Arbejde med optimering af kraftværker med integreret CO2-separation viser lovende resultater. Det kan betyde fremtidig reduktion af CO2-emissionen.
Artiklen har været bragt i Dansk Kemi nr. 5, 2002 og kan læses uden illustrationer, strukturer og ligninger herunder. Se relaterede artikler nederst på siden.
Af Mogens Weel Hansen, og Jan Sandvig Nielsen, dK-TEKNIK
Elektricitetsproduktionen står for en meget stor del af verdens samlede energiforbrug. Energiforbruget forventes pga. befolkningstilvækst og økonomisk vækst i landene uden for OECD at stige kraftigt i fremtiden. En stigning i verdens energiforbrug betyder samtidig en forøgelse af CO2-emissionen pga. forøget brug af fossile brændsler som kul, olie og gas. Den øgede CO2-udledning bevirker, at CO2-koncentrationen i jordens atmosfære øges. En højere CO2-koncentration i atmosfæren kan betyde, at gennemsnitstemperaturen i løbet af de næste 50 år stiger fra 1,5 til 5°C. Det er derfor ønskeligt at knække kurven for udledningen.
Muligheden for at separere CO2 i forbindelse med produktion af elektricitet og efterfølgende deponering er et realistisk teknisk/økonomisk alternativ til konventionelle metoder til nedbringelse af CO2-emissionen. Meget tyder på, at vi i Danmarks undergrund har særdeles gode muligheder for at deponere CO2 [1]. Selve separations processen på kraftværket er meget energikrævende, hvilket betyder, at elvirkningsgraden reduceres, hvorfor der skal anvendes mere brændsel til at producere en given mængde elektricitet.
Nye metoder og bedre integration med kraftværker har betydet, at reduktionen af virkningsgraden er nedsat væsentligt de senere år. Det gælder dog fortsat, at selve separationsprocessen og integrationen med kraftværket er det dyreste led. Udenlandske og danske undersøgelser viser typisk, at omkostningsfordelingen mellem separation, transport og lagring udgør henholdsvis 3/5 og 1/5 og 1/5.
På dk-Teknik har man gennem længere tid arbejdet med optimering af kraftværker med integreret CO2-separation. Det koster både kapital og ekstra brændsel at separere CO2. Derfor er det vigtigt, at separationsprocessen og kraftværket er energiintegreret. I de gennemførte studier er der påvist processer med elvirkningsgrader på mere end 51% og 99% CO2-separation, hvilket så vidt det vides er den højeste procesvirkningsgrad til dato for såkaldte »Zero emission power plants«.
Lagring og separation af CO2 i undergrunden i stor skala er allerede demonstreret af Statoil, der i de sidste tre år har separeret og lagret CO2 i undergrunden i Nordsøen fra gasudvindingen på Sleipner-feltet.
Kraftværkstyper, virkningsgrad og brændsler
Elproduktion i stor skala sker i dag i gasfyrede kombinerede gas- og dampturbineanlæg eller med traditionelle kulfyrede dampturbineanlæg. Der findes også anlæg, hvor man forgasser kullet og anvender gassen i et kombineret gas- og dampturbineanlæg.
Den opnåelige virkningsgrad er tilnærmelsesvis bestemt efter, hvor høj temperatur man kan tillade i processen uden at sætte pålidelighed og levetid over styr. Virkningsgraden i de i praksis eksisterende anlæg ligger typisk 25-30% under den ideelle Carnot-virkningsgrad.
Målet om højere virkningsgrad er et optimeringsspørgsmål. Koster brændslet ingenting vil man heller ikke gå efter en høj virkningsgrad. Andre forhold som ressourcer eller emission af f.eks. drivhusgasser kan selvfølgelig ændre billedet.
Den til dato højeste virkningsgrad kan man opnå i gasfyrede gas- og dampturbineanlæg (CC-anlæg). På dk-Teknik har man længe arbejdet med konceptuel optimering af kraftværks- og industrielle processer. Her arbejder gasturbiner med en høj procestemperatur (1400°C turbinerotor indløbstemperatur) og er optimeret for højst mulige elvirkningsgrad som CC-anlæg. Gasturbinens elvirkningsgrad er 39%. De varme røggasser, som strømmer ud af gasturbinen ved en temperatur på ca. 630°C, udnyttes til produktion af damp, som derefter udnyttes i en dampturbine. Den samlede virkningsgrad kan derved komme helt op på 60%. Et væsentligt element i den høje virkningsgrad er, at temperaturforskellen mellem afkølingen af gasturbinens røggas og vand/damp-siden i afgaskedlen er lille. Det opnås ved at lade vandet fordampe ved flere forskellige tryk. Der er regnet med en mindste temperaturforskel på 10°C. Hvis man i stedet havde valgt en mindste temperaturdifferens på 20°C ville virkningsgraden falde med 0,3%. Forskellen i hedefladeareal i afgaskedlen udgør 140.000 m2 svarende til en reduktion fra 480.000 m2 til 340.000 m2. Hvis anlægget skulle opføres, ville tilbagebetalingstiden på den ekstra hedeflade formodentlig være for lang til, at man ville vælge et anlæg med en så lille temperaturforskel. Andre forhold som kølevandstemperaturen og dampturbinens afløbstab indgår også i den endelige optimering.
Kraftværker med CO2-separation
Mulighederne for at separere CO2 fra en CO2-holdig strøm er mangfoldige. I mere end 40 år har man adskilt CO2 fra syntesegas ved fremstilling af ammoniak og hydrogen fra fossile brændsler. Følgende metoder til separation af CO2 fra røggas eller syntesegas kan komme på tale:
· Scrubning med kemiske absorbenter, f.eks. monoethanolamin MEA
· Scrubning med fysiske absorbenter, f.eks. selexol
· Membranseparation
· Kryo-separation
· Pre-forbrænding og CO2-separation ved konvertering af brændsel til hydrogenholdig gas
· Forbrænding med oxygen
I undersøgelsen er der fokuseret på scrubning af CO2, pre-forbrænding og forbrænding med oxygen, idet disse teknikker på nuværende tidspunkt ser mest lovende ud.
Scrubning af røggas med kemiske absorbenter
Det er mest nærliggende at fjerne CO2 direkte fra røggassen vha. nogle velegnede absorbenter som aminerne MEA (monoethanolamin), DEA (diethanolamin), MDEA (dimethylethanolamin), K2CO3 etc. I figur 2 er der vist et anlæg til absorption og efterfølgende stripning af CO2 fra røggasser. Anlæggets hovedkomponent er en absorber, hvor røggassen bringes i kontakt med solventet. Det CO2-mættede solvent pumpes derefter til stripperen, hvor CO2 fjernes. Det regenererede solvent varmeveksles i modstrøm med det mættede solvent fra absorberen, før det føres tilbage igen. Effektiviteten af varmevekslingen er væsentlig for den totale energiøkonomi.
Energiforbruget til at strippe CO2 ud af solventen består af tre dele: kemisk reaktion, sensibel og latent energi. I praksis er energiforbruget pga. irreversibilitet i masseoverføringsprocessen og ved varmevekslingen ca. 25–40% højere. Det betyder, at energimængden, der skal tilføres strippertårnet, udgør 25–30% af den indfyrede energimængde, hvis man vil fjerne den CO2, der dannes ved forbrænding af kul. MDEA og K2CO3 har betydelige fordele i forhold til MEA, idet den kemiske reaktionsenergi er betydeligt lavere. MDEA og K2CO3 er dog bedst egnede i systemer med højt tryk, da deres absorptionskapacitet er begrænsede ved små CO2-partialtryk (figur 3).
I atmosfæriske systemer kan man opnå fordele ved f.eks. at blande MDEA og MEA. Beregninger udført vha. simuleringsprogrammet HYSYS viser, at man kan reducere energiforbruget til CO2-absorption og stripning med ca. 20% ved separation af CO2 fra røggassen fra et kulfyret kraftværk. I udlandet arbejdes der intenst med at udvikle sterisk hindrede aminer, som binder CO2 mindre fast til aminmolekylet, hvorved energiforbruget til stripningen mindskes. Stripperne må ikke arbejde ved højere temperaturer end ca. 120°C, da aminerne ellers hurtigt degraderer. Derfor leveres stripperenergien som lavtryksdamp, der udtages fra kraftværkets dampturbine.
Størrelsen af CO2’s partialtryk i røggassen har stor betydning for den energimængde, der skal til for at regenerere solventen i stripperen. CO2-indholdet for et CC-anlæg vil typisk være 4,4% og i et kulanlæg ca. 15%. I figur 4 ses den energimængde, der skal bruges til hhv. at regenerere solventen i stripperen for et CC-anlæg og et kulanlæg, som funktion af hvor stor en % af CO2, som skal udskilles fra røggassen. Ønsker man en høj CO2-separation, koster det meget energi, hvis CO2-indholdet i røggassen er lavt.
I et CC-anlæg vil man formodentlig ikke fjerne mere end 75% af CO2 fra røggassen, idet energiforbruget til regenerering af solvent er rimelig lavt. Man kan forestille sig, at man recirkulerer en del af røggassen tilbage til gasturbinens indløb, hvorved CO2-koncentrationen i gasturbinens røggasser vil stige. Ved recirkulering vil man kunne komme op på et CO2-indhold i røggassen på ca. 10%.
Resultaterne af beregninger for et kombineret gas- og dampturbineanlæg med og uden CO2-separation er vist i tabel 1.
Hvis anlægget i stedet er udført til kombineret el- og varmeproduktion (oftest tilfældet i Danmark) vil CO2-separationen betyde et fald i elvirkningsgraden fra 54,3% til 49,6%. Pga. det forholdsmæssigt store forbrug til regenerering af solvent vil fjernvarmeydelsen falde betydeligt. Ved varmeintegration med stripperen »overhead condenser« er det muligt at genvinde en del af den varme, der er brugt til solventregenereringen.
Elsam har udført tilsvarende beregninger for nogle eksisterende kulfyrede kraftværker, Resultaterne fra Elsams [3] beregninger er gengivet i tabel 2.
CO2-fjernelse ved reforming og shift
En anden mulighed for at separere CO2 er partiel forbrænding eller reforming af brændslet, hvorved der dannes hydrogen og kulmonoxid. Denne proces efterfølges af en shift-reaktion, hvor CO omdannes til CO2 under forbrug af vanddamp. Den producerede hydrogen anvendes i et CC-anlæg. Reaktionerne fremgår nedenfor:
Reforming: CH4 + H2O ® CO + 3H2 (endotermisk reaktion)
Shift-reaktion: CO + H2O ® CO2 + H2 (exotermisk reaktion).
Bruges naturgas som brændsel vil man for at omdanne al methan til hydrogen og CO skulle bruge en temperatur på ca. 1000°C. Shift-reaktionen foregår ved temperaturer mellem 150 og 350°C og reformingen foregår katalytisk.
Reforming- og shift-processerne foregår under højt tryk. Det betyder, at partialtrykket af CO2 er højt, hvilket muliggør, at man lettere kan separere hele CO2-mængden fra den hydrogenholdige gas. Samtidig er der pga. det høje tryk mulighed for at anvende et CO2-absorberende solvent, der tilnærmelsesvis har egenskaber som en fysisk absorbent, hvilket er tilfældet for MDEA. I en totrins absorption af CO2 i MDEA kan energiforbruget til solventregenerering reduceres til ca. 637 kJ/kg CO2 [3].
Energiintegrationen er meget vigtig for at få den mest effektive konvertering af brændsel til hydrogen. I figur 5.1 er vist et konceptuelt design af et anlæg, som omdanner en naturgaseffekt på 243,9 MW naturgas til hydrogen. Konverteringsvirkningsgraden er beregnet til 93%. I beregningen er det forudsat, at den luft, som skal tilføres hydrogenanlægget, tages direkte fra gasturbinens kompressor. I det viste koncept foregår hele procesforløbet ved et tryk på 30–40 bar, hvilket gør anlægget kompakt, idet der opnås meget høje varmeovergangstal for alle strømme i processen. Den samlede interne varmeoverførsel i processen udgør 37% af den energimængde i naturgassen, der tilføres anlægget. Vandet, som skal tilføres processen, bliver vha. en speciel anordning fordampet ved variable temperaturer, hvilket gør processen mere energieffektiv end konventionelle processer [4,5].
Beregninger viser, at anvendes det foreslåede koncept på Avedøreværket blok II, ville man i den naturgas, som i dag anvendes i gasturbinen, kunne fjerne 99% af CO2-udledningen. Prisen vil ifølge vores beregninger betyde, at man mister 9 procentpoint på marginalvirkningsgraden (fra 59 til 50% elvirkningsgrad). Det forudsætter naturligvis, at gasturbinerne på Avedøre modificeres, så de kan brænde den hydrogenholdige gas.
Beregningsresultaterne er sammenfattede nedenfor:
Hvis man i stedet havde forkoblet hydrogenanlægget til et CC-anlæg med en referencevirkningsgrad på 60%, ville man for dette anlæg opnå en elvirkningsgrad på 52,5% med 99% CO2-separation.
Processer med recirkulering af CO2 og forbrænding med oxygen
Separerer man nitrogen og argon fra den luft som normalt anvendes som oxygenkilde til forbrændingsprocesser, vil man kun have CO2 og vanddamp i forbrændingsprodukterne, hvis forbrændingen sker støkiometrisk. Hvis temperaturen derved bliver uønsket høj, kan man reducere denne ved at recirkulere CO2. Den dannede CO2 og vanddamp kan let separeres ved udkondensering af vanddamp, hvorfor det er enkelt at udskille hele CO2-mængden. Selve oxygenseparationsprocessen er dog meget energitung. Der kan anvendes flere teknikker til oxygenseparation, men i stor skala og med krav til højt oxygenindhold i produktgassen er kryo-destillationsprocessen på nuværende tidspunkt mest velegnet. Forbruget til oxygenfremstillingen går primært til kompression af luften. De bedste anlæg har et energiforbrug på 868 kJ/kg når O2 leveres ved et tryk på 1 bar, 15°C og en renhed på 99,5%.
Et simpelt kraftværkskoncept med forbrænding af naturgas med oxygen er vist i figur 6. Nettovirkningsgraden for det viste anlæg er beregnet til 35,6% inkl. forbrug til O2-separation og CO2-kompression. Selve processen minder mest om en Rankine-proces. Men turbinedelen minder pga. den høje temperatur (1250°C) mere om en gasturbine med kølet beskovlning.
Mere sofistikerede processer med avancerede gasturbiner med recirkulering af CO2 og en kombination af hydrogenfremstilling kan give endnu højere virkningsgrader. Et sådan koncept er vist i figur 7. Nettoelvirkningsgraden er for det viste koncept beregnet til 51% med 99,5% CO2-separation. Et væsentligt element i processen er gasturbinens maksimale procestemperatur. I dette tilfælde er der regnet med 1300°C.
Det er muligt, at man med det viste koncept kan opnå endnu højere virkningsgrader (52–54%) end her beregnet. Anlægskonceptet er det med højest virkningsgrad til dato med 99,5% CO2-separation.
Weel/Sandvig-processen kan beskrives som en »Inter Cooled – Chemical Recupurated – Humid CO2_gas – Closed Cycle«-gasturbine.
I nedenstående tabel er angivet nogle hovedresultater samt beregningsforudsætninger for Weel/Sandvig-processen. Processen kræver, at der findes en gasturbine, som kan arbejde med CO2 som arbejdsmedie i stedet for luft. Teknisk burde dette ikke være noget problem. Man må dog regne med udviklingsomkostninger på flere mia. kr.
Hvad koster det at separere og deponere CO2 i undergrunden
Der er udført mange undersøgelser af omkostninger for separation, transport og lagring af CO2 fra kraftværker. De fleste undersøgelser ender med tal mellem 150 og 500 kr./ton CO2. Disse beløb er fuldt sammenlignelige med de beløb, som i dag anvendes til bygning af elproduktionsanlæg baseret på vedvarende energi.
F.eks. regner energiselskabet E2 med, at et kraftværk baseret på biobrændsel koster 300–500 kr./ton reduceret CO2. Man kunne overveje, om et biobrændselfyret kraftværk skulle forsynes med et CO2-separationsanlæg, hvorved den samlede reduktionspris muligvis ville falde.
Kilder
Nils Peter Christiansen & Michael Larsen Geus, BES/IDA konference: Lagring af CO2 i undergrunden.
Tore Torp Statoil, BES/IDA konference: Separation og lagring af CO2 fra kraftvæker 30 Jan. 2002.
GTPRO, Maher Elmasri, software user guide fra firmaet Thermoflow inc.
Kurt Jelsbak Elsam, BES/IDA konference: BES/IDA konference Separation og lagring af CO2 fra kraftværker 30 jan. 2002.
Max Alp, Ammonia production.
Jan Sandvig Nilsen & Mogens Weel Hansen,
Mogens Weel Hansen, Mulighed for separering af CO2 fra kraftværker, Ingeniøren April 1990
HYSYS Simulation software suite
Mogens Weel Hansen, Jan Sandvig Nielsen, Nyt kraftværkskoncept med integreret CO2-separation, dk-TEKNIK internt projekt 1998.
Figur 1. CC-anlæg med en elvirkningsgrad på 60%.
Figur 2. Simuleringsmodel af CO2-separation fra røggassen af et kulfyret anlæg med CO2-indhold i røggas på 15% ved brug af en blanding af MEA og MDEA (T-100=absorber og T-101=stripper).
Figur 3. CO2-belastning af solvent som funktion af CO2-partialtryk i gassen.
Figur 4. Regenereringsenergi i stripper som funktion af CO2-fjernelse og CO2-koncentration i røggassen.
Figur 5.0. Simpel skitse af anlæg til produktion af hydrogenholdig gas fra naturgas.
Figur 5.1 Simuleringsmodel af nyt koncept til produktion af hydrogenholdig gas fra naturgas med høj konverteringsvirkningsgrad og 99% CO2-separation (»Zero emission«). Luften til den partielle oxidation i autoreformningen er taget fra gasturbinens kompressor.
Figur 6. Kraftværkskoncept med forbrænding i oxygen og med recirkulering af CO2. CO2-separationen er 99%.
Figur 7. »Zero emissions«-kraftværk med en nettovirkningsgrad på 51% inkl. egetforbrug til oxygenseparation og CO2-kompression (Weel/Sandvig-processen).
