University of Oulu

Savukaasujen hiilidioksidin talteenottoprosessin vaikutukset olemassa olevaan monipolttoaine-CHP-voimalaitokseen

Saved in:
Author: Keskitalo, Esa1
Organizations: 1University of Oulu, Faculty of Technology, Department of Process and Environmental Engineering, Process Engineering
Format: ebook
Version: published version
Access: open
Online Access: PDF Full Text (PDF, 4.5 MB)
Persistent link: http://urn.fi/URN:NBN:fi:oulu-201305291357
Language: Finnish
Published: Oulu : E. Keskitalo, 2013
Publish Date: 2013-06-24
Physical Description: 201 p.
Thesis type: Master's thesis (tech)
Tutor: Keiski, Riitta
Reviewer: Keiski, Riitta
Huuhtanen, Mika
Turpeinen, Esa-Matti
Kantola, Tommi
Description:
Kasvihuonepäästöjen rajoittaminen on yksi tämän hetken suurista haasteista. Suomi on EU:n jäsenmaana sitoutunut vähentämään kasvihuonepäästöjä 20 % vuoteen 2020 mennessä. Tästä osuudesta on tavoitteena saada talteen 10 % hiilen talteenotto- ja varastointimenetelmien (CCS) avulla. Diplomityön tarkoituksena oli tutkia, mitä teknisiä ratkaisuja on olemassa hiilidioksidin talteenotolle monipolttoaine-CHP-voimalaitoksen savukaasuista. Teoriaosiossa käytiin ensin läpi yleisellä tasolla CO₂:n talteenottoa ennen ja jälkeen polttoprosessin sekä happipolton avulla. Tämän jälkeen tarkasteltiin tarkemmin, mitä erilaisia teknisiä ratkaisuja on CO₂:n talteenotolle erityisesti polttoprosessin jälkeen. Työssä selvitettiin myös, mitä muuttujia CO₂:n talteenottoprosessissa täytyy huomioida. Työn teoriaosan perusteella savukaasujen CO₂:n talteenottomenetelmäksi valittiin kemiallinen absorptio, joka on lähimpänä voimalaitosmittakaavan kaupallista ratkaisua. Liuottimeksi valittiin monoetanoliamiini (MEA), josta on paljon laboratorio- ja simulointitietoa. Kemiallista absorptioprosessia simuloitiin Aspen Plus®-ohjelmalla, jotta voitiin selvittää CO₂:n talteenottoprosessin energiankulutus alle 90 %:isella CO₂:n erotusasteella. CO₂:n talteenottoprosessin toimivuutta tutkittiin case-simuloinneissa Oulun Energian Toppilan voimalaitoksen monipolttoaine-CHP-polttokattilassa. Aspen Plus-simulointien tuloksia käytettiin FORTUM Solvo®-ohjelman lähtötietoina simuloitaessa CO₂:n talteenottoprosessin vaikutuksia voimalaitokseen. Simuloinnin päätavoitteena oli selvittää talteenotetun CO₂-tonnin nettosähkö- ja nettolämmönkulutus vertaamalla voimalaitoksen sähkön- ja lämmöntuotantoa CCS:n kanssa ja ilman. Aspen Plus®-simuloinneissa mallinnettiin haihduttimesta tulevan liuottimen (CO₂-köyhän) moolisuhteen vaikutuksia välillä 0,1–0,34 mol CO₂/mol MEA. Tällä välillä optimimoolisuhteeksi CO₂-köyhälle MEA-liuottimelle saatiin 0,34 mol CO₂/mol MEA. Tätä suurempien CO₂-moolisuhdearvojen vaikutuksia on syytä vielä tutkia ja pyrkiä löytämään prosessille tarkka optimipiste. FORTUM Solvo®-simulointien tuloksena talteenotetun CO₂-tonnin nettosähkön- ja nettolämmönkulutuksille ei saatu yhteistä yksiselitteistä optimipistettä voimalaitoksen polttoainetehon ja savukaasujen CO₂:n erotusasteen välille tutkituilla moolisuhteilla. Nettosähkönkulutus oli pienintä vastapainesähköntuotannossa (0,13–0,23 MWh/talteenotettu CO₂ tonni), mutta samalla nettolämmönkulutus oli suurinta (0,55–0,65 MWh/talteenotettu CO₂-tonni). Nettosähkönkulutus kasvoi suurimaksi siirryttäessä lauhdesähköntuotantoon (0,20–0,34 MWh/talteenotettu CO₂-tonni) ja samalla nettolämmönkulutus muuttui nettolämmön tuotoksi (−0,25 MWh/talteenotettu CO₂-tonni). Saatu lämpöenergia on kuitenkin matalalämpöarvoista, ja lähtevän kaukolämpöveden laatua joudutaan nostamaan voimalaitoksen höyryn avulla. Yleisenä johtopäätöksenä talteenotetun CO₂-tonnin nettosähkönkulutus saatiin minimiotua, kun erotusaste nostettiin mahdollisimman korkeaksi. Vastaavasti nettolämmönkulutus saatiin minimoitua, kun erotusaste laskettiin mahdollisimman matalaksi. Tulos oli riippumaton voimalaitoksen polttoainetehosta.
see all

Reducing greenhouse gases is one of the most important and difficult problems when preventing climate change. Finland is as one of the EU countries committed to reduce greenhouse gas emissions by 20% by the year 2020. Ten percent of this reduction is meant to be achieved by Carbon Capture and Sequestration (CCS) methods. In this Master thesis the objective was to study what technical possibilities there are to capture CO₂ from a multifuel CHP power plant. In the theory part post combustion capture, pre-combustion capture and oxy-fuel combustion are studied in a general level. The main priority in this thesis is in post combustion CO₂ capture and studying different process types for CO₂ capture after combustion. Parameters that need to be known in post combustion capture are also investigated. Based on the theory section the chemical absorption method was selected to be simulated for carbon dioxide capture. This method is at the moment the most studied and closest to a commercial process to be used in a full scale power plant. MEA-solvent was chosen as the absorption liquid because of most extensive public laboratory and simulation data. The chemical absorption process was simulated using the Aspen Plus® program to find out what is the heat consumption when carbon capture percentage is below 90%. The CO₂ capture process was simulated in a multifuel CHP power plant located in Oulu, Finland. The obtained results were used in the FORTUM SOLVO power plant simulation program. The main task was to calculate the net electricity and heat consumption in a power plant with and without a carbon capture process. In Aspen Plus® simulations the effects of CO₂-lean solvent’s molar ratio between 0.1–0.34 mol CO₂/mol MEA was studied. CO₂ concentration was set in this region because of the used literature references. In the simulations the best molar ratio was found out to be 0.34 mol CO₂/ mol MEA. With this the MEA emission from the chemical absorption process was minimized. However, higher CO₂-concentrations in lean solvent need to be studied further so that the optimal concentration can be found. According to FORTUM Solvo® simulations there was no single optimal point were both net electricity and heat consumption for captured CO₂ ton were minimized when CHP power plant’s fuel power and flue gas CO₂ capture percent were used as the parameters. The net electricity consumption was the lowest in the back pressure electricity production (0.13–0.23 MWh/captured CO₂ ton). The net heat consumption was the biggest in back pressure production (0.55–0.65 MWh/captured CO₂ ton). The biggest net electricity consumption was 0.20–0.34 MWh/captured CO₂ ton in the condensing electricity production. At the same time the net heat consumption became net heat production (−0.25 MWh/captured CO₂ ton). Problem with heat transferred from the CO₂ capture process is that it is low quality heat. Extra power is needed to improve the quality of the district heat water. As a general result the net electricity consumption of captured CO₂ ton was minimized when CO₂ capture percent was raised as high as possible. At the same time the net heat consumption of captured CO₂ ton was minimized when CO₂ capture percent was the lowest in the simulations. The result was the same regardless of the power plant’s fuel power.
see all

Subjects:
Copyright information: © Esa Keskitalo, 2013. This publication is copyrighted. You may download, display and print it for your own personal use. Commercial use is prohibited.