Влияние технологий улавливания углерода на газовые электростанции

Электростанции природного газа стали краеугольным камнем глобальной энергетической системы, ценимые за их эксплуатационную гибкость, высокую эффективность и более низкую интенсивность углерода по сравнению с угольной генерацией. Они обеспечивают надежную базовую нагрузку и могут быстро наращиваться, чтобы сбалансировать прерывистые возобновляемые источники энергии, такие как ветер и солнечная энергия. Однако сжигание природного газа по-прежнему выделяет значительные объемы углекислого газа (CO [FLT: 0]] 2 [FLT: 1]) в атмосферу - примерно на 40-50% меньше, чем уголь на единицу электроэнергии, но все еще вносит значительный вклад в изменение климата. Поскольку страны ужесточают целевые показатели выбросов в соответствии с Парижским соглашением и преследуют нулевые цели, электроэнергетический сектор сталкивается с растущим давлением для декарбонизации. Технологии улавливания, использования и хранения углерода (CCUS) предлагают прагматичный путь для смягчения воздействия на климат существующих и новых установок природного газа при сохранении надежности сети и энергетической безопасности.

Технологии улавливания углерода — это не единое решение, а набор инженерных подходов, предназначенных для отделения CO₂] от потоков дымового газа или топливного газа до его выхода в атмосферу. При применении к электростанциям на природном газе эти системы могут захватывать 90% или более CO₂], генерируемых, что значительно уменьшает общий углеродный след объекта.₂ затем сжимается, транспортируется по трубопроводу или судну и впрыскивается глубоко под землю в геологические образования, такие как обедненные нефтяные и газовые резервуары, солевые водоносные горизонты или базальтовые образования, могут использоваться в усиленном извлечении нефти (EOR) или превращаться в синтетическое топливо, химикаты и строительные материалы, хотя хранение все чаще рассматривается как важнейшее долгосрочное решение. Интеграция улавливания углерода с электростанциями на природном газе все чаще рассматривается как критическая технология моста, позволяющая продолжать использование инфраструктуры ископаемого топлива во время перехода к

Основы технологий улавливания углерода

Все системы улавливания углерода имеют три основных этапа: улавливание, транспортировка и хранение. Этап улавливания является наиболее технически разнообразным и энергоемким. Во время улавливания CO_]2 отделяется от других газов — либо до, либо после сгорания, либо путем модификации самого процесса сгорания. Затем улавливаемый CO₂ затем очищается, сжимается до плотной фазы (обычно выше 73 бар) и транспортируется по трубопроводу или судну на место хранения. На участке хранения CO₂ вводится в пористые горные породы на глубинах 1—3 километра, где он улавливается комбинацией структурных, капиллярных и геохимических механизмов. Программы мониторинга с использованием сейсмических исследований, манометров и отбора проб грунтовых вод обеспечивают содержание CO₂ в течение столетий и тысячелетий.

Заводы природного газа представляют как преимущества, так и проблемы для улавливания углерода. Концентрация CO_]2] в газовом дымовом газе относительно низкая — обычно 3–5% по объему для газовой турбины комбинированного цикла (CCGT), по сравнению с 12–15% для угольных установок. Эта более низкая концентрация затрудняет разделение и требует больших объемов растворителя или сорбента для достижения высоких показателей улавливания. И наоборот, газовые установки производят гораздо меньше дымовых газов на единицу электроэнергии, чем угольные электростанции, что может уменьшить физический след улавливающего оборудования. Достижения в химии растворителей, интеграции процессов и рекуперации тепла неуклонно улучшают экономику и эффективность улавливания на газовых турбинах.

Виды улавливания углерода для газовых установок

Постгорючий захват

После сжигания улавливание является наиболее зрелой и широко развернутой технологией улавливания углерода, применимой как к новым сборкам, так и к реконструкциям существующих установок природного газа. При таком подходе дымовой газ из выхлопных газов газовой турбины охлаждается и проходит через колонку абсорбера, где он контактирует с жидким растворителем - обычно это аминный раствор, такой как моноэтаноламин (MEA) или усовершенствованные смешанные амины. Растворитель химически связывается с CO ₂ , захватывая его, позволяя другим компонентам дымового газа (азот, кислород, водяной пар) высвобождаться в атмосферу. Затем богатый растворитель CO ₂ затем нагревается в колонке регенератора, чтобы высвободить почти чистый поток CO ₂ , который обезвоживается, сжимается и отправляется в хранилище. Регенерированный растворитель рециркулируется обратно в абсорбер.

Заметным промышленным примером является Quest CCS facility в Альберте, Канада, который захватывает CO₂ от установок по производству водорода на нефтеносном песке модернизатора (хотя и не электростанции). Аналогичным образом, проект Petra Nova в Техасе продемонстрировал послегорючий захват на угольной электростанции. Для природного газа в частности, Net Zero Teesside проект в Великобритании планирует захватить CO_{2 из кластера газовых электростанций и промышленных источников, транспортируя его по трубопроводу для морского хранения под Северным морем. Эти проекты подтверждают основной процесс и предоставляют важные данные о стоимости и производительности для будущих модернизации газовых установок.}

Предгорючий захват

При сборе перед сжиганием используется принципиально другой подход: он удаляет углерод из топлива до сгорания. Для природного газа это включает в себя преобразование метана (CH_]4) с паром для получения сингаза (смесь водорода и монооксида углерода), за которым следует реакция сдвига воды и газа, которая преобразует монооксид углерода в двуокись углерода и дополнительный водород. Полученный поток содержит примерно 15-20% CO₂ при высоком давлении, которое может быть разделено с использованием физических растворителей (например, Selexol, Rectisol) или мембранных систем, в конечном итоге получая топливо, богатое водородом. Затем водород сжигается в газовой турбине, предназначенной для сжигания водорода, производя только водяной пар и оксиды азота (которые контролируются селективным каталитическим восстановлением). Улавливаемый CO₂ находится на гораздо более высоком парциальном давлении, чем в случаях после сгорания

Предгорючий улавливание особенно подходит для интегрированных установок комбинированного цикла газификации (IGCC), но для природного газа он соответствует растущему интересу к производству синего водорода . Устройства, которые производят водород из природного газа с CCS, могут поставлять как промышленный водород, так и низкоуглеродное топливо для производства электроэнергии. Ярким примером является завод по производству водорода Air Products в Порт-Артуре, штат Техас, который захватывает CO ₂ для EOR. Однако коммерческий захват до горения для производства электроэнергии остается ограниченным, отчасти потому, что водородные турбины все еще находятся на ранних стадиях развертывания. Крупные производители газовых турбин разрабатывают системы сгорания, способные запускать высоководородное топливо, с ранними проектами, ожидаемыми в Интернете в конце 2020-х годов.