Tauron chce metanizować CO2, aby przechowywać energię z OZE
Przekształcanie dwutlenku węgla, który powstaje przy spalaniu paliw w instalacjach przemysłowych, na gaz syntezowy (SNG) – metan zakłada projekt badawczo-wdrożeniowy realizowany przez konsorcjum ze spółką Tauron Wytwarzanie na czele.
Gaz syntezowy będzie powstawał w wyniku reakcji CO2 z wodorem pochodzącym z procesu elektrolizy. Proces ten ma być zasilany nadwyżką taniej energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych (OZE) w tzw. dolinach obciążeń (przy zmniejszonym zapotrzebowaniu, np. nocą). Produktem ubocznym będzie woda.
Firma zakłada, że może to być sposób na przechowywanie nadwyżki energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, a jednocześnie perspektywiczne rozwiązanie dla zagospodarowania CO2, którego sama rocznie produkuje ok. 13-14 mln ton. Trwające prace finansuje KIC InnoEnergy, europejska organizacja wspierająca rozwój innowacji w obszarze energetyki.
O przedmiocie projektu poinformował PAP Janusz Tchórz, dyrektor departamentu badań i technologii Tauronu Wytwarzanie.
Jak zaznaczył, presja UE na redukcję emisji CO2 wzrasta z każdą dekadą. Wobec problemów z technologiami CCS (Carbon Capture and Storage – wychwyt, transport i składowanie dwutlenku węgla), które są drogie, a jednocześnie wobec braku akceptacji społecznej dla transportu sprężonego CO2 i jego podziemnego składowania, Komisja Europejska zaczęła ostatnio sugerować wdrażanie technologii CCU, czyli przekształcania dwutlenku węgla w produkty akceptowalne społecznie.
„Zatem, jaki produkt byłby akceptowalny społecznie? W latach 70-80 ub. wieku szukaliśmy rozwiązania, które zamieniłoby w taki produkt siarkę. Znaleźliśmy coś, co w tej chwili jest praktycznie w każdym pomieszczeniu – gips. Teraz stoimy przed podobnym problemem, co zrobić z dwutlenkiem węgla. Dzięki KIC, który finansuje zadanie, mamy szansę, żeby ten produkt znaleźć” - ocenił Tchórz.
Rozpoczęty w ubiegłym roku projekt zakłada przekształcenie dwutlenku węgla - np. z elektrowni węglowych, zakładów chemicznych, metalurgicznych czy cementowni - na metan w wyniku reakcji z wodorem pochodzącym z prostej reakcji elektrolizy wodnej zasilanej nadwyżką taniej energii z OZE.
Wykorzystanie do produkcji wodoru nadwyżek energii z farm wiatrowych ma wychodzić naprzeciw problemom związanym z OZE. Poważną wadą takich instalacji jest bowiem brak wpływu człowieka na bieżącą wielkość produkcji, która zależy wprost od sił przyrody, czyli w przypadku elektrowni wiatrowej od chwilowej siły wiatru.
Wraz ze spodziewanym wzrostem wielkości zainstalowanych mocy wytwórczych OZE problem związany z bieżącym bilansowaniem produkcji i konsumpcji energii będzie narastał. Szczególnie będzie odczuwalny w porach niskiego zapotrzebowania na energię (głównie nocą), w których spodziewane jest wystąpienie nadwyżek energii.
Próbą rozwiązania tej kwestii jest szukanie sposobów przechowywania energii. Choć obecnie wszystkie takie sposoby są drogie, w tym przypadku opłacalności przedsięwzięcia ma sprzyjać wykorzystanie do produkcji wodoru nocnej nadwyżkowej energii z elektrowni wiatrowych.
Wodór powstawać ma w procesie elektrolizy wody, którego dodatkowym produktem jest tlen (może być sprzedawany, albo np. wykorzystywany w energetyce do zgazowywania węgla czy do spalania tlenowego – w metodzie pozwalającej na prostszy sposób samego wychwytu CO2).
Dwutlenek węgla ma natomiast pochodzić z pilotażowych instalacji wychwytywania CO2 ze spalin, jakie Tauron Wytwarzanie zainstalował w ramach wcześniejszych projektów badawczych w swoich elektrowniach (mobilna instalacja aminowego wychwytu CO2 w Elektrowni Łaziska w projekcie wspólnym z Tauronem PE oraz instalacja zmiennociśnieniowa w Elektrowni Łagisza).
Proces produkcji gazu syntezowego ma następować w modułowych strukturalnych reaktorach metanizacji CO2. Pracują nad nimi francuscy partnerzy projektu. Organizacja badawczo-rozwojowa CEA zaprojektowała pierwszy reaktor testowy (o wydajności 3-4 m sześc. CO2/h na wlocie), natomiast firma Atmostat ma opracować i dostarczyć docelowe urządzenie.
W projekcie uczestniczą też polskie instytucje naukowo-badawcze. Akademia Górniczo-Hutnicza odpowiada za analizę reakcji metanizacji na różnych katalizatorach, a Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla z Zabrza - za testowanie pilotażowego układu CO2-SNG w rzeczywistym środowisku przemysłowym. Taki układ o wydajności 20 m sześc./h powstanie w Elektrowni Łaziska, przy tamtejszej instalacji wychwytu CO2.
Dokumentację konieczną do produkcji i zakupu urządzeń oraz ich integracji z całością instalacji przygotuje firma West Technology & Trading (zajmuje się m.in. projektowaniem i budową instalacji przemysłowych). Rafako ma być odpowiedzialne za nadzór nad dokumentacją urządzeń pomocniczych do budowy całej instalacji oraz sprzedaży przyszłych produktów. Wkład merytoryczny w fazie modelowania rozwiązania oraz obliczeń włożyła też gliwicka spółka Exergon.
Tchórz wskazuje, że efektem projektu mają być dwa produkty – produkowany przez stronę francuską reaktor oraz cała instalacja (po dopracowaniu i przeskalowaniu do wielkości przemysłowych).
„Jesteśmy w trakcie badań modelowych reaktora, na AGH optymalizujemy proces. W 2017 r. taka pierwsza jednostka zostanie wybudowana. Chcemy ją – po przeskalowaniu na większą skalę - potem powielać – budować takie reaktory o mocy 1 i 2 megawaty (tzn. odpowiadające emisji CO2 z produkcji 1-2 MW energii elektrycznej - PAP). Chcielibyśmy otworzyć firmę typu spin-off i tego rodzaju reaktory dostarczać na rynek” - zadeklarował szef departamentu badań i technologii Tauronu Wytwarzanie.
„Jeżeli chodzi o szanse biznesowe tego projektu, widzimy je przede wszystkim w możliwości zagospodarowania CO2, produkcji gazu syntezowego, wykorzystania nadwyżki energii z odnawialnych źródeł, a także możliwości magazynowania energii poprzez konwersję nadwyżki energii elektrycznej na substytut gazu ziemnego. Wszystko to zwiększa też stabilność całego systemu energetycznego, a przede wszystkim będzie akceptowalne społecznie” - dodał Tchórz.
Wśród zalet projektowanego rozwiązania uczestnicy projektu wymieniają też łatwość wykorzystania wychwyconego CO2 bez jego wysokiego sprężania, transportu rurociągiem czy składowania pod ziemią, a także zmniejszenie zależności od gazu ziemnego i jego importu spoza Europy przez możliwość wykorzystania sieci gazowych.
Związane z projektem ryzyka wiążą się m.in. z zagadnieniami technologicznymi. To np. problem długoterminowej stabilizacji efektywności układu (np. starzenie katalizatora) i jego trwałości, a także konieczność udanego przeskalowania – od instalacji demonstracyjnej do komercyjnej, czyli w skali odpowiadającej zdolności przetwarzania CO2 z bloku energetycznego.
Ok. 2018 r. planowana jest ocena biznesowa i ekonomiczna rezultatów projektu. Obecnie trwa proces ochrony patentowej rozwiązania.(PAP)
