Symulacje numeryczne układów adsorpcyjnych

Do głównych technologii separacji CO2 ze spalin zalicza się wychwyt ditlenku węgla przed procesem

spalania, po procesie spalania oraz spalanie w atmosferze wzbogaconej w tlen. Każda z tych technologii wykazuje się specyficznymi właściwościami, zwłaszcza w obszarze urządzeń i aparatury potrzebnej do realizacji technicznej danego procesu. W przypadku technologii post-combustion w celu ustalenia optymalnych parametrów termodynamicznych wprowadzanych do układu gazów spalinowych, pary grzejnej niezbędnej do regeneracji sorbentu oraz ciśnienia do procesu desorpcji prowadzi się badania symulacyjne. Tworzone modele mają za zadanie zapewnić najniższe zużycie adsorbentu oraz ustalić zakres energii potrzebnej do jego regeneracji (Sztekler, 2009; Baka, 2013). Badania symulacyjne jednostki separacji ditlenku węgla prowadzone są przy wykorzystaniu różnorodnych modeli numerycznych, m.in. takich, które zostały opracowane w środowisku programistycznym IPSE-pro

w kolejnych cyklach oczyszczania (Baka, 2013). Schemat jednostki wychwytującej CO2 przedstawiono na rys. 2.1. (Sztekler, 2013).

Rys. 2.1. Schemat układu jednostki adsorpcyjnej

W wyniku przeprowadzonych badań zostały określone parametry pracy jednostki prowadzącej proces

adsorpcji zmiennociśnieniowej i zmiennotemperaturowej w celu wychwytu CO2 ze spalin kotłowych.

Ilość adsorbentu jest różna w zależności od pojemności sorpcyjnych danego materiału. Zeolit 5A został wybrany jako adsorbent na podstawie wyników określających zapotrzebowanie na adsorbent

w zależności od stopnia wychwytu CO2 (Sztekler, 2009; Baka, 2013).

Na potrzeby badań symulacyjnych opracowany został model matematyczny oraz określono niezbędne równania bilansowe wynikające z zachodzących zjawisk: bilans masy, energii adsorpcji i desorpcji i bilans energii podczas chłodzenia adsorbentu (Sztekler, 2011). Model należało opracować, gdyż

standardowa biblioteka IPSE-pro nie posiada modelu układu wychwytu CO2 ze spalin przy użyciu

adsorpcji. Schemat zamodelowanej jednostki przedstawiano na rysunku 2.2. (Sztekler, 2011; Baka, 2013).

Rys. 2.2. Schemat układu wychwytu CO2 przedstawiony w środowisku IPSE-pro

Następujące założenia przyjęto w procesie tworzenia modelu matematycznego (Baka, 2013):

- gazy spalinowe wprowadzone do jednostki wychwytu CO2 nie zawierają NOX i SOX, są odpylone

i suche;

- adsorbent i spaliny (pozbawione CO2) przejmują całe ciepło powstałe w trakcje adsorpcji CO2;

- ciepło oddane przez czynnik grzejący jest stosowane w trakcie regeneracji adsorbentu do podgrzania

- w wyniku prowadzonego procesu desorpcji uzyskiwany jest czysty CO2;

- do analiz wybrano takie adsorbenty, których właściwości są znane (np. na podstawie: Majchrzak-Kucęba, 2001), w szczególności zwrócono uwagę na takie parametry, jak: entalpia, pojemność sorpcyjna oraz ciepło adsorpcji i desorpcji;

- stan pracy jednostki wychwytu CO2 określono jako ustalony.

W modelu przyjęto metodę PTSA jako proces separacji CO2, która składa się z adsorpcji i występującej

po niej desorpcji. Założono, iż spaliny kotłowe doprowadzane są doprowadzane do kolumny

adsorpcyjnej, gdzie zachodzi proces adsorpcji CO2 przy wysokim ciśnieniu i niskiej temperaturze.

Kolejno, oczyszczony gaz wyprowadzany jest poza układ a adsorbent poddawany jest regeneracji

w wyższej temperaturze i niższym ciśnieniu (w porównaniu do adsorpcji). Czyste CO2 jest

odprowadzane poza układ w postaci strumienia gazu. Ciepło niezbędne do zregenerowania adsorbentu pochodzi z pary pobieranej z upustów turbiny. Przez kolejnym cyklem adsorpcji, adsorbent jest chłodzony za pomocą wody czerpanej z obiegu cieplnego. Brak chłodzenia adsorbentu mógłby spowodować zatrzymanie adsorpcji z uwagi na wysoką temperaturę materiału. Wartości parametrów spalin obliczono na podstawie symulacji obiegu bloku energetycznego o mocy 833MW, do którego dane pochodziły z projektu wykonanego dla BOT Elektrownia Bełchatów S.A. (Sztekler, 2011). Przeprowadzone badania symulacyjne w IPSE-pro wskazały następujące warunki, w których proces adsorpcji będzie najefektywniejszy (Baka, 2013):

- parametry gazów spalinowych poddawanych separacji CO2 w układzie PTSA: ciśnienie p = 2 bar,

temperatura t = 110°C;

- parametry pary grzejnej: p = 17 bar oraz 205°C < t < 550°C; - ciśnienie podczas desorpcji p = 0,15 bar.

Zapotrzebowanie na moc cieplną w wyżej wymienionych warunkach dla najefektywniej prowadzonej adsorpcji wynosi 44 MWt. Stwierdzono, iż zwiększanie temperatury spalin wpływa na spadek pojemności sorpcyjnych adsorbentu, w wyniku czego wzrasta zapotrzebowanie na adsorbent. Zasugerowano zatem, aby adsorpcję prowadzić w jak najniższej temperaturze gazów spalinowych. Z kolei podniesienie ciśnienia spalin opuszczających kocioł do 2 bar wpływa na uzyskanie ok. 53% redukcji zapotrzebowania na adsorbent (wytypowano do badań zeolit 5A). W przypadku desorpcji natomiast zaobserwowano, iż przy ciśnieniu 0,15 bar zostało uzyskane najniższe zapotrzebowanie na adsorbent (Baka, 2013).

Dzięki środowiskom programistycznym (np. IPSE-pro) nie tylko można przeanalizować proces

separacji CO2 bazującej na adsorpcji (np. za pomocą metody PTSA), poszczególne urządzenia biorące

udział w realizacji, ale także cały system przygotowania CO2 do postaci ciekłej. Celem zgromadzenia

takich danych jest określenie wpływu układu separacji i urządzeń do realizacji technicznej procesy

wychwytu CO2 na pracę referencyjnego bloku energetycznego. Jest to tani i efektywny sposób

pozyskania danych w porównaniu do prowadzenia takich samych testów na obiektach rzeczywistych (Sztekler, 2013). Po opisanym wyżej procesie adsorpcji należy odseparowany ditlenek węgla przetransportować do miejsca docelowego w stanie ciekłym tak, aby mógł on być wykorzystany w innych gałęziach przemysłu bądź magazynowany. Należy go zatem odpowiednio przygotować do transportu poprzez sprężanie i wielostopniowe schładzanie do 100 barów i temperatury 25°C za pomocą sprężarek napędzanych turbiną zasilaną parą świeżą. Na podstawie przeprowadzonych analiz

stwierdzono, iż 100% wychwyt CO2 z maksymalnego strumienia spalin przy uwzględnieniu pracy

niezbędnych urządzeń jest bardzo energochłonny, co wpływa na duży spadek mocy bloku aż o ok. 350

MWe oraz spadek sprawności bloku o ok. 16%. W związku z powyższym rekomenduje się odzysk CO2

dla strumienia spalin nie większego od 50% strumienia nominalnego. Prowadzenie procesu separacji ze 100% skutecznością jest możliwe jedynie w warunkach modelowych. W warunkach rzeczywistych

sprawności. Dzięki temu elektrownia mogłaby znacznie zmniejszyć niekorzystne oddziaływanie na

środowisko. Skuteczność adsorpcji przede wszystkim jednak zależy od pojemności sorpcyjnych

adsorbentów. Obecnie dostępne komercyjne adsorbenty charakteryzują się niewielkimi pojemnościami sorpcyjnymi w stosunku do potrzeb wynikających z ilości generowanego w blokach energetycznych

CO2. Trwają jednakże prace nad pozyskaniem efektywniejszych adsorbentów, co może przyczynić się

do wykorzystania techniki adsorpcyjnych w procesach wychwytu CO2 w zawodowych blokach

energetycznych (Majchrzak-Kucęba, 2004; Sztekler, 2013).