Technologie s označením CCS by měla výrobu energie v provozech spalujících fosilní paliva zbavit dosavadního stigmatu "špinavých, kouřících a smrdutých provozů.
CCS: Energetická zbraň proti klimatickým změnám
Uhelné elektrárny jsou často terčem kritiky kvůli emisím, provázejícím jejich provoz. Nyní se však rýsuje nové řešení tohoto letitého problému. Oxid uhličitý vznikající při spalování fosilních paliv lze jímat a trvale, na milióny let, ukládat pod zemí nebo mořským dnem. Nedostane se tedy do atmosféry, kde vyvolává tzv. skleníkový efekt, jenž způsobuje klimatické změny, především globální oteplování.
EVROPSKÝM PRŮKOPNÍKEM JE NĚMECKO
Technologie s označením CCS (Carbon Capture and Storage, jímání a skladování oxidu uhličitého) by měla výrobu energie v provozech spalujících fosilní paliva zbavit dosavadního stigmatu "špinavých, kouřících a smrdutých provozů.
Přechod na nízkouhlíkovou energetiku považuje za stále naléhavější Evropská elektrárenská unie (Eurelectric). Klima představuje "závažnou globální ekologickou, ekonomickou a sociální výzvu", která čeká od politiků, podnikatelů a společnosti rychlou a účinnou odpověď, uvádí nedávná analýza Eurelectriku. Šanci má podle ní pouze evropská energetická politika založená na úsporách u odběratelů, aktivním výzkumu všech nízkouhlíkových zdrojů, včetně obnovitelných, jaderných i uhelných s technologií CCS, a využívání synergie mezi dodávkami nízkouhlíkové elektřiny a efektivními technologiemi.
První evropskou elektrárnu s technologií CCS spustil koncem minulého roku do provozu koncern Vattenfall v areálu dvou osmisetmegawattových bloků v německém Schwarze Pumpe. Pilotní projekt hnědouhelného bloku o tepelném výkonu 30 MW, který přišel na 70 miliónů eur, má do roku 2015 následovat další pětisetmegawattový. Komerční tisícimegawattovou elektrárnu, stejně výkonnou jako jeden temelínský blok, chce společnost postavit v lužickém hnědouhelném revíru do roku 2020.
Při jejím provozu vznikne za rok kolem sedmi miliónů tun oxidu uhličitého, který skončí v podzemí. Za nejvhodnější vrstvy, do nichž se bude plyn vhánět pod tlakem, považují odborníci z Vattenfallu porézní pískovce, nejlépe v prostorách po vyčerpaných ložiscích ropy či zemního plynu. Praktické zkušenosti už získal norský plynárenský koncern Statoil: na severomořském ložisku Sleipner nahradilo vytěžený zemní plyn více než 10 miliónů tun CO2 z pobřežní teplárny; takové množství vypustí do ovzduší všechny norské automobily za dva roky.
Bezemisní uhelné elektrárny se vyplatí pouze za předpokladu, že cena povolenek překročí hranici 40 eur za tunu vypuštěného oxidu uhličitého. Náklady na jeho jímání v uhelných elektrárnách se pohybují mezi 26 a 37 eury za tunu. Připočítat je třeba ještě výdaje na přepravu a podzemní ukládání zachyceného CO2, upozorňuje nedávná studie Reinharda Grünwalda ze specializované kanceláře Spolkového sněmu zabývající se dopady používané techniky.
EKOLOGIČTĚJŠÍ, ALE DRAHÉ
Technologie sama ovšem není samospasitelná a ekologicky lákavé řešení s názvem CCS má i své mínusy. Tím hlavním jsou peníze. Odhaduje, že výrobní cena jedné kilowatthodiny uhelného proudu se při nasazení této technologie až zdvojnásobí ze současných německých tří až čtyř na pět až sedm eurocentů. Toto zvýšení označuje za "cenu za zápas s klimatickými změnami", již zaplatí podnikatelé a domácnosti. Předpokládá, že za 20 let se proud z bezemisních uhelných elektráren dostane na stejnou cenovou úroveň jako dnes velmi drahé obnovitelné zdroje, hlavně biomasa a zemské teplo.
Jímání a ukládání oxidu uhličitého z uhelných elektráren není zdaleka technologicky vyřešeno, uvedl v rozhovoru pro server týdeníku Spiegel chemik z oldenburské univerzity Jürgen Metzger: "Při podzemním skladování musíme vzít v úvahu i možnost zemětřesení, jaké před nedávnem postihlo třeba uhelné Sársko. Vysoké budou i energetické náklady na samotnou separaci CO2. Vlastní spotřebu elektráren zvýší použití technologie CCS o pětinu, což sníží jejich účinnost," tvrdí Metzger.
"Při využití uhlí se musí zavádět moderní technologie typu integrovaného zplynovacího cyklu (IGCC) a tlakového fluidního cyklu (PBFC), případně jímání a ukládání oxidu uhličitého (CCS). Nové postupy zpracování uhlí dokáží z miliónu tun vložených do generátoru vyprodukovat 500 miliónů kWh elektřiny nebo 350 tisíc tun plynných paliv nebo 400 tisíc tun metanolu nebo 370 miliónů m3 syntetického zemního plynu. Náklady však nadále zůstávají vysoké - jen zařízení na výrobu 100 tisíc tun metanolu ročně stojí 200 miliónů dolarů," uvedl v polském měsíčníku Gigawatt Energia ředitel polského Ústředního hornického ústavu prof. Józef Dubiński.
IGCC - ENERGII Z UHLÍ VYRÁBÍ PLYN
Další z technologií, které se začínají prosazovat při výrobě energie z uhlí, je jeho zplynování pro využití v plynových turbínách - jde o tzv. integrovaný zplyňovací cyklus (Integrated Gasification Combined Cycle - IGCC), který přeměňuje uhlí a paliva, jako jsou uhlí, petrolejový (ropný) koks, biomasa nebo obecní odpad na hodnotnější čistší palivo - plyn s vysokým obsahem vodíku a nízkou výhřevnou hodnotou, který se pak využívá pro plynovou turbinu. A co je neméně důležité, proces tzv. gazifikace umožňuje snižovat hlavní složky znečišťující ovzduší až o 50 % ve srovnání s běžnou uhelnou elektrárnou. Také spotřeba vody v elektrárně s IGCC je přibližně až o třetinu nižší než v běžné uhelné elektrárně, a provoz nevyžaduje vápenec nebo vápno, jež je zapotřebí (v uhelných elektrárnách) k odsiřování.
Technologie sama je v podstatě známá už více než století - německá firma Lurgi si ji nechala patentovat už v roce 1887 a zplynování uhlí se využívalo ve 30. letech minulého století. IGCC vyrábí elektřinu relativně levně a pro každý typ zplynovače a paliva je obvykle k dispozici více technických možností, takže systémy IGCC lze optimalizovat pro různé typy paliva.
V ČR se metoda IGCC využívá v elektrárně Vřesová. Dodavatelem byla firma Alstom. Právě pro elektrárny využívající systém IGCC se uvažuje i s použitím technologie CCS, První zařízení tototo typu v Kanadě má nyní vybudovat firma Siemens s využitím svého systému 550XYZ. Ukázková elektrárna s nainstalovaným výkonem zhruba 270 MW by měla být uvedena do provozu v roce 2015. Nabízejí je však i další, jako například General Electric.
EVROPSKÝM PRŮKOPNÍKEM JE NĚMECKO
Technologie s označením CCS (Carbon Capture and Storage, jímání a skladování oxidu uhličitého) by měla výrobu energie v provozech spalujících fosilní paliva zbavit dosavadního stigmatu "špinavých, kouřících a smrdutých provozů.
Přechod na nízkouhlíkovou energetiku považuje za stále naléhavější Evropská elektrárenská unie (Eurelectric). Klima představuje "závažnou globální ekologickou, ekonomickou a sociální výzvu", která čeká od politiků, podnikatelů a společnosti rychlou a účinnou odpověď, uvádí nedávná analýza Eurelectriku. Šanci má podle ní pouze evropská energetická politika založená na úsporách u odběratelů, aktivním výzkumu všech nízkouhlíkových zdrojů, včetně obnovitelných, jaderných i uhelných s technologií CCS, a využívání synergie mezi dodávkami nízkouhlíkové elektřiny a efektivními technologiemi.
První evropskou elektrárnu s technologií CCS spustil koncem minulého roku do provozu koncern Vattenfall v areálu dvou osmisetmegawattových bloků v německém Schwarze Pumpe. Pilotní projekt hnědouhelného bloku o tepelném výkonu 30 MW, který přišel na 70 miliónů eur, má do roku 2015 následovat další pětisetmegawattový. Komerční tisícimegawattovou elektrárnu, stejně výkonnou jako jeden temelínský blok, chce společnost postavit v lužickém hnědouhelném revíru do roku 2020.
Při jejím provozu vznikne za rok kolem sedmi miliónů tun oxidu uhličitého, který skončí v podzemí. Za nejvhodnější vrstvy, do nichž se bude plyn vhánět pod tlakem, považují odborníci z Vattenfallu porézní pískovce, nejlépe v prostorách po vyčerpaných ložiscích ropy či zemního plynu. Praktické zkušenosti už získal norský plynárenský koncern Statoil: na severomořském ložisku Sleipner nahradilo vytěžený zemní plyn více než 10 miliónů tun CO2 z pobřežní teplárny; takové množství vypustí do ovzduší všechny norské automobily za dva roky.
Bezemisní uhelné elektrárny se vyplatí pouze za předpokladu, že cena povolenek překročí hranici 40 eur za tunu vypuštěného oxidu uhličitého. Náklady na jeho jímání v uhelných elektrárnách se pohybují mezi 26 a 37 eury za tunu. Připočítat je třeba ještě výdaje na přepravu a podzemní ukládání zachyceného CO2, upozorňuje nedávná studie Reinharda Grünwalda ze specializované kanceláře Spolkového sněmu zabývající se dopady používané techniky.
EKOLOGIČTĚJŠÍ, ALE DRAHÉ
Technologie sama ovšem není samospasitelná a ekologicky lákavé řešení s názvem CCS má i své mínusy. Tím hlavním jsou peníze. Odhaduje, že výrobní cena jedné kilowatthodiny uhelného proudu se při nasazení této technologie až zdvojnásobí ze současných německých tří až čtyř na pět až sedm eurocentů. Toto zvýšení označuje za "cenu za zápas s klimatickými změnami", již zaplatí podnikatelé a domácnosti. Předpokládá, že za 20 let se proud z bezemisních uhelných elektráren dostane na stejnou cenovou úroveň jako dnes velmi drahé obnovitelné zdroje, hlavně biomasa a zemské teplo.
Jímání a ukládání oxidu uhličitého z uhelných elektráren není zdaleka technologicky vyřešeno, uvedl v rozhovoru pro server týdeníku Spiegel chemik z oldenburské univerzity Jürgen Metzger: "Při podzemním skladování musíme vzít v úvahu i možnost zemětřesení, jaké před nedávnem postihlo třeba uhelné Sársko. Vysoké budou i energetické náklady na samotnou separaci CO2. Vlastní spotřebu elektráren zvýší použití technologie CCS o pětinu, což sníží jejich účinnost," tvrdí Metzger.
"Při využití uhlí se musí zavádět moderní technologie typu integrovaného zplynovacího cyklu (IGCC) a tlakového fluidního cyklu (PBFC), případně jímání a ukládání oxidu uhličitého (CCS). Nové postupy zpracování uhlí dokáží z miliónu tun vložených do generátoru vyprodukovat 500 miliónů kWh elektřiny nebo 350 tisíc tun plynných paliv nebo 400 tisíc tun metanolu nebo 370 miliónů m3 syntetického zemního plynu. Náklady však nadále zůstávají vysoké - jen zařízení na výrobu 100 tisíc tun metanolu ročně stojí 200 miliónů dolarů," uvedl v polském měsíčníku Gigawatt Energia ředitel polského Ústředního hornického ústavu prof. Józef Dubiński.
IGCC - ENERGII Z UHLÍ VYRÁBÍ PLYN
Další z technologií, které se začínají prosazovat při výrobě energie z uhlí, je jeho zplynování pro využití v plynových turbínách - jde o tzv. integrovaný zplyňovací cyklus (Integrated Gasification Combined Cycle - IGCC), který přeměňuje uhlí a paliva, jako jsou uhlí, petrolejový (ropný) koks, biomasa nebo obecní odpad na hodnotnější čistší palivo - plyn s vysokým obsahem vodíku a nízkou výhřevnou hodnotou, který se pak využívá pro plynovou turbinu. A co je neméně důležité, proces tzv. gazifikace umožňuje snižovat hlavní složky znečišťující ovzduší až o 50 % ve srovnání s běžnou uhelnou elektrárnou. Také spotřeba vody v elektrárně s IGCC je přibližně až o třetinu nižší než v běžné uhelné elektrárně, a provoz nevyžaduje vápenec nebo vápno, jež je zapotřebí (v uhelných elektrárnách) k odsiřování.
Technologie sama je v podstatě známá už více než století - německá firma Lurgi si ji nechala patentovat už v roce 1887 a zplynování uhlí se využívalo ve 30. letech minulého století. IGCC vyrábí elektřinu relativně levně a pro každý typ zplynovače a paliva je obvykle k dispozici více technických možností, takže systémy IGCC lze optimalizovat pro různé typy paliva.
V ČR se metoda IGCC využívá v elektrárně Vřesová. Dodavatelem byla firma Alstom. Právě pro elektrárny využívající systém IGCC se uvažuje i s použitím technologie CCS, První zařízení tototo typu v Kanadě má nyní vybudovat firma Siemens s využitím svého systému 550XYZ. Ukázková elektrárna s nainstalovaným výkonem zhruba 270 MW by měla být uvedena do provozu v roce 2015. Nabízejí je však i další, jako například General Electric.
Zdroj:Technik
Sdílet článek na sociálních sítích
