CC BY
37
https://doi.org/10.21122/1029-7448-2022-65-6-524-538 УДК 620.97
Анализ эффективности технологий извлечения диоксида углерода из продуктов сгорания
В. А. Седнин1), Р. С. Игнатович4
^Белорусский национальный технический университет (Минск, Республика Беларусь)
© Белорусский национальный технический университет, 2022 Belarusian National Technical University, 2022
Реферат. Основная цель статьи - сравнение и анализ существующих технологий извлечения диоксида углерода из продуктов сгорания мини-ТЭЦ, работающих на местных видах топлива. Представлен краткий обзор основных технических особенностей реализации технологий извлечения углекислоты из газовых смесей. Показаны особенности и ограничения применения каждого из методов. На базе программных пакетов Aspen Hysys и Aspen Adsorption выполнено математическое моделирование технологических процессов адсорбции, физической и химической абсорбции. При моделировании абсорбционных процессов рассматривался состав продуктов сгорания, характерный для реальных условий работы энергоисточника на древесной щепе, а при моделировании адсорбционного процесса состав продуктов сгорания имитировался бинарной смесью из диоксида углерода и азота с мольным содержанием 11 и 89 % соответственно. Полученные результаты численного исследования показали, что наибольшая степень извлечения диоксида углерода из продуктов сгорания составляет 97 % и достигается в оптимальном режиме реализации технологии химической абсорбции. При этом же методе наблюдается наибольшая степень чистоты полученного диоксида углерода: 86 % с учетом паров воды и 99 % сухого. Наименее эффективной технологией извлечения углекислоты оказался метод физической абсорбции, при котором степень чистоты полученного сухого диоксида углерода составила 79 %. Следовательно, для получения диоксида углерода с незначительным содержанием примесей необходимо применять метод химической абсорбции. Технология физической абсорбции в неподвижном слое может использоваться для снижения выбросов энергоисточника или в случаях, когда степень чистоты углекислоты не имеет значения.
Ключевые слова: улавливание диоксида углерода, физическая абсорбция, химическая абсорбция, адсорбция, математическая модель, Aspen Hysys, Aspen Adsorption, местные виды топлива, экология, моноэтаноламин, адсорбция при переменной температуре, энерготехнологическая установка
Для цитирования: Седнин, В. А. Анализ эффективности технологий извлечения диоксида углерода из продуктов сгорания / В. А. Седнин, Р. С. Игнатович // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2022. Т. 65, № 6. С. 524-538. https://doi.org/ 10.21122/1029-7448-2022-65-6-524-538
Analysis of the Efficiency of Technologies
for Extraction Carbon Dioxide from Combustion Products
V. A. Sednin1), R. S. Ignatovich1)
1)Belаrusian National Technical University (Minsk, Republic of Belarus)
Abstract. The main purpose of the article is to compare and analyze existing technologies for extracting carbon dioxide from combustion products in relation to mini-CHP plants operating
Адрес для переписки Address for correspondence
Седнин Владимир Александрович Sednin Vladimir А. Белорусский национальный технический университет Behrusian National Technical University
просп. Независимости, 65/2, 65/2, Nezavisimosty Ave.,
220013, г. Минск, Республика Беларусь 220013, Minsk, Republic of Belarus
Тел.: +375 17 293-92-16 Tel.: +375 17 293-92-16
[email protected] [email protected]
on local fuels. The article presents a brief overview of the main technical features of the implementation of carbon dioxide extraction technologies from gas mixtures. The specific features and limitations for each of the methods are shown. Mathematical modeling of technological processes of adsorption, physical and chemical absorption is carried out on the basis of Aspen Hysys and Aspen Adsorption software packages. When modeling absorption processes, the composition of combustion products characteristic of the actual operating conditions of an energy source on wood chips was considered, while for the adsorption process, the composition of combustion products was simulated by a binary mixture of carbon dioxide and nitrogen with a molar content of 11 and 89 %, respectively. The results of numerical research that were obtained have shown that the highest degree of carbon dioxide extraction from combustion products is 97 %, and it is achieved in the optimal mode of implementation of chemical absorption technology. With the same method, the highest degree of purity of the resulting carbon dioxide is observed, viz. 86 % taking into account water vapor and 99 % if it is dry. The least effective technology for extracting carbon dioxide was the method of physical absorption in a fixed bed, in which the degree of purity of the resulting dry carbon dioxide was 79 %. Therefore, for practical use in the deep utilization of combustion products of mini-CHP plants operating on local fuels, to obtain carbon dioxide with a low content of impurities, it is necessary to apply the method of chemical absorption. The use of physical absorption technology in a fixed bed can be used to reduce energy source emissions or in cases where the degree of purity of carbon dioxide does not matter.
Keywords: carbon dioxide capture, physical absorption, chemical absorption, adsorption, mathematical model, Aspen Hysys, Aspen Adsorption, local fuels, ecology, monoethanolamine, temperature swing adsorption, energy-and-technology installation
For citation: Sednin V. A., Ignatovich R. S. (2022) Analysis of the Efficiency of Technologies for Extraction Carbon Dioxide from Combustion Products. Energetika. Proc. CIS Higher Educ. Inst. and Power Eng. Assoc. 65 (6), 524-538. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2022-65-6-524-538 (in Russian)
Введение
В рамках расширения использования потенциала местных видов топлива (МВТ) [1] и снижения выбросов парниковых газов в атмосферу [2-4] целесообразно предусматривать применение на теплоисточниках технологий по глубокой утилизации продуктов сгорания с извлечением диоксида углерода для дальнейшего его использования в промышленных приложениях или для производства синтетического природного газа.
Наиболее распространены три промышленных метода извлечения углекислоты из продуктов сгорания: физический (в частности, метод водной абсорбции), химический (метод абсорбции водным раствором моноэта-ноламина (МЭА) или диэтаноламина (ДЭА)) и адсорбционный [5, 6]. Существуют и другие технологии извлечения CO2 [7, 8], но они не нашли широкого промышленного применения, поэтому в данном исследовании не рассматриваются.
Цель статьи - сравнение и анализ эффективности применения сорб-ционных методов извлечения CO2 из продуктов сгорания МВТ на основе расчетных моделей, построенных в программных комплексах Aspen Hysys и Aspen Adsorption.
Основная часть
В разработанных моделях с применением технологий физической и химической абсорбции использован один и тот же набор исходных данных: дымовые газы (ДГ), полученные в результате сжигания древесной щепы по данным реального энергоисточника, технологическая схема которого включает в качестве основного оборудования два котла с топкой кипящего слоя, паротурбинную установку, работающую на органическом цикле Ренкина, и подогреватель сетевой воды. Параметры потока ДГ представлены в табл. 1.
Таблица 1
Исходные параметры потока дымовых газов перед извлечением CO2 при теплотворной способности топлива Ор = 7,95 МДж/кг (1900 ккал/кг)
Initial flue gases flow parameters before CO2 extraction when calorific value of fuel QP = 7.95 MJ/kg (1900 kcal/kg)
Тепловая мощность топки котла, МВт Массовый расход дымовых газов, т/ч Температура уходящих газов, °С Давление, бар Состав дымовых газов при расчете абсорбции, мол. %
n2 CO2 H2O O2 SO2
5,1 1,99 110 1,3 70,57 11,15 13,90 4,33 0,05
В адсорбционном процессе для упрощения модели состав дымовых газов принят бинарным - из диоксида углерода и азота с мольным содержанием 89 и 11 % соответственно.
Принципиальная схема мини-ТЭЦ, работающей на МВТ, с дополнительным блоком извлечения С02 представлена на рис. 1.
ОРЦ-усгановка
Рис. 1. Принципиальная схема энергоисточника с блоком извлечения CO2: 1 - топка котла; 2 - подогреватель термомасла; 3 - водяной подогреватель; 4 - испаритель; 5 - паровая турбина; 6 - регенеративный подогреватель; 7 - сетевой подогреватель; 8 - генератор; 9 - конденсационный экономайзер; 10 - блок извлечения CO2;
Fig. 1. Schematic diagram of an energy source with a CO2 extraction unit: 1 - boiler furnace; 2 - thermal oil heater; 3 - water heater; 4 - vaporizer; 5 - steam turbine; 6 - regenerative heater; 7 - network water heater; 8 - generator; 9 - condensing economizer; 10 - CO2 extraction unit
На рис. 1 приняты следующие обозначения: В-х - воздух; Т-во - топливо; Q - мощность тепловая потока, отводимого от сетевого теплообменника;
Qcn - то же, отводимого от водяного теплообменника; QK - то же, отводимого от конденсационного экономайзера; Кон-т - конденсат; W - мощность подводимой (отводимой) электроэнергии; СМ - рабочее тело паросиловой установки; N - мощность механической энергии; ТМ - термомасло.
Физический метод извлечения CO2 из продуктов сгорания
Принципиальная схема простейшей системы извлечения углекислоты из ДГ водой достаточно проста [9]. Дымовые газы с помощью струйного аппарата поступают в контур с абсорбентом (водой высокого давления). Образовавшаяся смесь направляется в абсорбер (насадочный скруббер), в котором процесс абсорбции ведут при 1,6-3,0 МПа [9-11]. Поскольку оптимальным признано давление абсорбции 3,0 МПа [11], данная величина в дальнейшем использовалась в численном эксперименте. В абсорбере часть газов растворяется в воде и отправляется далее, нерастворенные газы выбрасываются в атмосферу. В результате абсорбции в воде растворяется не только углекислота, но и другие составляющие продуктов сгорания, но их доля в смеси несопоставимо меньше. Сама же углекислота находится преимущественно в свободном состоянии, а невысокая температура снижает воздействие коррозии от повышенной кислотности среды.
Для оценки необходимости охлаждения ДГ перед стадией извлечения диоксида углерода [9] определяют расход воды, требуемый для извлечения заданного количества углекислоты, и из теплового баланса оценивают температуру смеси ДГ и воды. Если эта величина выше 30-50 °С, то ДГ дополнительно охлаждают. В таком случае целесообразна установка конденсационного экономайзера для охлаждения ДГ до температуры ниже точки росы. В предложенной модели температура ДГ снижается в экономайзере до 35 °С. Для десорбции CO2 из воды ее давление понижают до 0,1 МПа: сначала для этого поток воды, насыщенный углекислым газом, пропускают через водяную турбину, образующуюся при этом энергию используют для привода насоса, тем самым рекуперируется часть энергии, затрачиваемой на создание давления в струйном аппарате.
Следует отметить, что количество производителей гидротурбинного оборудования малой мощности ограничено, а его стоимость достигает 1500-2000 дол./кВт [12]. В связи с этим экономическая эффективность установки гидротурбины уменьшается. Альтернативой может быть использование в качестве гидротурбин относительно недорогих серийно выпускаемых насосов, что обеспечит более быструю окупаемость при работе блока извлечения CO2 из продуктов сгорания [13].
Для предотвращения явлений кавитации при выделении растворенного углекислого газа степень понижения давления в турбине ограничена, что снижает эффективность рекуперации. В модели давление за турбиной принимали равным 0,7 МПа. После турбины давление снижается до атмосферного в сепараторе, в результате чего выделяется растворенный в воде газ. Степень чистоты полученного углекислого газа варьируется, а помимо CO2 в смеси присутствует незначительное количество азота, паров воды и оксидов серы.
На рис. 2 представлена модель водной абсорбции углекислоты, полученная в Aspen Hysys v10 (математический пакет свойств Sour PR). Поскольку в стандартных элементах программы отсутствует эжектор, он заменен набором элементов (выделены прямоугольником).
о. та |см О
1 ® I-1
I '4
Е? ^
£ Я Й
& <
в
О О
ю
р о
й о дн
о в и
ле
д
о
х
О
й
и &
< Й
13 о
й О
О
(и ! о
О и
•В
о и
е
и ■Й
о N и.
В модели поток дымовых газов (ДГ-110) поступает в конденсатор, где их температура снижается ниже точки росы (ДГ-35) 35 °С, для отделения образовавшейся капельной жидкости установлен сепаратор в виде аппарата идеального разделения жидкости и газа. Осушенный поток ДГ после сепаратора (ДГ сухой) направляется в компрессор (К-100), предназначенный для повышения давления в струйном аппарате до требуемого давления. Для охлаждения потока после компрессора предусмотрен холодильник (промежуточный охладитель), температура газов за которым устанавливается регулятором (регулятор Т) на уровне температуры за сепаратором. Далее
поток ДГ высокого давления (ДГ на смешение) направляется в абсорбер, в котором извлекается углекислый газ, а поток нерастворившихся газов (сброс газов) сбрасывается в атмосферу.
Для имитации понижения давления воды после эжектора с 3,0 до 2,8 МПа на линии подачи после насоса рециркуляции устанавливается регулятор давления (VLV-100). Поток воды с растворенными газами направляется в водяную турбину (водяная турбина - 2), полученный после нее поток (вода + CO2 после турбины) следует в сепаратор атмосферного давления (десорбер-2). После десорбера поток воды (вода - CO2) направляется на рециркуляцию в насос. Для осуществления регенерации в программе Aspen Hysys предусмотрен специальный элемент - рециркуляция. Принцип его работы основан на том, что термодинамические параметры на его входе и выходе (температура, давление, расход) должны быть одинаковыми, а компонентный состав на выходе из элемента - соответствовать компонентному составу на входе. Для выполнения данных ограничений устанавливается разделитель (слив), позволяющий контролировать массовый расход перед рециркуляцией, а также теплообменник (теплообменник для рециркуляции), регулирующий температуру потока. На рис. 3 представлены графики зависимостей, полученных в расчетной модели водной абсорбции CO2 из продуктов сгорания.
b
„-g 320 о И о U 270 5 s § fe 220 ■н | 170 g § 120 сч J 1 70 s g в 20
( 0 100 200 300 400 500 Расход воды в абсорбер, м3/ч
450
400 £ 350
^ 300 Í 250 g 200 | 150 S 100 50 0
130 230
Массовый расход CO2 в конечном продукте, кг/ч
330
800 700 Й 600 500 ^ 400 ! 300 | 200 М100 0
— Мощность насоса Мощность турбины Подводимая мощность
200 400 600 Расход воды в абсорбер, м3/ч
800
Й 350 ере, 300 Ü 250 J 200 2 150 CO2100 ос 50 рб d
O i 0 100 200 300 400 500 600 Расход воды в абсорбер, м3/ч
Рис. 3. Аналитические зависимости при водной абсорбции CO2: а - массового расхода CO2 в конечном продукте от расхода воды в абсорбере; b - подводимой работы от массового расхода CO2 в конечном продукте; c - затрачиваемой работы от расхода воды в абсорбере; d - сброса CO2 в абсорбере от расхода воды
Fig. 3. Analytical dependences for water absorption of CO2: a - mass flow rate of CO2 in the final product on the flow rate of water in the absorber; b - input work on the mass flow of CO2 in the final product; c - input work on the water flow in the absorber; d - CO2 discharge in the absorber on the water flow
а
c
0
Анализ результатов показывает, что оптимальная зона производства СО2 в заданных условиях по критерию энергетических затрат лежит в пределах от 30 до 230 кг/ч (зона линейного роста затрачиваемой работы на привод насоса). Характер зависимости связан с абсорбционной способностью воды при заданном в модели давлении, так как само по себе увеличение затрачиваемой работы на привод насоса от количества воды имеет линейный характер.
Химический метод извлечения CO2 из продуктов сгорания
Абсорбция СО2 из ДГ химическим методом основана на протекании химической реакции. Молекулы газа вступают в реакцию с активным веществом МЭА при низкой температуре, и происходит их абсорбция. Для извлечения из раствора амина газов осуществляется его нагрев, в результате чего происходит десорбция. Данная реакция имеет вид [11]:
2ЯЖ2 + Н2О ^ (ШН3)2СО3; (ШН3 )2СО3 + Н2О + СО2 ^ 2ШН3НСО3; Я = СН2СН2ОН.
Принципиальная схема химической абсорбции МЭА может быть представлена следующим образом [10]. Дымовые газы после экономайзера котла направляются в холодильник (в случае химической абсорбции раствором МЭА применяются контактный холодильник), до и после которого чаще всего устанавливают скрубберы для очистки газа от твердых частиц. Температура ДГ в холодильнике может опускаться ниже точки росы. После очистки и охлаждения ДГ направляются в абсорбер. Температура газов на входе в абсорбер не должна превышать 60-70 °С, поскольку данный диапазон является граничным между процессами адсорбции - десорбции при атмосферном давлении. Колебание температуры ДГ на входе от 30 до 60 °С существенно не влияет на абсорбцию, но на практике стремятся использовать как можно более низкую температуру [10], так как при ее возрастании увеличиваются потери МЭА. Если давление перед абсорбером ниже атмосферного (наиболее распространенный случай), для его повышения устанавливается вентилятор. На практике абсорберы выполняются в виде насадочных колонн. Дымовые газы поступают в них снизу и поднимаются наверх. Холодный раствор амина подается и разбрызгивается в верхней части абсорбера навстречу дымовым газам, при этом происходят приведенные выше реакции поглощения СО2 из ДГ. На практике применяют растворы концентрацией МЭА по массе от 8 до 13 %, для продуктов сгорания твердого и жидкого топлива - 13 % [10]. Соотношение раствора и дымовых газов на входе в абсорбер составляет 6-14 л/м3.
Обогащенный раствор амина насосом подается в десорбер, состоящий из двух частей: подогревателя и дефлегматора. Греющим теплоносителем
(чаще всего используют водяной пар) осуществляется нагрев раствора амина, в результате чего извлекаются растворенные в нем газы, а также пары воды и амина. Оптимальными параметрами проведения процесса десорбции по энергетической эффективности с учетом ограничений химических свойств амина и степени извлечения газов считаются давление 170-230 кПа и температура 115-123 °С [10]. Извлеченные в десорбере газы сепарируются и охлаждаются. Обедненный горячий раствор охлаждается, а затем направляется на рециркуляцию в абсорбер. Для охлаждения потока обедненного раствора амина и экономии теплоты, подводимой для десорбции, используют промежуточный теплообменник (регенератор), в котором теплота потока после десорбера передается обогащенному раствору, идущему в него.
На рис. 4 представлена принципиальная схема модели химической абсорбции раствором МЭА, созданной в программе Aspen Hysys (использован пакет Acid Gas). Свойства всех потоков приняты в соответствии с описанными выше требованиями.
Как и в схеме с водной абсорбцией, поток ДГ (flue gas) поступает в экономайзер (E-101), где осуществляется его охлаждение до температуры ниже точки росы, а получающийся в результате конденсат отделяется от потока в сепараторе (V-100). Охлажденные ДГ (flue gas to contactor) направляются в абсорбер (T-100), куда также подается обедненный раствор МЭА (MEA to contactor). Происходит процесс абсорбции CO2 из ДГ раствором МЭА. Очищенные ДГ (flue gas - CO2) направляются в атмосферу, а обогащенный раствор МЭА (rich MEA) насосом (P-100) подается в десорбер, представляющий собой в модели ректификационную колонну (T-101), нагреваясь до этого в регенераторе (E-101) за счет использования теплоты обедненного раствора МЭА (poor MEA to regen). Извлеченные в десорбере газы (acid gas) отправляются на дальнейшее использование, а обедненный раствор МЭА поступает на рециркуляцию в абсорбер. Для реализации рециркуляции раствора МЭА установлены следующие элементы: смеситель (Mix-100) для пополнения испаряющегося абсорбента, охладитель (E-102) для охлаждения обедненного раствора перед абсорбером и регулятор давления (VLV-100) для установления давления на входе в абсорбер.
В ходе моделирования массовую концентрацию раствора МЭА принимали равной 13 %, абсолютное давление в адсорбере 1,2 бара, температуру раствора на входе в десорбер (rich MEA to desorb) 80 °С, давление в десорбере 1,8 бара. В ходе численного эксперимента в качестве управляемой переменной использовали расход МЭА, диапазон изменения которого был определен предварительно по методике [10] и составлял 13,5-28,5 т/ч (14-28 м3/ч).
На рис. 5 представлены зависимости изменения расхода поглощаемого из продуктов сгорания CO2 в абсорбере и расхода выхода CO2 из десорбера от расхода циркулирующего раствора МЭА.
Применяя технологию химической абсорбции CO2 из продуктов сгорания раствором МЭА, можно получить максимальный расход углекислоты,
равный —335 кг/ч, при расходе циркулирующего раствора МЭА —23,6 т/ч. Дальнейшее повышение расхода раствора МЭА не приводит к увеличению извлекаемого СО2.
<
ш с
.уш
С
-£=< 1) иш СП
сЕЕ У
о-Я
т I
1 о а
V °
>
и
JCL 4
О
а.
и- г
£ £
< Й
13 о
Й О
11 О
О О и
•В
О
и
и ■Й
£
9,0
8,0
, 7,5
7,0
6,5 13500
- 2E - 12х3 + 2E - 0,7х2 - 0,0039х + 37,39 R2 = 0,9818
О
О ч
18500 23500 28500 Расход МЭА в абсорбер, кг/ч
335,0
334,5
ч/
кг 334,0
i 333,5
од р 333,0
с
332.5
332.0
= 8E - 13х3 + 8E - 0,8х2 + + 0,0023х + 313,83 R2 = 0,989
13500
18500 23500
Расход МЭА в абсорбер, кг/ч
28500
Рис. 5. Полученные в модели Aspen Hysys зависимости для расхода: а - не поглощенного CO2 в абсорбере от циркулирующего расхода моноэтаноламина; b - выхода CO2 из десорбера от расхода циркулирующего моноэтаноламина
Fig. 5. The dependences obtained in the Aspen Hysys model for: a - the flow rate of unabsorbed CO2 in the absorber from the circulating monoethanolamine flow; b - the CO2 output in the final product from the circulating monoethanolamine flow
5
Адсорбционный метод извлечения CO2 из продуктов сгорания
Для адсорбции CO2 с разной эффективностью могут использоваться активированный уголь, силикагель, цеолиты или металлоорганические каркасы [14-16]. Разрабатываются различные модификации поверхностей указанных адсорбентов для повышения их поглотительной способности.
Наиболее эффективными адсорбентами для поглощения двуокиси углерода являются цеолиты, например CaA, CaX, NaX [17]. В [14] отмечается, что при 20 °С и парциальном давлении 50 мм рт. ст. поглощение CO2 цео-литовым молекулярным ситом примерно в 4,5 раза больше, чем активированным углем, а при повышении температуры их поглотительная способность уменьшается меньше, чем у активированного угля. Тем не менее, в данной статье рассмотрена адсорбция именно на активированном угле в связи с его дешевизной, доступностью, высокой термостойкостью и низкой чувствительности к влаге. Так как эффективность адсорбции [5] снижается при повышении температуры процесса, ДГ перед адсорбером направляется в конденсационный экономайзер.
Рассмотрим схему термической адсорбции в неподвижном слое адсорбента из трех параллельно включенных аппаратов, в каждом из которых последовательно проводятся процессы адсорбции, десорбции и охлаждения, сдвинутые по фазе во времени. Десорбция осуществляется водяным паром, охлаждение - инертным теплоносителем. Принципиальная диаграмма процесса извлечения CO2 повышением температуры представлена на рис. 6.
Моделирование процесса извлечения CO2 адсорбционным методом осуществлялось в программе Aspen Adsorption (рис. 7), позволяющей моделировать адсорбцию газов в слое адсорбента, свойства которого взяты из экспериментальных данных [18-22].
Цикл адсорбции CO2 моделируется в Aspen как одномерная динамическая колонна по принципам, описанным в [23]. В качестве очищаемых продуктов сгорания в модели использована имитирующая ДГ бинарная смесь CO2 и N2.
адсорбции
1 ('десорбции
Парциальное давление С02, р
Рис. 6. Диаграмма процесса термической адсорбции в стационарном слое[19]
Fig. 6. Diagram of temperature swing adsorption in the fixed bed [19]
<[=k-{Ц]—
ДГ-СО2
Пар Охладитель
СО2 + Пар Охладитель
Рис. 7. Принципиальная схема установки для адсорбции CO2 в Aspen Adsorption [23] Fig. 7. Schematic diagram of a CO2 adsorption plant in Aspen Adsorption [23]
В табл. 2 представлены основные свойства и характеристики адсорбента.
Таблица 2
Основные свойства и характеристики адсорбента [18, 20, 24, 25] The main properties and characteristics of the adsorbent [18, 20, 24, 25]
Удельная площадь поверхности, м2/г 800 Коэффициент массопередачи для N2, 1/с 0,3
Плотность, кг/м3 2100 Постоянная теплота адсорбции С02, МДж/кмоль -25,8
Объем пор, % 32 Постоянная теплота адсорбции МДж/кмоль -15,5
Удельная теплоемкость, Дж/(кг-К) 1230 Температура поступающих в адсорбер дымовых газов, °С 35
Радиус частицы, мм 1 Время протекания процесса адсорбции, с 110
Окончание табл. 2
Удельная площадь поверхности, м2/г 800 Коэффициент массопередачи для Ы2, 1/с 0,3
Высота колонны, м 1,3 Температура десорбции, °С 150
Внутренний диаметр колонны, м 1 Время протекания процесса десорбции, с 250
Размер пор, нм 25 Температура протекания процесса охлаждения, °С 105
Коэффициент массопередачи для СО2, 1/с 0,5 Время протекания процесса охлаждения, с 400
Основные результаты
Описанные методы извлечения СО2 из продуктов сгорания МВТ имеют свои преимущества и недостатки (табл. 3). Общим требованием при их применении является то, что продукты сгорания перед извлечением СО2 должны быть глубоко очищены от твердых частиц. Требуемая степень очистки достигается установкой центробежных тонкой очистки, рукавных, электростатических фильтров или их комбинацией. Выбор типа фильтра зависит от температуры уходящих ДГ, параметров образующихся твердых частиц и типа топочного устройства.
Таблица 3
Сводная таблица полученных результатов Summary table of the obtained results
Воздействие Метод извлечения CO2 из продуктов сгорания
Физический Химический Адсорбционный
Чувствительность к твердым примесям Высокая Высокая Высокая
Влияние температуры на процесс извлечения СО2 Низкое Высокое Высокое
Влияние БО^ и ЫО^. на процесс извлечения СО2 Низкое Очень высокое Высокое
Влияние водяного пара в продуктах сгорания на процесс извлечения СО2 Низкое Низкое Высокое
Движущая сила процесса, подводимая извне Электроэнергия Раствор амина; электроэнергия; тепловая энергия Тепловая энергия
Удельные энергозатраты электрической энергии на 1 кг СО2, кВтч/(кг-СО2) 0,254 0,002 -
Удельные затраты тепловой энергии на 1 кг СО2, МДж/(кг-СО2) - 18,08 3,40
Удельные потери МЭА на 1 кг СО2, мг/(кг-СО2) - 81,00 -
Количество СО2, полученного в оптимальном режиме работы, кг/ч 233 335 252
Содержание Н2Б в конечном продукте, мол. % 0,28 0,39 -
Степень чистоты газа от примесей, % 76 86 -
Степень чистоты сухого газа, % 79 99 -
Степень извлечения СО2 в оптимальном режиме, % 68 97 77
Кроме того, во всех технологиях следует контролировать температуру ДГ на входе в блок по извлечению углекислого газа. В случае адсорбционного метода и метода химической абсорбции раствором МЭА обязательна установка экономайзера, причем на практике чаще всего применяются экономайзеры с непосредственным контактом газов и охлаждающей воды. Благодаря такому охлаждению параллельно идет частичная очистка ДГ от оксидов серы и азота. В случае физической абсорбции углекислоты охлаждение ДГ необходимо производить, только если ДГ при смешении с водой в абсорбере будут нагреваться до температуры, при которой значительно снижается сорбционная способность воды и увеличивается коррозионное воздействие на элементы системы.
ВЫВОДЫ
1. Для повышения эффективности мини-ТЭЦ на местных видах топлива рассмотрен вопрос утилизации CO2 из продуктов сгорания. Проанализированы три технологии: водная абсорбция, химическая абсорбция раствором моноэтаноламина, адсорбция. Исследование показало, что химическая абсорбция позволяет обеспечить извлечения CO2 на уровне 97 % и самую высокую степень чистоты полученного газа от примесей. Физическая абсорбция обеспечивает степень извлечения углекислоты, равную 68 %, и самую низкую степень чистоты от примесей сухого продукта. Адсорбционный метод является промежуточным между двумя видами абсорбции. Так, с использованием доступного, но не самого эффективного адсорбента, получена степень извлечения CO2, равная 77 %.
2. Выбор конкретной технологии зависит от того, как полученный CO2 будет использоваться в дальнейшем. Если углекислота будет являться продуктом для внешнего использования или для производства сухого льда, то химическая адсорбция МЭА является наилучшим вариантом. При использовании CO2 в целях производства синтетического природного газа выбор метода извлечения зависит от технологии метанирования. Так, для химико-каталитических реакторов лучше использовать химическую абсорбцию или адсорбцию на цеолитах из-за высокого влияния примесей, таких как SOx и NOX, на никелевый катализатор. Для биокаталитических реакторов может применяться физический метод абсорбции.
ЛИТЕРАТУРА
1. Об утверждении Концепции энергетической безопасности Республики Беларусь [Электронный ресурс]: пост. Совета Министров Респ. Беларусь, 23 дек. 2015 г., № 1084. Режим доступа: https://etalonline.by/document/?regnum=c21501084.
2. Экология промышленных технологий [Электронный ресурс] / О. Ф. Краецкая, И. Н. Прокопеня. Минск: БНТУ, 2014. Режим доступа: https://rep. bntu.by/handle/data/ 10557.
3. Pysmenna, U. Ye. Maintaining the Sustainable Energy Systems: Turning from Cost to Value / U. Ye. Pysmenna, G. S. Trypolska // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2020. Т. 63, № 1. С. 14-29. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2020-63-1-14-29.
4. Овсянник, А. В. Турбодетандерная установка на диоксиде углерода с производством жидкой и газообразной углекислоты / А. В. Овсянник // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2019. Т. 62, № 1. С. 77-87. https://doi.org/10.21122/ 1029-7448-2019-62-1-77-87.
5. Post Combustion Carbon Dioxide Capture / R. Y. D. Hansa [et al.] // Journal of Research Technology and Engineering. 2020. Vol. 1, Iss. 4. P. 21-31.
6. Yu, C.-H. A Review of CO2 Capture by Absorption and Adsorption / C.-H. Yu, C.-H. Huang, C.-S. Tan // Aerosol Air Qual. Res. 2012. Vol. 12, Iss. 5. P. 745-769. https://doi.org/10. 4209/aaqr.2012.05.0132.
7. Ахметова, В. Р. Улавливание и хранение диоксида углерода - проблемы и перспективы / В. Р. Ахметова, О. В. Смирнов // Башкирский химический журнал. 2020. Т. 27, № 3. С. 103-115.
8. Игнатович, Р. С. Минитеплоэлектроцентраль на местных видах топлива с опцией производства синтетического природного газа [Электронный ресурс] / Р. С. Игнатович // Актуальные проблемы энергетики: материалы 76-й науч.-техн. конф. студентов и аспирантов: секция «Теплоэнергетика» / сост. Т. Е. Жуковская. Минск: БНТУ, 2020. Режим доступа: https://rep.bntu.by/handle/data/75706.
9. Рамм, В. М. Абсорбция газов / В. М. Рамм. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Химия, 1976. 655 с.
10. Пименова, Т. Ф. Производство и применение сухого льда, жидкого и газообразного диоксида углерода / Т. Ф. Пименова. М.: Легкая и пищевая промышленность, 1982. 208 с.
11. Очистка технологических газов / под ред. Т. А. Семеновой. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Химия, 1977. 488 с.
12. Дедков, В. Н. Применение серийных насосов в качестве гидротурбин для малой энергетики / В. Н. Дедков // Проблемы машиностроения. 2011. Т. 14, № 4. С. 24-30.
13. Степанов, А. И. Центробежные и осевые насосы / А. И. Степанов. М.: Машгиз, 1960. 464 с.
14. Серпионова, Е. Н. Промышленная адсорбция газов и паров / Е. Н. Серпионова. Изд. 2-е перераб. и доп. М.: Высш. школа, 1969. 414 с.
15. Sayari, A. Flue Gas Treatment Via CO2 Adsorption / A. Sayari, Y. Belmabkhout, R. Serna-Guerrero // Chemical Engineering Journal. 2011. Vol. 171, Iss. 3. P. 760-774. https://doi.org/ 10.1016/j.cej.2011.02.007.
16. Choi, S. Adsorbent Materials for Carbon Dioxide Capture from Large Anthropogenic Point Sources / S. Choi, J. H. Drese, C. W. Jones // ChemSusChem. 2009. Vol. 2, Iss. 9. P. 796-854. https://doi.org/10.1002/cssc.200900036.
17. Кельцев, Н. В. Основы адсорбционной техники / Н. В. Кельцев. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Химия, 1984. 592 с.
18. CO2 Adsorption Process Simulation in ASPEN Hysys / C. Dinca [et al.] // 2017 International Conference on Energy and Environment (CIEM). IEEE. 2017. P. 505-509. https://doi.org/10. 1109/ciem.2017.8120808.
19. Performance Analysis of Temperature Swing Adsorption for CO2 Capture Using Thermodynamic Properties of Adsorbed Phase / R. Zhao [et al.] // Applied Thermal Engineering. Vol. 123. P. 205-215. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2017.05.042.
20. Thomas, W. J. Adsorption Technology and Design / W. J. Thomas, B. Crittenden. Elsevier, 1998. https://doi.org/10.1016/B978-0-7506-1959-2.X5001-0.
21. Synthesis and Characterization of Activated Carbon from Biomass Date Seeds for Carbon Dioxide Adsorption / A. E. Ogungbenro [et al.] // Journal of Environmental Chemical Engineering. 2020. Vol. 8, Iss. 5. 104257. https://doi.org/10.1016/j.jece.2020.104257.
22. Temperature Swing Adsorption for Postcombustion CO2 Capture: Single- and Multicolumn Experiments and Simulations / D. Marx [et al.] // Industrial & Engineering Chemistry Research. 2016. Vol. 55, Iss. 5. P. 1401-1412. https://doi.org/10.1021/acs.iecr.5b03727.
23. Wood, K. R. Design, Simulation and Optimization of Adsorptive and Chromatographic Separations: A Hands-On Approach / K. R. Wood, Y. A. Liu, Y. Yu. Weinheim: Wiley-VCH, 2018. 432 p.
24. Evaluating Isotherm Models for the Prediction of Flue Gas Adsorption Equilibrium and Dynamics / Kang R. H. [et al.] //Korean Journal of Chemical Engineering. 2018. Vol. 35, Iss. 3. P. 734-743. https://doi.org/10.1007/s11814-017-0353-1.
25. CO2 Capture by Temperature Swing Adsorption: Use of Hot CO2-Rich Gas for Regeneration / A. Ntiamoah [et al.] // Industrial & Engineering Chemistry Research. 2016. Vol. 55, Iss. 3. P. 703-713. https://doi.org/10.1021/acs.iecr.5b01384.
Поступила 23.08.2022 Подписана в печать 25.10.2022 Опубликована онлайн 30.11.2022 REFERENCES
1. On the Approval of the Concept of Energy Security of the Republic of Belarus: Resolution of the Council of Ministers of the Republic of Belarus, 23 Dec. 2015, No 1084. Available at: https://etalonline.by/document/?regnum=c21501084 (in Russian).
2. Kraetskaya O. F., Prokopenya I. N. (Compiled) (2014) Ecology of Industrial Technologies. Minsk, BNTU. Available at: https://rep.bntu.by/handle/data/10557 (in Russian).
3. Pysmenna U. Ye., Trypolska G. S. (2020) Maintaining the Sustainable Energy Systems: Turning from Cost to Value. Enеrgеtika. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedenii i Energeti-cheskikh Ob'edinenii SNG = Energetika. Proceedings of CIS Higher Education Institutions
and Power Engineering Associations, 63 (1), 14-29. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2020-63-1-14-29 (in Russian).
4. Ovsyannik A. V. (2019) Carbon Dioxide Turbine Expander Plant Producing Liquid and Gaseous Carbon Dioxide. Energetika. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedenii i Energeticheskikh Ob 'edinenii SNG = Energetika. Proceedings of CIS Higher Education Institutions and Power Engineering Associations, 62 (1), 77-87. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2019-62-1-77-87 (in Russian).
5. Hansa R. Y. D., Devasurendra J. W., Maduwantha M. I. P., Madhuwantha G. A. L., Rana-raja D. M. C. O. (2020) Post Combustion Carbon Dioxide Capture. Journal of Research Technology and Engineering, 1 (4), 21-31.
6. Yu C.-H., Huang C.-H., Tan C.-S. (2012) A Review of CO2 Capture by Absorption and Adsorption. Aerosol Air Quality Research, 12 (5), 745-769. https://doi.org/10.4209/aaqr. 2012.05.0132.
7. Akhmetova V. R., Smirnov O. V. (2020) Carbon Dioxide Capture and Storage - Problems and Perspectives. Bashkirskii Khimicheskii Zhurnal = Bashkir Chemistry Journal, 27 (3), 103-115 (in Russian).
8. Ignatovich R. S. (2020) Thermoelectric Mini Power Plant on Local Fuels with the Option of Producing Synthetic Natural Gas. Aktual'nye Problemy Energetiki: Materialy 76-i Nauch.-Tekhn. Konf. Studentov i Aspirantov: Sektsiya «Teploenergetika» [Actual Problems of Energy: Materials of the 76th Scientific and Technical Conference of Students and Postgraduates: Section "Thermal Power Engineering"]. Minsk, BNTU. Available at: https://rep.bntu.by/handle/data/75706 (in Russian).
9. Ramm V. M. (1976) Absorption of Gases. 2n ed. Moscow, Khimya Publ. 655 (in Russian).
10. Pimenova T. F. (1982) Production and Application of Dry Ice, Liquid and Gaseous Carbon Dioxide. Moscow, Legkaya i Pishchevaya Promyshlennost' Publ. 208 (in Russian).
11. Semenova T. A. (1977) Purification of Process Gases. 2nd ed. Moscow, Khimya Publ. 488 (in Russian).
12. Dedkov V. N. (2011) Serial Pump Application as Hydroturbine in Low Energetic. Problemy Mashinostroeniya = Journal of Mechanical Engineering, 14 (4), 24-30 (in Russian).
13. Stepanov A. I. (1960) Centrifugal and Axial Pumps. Moscow, Mashgiz Publ. 464 (in Russian).
14. Serpionova E. N. (1969) Industrial Adsorption of Gases and Vapors. Td ed. Moscow, Vys-shaya Shkola Publ. 414 (in Russian).
15. Sayari A., Belmabkhout Y., Serna-Guerrero R. (2011) Flue Gas Treatment via CO2 Adsorption. Chemical Engineering Journal, 171 (3), 760-774. https://doi.org/10.1016/j.cej.2011.02.007.
16. Choi S., Drese J. H., Jones C. W. (2009). Adsorbent Materials for Carbon Dioxide Capture from Large Anthropogenic Point Sources. ChemSusChem, 2 (9), 796-854. https://doi.org/10. 1002/cssc.200900036.
17. Keltsev N. V. (1984) Fundamentals of Adsorption Technology. 2nd ed. Moscow, Khimya Publ. 592 (in Russian).
18. Dinca C., Slavu N., Badea A. (2017) CO2 Adsorption Process Simulation in ASPEN Hysys. 2017 International Conference on Energy and Environment (CIEM). IEEE, 505-509. https://doi.org/10.1109/ciem.2017.8120808.
19. Zhao R., Deng S., Zhao L., Li S., Zhang Y., Liu B. (2017). Performance Analysis of Temperature Swing Adsorption for CO2 Capture Using Thermodynamic Properties of Adsorbed Phase. Applied Thermal Engineering, 123, 205-215. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2017.05.042.
20. Thomas W. J., Crittenden B. (1998) Adsorption Technology and Design. Elsevier. https://doi. org/10.1016/B978-0-7506-1959-2.X5001-0.
21. Ogungbenro A. E., Quang D. V., Al-Ali K. A., Vega L. F., Abu-Zahra M. R. M. (2020). Synthesis and Characterization of Activated Carbon from Biomass Date Seeds for Carbon Dioxide Adsorption. Journal of Environmental Chemical Engineering, 8 (5), 104257. https://doi. org/10.1016/j.jece.2020.104257.
22. Marx D., Joss L., Hefti M., Mazzotti M. (2016). Temperature Swing Adsorption for Postcombustion CO2 Capture: Single- and Multicolumn Experiments and Simulations. Industrial & Engineering Chemistry Research, 55 (5), 1401-1412. https://doi.org/10.1021/acs.iecr.5b03727.
23. Wood K. R., Liu Y. A., Yu Y. (2018) Design, Simulation and Optimization of Adsorptive and Chromatographic Separations: A Hands-On Approach. Weinheim, Wiley-VCH. 432.
24. Kang R. H., Park J., Kang D., Lee J. W. (2018) Evaluating Isotherm Models for the Prediction of Flue Gas Adsorption Equilibrium and Dynamics. Korean Journal of Chemical Engineering, 35 (3), 734-743. https://doi.org/10.1007/s11814-017-0353-1.
25. Ntiamoah A., Ling J., Xiao P., Webley P. A. (2016) CO2 Capture by Temperature Swing Adsorption: Use of Hot CO2-Rich Gas for Regeneration. Industrial & Engineering Chemistry Research, 55 (3), 703-713. https://doi.org/10.1021/acs.iecr.5b01384.
Received: 23 August 2022 Accepted: 25 October 2022 Published online: 30 November 2022
