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). 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.
Andrzej Grygiel, Katowice
PAP, 22 sierpnia 2015
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). 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.
Andrzej Grygiel, Katowice
PAP, 22 sierpnia 2015
