Tehnologia este aplicata la scara comerciala pentru purificarea gazului sintetic produs din gazeificarea carbunelui.
Adaptarea instalatiei la centrale clasice cu arderea carbunelui nu a fost inca dezvoltata.
Retinerea dupa concentrarea in gazul evacuat
Combustibilul este ars in mediu de O2/CO2, iar oxigenul trebuie mai intii produs, costul fiind de aproximativ 0,27 kWh /kg de oxigen.
In urma arderii rezulta in principal mai mult CO2 (in plus fata de cel introdus odata cu O2) si vapori de apa. Arderea cu oxigen reduce emisia de NOx deoarece NOx-ul termic nu se formeaza (nu mai avem azotul din aer ca la arderea clasica).
CO2 este retinut prin condensarea apei. Totodata prin aceasta metoda concentratia de SO2 din gazele de ardere este drastic redusa, fara a mai fi necesara o instalatie de desulfurare ulterioara.
O cota de CO2/H2O se reintroduce in instalatia de ardere (concentrarea CO2).
La functionarea sub presiune CO2 se poate destinde intr-o turbina cu gaz apoi poate fi amestecat cu fractii de SO2 si pompat catre depozitare, putind fi atinsa astfel retinerea 100 %.
Operarea cu oxigen modifica tipul arderii si transferul de caldura, ceea ce face necesar ca procesul sa fie testat la scara demonstrativa inainte de a se trece la scara comerciala.
Se spera ca se vor dezvolta membrane permeabile doar de catre O2 pentru a obtine mai usor oxigenul necesar, cu costuri mai reduse.
5. TRANSPORTUL CO2
Dupa retinere CO2 este direct compresat in centrala la o presiune intre 100 si 200 bar pentru transport pe conducte, sau este lichefiat prin racire la –55°C si presurizare la peste 6 bar pentru transportul in rezervoare.
Conducte de CO2 exista inca din 1970, astazi insumind cca 4000 km, din care marea parte in SUA, care are standarde recunoscute international pentru transportul CO2 pe conducte.
CO2 poate fi transportat in rezervoare pe vapor, ce au constructia similara cu cele pentru transportul gazului petrolier lichefiat (LPG), si se justifica aceasta metoda pentru distante lungi sau pentru proiecte pe termen scurt pentru care o conducta nu se justifica tehnico-economic.
La nivel european exista mai multe proiecte privind transportul CO2, dintre care GESTCO, NASCENT, RECOPOL.
6. DEPOZITAREA CO2
Depozitarea CO2 ar putea fi facuta in:
SOL:
– fostele domuri gazeifiere;
– straturile de carbune;
– zacamintele de petrol cu recuperarea avansata a acestuia;
– minele de carbune sau de sare.
APÄ‚:
– Acvifere de apa sarata si mare adincime.
Depozitarea CO2 in domurile gazeifiere: – implica probleme de adaptare a programelor actuale ce simuleaza un astfel de zacamint, simulare pe baza careia se estimeaza cantitatile de gaz existente si se vor putea estima astfel cantitatile de dioxid de carbon ce pot fi depozitate;
– se mai studiaza posibilitatea recuperarii avansate a gazului;
– un domeniu important de cercetare este cel al estimarii unor reactii posibile intre dioxidul de carbon si apa din domurile gazeifiere si/sau rocile acestora.
In Germania costul transportului si depozitarii este estimat la 10 – 24 euro/t CO2.
Depozitarea CO2 in straturile de carbune:
Carbunele are proprietatea de a absorbi mai repede CO2 decit metanul, intr-o proportie de 2:1, astfel ar putea fi posibila depozitarea CO2 si eventual obtinerea unui gaz combustibil pe baza de metan, insa solutia nu este functionala inca tehnico-economic.
Procesele de absorbtie trebuie inca studiate in conditii de inalta presiune.
Schimbarile in proprietatile mecanice ale carbunelui trebuie de asemenea cercetate.
Sunt necesare studii pentru dezvoltarea unei bune injectii de CO2, care in mod normal se asteapta a fi scazuta.
Depozitarea CO2 in zacamintele de petrol epuizate, cu recuperarea avansata a petrolului:
Problemele sunt asemanatore depozitarii in domurile gazeifiere.
Depozitarea in minele de carbune sau in ocne de sare:
– Principala problema este asigurarea unei bune etanseitati pe termen lung, din aceasta cauza solutia nu este momentan corespunzatoare tehnico-economic;
– Se studiaza insa posibilitatea reactiei dintre apa si sare si rocile din salina, cu posibilitatea fixarii CO2 in acestea.
Depozitarea CO2 in acvifere:
– Acviferele de apa sarata reprezinta un mare potential datorita in principal grosimii lor mari si raspindirii acestora, ele fiind pe fundurile oceanelor si marilor;
– Reactiile dintre apele carbogazoase si silicati decurg cu mare greutate, insa sunt decisive pentru o depozitare sigura de lunga durata;
– Cercetarea este ingreunata de imposibilitatea modelarii cit mai fidele a proceselor naturale, in laborator, diferentele fiind mari;
– Una din cele mai importante probleme tine de cadrul legal de protectie a apelor de mare adincime.
7. UTILIZAREA CO2
La ora actuala se cunosc doua posibilitati de utilizare sau reciclare a CO2:
• Aplicatie tehnica ca agent de racire, gaz pentru inertizarea diferitelor incinte ce in prezenta aerului ar putea exploda si gaz de izolare;
• In industria chimica, ca materie prima.
Numai 0,1% din totalul emis in prezent poate fi astfel utilizat, din aceasta cauza se fac inca cercetari in acest sens, dintre care amintim:
• Conversia de CO2 in componente monomoleculare si polimerice prin procedee petrochimice cu energie inalta. Aceasta va duce la o reutilizare de 5% din total.
• Aplicatii in producerea de combustibil stabil prin combinatia cu hidrogenul, care este foarte instabil, in industria energetica.
Carmencita Constantin, director Divizia Energie&Mediu, SC ISPE SA
Claudia Tomescu, adjunct sef Sectie Ingineria Mediului, SC ISPE SA
Radu George Filip,
Sectia Ingineria Mediului,
SC ISPE SA
BIBLIOGRAFIE
1. PowerClean R, D&D Thematic Network report FOSSIL FUEL POWER GENERATION.STATE-OF-THE-ART, 30.07.2004
2. David Dortmundt, Kishore Doshi, „Recent Developments in CO2 Removal Membrane Technology“
3. „Research and Development Concept for Zero-Emission Fossil-Fuelled Power Plants“, Summary of COORETEC, Nr.: 527
4. Ulrich Koss, Holger Schlichting (Lurgi AG, Germany) LURGI’S MPG GASIFICATION PLUS REC-TISOLO GAS PURIFICATION – ADVANCED PROCESS COMBINATION FOR RELIABLE SYNGAS PRODUCTION, Gasification Technologies 2005, San Francisco, October 9 – 12, 2005
5. John Davison, CO2 Transmision, IEA Green-house Gas, R&D Programme
6. Jared P. Ciferno (National Energy Technology Laboratory) CO2 Capture: Comparison of Cost & Performance of Gasification and Combustion-based Plants, Workshop on Gasification Technologies, Denver, Colorado, March 14, 2007
7. INTEGRATING MEA REGENERATION WITH CO2 COMPRESSION AND PEAKING TO REDUCE CO2 CAPTURE COSTS, Final Report of Work Performed Under Grant No.: DE-FG02-04ER84111, Report Submitted, June 09 2005, To U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory 626 Cochrans Mill Road, P.O. Box 10940, Pittsburgh, Pennsylvania 15236-0940 by Kevin S. Fisher, Principal Investigator; Carrie Beitler, Curtis Rueter, Katherine Searcy, Trimeric Corporation,107 S Austin Street, Buda, TX 78610; Dr. Gary Rochelle Dr. Majeed Jassim, – The University of Texas at Austin, University Station C0400, Austin, TX 787112-0231. TRIMERIC CORPORATION
8. David A. Green, Brian S. Turk, Jeffrey W. Portzer, Raghubir P. Gupta, William J. cMichael, Ya Liang, Tyler Moore, Douglas P. Harrison CARBON DIOXIDE CAPTURE FROM FLUE GAS USING DRY REGENERABLE SORBENTS QUARTERLY TECHNICAL PROGRESS REPORT, Reporting Period: April 1, 2003 to June 30, 2003
9. L.I. Eide, M. Anheden, A. Lyngfelt, C. Abanades, M. Younes, D. Clodic, A.A. Bill, P.H.M. Feron, A. Rojey and F. Giroudiere Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, Vol. 60 (2005), No. 3, pp. 497 – 508, Copyright © 2005, Institut français du pétrole, Novel Capture Processes
Alte articole

