Beta 1


Title Separation af CO2 fra kraftværksprocesser
Author Burakovskij, Jurij Albertovitj
Supervisor Elmegaard, Brian (Termiske Energisystemer, Institut for Mekanisk Teknologi, Danmarks Tekniske Universitet, DTU, DK-2800 Kgs. Lyngby, Denmark)
Houbak, Niels (Termiske Energisystemer, Institut for Mekanisk Teknologi, Danmarks Tekniske Universitet, DTU, DK-2800 Kgs. Lyngby, Denmark)
Institution Technical University of Denmark, DTU, DK-2800 Kgs. Lyngby, Denmark
Thesis level Master's thesis
Year 2006
Abstract Denne rapport omhandler separation af CO2 fra kraftværksprocesser. Reduktion af kuldioxid ved hjælp af Monoethanolamine (MEA) fra en ”post – combustion” kraftværksproces gør det muligt at udskille 90 % af kuldioxiden på både naturgas- og kulfyrede dampkredsanlæg. På et naturgasfyret anlæg som Skærbækværkets blok 3 (SK3), vil dampforbruget til separationsprocessen være på ca. 4 kg damp pr. kg CO2, svarende til 284 MW. Anlægget vil kunne opfange 1,35 mio.tons CO2 om året, og ifølge Elsam vil anlægget koste ca. 1,3 mia. kroner. Det er beregnet, at anlægget er omkostningsneutralt i løbet af ca. 8 år. Nordjyllandværkets blok 3 (NJV3) er kulfyret, og med MEA vil det være muligt at reducere CO2 – emissionen med 2,2 mio. tons om året. Dampforbruget vil være på ca. 3,3 kg damp/kg CO2. Omregnet er det 366 MW og investeringsomkostningerne vil være på ca. 1,6 milliarder kroner. Til gengæld vil anlægget være betalt i løbet af 2 år. Den korte tilbagebetalingstid skyldes at CO2 – koncentration er større i kul samt det, at kul er et billigere brændsel end naturgas. Selv med den korte tilbagebetalingstid, så vil separationsanlægget reducere et værks elvirkningsgrad med ca. 30 %. Et Combined Cycle – anlæg (CC – anlæg), som DTU´s vil have et dampforbrug på 3,2 kg damp til at fjerne 1 kg CO2. For at separere værkets udslip, vil det kræve 29,3 MW og hele dampkredsen indeholder 39,8 MW. Det meste af dampkredsens energi vil gå til separationsanlægget, og det giver en uendelig tilbagebetalingstid. En kulfyret forgasser kombineret med DTU´s CC – anlæg vil øge CO2 – koncentrationen fra 3,4 til 21 %. Ved at fjerne kuldioxiden med MEA fra en ”pre – combustion” proces, vil det kræve et dampforbrug på 42 MW. Ved at reformere naturgas, før den kommer ind i gasturbinen, vil dette øge CO2 – koncentrationen til ca. 10 %, mens dampforbruget reduceres til 26 MW. Processen vil kræve yderligere 10 MW for at producere damp til ”Water – Gas – Shift” konverter. Køling af kuldioxiden efter en ”post – combustion” proces på DTU´s værk vil kræve en kompressor på 22,3 MW, hvilket svarer til 56 % af den samlede el – produktion. Separationsanlægget med MEA er en velegnet teknologi til fjernelsen af CO2 fra dampkredsanlæg. Hvis teknologien skal kunne anvendes på et CC – anlæg, skal der være en mere ligelig fordeling af el – produktionen mellem gasturbinen og dampkredsen.
Abstract The topic of this report is removal of the CO2 from power plants processes. By use of Monoethanolamine (MEA) it is possible to remove CO2 from the post-combustion process. This technology can be applied at coal and natural gas fired steam power plants, and it will be possible to remove 90 % of the carbon dioxide. A separation plant which uses MEA, for a natural gas fired power plant, such as Skærbækværkets blok 3 (SK3), would require 4 kg of steam/kg CO2 captured, which corresponds to 284 MW. During a whole year, the separation plant would be able to capture 1.35 million tons of carbon dioxide, and according to Elsam, the investment would be around 1.3 billion DKK. The calculations in this report show that the pay back time for this plant would be approximately 8 years. Nordjyllandværkets blok 3 (NJV3) is coal fired, and with use of MEA, it would be possible to capture 2.2 million tons of CO2 each year. The steam demand for this plant would be about 3.3 kg of steam/kg CO2 captured and it replies to 366 MW. Price for this separation plant is approximately 1.6 billion DKK, but the pay back time is only 2 years. The reason for this short pay back time is because, coal has a much larger concentration of carbon dioxide, and coal is a cheaper fuel compared to the natural gas. Even though there is a short pay back time, the use of a MEA plant, would decrease the power efficiency by 30 %. A Combined Cycle (CC) power plant, such as DTU plant, will have a steam consumption of approximately 3.3 kg of steam/kg CO2 captured. Capture of carbon dioxide from this plant, will require 29.3 MW, but the entire steam cycle contains 39.8 MW. This means that almost all energy from the steam cycle, would go to the separation plant, and the pay back time would be infinite. A coal fired gasification plant combined with DTU plant, could increase CO2 – concentration from 3.4 to 21 %. Removal of the carbon dioxide by using MEA from a pre – combustion process, will require 42 MW. Reforming of the natural gas before it enters the gas turbine, could increase concentration of carbon dioxide to approximately 10 %, but the steam demand would only decrease to 26 MW. Beside that, the process will have a further demand of 10 MW for the steam in the “Water – Gas – Shift” converter. Cooling of CO2 after the post – combustion process at the DTU power plant, would need a compressor with 22.3 MW of power. This is about 56 % of total power production at the plant. In conclusion, the separation plant with MEA is a suitable technology to capture CO2 from a steam cycle power plant. However, if the technology needs to be applied at a CC – plant, it will require a more equal distribution of power between the gas turbine and the steam cycle.
Imprint Technical University of Denmark (DTU) : Kgs. Lyngby, Denmark
Fulltext
Original PDF RAPPORT.pdf (1.08 MB)
Admin Creation date: 2009-11-05    Update date: 2010-10-28    Source: dtu    ID: 252045    Original MXD