ZDE

Transkript

ZDE

ZÁPADOČESKÁ UNIVERZITA V PLZNI
FAKULTA ELEKTROTECHNICKÁ
KATEDRA ELEKTROENERGETIKY A EKOLOGIE
DIPLOMOVÁ PRÁCE
Problematika produkce oxidu uhličitého v energetice ČR a
její možná řešení
autor:
Bc. Václav Lipka
vedoucí práce:
Mgr. Eduard Ščerba, Ph.D.
2011
Problematika produkce oxidu uhličitého v energetice ČR a její možná řešení
Bc. Václav Lipka 2011
Stránka | 1
Stránka | 2
Abstrakt
Diplomová práce je zaměřená na problematiku produkce emisí CO2 v České republice, který je
produkován jako vedlejší produkt spalování fosilních paliv při výrobě elektrické a tepelné
energie. V prvním bodě této práce je popis vývoje produkce CO2 mezi roky 1990 a 2008.
Hlavním cílem této práce je objasnění metod zachytávání a ukládání CO2 jako jedné z možností
omezení změny klimatu. Dále pak jsou zde uvedeny nové technologie pro spalování uhlí
s vysokou účinností, které snižují spotřebu uhlí, a tak i emise CO2. Dalším bodem této práce je
ekonomické, environmentální a energetické zhodnocení těchto technologií a metod. Tento bod je
zaměřen na měrné náklady a měrné emise těchto technologií. Poslední bod této práce se zabývá
možností využití těchto technologií v České republice.
Klíčová slova:
Oxid uhličitý, IGCC, PFBC, CCS, metody separace CO2, produkce CO2 v ČR, uložení CO2
Abstract
Master's Thesis is focused on production of CO2 gas in the Czech Republic which is produced as
a byproduct of combustion of fossil fuels for producing the electric and thermal energy. In the
first part of this thesis is description of the development of CO2 emissions between 1990 and
2008. The main objective of this thesis is to clarify the methods for CO2 capture and storage as
an option to reduce climate change. In this part of the thesis, there are presented new
technologies for burning coal with high efficiency. These technologies reduce the consumption
of coal and amount of carbon dioxide gas. Another part of this thesis is an economic,
environmental and energy improvements to these technologies and methods. This part is focused
on the specific costs and specific emissions of these technologies. The last section of this work
deals with the possibility of using these technologies in the Czech Republic.
Key words:
Carbon dioxide, IGCC, PFBC, CCS, methods of the CO2 separation, production of CO2 in ČR,
CO2 gas storage,
Stránka | 3
Prohlášení
Předkládám tímto k posouzení a obhajobě diplomovou práci, zpracovanou na závěr studia na
Fakultě elektrotechnické Západočeské univerzity v Plzni.
Prohlašuji, že jsem tuto diplomovou práci vypracoval samostatně, s použitím odborné
literatury a pramenů uvedených v seznamu, který je součástí této diplomové práce.
V Plzni dne 7.5.2011
………………..
Stránka | 4
Poděkování
Děkuji svému vedoucímu Diplomové práce Mgr. Eduardu Ščerbovi, Ph.D. za jeho vedení a
odborné rady týkající se obsahu této práce. Největší poděkování však patří mým rodičům,
kteří mě po celou dobu studia podporovali a umožnili zhotovení této práce.
Stránka | 5
Obsah: ………………………………………………………..………………….…….……str. 6
Úvod………………………………….………………….………………....……...…str. 8
1. Produkce CO2 v České republice…………………………………….......…..str. 9
1.1 Oxid uhličitý……………………………………………………….………......….str. 9
1.2 Vývoj produkce oxidu uhličitého v České republice……..………………….....…str. 9
1.3 Energetika ČR – stacionární zdroje …………………………………………..…str. 11
1.4 Energetika- mobilní zdroje………………………………………….………...…str. 14
1.5 Klimaticko – energetický balíček ………………………………………….……str. 15
2. Nástroje, metody a postupy pro redukci CO2………………………...…str. 17
2.1 Oběhy s nulovými emisemi ……………………………………...………..…….str. 19
2.1.1 Absorpční techniky separace CO2 ………………………………….……str. 19
2.1.2 Membránová separace…………………………………………...…….….str. 22
2.1.3 Adsorpce na minerální sorbenty……………………………………….….str. 23
2.1.4 Kryogenní separace…………………………………………………...…..str. 24
2.2 Metody a technologie zachycování CO2 v Energetice………..………………….str. 25
2.2.1 Zachycování CO2 po procesu spalování (Post-combustion)……… ……..…..str. 26
2.2.2 Zachycování CO2 před procesem spalování (Pre-combustion) ……….….str. 26
2.2.3 Separace CO2 při spalování s kyslíkem (oxyfuel)…………………………..……str. 27
2.3
Zachycení a uložení CO2 (CCS)……………………………………..……str.30
2.3.1 CCS v EU…………………………………………………………………str. 31
2.3.2 Doprava……………………………………………………………..…….str. 33
2.3.3 Ukládání……………………………………………………………..……str. 34
2.4
Zdokonalené technologie výroby energie…………………………..…..str.38
2.4.1 IGCC……………………………………………………………………...str. 38
2.4.2 Práškové spalování………………………………………………………..str. 41
2.4.3 Fluidní spalování………………………………………………………….str. 43
2.4.4 Paroplynová elektrárna (NGCC, CCGT)…………………………...….…str. 45
2.4.5 KVET………………………………………………………………..……str. 46
3. Metody redukce CO2 a jejich zhodnocení……………………….…..……str. 49
3.1 Zhodnocení CCS……………………………………………………….……..….str. 49
3.2 Zhodnocení technologií na fosilní palivo ………………………………..…..…..str. 54
3.2.1 PC, PFBC, CFBC,IGCC………………………………………….………str. 55
3.2.2 Kogenerační jednotka ……………………………………………….……str. 56
3.3 Zhodnocení snížení CO2 v ČR………………………………………………….str. 58
Stránka | 6
3.3.1 Palivový mix ČR ………………………………………………………….str.58
3.3.2 Plánovaná opatření Politiky ochrany klimatu v ČR……………….….…..str. 63
3.3.3 Emise CO2 Skupiny ČEZ……………………………………………...…str. 67
4. Možnost využití nových uhelných technologií v ČR………….……..….str. 68
Závěr ………………………………………………………………………..…………str. 73
Seznam zkratek……………………………………………………………………..……str. 75
Seznam grafů…………………………………………………………………………… str. 76
Seznam tabulek…………………………………………………………………………..str. 77
Seznam obrázků……………………………………………………………………….…str. 78
Seznam literatury……………………………………………………………..………….str. 79
Stránka | 7
Úvod
V minulosti se výroba elektrické a tepelné energie orientovala převážně na výrobu z dostupného,
levného a stabilního zdroje, kde tímto zdrojem bylo uhlí. V době průmyslové revoluce tak
většina elektráren světa vyráběla energii právě z tohoto zdroje. Zvyšující se pokrok ve vývoji
společnosti sebou přinesl i větší potřebu po energiích. Uspokojení této potřeby znamenalo
zvýšení výroby energie a tedy i zvýšení spotřeby fosilních paliv. Tato spotřeba pak vedla
k masivnímu nárůstu škodlivých látek v atmosféře a také k nárůstu koncentrace skleníkového
plynu CO2.
Rapidní nárůst skleníkových plynů produkovaných lidskou činností v atmosféře, umocňuje
skleníkový efekt a tím i změnu klimatu Země. Proto se politické orgány většiny států světa
shodli na nutnosti omezit produkci skleníkových plynů a tím se pokusit vyvarovat případných
negativních dopadů.
Na fenomén změny klimatu poprvé upozornili vědci v roce 1960. Kde od té doby je toto
téma jedním z nejdiskutovanějších globálních problémem. Pro získání podkladů týkajících se
této změny vznikl Mezivládní panel pro změnu klimatu (IPCC), kde informace a hodnocení
vycházející z tohoto panelu jsou použity jako základna pro politická jednání.
V současné době je v rámci ochrany klimatu nejaktivnější Evropská unie, která začátkem roku
2008 vydala tzv. Klimaticko – energetický balíček. Tento balíček tvoří soubor politických
návrhů a norem, které mají výrazně přispět k omezení produkce skleníkových plynů (převážně
CO2) a dále motivovat k vývoji a zavádění tzv. nových čistých technologií v procesech
spalování fosilních paliv.
Hlavním cílem této práce je identifikace těchto technologií, které mají v budoucnu
vést k významnému snížení oxidu uhličitého. Dalším cílem této práce je pak tyto technologie
zhodnotit, a to v rámci jejich účinnosti a použitelnosti při výrobě elektrické a tepelné energie
v České republice. Dále je také v práci zhodnocena produkce oxidu uhličitého v České republice
mezi roky 1990 až 2008 a to v oblasti energetiky.
Stránka | 8
1. Produkce CO2 v České republice
Oxid uhličitý patří mezi skupinu plynů, označovaných jako „skleníkové plyny“, které přispívají
svojí koncentrací v atmosféře ke změně klimatu. Tyto plyny jsou produkovány jak přírodní
cestou, tak činností člověka. Mezi nejvíce člověkem produkovaný skleníkový plyn patří oxid
uhličitý, který vzniká především spalováním fosilních paliv při výrobě elektrické a tepelné
energie. V této části mé práce se podíváme na charakteristiku CO2, jeho dopady na prostředí a
na jeho produkci v ČR.
1.1
Oxid uhličitý
Jedná se o bezbarvý plyn bez zápachu. Není hořlavý a je 1,5 x těžší než vzduch.
Zdroje emisí: Přírodní zdroj emisí CO2 představuje dýchání aerobních organismů, požáry,
sopečné činnosti atd. Zvyšování CO2 v atmosféře značně urychluje člověk a to nejvíce
spalováním fosilních uhlíkatých paliv, které představují velmi významný zdroj emisí. Další
antropogenní emise CO2 tvoří: spalování zemního plynu, ropných produktů, uhlí, koksu, paliv
biologického původu (biomasy, dřeva, bionafty a bioplynu). Odvětví vypouštějící emise CO2
jsou: spalovací procesy, koksárenství, rafinerie olejů a plynu, hutnictví a kovoprůmysl,
cementárny, sklárny, tavení nerostných materiálů, zpracování celulózy a dřeva, aj.
Dopady na životní prostředí: Oxid uhličitý v atmosféře absorbuje infračervené záření zemského
povrchu, které by jinak uniklo do kosmu, a přispívá tak ke vzniku tzv. skleníkového efektu a
následně ke globálnímu oteplování planety. Jeho koncentrace se od konce 18. století zvýšila v
důsledku spalování fosilních paliv o 36 procent a v roce 2006 dosáhla úrovně 381,2 ppm.
Přibližně 45 procent emisí z fosilních paliv pohltily oceány a biosféra. [1]
1.2
Vývoj produkce oxidu uhličitého v České republice
Množství oxidu uhličitého a dalších skleníkových a jiných plynů v České republice je sledováno
Českým hydrometeorologickým ústavem, který spravuje Národní inventarizační systém
skleníkových plynů (NIS). Tento systém byl vytvořen dle Mezinárodních smluv přijatých za
účelem regulace emisí skleníkových plynů (Rámcová úmluva OSN o změně klimatu a Kjótský
protokol) a vyžadujících jednotný, transparentní, konzistentní a kontrolovatelný způsob národní
inventarizace emisí a propadů skleníkových plynů. Inventarizace je pak prováděna v souladu s
mezinárodní metodikou Mezivládního panelu pro změny klimatu (IPCC). V rámci úmluvy OSN
je sledováno i zachycování CO2 (propady) v sektoru „Využívání území, změny ve využívání
území a lesnictví“ (LULUCF - Land Use, Land Use Change and Forestry Activities). Poslední
inventarizace zahrnuje emise z roku 2008 a byla předána v roce 2010. [1]
Česká republika je jako většina zemí světa zapojena do systému Kjótského protokolu, ke
kterému má závazek, že do prvního kontrolního období (2008 – 2012) sníží své emise
skleníkových plynů o 8% v porovnání s emisemi z roku 1990. Tento závazek byl splněn
s rezervou. Celkové emise (bez LULUCF) poklesly z 194,2 Mt CO2 ekv v roce 1990 na hodnotu
141,4 Mt CO2 ekv v roce 2008, což je pokles o 27,6 % v porovnání s rokem 1990. [1]
Stránka | 9
Množství oxidu uhličitého v České republice v roce 2008 činilo 120 741.63 Mt oproti množství
164 332.55 Mt v roce 1990, což je snížení emisí CO2 o 28% to představuje 53 Mt. Z těchto
hodnot můžeme vidět, že celkové množství snížení emisí skleníkových plynů v ČR je dáno
především snížením emisí oxidu uhličitého.
Následující graf zobrazuje vývoj produkce CO2 v České republice od roku 1990 do roku 2008 a
znázorňuje produkci těchto emisí z jednotlivých průmyslových odvětví.
Graf 1: Emise CO2 (Mt) [1]
Z tohoto grafu je patrné, že největší snížení emisí CO2 bylo realizováno v letech 1991 - 1994,
kdy došlo k restrukturalizaci výroby a ekonomické transformaci. V dalších letech hodnoty emisí
spíše stagnovaly. Výraznější změnu přinesly rok 2007 – 2008, kdy emise CO2 klesly cca o 5Mt,
což představuje pokles o 5%. Z grafu je dále patrné, že v České republice má na produkci oxidu
uhličitého výrazný podíl energetický průmysl a rostoucí zatížení energetickými mobilními zdroji.
Tab. 1 : Množství vyprodukovaných emisí CO2 (Mt) z hlavních odvětví v letech 1990,2007 a
2008 s LULUCF
CO2 (Mt) s
LULUCF
1990
2007
Energetika
Průmyslové
procesy
Rozpouštědla a
jiné látky
145,612
18,169
112,735 107,856
12,941 12,157
0,550
0,297
2008
0,282
Zdroj: ČHMÚ
Stránka | 10
Největší producenti
Největším celosvětovým producentem oxidu uhličitého je energetika a to hlavně energetické
stacionární zdroje. Tyto zdroje slouží k výrobě tepelné a elektrické energie prostřednictvím
spalování fosilních paliv (především uhlí), kde při procesu spalování dochází ke vzniku oxidu
uhličitého a jiných plynů.
Uhlí je ve světě i v České republice stále jednou z nejdůležitějších energetických surovin pro
výrobu elektrické a tepelné energie. V porovnání s ropou či zemním plynem se jedná o
spolehlivý a levný zdroj energie. Uhlí je ale také jedním z největších znečišťovatelů ovzduší a to
i přes neustále modernější technologie jeho zpracování. Spalováním uhlí se uvolňuje o 70% více
emisí než při spalování zemního plynu. I přes snahu světových organizací nabádající k využívání
méně znečišťujících zdrojů, tak mezi roky 2000 – 2006 stoupla spotřeba uhlí o 31%.
Evropská unie v roce 2007 spotřebovala 455 mil. tun uhlí. Toto množství pokrylo pětinu
energetické spotřeby EU-27, 40% spotřeby EU-27 je pokryto ropou, 24% zemním plynem, 18%
uhlím, 13% jadernou energií a 5% pokrývají obnovitelné zdroje energie (viz. Graf 2). [20]
Graf2: Využívání primárních energet. zdrojů v r. 2006 [1]
Energetické zdroje ČR jsou stále
převážně orientovány na uhlí a
další uhlíkatá paliva (viz Graf 2),
což je důvod proč má ČR vyšší
množství měrných emisí CO2 než
jiné státy EU. [1]
1.3
Energetika ČR – stacionární zdroje
Česká republika patří k průmyslovým zemím s energeticky náročnou výrobou (výroba železa a
oceli, vápna, cementu, chemická výroba, atd.) a s vysokým podílem spalování tuhých paliv pro
výrobu tepla a elektrické energie. Kvůli těmto a dalším faktorům patří ČR k největším
producentům emisí CO2 v EU. Česká republika v roce 2008 vyprodukovala 120 Mt CO2. Toto
množství při populaci 10 mil. obyvatel činí cca 12 tun CO2 na jednoho obyvatele za rok, což nás
staví do popředí žebříčku producentů v EU, kde je průměrná hodnota CO2 na obyvatele 8,5 Mt.
[1]
Česká energetika v tomto období zaznamenala několik významných událostí (modernizace
elektrárny Prunéřov, plánované rozšíření jaderné elektrárny Temelín, značný nárůst fotovoltaiky
atd.), což se projevilo i na spotřebě elektrické energie. V roce 2007 vyrobily české elektrárny
88000 GWh elektrické energie, v roce 2008 bylo vyrobeno 83 500GWh a v roce 2009
82 250GWh. Tento pokles zhruba o 6% má na svědomí snížení průmyslové výroby a šetrnější
chování firem a domácností.[2]
Stránka | 11
Uhelné elektrárny vyrábějí 57% elektrické energie (viz graf 3), jejich podíl ale postupně klesá
v důsledku vyčerpání zásob uhlí a nárůstu jeho ceny.
Graf 3: Podíly jednotlivých zdrojů energie v České republice. [2]
zdroj:www.nazeleno.cz
Vzhledem k blížícímu se scénáři vyčerpání zásob uhlí (viz graf 4) na některých místech,
společnost ČEZ, vlastnící většinu uhelných elektráren na našem území, plánuje renovace nebo
odstavení některých elektráren. Renovaci čeká elektrárny: Tušimice II, Prunéřov II a Počerady,
naopak do pěti let by měla být uzavřena elektrárna Prunéřov I, do deseti let Mělník III atd.
Graf 4: Životnost zásob hnědého uhlí a lignitu dle dolů. [2]
Největším problémem výroby elektrické energie z fosilních paliv je malá účinnost přeměny
daného paliva na elektřinu. Nynější účinnost uhelných elektráren v České republice je cca 30 35%, s čímž je spojena nutnost značného množství paliva pro výrobu elektrické energie a tím je i
vyšší produkce CO2. V důsledku tohoto faktu a v důsledku změny klimatu se začaly hledat
způsoby omezení emisí CO2 ze spalovacích procesů.
Prvním a hlavním prostředkem je zvýšení účinnosti spalovacího procesu a procesu přeměny
paliva na elektrickou energii. Toho lze dosáhnout použitím moderních uhelných technologií,
které dnes dovolují dosáhnout účinnosti 43% a více. Jako další možnost redukce CO2 se uvažuje
Stránka | 12
o technologiích, které umožní zachytávání CO2 přímo ze spalin nebo přímo z procesu spalování.
Tyto technologie se zavádějí při výstavbě nových elektrárenských bloků, protože instalace na
starší zařízení je příliš drahá a nemá mnohdy 100% účinek.[3] Těmito technologiemi se budeme
zajímat v další kapitole.
Jak je zřejmé z grafu č. 3, největším problémem České republiky jsou zdroje spalující uhlí, které
produkuje většinu CO2. Největším znečišťovatelem (podle IRZ - Integrovaný registr znečištění)
je elektrárna Prunéřov patřící společnosti ČEZ. Tato elektrárna v roce 2007 vypustila emise
oxidu uhličitého v množství 10,1 milionu tun, což je více než vyprodukují ročně všechny osobní
automobily v ČR. Nynější snahou elektrárenských společností je snižování zátěže ŽP při
provozu těchto elektráren např. zvyšováním účinnosti pomocí retrofitů, spoluspalování fosilních
paliv s biomasou atd. Jak budou tyto postupy účinné, se ukáže v budoucnu. Prozatím naším
primárním zdrojem pro výrobu energie zůstává uhelné palivo a dlouho to tak ještě zůstane.
Graf č. 5: Druhy paliv pro výrobu tepelné energie vyjádřené po jednotlivých krajích (2009)
Zdroj: www.tzb-info.cz
Stránka | 13
1.4
Energetika- mobilní zdroje
V roce 1990 byl podíl mobilních zdrojů na celkovém množství emisí skleníkových plynů 4,7 %.
Tato hodnota se však zvýšila a v roce 2006 již tyto zdroje představovali 13% z celkového
množství emisí. Nárůst individuální automobilové dopravy a letecké dopravy stále pokračuje.
Počet registrovaných vozidel se meziročně zvyšuje o 4 % u osobních a 14% u nákladních vozidel
a v této tendenci růstu bude zřejmě pokračovat i v dalších letech. Růst nákladní dopravy je
zapříčiněn především rostoucí ekonomikou v oblasti zahraničního obchodu a transitními trasami
vedoucí územím ČR. V červnu v roce 2008 již bylo v ČR registrováno 7 milionů všech
motorových vozidel. [1]
Emise z mobilních zdrojů závisí jak na spotřebě paliva, tak i na druhu paliva (zemní plyn
má nižší emisní faktor, u biopaliv se počítá s nulovými emisemi CO2). V dnešní době se tyto
zdroje zasluhují o to, že emise skleníkových plynů neklesají, nýbrž stoupají. Výraznou část
mobilních zdrojů má právě silniční doprava, která se na celkovém množství v roce 1990 podílela
3,9 % a v roce 2006 je tato hodnota 12,6%. [1]
Možným řešením jak snížit emise CO2 , je využití ekologických paliv a obnova
vozového parku. Bohužel vozů na ekopaliva je stále menšina, ale jejich počet stále roste. Přitom
například z výfuků aut na zemní plyn vychází až o devadesát procent méně škodlivin než z auta
na benzín. Ke konci roku 2007 byl počet aut na propan-butan 117 tisíc, na stlačený zemní plyn
1,4 tisíce a na elektrický pohon osmdesát. [1]
Tab. 2:Produkce CO2 jednotlivými druhy dopravy [tis.tun] [1]
Stránka | 14
1.5
Klimaticko – energetický balíček
V současné době je tento balíček jedním z nejvýznamnějších legislativních nástrojů v boji proti
změně klimatu. Balíček byl představen Evropskou komisí 23. ledna 2008. Tento balíček
obsahuje soubor návrhů a opatření, která mají pomoci splnit závazky EU přijaté Evropskou
radou v březnu 2007. Dále zavádí společné postupy v oblasti ochrany klimatu, bezpečnosti
dodávek energie a konkurenceschopnosti evropských ekonomik.
Mezi přijatá opatření z roku 2007 patří: [32]
- Snížení emisí skleníkových plynů o 20% do roku 2020 oproti roku 1990 (resp. 30% do
roku 2030)
- Do roku 2020 dosáhnout podílu obnovitelných zdrojů energie ve výši 20%
- Do roku 2020 zvýšit energetickou účinnost o 20%
Jádro balíčku je tvořeno:
a) Směrnice Evropského Parlamentu a Rady 2009/29/ES, kterou se mění směrnice
2003/87/ES, tak aby se zlepšil systém pro obchodování s povolenkami na emise
skleníkových plynů (EU ETS) - odstraněním bezplatného přidělování emisních
povolenek jednotlivým průmyslovým podnikům a zavedením jednotných pravidel pro
aukce emisních povolenek pro celou EU.
b) Rozhodnutí Evropského Parlamentu a Rady č. 406/2009/ES o úsilí členských států snížit
emise skleníkových plynů tak, aby byly splněny závazky Společenství v oblasti snížení
emisí skleníkových plynů do roku 2020. Jde o stanovení závazku snížit emise
skleníkových plynů v odvětvích, které nejsou zahrnuty v EU ETS. Česká republika může
své emise v působnosti tohoto rozhodnutí zvýšit až o 9 % v porovnání s emisemi z roku
2005.
c) Směrnice Evropského Parlamentu a Rady 2009/28/ES o podpoře využívání
obnovitelných zdrojů energie. Směrnice stanovuje rozdělení závazku 20% podílu
obnovitelných zdrojů energie na konečné spotřebě do roku 2020 mezi členské státy.
Česká republika musí dosáhnout podílu 13 %.
d) Směrnice Evropského Parlamentu a Rady 2009/31/ES o geologickém ukládání oxidu
uhličitého. Směrnice stanovuje technické a bezpečnostní požadavky spojené
s provozováním a ukončováním provozu zařízení CCS. Upravuje také otázky financování
pilotních instalací CCS v EU. Pro nové uhelné elektrárny s elektrickým výkonem
nejméně 300 MW zavádí směrnice, při splnění určitých podmínek, povinnost mít
vyhrazen prostor pro instalaci zařízení na zachytávání oxidu uhličitého.
Stránka | 15
V ČR se problematikou změny klimatu zabývá Politika ochrany klimatu, jejímž účelem je
konkretizovat opatření a nástroje mající přispět k snížení emisí skleníkových plynů. Cílem této
politiky je snížení emisí skleníkových plynu o 20 % mezi roky 2005 a 2020. V absolutním
vyjádření se jedná o 28 Mt CO2ekv.
Tento cíl je dosažitelný, budou-li realizována všechna dostupná opatření tak, jak je
v dokumentu“ POLITIKA OCHRANY KLIMATU V ČESKÉ REPUBLICE: Návrh
Ministerstva životního prostředí ČR „. V těchto nástrojích jsou zahrnuty opaření ze všech
průmyslových odvětví např. energetika, doprava, zemědělství atd. Cíl snížení emisí o 20% je
ambiciózní a je realizovatelný při plném a včasném využití vhodně zvolených nástrojů. Grafické
znázornění plánovaného snížení emisí je na následujícím grafu. [32]
Graf 6: Vývoj emisí skleníkových plynů v ČR (Mt CO2ekv. / rok). [32]
Stránka | 16
2. Nástroje, metody a postupy pro redukci CO2
Světová energetika je dosud značnou měrou orientována na spalování fosilních paliv pro výrobu
elektrické a tepelné energie. Tato orientace nastala v minulosti převážně pro dobrou dostupnost a
nízkou cenu uhlí. Podíl fosilních paliv ve světovém energetickém mixu tvoří 85% a zbylých 15%
spadá na obnovitelné zdroje a jadernou energetiku. V České republice je tento trend obdobný.
Při spalování takového množství fosilního paliva se do ovzduší dostává obrovské množství
znečišťujících látek a plynů, ze kterých je předmětem našeho zájmu skleníkový plyn oxid
uhličitý (CO2). Koncentrace tohoto plynu v atmosféře rychle stoupá a tím stoupá i intenzita
skleníkového efektu, na kterém se tento plyn podílí. Tato koncentrace nejen že rychle vzrůstá,
jak můžeme vidět v tabulce (Tab. 3), ale také se zvětšují roční přírůstky plynu v atmosféře (Tab.
4).
Tab. 3: Růst CO2 v ovzduší [57]
1800
1900
Rok
Koncentrace
280
294
CO2 [ppm(v)]
-
1950
1970
1980
1990
2000
2009
310
324
335
351
369
389
po 650 tisíc let hodnota nevybočila z pásma 180 – 280ppm(v)
Tab. 4: Poměrné roční přírůstky koncentrace CO2 [57]
Období
1800 – 1900
1900 – 1950
1950 – 1970
1970 - 1980
1980 – 1990
1990 - 2000
2000 - 2009
Průměrný přírůstek
za rok
0,14
0,32
0,70
1,10
1,60
1,80
2,00
Jak je vidět z tabulek výše, tak dochází k postupnému nárůstu a zrychlení růstu CO2 v atmosféře.
Jaká část spadá na antropogenní emise CO2 není jisté, ale při velkém množství fosilních paliv
spotřebovaných na energetické uspokojení lidstva, je potřeba si připustit jistou míru
odpovědnosti za tento nárůst emisí a možné důsledky s tím spojené. V současné době je tento
problém řešen mnoha odborníky a politickými činiteli, kteří se snaží najít vhodné metody a
prostředky jak snížit podíl fosilních paliv ve světovém energetickém mixu.
V dohledné době však nelze očekávat rapidní pokles spotřeby fosilních paliv v tomto mixu,
jelikož rychlá orientace na jiný zdroj by vyžadovala velké investice a masivní reorganizaci
energetiky. Tendence ústupu je a bude víceméně postupná, kde fosilní paliva budou nahrazována
jadernými palivy, obnovitelnými zdroji energie a jinými zdroji energie.
Stránka | 17
Nynější cesty jak snížit emise CO2 v energetice, jsou zaměřeny na následující opatření:
a) zlepšení energetické účinnosti a snížení energetické spotřeby
b) využívání obnovitelných zdrojů energie (jako je vítr nebo sluneční energie)
c) zachytávání a ukládání CO2, který je vypouštěn do ovzduší
V současné době začíná být stále více zjevné, že kombinovaný efekt zlepšení energetické
účinnosti a využití obnovitelných zdrojů energie nemůže sám o sobě zajistit požadované snížení
emisí. K tomu, abychom dosáhli požadovaného snížení emisí CO2 bude třeba využít i poslední
z těchto bodů a to je zachytávání a ukládání CO2 (CCS).
V této kapitole se budeme zabývat pouze dvěma z těchto tří bodů, a to novými technologiemi
s vyšší účinností a technologiemi pro zachytávání CO2, neboli technologií CCS (Carbon Capture
and Storage). Tyto metody můžeme rozdělit následovně:
Metody snižování CO2 v energetice: [4]
a) Oběhy s nulovými emisemi (redukce do 99%)
-
Technologie zachycování a ukládání CO2
b) Zdokonalené energetické technologie (redukce do 25%)
-
IGCC - Integrace zplyňování uhlí a paroplynového oběhu
PFBC - Tlakové fluidní spalovací technologie
NGCC - Paroplynová elektrárna na zemní plyn
c) Zvyšování účinnosti uhelných elektráren (redukce do 22%)
-
Zvýšení účinnosti podkritických uhelných bloků na 38-40 %
Bloky s nadkritickými parametry s účinností do 45 %
Stránka | 18
2.1 Oběhy s nulovými emisemi
Pro separaci CO2 ze spalin jsou komerčně využívány reverzní chemické reakce s alkalickými
sorpčními roztoky. Proces probíhá při dvou teplotách. Při nižší teplotě je CO2 vázán do roztoku,
a při vyšší teplotě je z roztoku opět uvolňován. Nejčastěji jsou využívány aminy
(monoetanolamin, KS-1). Protože tyto roztoky reagují s oxidy síry, je vyžadováno důsledné
odsíření před separací CO2, a to zpravidla lepší než v současných elektrárnách. Proces vyžaduje
tepelnou energii na regeneraci roztoku a elektrickou energii na pohon čerpadel a ventilátorů. O
tuto spotřebu se snižuje energetická účinnost konverze paliva na elektřinu.[7]
Separační jednotka se musí nacházet v blízkosti energetické výrobny (pro minimalizaci přepravy
spalin) a separovaný CO2 se musí převést na kapalný či nadkritický stav (pro minimalizaci
objemu CO2 pro jeho následný transport k uložení). Důležité je rovněž odstranění vody z CO2
pro minimalizaci koroze zařízení při následném transportu a ukládání CO2.[8]
Technologie separace CO2 ze spalin jsou principiálně založeny na absorpčních, adsorpčních a
membránových postupech, avšak pro praktické využití v příštích letech budou k dispozici pouze
metody chemické absorpce.[8]
Metody redukce CO2
a)
b)
c)
d)
2.1.1
Absorpční techniky separace
Membránová separace
Adsorpční separace
Kryogenní technika
Absorpční techniky separace CO2
Tato technologie redukce CO2 ze spalin je realizována pomocí absorpční vypírky spalin. Při
absorpci vypírkou spalin je separovaný plyn vázán na absorpční tekutinu při teplotách 40 – 50 °C
a následně uvolňován zpětnou desorpcí při teplotách okolo 110 – 120°C . Metoda amínové
vypírky je používána více jak 70 let. Je využívána v chemickém průmyslu a pro odstraňování
kyselých komponentů zemního plynu.[4]
Mezi absorpční tekutiny patří různé roztoky etanolamidů (např. mono-etalon amid (MEA),
aktivovaný metyl-di-etanol amid (MDEA), diethanolamin (DEA), atd.) a další absorpční
prostředky včetně prostředku Rectisol. [5]
V současné době jsou nejpoužívanější metody chemická absorpce a fyzikální absorpce.
Chemická absorpce se používá nejčastěji, protože její princip je na rozdíl od ostatních metod
průmyslově nejvíce ověřen.
Stránka | 19
Metoda amínové vypírky je energeticky značně náročná především z důvodu spotřeby velkého
množství nízkotlaké páry v desorpčním kroku. V současnosti jsou vyvíjeny a zkoušeny nové
sorbenty s cílem snížit energetickou náročnost regenerace. [8]
Pro absorpční vypírku CO2 ze spalin je spotřeba tepla přibližně 20% tepelného výkonu kotle.
Pokud se jedná o energetický plyn, je spotřeba přibližně 5% tepelného výkonu kotle (s požitím
Rectisolu je spotřeba o něco menší). Dále pak je nutné vzít v úvahu i energetickou spotřebu
čerpadla, která se pohybuje mezi 0,5 – 1 % elektrického výkonu bloku a při vypírce
energetického plynu 1 - 2 % výkonu elektrárny.[5]
Celkově potom metoda amínové vypírky snižuje účinnost elektrárny o 20 -25 % relativně (8 -10
% absolutně) a u energetického plynu zhruba o 5 – 10 % relativně (2 – 4% absolutně).[5]
Účinnost amínové vypírky radikálně snižuje přítomnost SO2, NO2, O2 a prachu; lze
předpokládat, že především zbytková koncentrace SO2 bude problematickým faktorem, který si
může vyžádat až začlenění dodatečného odsíření (snížení koncentrace SO2 z prvních stovek mg/
m3 na první desítky mg/m3).[8]
Chemická absorpce
Nejvíce je v současnosti využívána chemická absorpce CO2 do aminů (MEA), která využívá
vratnou povahu reakce mezi aminem a oxidem uhličitým. Separovaný plyn reaguje s vypírací
kapalinou za vzniku kapalných nebo tuhých sloučenin.
Tato metoda je dnes používána např. k oddělení CO2 od metanu při těžbě zemního plynu a pro
oddělení CO2 z kouřových plynů u menších energetických jednotek.
Při chemické absorpci je teplota spalin 40 – 50 °C. Tyto spaliny jsou poté zavedeny do
absorpčního zařízení (absorbér), kde je CO2 absorbován do aminového sorbentu, včetně
stopových příměsí SOx, NOx, O2 a popílku. Poté je sorbent s obsahem CO2 zahřán na teplotu
110°C a následně odveden do destilační kolony (tzv. striperu), kde dojde k uvolnění CO2 ze
sorbentu (desorpce) za působení tepla (110 – 120 °C). CO2 je následně transportován k dalšímu
využití. Sorbent zbavený CO2 je vrácen zpět do absorbéru.[6]
Teplota absorbéru pro dostatečnou absorpci musí být 40 – 60 °C, pokud by byla teplota vyšší,
došlo by k degeneraci sorbentu a k zhoršení absorpce. Teplota spalin proto musí být cca 50 °C,
v případě vyšší teploty (např. fluidní kotle) musí být systém vybaven chladičem.[6]
Spaliny musí být před vstupem do absorbéru v maximální možné míře zbaveny nežádoucích
příměsí, jako jsou kyselé plyny SO2, NO2, HCl, které reagují s aminy a vedou ke vzniku teplotně
stálých neregenerovatených aminových solí. Tyto soli způsobují snížení absorpce a vznik
koroze. Mezi tyto soli patří např. SO2 (koncentrace by měla bít přibližně 29 mg/m3) a NO2
(koncentrace by měla bít přibližně 41 mg/ m3).[6]
Stránka | 20
Obr 1: Schéma chemické absorpce
Zdroj: http://62.160.8.20/eetkb
V případě NO2 není problém, jeho obsah ve spalinách je cca 5%. Problém tvoří množství SO2,
kde jeho množství závisí na obsahu spalné síry a na výhřevnosti paliva. Při provozu práškových
kotlů s odsířením spalin se obvykle v průměru dosahuje zachycení 95% SO2, v případě fluidních
kotlů lze předpokládat zachycení SO2 do 90%. Z toho vyplývá, že při použití technologie
zachycování CO2 na principu aminové separace bude pravděpodobně třeba zařadit na vstupu
spalin další dodatečné odstraňování SO2. [6]
Oxid uhličitý lze absorbovat i do roztoku uhličitanu draselného:
CO2 + K2CO3 + H2O = 2 KHCO3
Regenerace uhličitanu probíhá při reakci: 2 KHCO3 = K2CO3 + CO2 + H2O
Tento postup se používá např. k oddělení CO2 ze směsi plynů při výrobě amoniaku.[18]
Metoda chemické absorpce je vhodná pro zředěné plyny o nízkém tlaku a nízké koncentraci
separovaného plynu (např. separace CO2 ze spalin vzniklých při atmosférickém spalování
fosilních paliv.[5]) Zatím téměř výhradně je u demonstračních zařízení a v průmyslových
aplikacích použita metoda s MEA.[6]
Metoda chemické absorpce je v současnosti zdokonalována vývojem účinnějších, selektivnějších
a stabilnějších separačních médií. Za tímto účelem byla zřízena např. pilotní jednotka na
elektrárně Esbjerg v Dánsku. Množství dalších pilotních a demonstračních jednotek je ve
výstavbě.[8]
Stránka | 21
Fyzikální absorpce
K absorpci dochází za zvýšeného tlaku plynu a snížené teplotě. K desorpci, což je opětovné
uvolnění plynu, dochází za sníženého tlaku a vyšší teploty. Rozhodující je účinek van der
Wallsonových sil, a proto čím je vyšší parciální tlak ve směsi, tím větší je jeho rozpustnost ve
vypírací kapalině. Proto je tato metoda vhodná pro vysoký tlak směsi plynů a vysokou
koncentraci separovaného plynu, např. separace CO2 z plynu vyrobeného zplyňováním fosilních
paliv při dostačeném tlaku (IGCC).[5]
Fyzikální absorpce je absorpce do rozpouštědel např. do Selexolu − dimethyletheru
polyethylenglykolu, příp. Rectisolu – methanolu. Absorpce do rozpouštědla je prováděna na
molekulových sítech, aktivním uhlí či zeolitu a používá se např. pro dělení H2 a CO2 při výrobě
vodíku ze zemního plynu.[18]
2.1.2
Separace s použitím membrán
Výzkum je zaměřen na membrány (molekulární síta), které by měly být tenké a s póry, které
propustí molekuly vodíku, ale nepropustí molekuly CO2. Separační hmotnostní průtok je tím
větší, čím větší je parciální tlak odlučovaného plynu (tedy vodíku).[5]
Princip je založen na různé rychlosti jednotlivých složek plynné směsi při průchodu kaskádou
několika membrán. Metoda je zatím ve stavu výzkumu a vývoje a nebyla dosud aplikována v
provozním měřítku.[6]
Obr. 2,3 : Princip membránové separace
Zdroj: IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage(obr2), www.co2crc.com.au(obr.3)
Membrány jsou komerčně používány např. pro odstranění CO2 ze zemního plynu; jsou vhodné
pro směsi plynů o velkém tlaku. Mohou být keramické, kovové či polymerní. Potřebujeme-li
CO2 o velké čistotě, je nutno použít více stupňů a tím roste i cena separace. Při použití
absorpčních membrán je selektivita primárně daná absorbentem a membrána poskytuje velkou
mezifázovou plochu pro přestup hmoty z plynu do rozpouštědla.[18]
Stránka | 22
2.1.3
Adsorpce na minerální sorbenty
Tato metoda se používá u látek s částicemi o nanorozměrech řádově 10-9 metrů. Proto je velmi
žádoucí dosažení co největšího povrchu. Problém je pak separace takovýchto nanočástic
z plynu.[5] Využívá se fyzikální vazby mezi plynem a aktivními body na pevné látce. Vhodné
fyzikální látky pro adsorpční proces separace CO2 ze spalin jsou např. zeolity, molekulová síta a
aktivovaný uhlík (velký specifický povrch).
Obr. 4: Princip adsorpce [45]
Zdroj: IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage(obr4)
Obr. 5 Adsorpce na zeolit
Zdroj: www.co2crc.com.au(obr.5)
Metoda je energeticky značně náročná, a ve větších provozech zatím nebyla aplikována. Metoda
obvykle není selektivní pro CO2. Komerčně se používá např. k dělení H2 a CO2 při výrobě
vodíku reakcí zemního plynu s vodní parou. Adsorpce, podobně jako absorpce do rozpouštědel,
je méně energeticky náročná než absorpce do aminů a je vhodná pro plyny s více než 15 % CO2
a větším tlakem.[18]
Stránka | 23
Metody desorpce (odstranění CO2 ze sorbentu): [60]
a) TSA (Thermal Swing Adsorption) – je vyvolána zvýšením teploty, což znamená, že je
energeticky náročnější a pomalá (doba na zahřátí sorbentu).
b) VSA (Vacuum Swing Adsorpce) – desorpce nastává v podmínkách blízkých vakuu. Tato
metoda funguje při teplotě blízké teplotě okolí a je tedy energeticky méně náročná.
c) PSA (Pressure Swing Adsorption) – desorpce nastává při poklesu tlaku z vyšší úrovně na
nižší (většinou na atmosférický). Jednotka PSA má obvykle 4 - 12 adsorbérů. [19]
d) ESA (Electrical Swing Adsorption) – desorpce je vyvolána napětím. Metoda vyžaduje
jen málo energie.
2.1.4
Kryogenní separace
Při kryogenní separaci CO2 se nejprve spaliny vysuší a ochladí. Spaliny jsou potom stlačovány a
ochlazeny mírně nad bod, kde se z CO2 stává pevná látka (viz obr. 12). Z proudu plynu je
následně odstraněn CO2, HCl, Hg a jiné příměsi. Poté dochází k expanzi plynu, čímž dojde
k dalšímu ochlazení a urychlí se převedení CO2 na pevnou fázi (závisí na finální teplotě). Poté,
co je odseparován CO2 z proudu plynu, je CO2 znovu zahřán a převeden na kapalnou fázi.
Výsledkem je pak kapalný CO2 a plynný N2. Účinnost zachycení závisí na tlaku a teplotě na
konci procesu expanze. Při tlaku 1atm (0,1MPa) a teplotě – 135°C je účinnost 99% a při teplotě
– 120°C je účinnost 90%. [52]
Obr. 6: Proces kryogenní separace CO2 [52]
Zdroj: http://www.sustainablees.com/index-4.2.html
Proces je poměrně energeticky náročný, protože plyny je nutno ochladit na velmi nízkou teplotu
a stlačit. Tato technika se využívá u směsi plynů, kde je velký teplotní rozdíl ve změně
skupenství plynů a kde je velká koncentrace CO2.
Stránka | 24
Tab. 5: Použití těchto metod v různých aplikacích spalování [60]
Post-combustion
Absorpce
Membrány
Adsorpce
Kryogenní separace
Chem. smyčka (viz. dále)
2.2
x
x
x
Pre-combustion
x
x
x
x
x
Oxy-fuel
x
x
x
x
Metody a technologie zachycování CO2 v Energetice [6]
V současné době jsou energetickým výzkumem sledovány tři základní přístupy k zachycování
CO2 z elektrárenských provozů:
1. zachycování CO2 po procesu spalování (post-combustion capture)
2. zachycování CO2 před procesem spalování (pre-combustion capture)
3. technologie oxyfuel, kde spalovací proces probíhá pouze s O2 bez přítomnosti dusíku
Obr. 7: Principy zachytávání CO2 v procesu spalování [7]
Výběr metody a postupu zachytávání CO2 ze spalin jsou voleny v závislosti na vlastnostech
spalin – tedy na teplotě, tlaku a především rozhoduje koncentrace. Koncentrace CO2 ve spalinách
je závislá na druhu paliva, přebytku vzduchu ve spalování a typu energetické výrobny.
Odstraňování CO2 ze spalin je zpravidla založeno na separačních principech jako je chemická
absorpce, adsorpce a technika membrán (viz výše).[6] Nyní se podíváme na tyto jednotlivé
principy.
Stránka | 25
2.2.1
Zachycování CO2 po procesu spalování (Post-combustion)
Metoda post-combustion je nejjednodušší metoda, jak odstranit CO2 ze spalin při spalování
fosilních paliv v elektrárnách. Metoda nevyžaduje výrazné zásahy do stávajících zařízení.
Největším problémem je zde malá koncentrace CO2 (cca 15%), což znamená zpracování
velkého množství plynu pro separaci dostatečného množství CO2. Plyn obsahuje i další látky
jako je N2, NOx, SO2, H2O atd. Jak již bylo uvedeno dříve, největší problém představuje síra,
která způsobuje zhoršení separace. Proto je třeba spaliny dříve než budeme separovat CO2
odsířit. Proto separační zařízení umisťujeme až za jednotku odsíření (viz obr. 8).
Obr. 8: Schéma technologie při spalování se vzduchem (7)
Před absorpcí jsou spaliny ochlazeny a jsou z nich odstraněny nečistoty (saze, polétavý popílek,
NOx a SO2). Poté se CO2 za určitého tlaku a teploty váže na chemikálii (čpavek, hydroxid
sodný), ze které může být změnou teploty a tlaku znovu uvolněn, chemikálie je pak připravena
k opětovnému použití.[13] Pro vlastní separací jsou vzhledem k nízkým koncentracím CO2
použitelné pouze technologie s alkalickými roztoky. [7]
Palivo se v běžných elektrárnách a teplárnách spaluje v prostředí vzduchu. Objem kouřových
plynů je obrovský, koncentrace CO2 je v nich nízká a tlak plynů je atmosférický.
V nejpokročilejším stádiu vývoje je vypírání oxidu uhličitého ze spalin monoetanolaminem
(MEA). Největší provozovaná jednotka tohoto druhu (Trona, Kalifornie) disponuje výkonem
zachycení 800 t oxidu uhličitého denně, což přibližně odpovídá uhelnému bloku o výkonu 50
MW.[17]
Napojení této technologie na stávající uhelnou elektrárnu, jejíž energetická účinnost je kolem
30%, znamená další snížení účinnosti spotřebou části vyrobené energie na zachycení CO2. Proto
vybavení starých elektráren touto technologií je považováno za příliš drahé.
2.2.2
Zachycování CO2 před procesem spalování (Precombustion)
Tato metoda je náročnější a složitější než metoda separace po spalování, protože vyžaduje
úpravu paliva před jeho spálením. Tyto úpravy jsou většinou realizovány při vysokých tlacích a
vysokých (resp. nízkých) teplotách, což vede k dodatečné spotřebě energie, a tím i k snížení
účinnosti samotné elektrárny.
Stránka | 26
Metody, které se používají u separace CO2 před procesem spalování jsou již řadu let známy
z průmyslových odvětví. My jsme se některými metodami zabývali v předchozí kapitole (např.
kryogenní separace). Užívání těchto metod v energetice je zpravidla spojeno s paroplynovými
elektrárnami se zplyňováním uhlí typu IGCC (o těch budeme mluvit později), kde je uhlí
zplyňováno v tlakovém generátoru při tlaku 3 – 3,5 MPa a energetický plyn je spalován v plynné
turbíně. [6, 5] Princip zachytávání CO2 před spálením paliva se zplyňováním je na obr. 9
Obr. 9: Schéma technologie se zplynováním paliva [7]
Hlavní spalitelné produkty procesu zplyňování jsou CO, H2. Z plynu při procesu zplyňování jsou
odstraněny ostatní emise, které obsahuje dané palivo (např. NOx, SO2, atd.). Vzniklý syntetický
plyn je veden do katalytického reaktoru, kam je přiváděna i vodní pára. V reaktoru pak dochází
k exotermické reakci, jejímž výsledkem je směs plynů obsahující H2 a CO2.
Reakce: CO + H2O = CO2 + H2 probíhá při 450°C v přítomnosti katalyzátoru FeO a Cr2O3 [18]
Následně je metodou fyzikální absorpce (např. do Solexolu) CO2 zachycen a H2 je zpravidla
použit jako palivo pro spalovací turbínu paroplynového cyklu. Odstraňování CO2 zde probíhá z
proudu plynu relativně bohatého na CO2 při vysokém tlaku (parciální tlak CO2 je 2 - 3 MPa), pro
separaci je proto vhodná metoda fyzikální absorpce.[6, 7]
Účinnost IGCC je cca 40 - 45 %. U elektráren tohoto typu, ale s minimálními emisemi CO2
z IGCC, je třeba počítat s nižší účinností. Demonstrační elektrárna by měla být v roce 2015.
Předpokládaná účinnost u takovéto elektrárny je 41,3% a separace CO2 je 84%.[5]
2.2.3
Separace CO2 při spalování s kyslíkem (oxyfuel)
Tato metoda, jak již název napovídá, je založena na spalování paliva s kyslíkem proudícím ve
směsi s částí recirkulovaných spalin. Kyslík je použit jako okysličovadlo místo vzduchu, který
obsahuje 79% objemových dusíků. Tyto dusíky pak ředí spaliny, zvětšují jejich objem, ztěžují
separaci CO2 a obtížněji se odstraňují.
Spalování s téměř čistým O2 probíhá za podmínek blízkých stochiometickému spalování a
vzniklé spaliny obsahují 90- 95% CO2, vodní páru a v závislosti na palivu malé objemy SOx a
Stránka | 27
NOx. Při této metodě dochází ke spalování za vyšších teplot než u metod minulých, díky čemuž
získáváme více energie. Vzniklé spaliny se nejprve čistí jako v běžné elektrárně.
V elektrostatickém odlučovači se zbavíme popílku a v odsiřovacím zařízení se vypírkou
v mokrém vápenci vyváže oxid siřičitý. Následně se směs CO2 a vodní páry ochladí, takže voda
zkondenzuje a zbude čistý CO2 (80 – 98%), který je možno jímat a ukládat.
Efektivnost tohoto procesu závisí na způsobu výroby kyslíku (náročnou kryogenní technikou
nebo výhodněji pomocí vysokoteplotních membrán nebo jako produkt výroby vodíku).[5,6,13]
Spalovací metody:
První skupina metod spočívá ve vhánění kyslíku místo vzduchu do topeniště. Teplota při
spalování v kyslíku je vyšší než 2000°C. Pro tuto teplotu však materiály ve stávajících
elektrárnách nejsou dimenzovány (v běžné plynové turbíně je maximální dovolená teplota
1400°C), proto je dnes teplota regulována recirkulací spalin popř. vodní páry. Zhruba 75% CO2
vznikajícího při hoření je vráceno zpět do kotle (recirkulace) k udržení požadované teploty
spalování. Poté, co dojde v chladiči k ochlazení a kondenzaci vodní páry, dostáváme plyn
obsahující 80 – 98% CO2. [18]
Při tomto způsobu spalování je třeba dodávat do procesu velké množství kyslíku např. uhelná
elektrárna IGCC o výkonu 500MW potřebuje 4000t O2/ den. Tento potřebný kyslík získáme
vhodnou úpravou vzduchu. Pro menší spotřebu O2 (do 200 t /den) se pro zisk využívají
absorpční metody. Pro větší spotřeby O2 lze použít destilaci za kryogenních podmínek. Tato
technologie je ovšem značně energeticky i finančně náročná, proto jsou dnes spíše využívány
vysokoteplotní keramické transportní membrány na bázi podvojných oxidů.[18]
Obr. 10a: Schéma technologie při spalování s kyslíkem [7]
Typ použitého paliva závisí na druhu spalovacího zařízení, v němž je spalováno palivo
s kyslíkem. V případě že spalujeme ve vařáku pro výrobu vodní páry, lze pracovat s libovolným
palivem (experimentů bylo provedeno mnoho). Pokud spalujeme v plynové turbíně, palivem
bývá zemní či syntézní plyn (většina experimentů).[18]
Stránka | 28
Druhý způsob spalování je spalování při tzv. chemické smyčce (CLC - chemical loop
combustion). Princip spočívá ve využití vratné reakce mezi kovem a oxidem kovu, kde při této
reakci je do procesu dodáván kyslík. V palivovém reaktoru oxid kovu oxiduje palivo a redukuje
se na kov, např.
CH4 + 4 NiO = CO2 + 2 H2O + 4 Ni
∆H1200 = 136 kJ mol−1
ve vzduchovém reaktoru se kyslíkem ze vzduchu oxid kovu regeneruje, např.
Ni + 1/2 O2 = NiO
∆H1200 = − 234 kJ mol−1
Při této metodě není třeba zařízení pro dělení vzduchu. Kov a oxid kovu cirkulují ve fluidním
stavu mezi vzduchovým a palivovým reaktorem. Nosičem kyslíku je tedy oxid kovu (vhodnými
oxidy kovů jsou např. NiO, CuO, Fe2O3, Mn3O4). Částice kovů a oxidů musí být dlouhodobě
stabilní a jejich průměr se pohybuje okolo 500 µm. Teplota v reaktorech se pohybuje do 800 –
1200°C. Do palivového reaktoru se přivádí i vodní pára a hlavním produktem je syntézní plyn.
Pokud následuje plynová turbina, reakce v reaktorech probíhají za tlaku. Pokud následuje cyklus
s parní turbinou, je tlak v reaktorech atmosférický. Jako palivo je obvykle používán zemní plyn.
Tyto technologie jsou ve stádiu vývoje a prvních poloprovozních experimentů.[18]
Obr. 10b: Princip chemické smyčky CLC
Zdroj :http://www.wku.edu/ICSET/chemloop.htm
Stránka | 29
2.3
Zachytávání a ukládání CO2 - CCS (carbon capture and storage)
CCS je technologie, která má zajistit plánované snížení emisí CO2 a tím by měla přispět
k zmírnění změny klimatu. Tuto technologii můžeme uplatnit všude, kde vzniká velké množství
emisí CO2 na jednom místě. Zdroje, které jsou vybaveny technologií zachytávání CO2, jsou
označovány jako nízkoemisní nebo bezemisní. EU plánuje rozšíření této technologie po roce
2020 s tím, že elektrárny postavené před rokem 2020 budou počítat s pozdějším připojením této
technologie.
Technologie CCS spočívá v zachycení, transportu a uložení CO2 do vhodné geologické formace.
CCS využívá k separaci CO2 metody a postupy, které jsou dobře známé z průmyslových
odvětví, především z ropného průmyslu, kde se separace CO2 používá při čištění metanu pro
výrobu vodíku. V tomto případě je množství zachytávaného plynu však výrazně menší, než
v případě zachytávání CO2 ze spalin v uhelných elektrárnách. Pro využití v elektrárnách, kde je
množství separovaného plynu mnohonásobně větší, nejsou tyto technologie ověřeny a vyvinuty.
Při separaci CO2 touto technologií vzniká na výstupu plyn o obsahu CO2 více než 90%. Tento
plyn je pak dle použité metody upraven a připraven pro transport a uložení.[21]
CCS vyžaduje dodatečnou energii pro separační jednotku, kompresor a jiné technologie, kde tato
energie snižuje účinnost elektrárny přibližně o 6 – 14% a navyšuje spotřebu paliva o 20 – 40%.
[14]
V současné době je vynakládáno značné úsilí, které má vést k optimalizaci a efektivnosti této
technologie pro využití v energetickém průmyslu. Největší důraz je kladen na snížení nákladů a
značné spotřeby energie, která snižuje účinnost elektrárny. Cílem Akčního plánu Evropské rady
z roku 2007 je podpora zařízení, využívající tuto technologii, kde je stanoven cíl zprovoznit 10 –
12 plnokapacitních demonstračních jednotek do roku 2015. Provozem těchto demonstračních
jednotek by měla být ověřena funkčnost tohoto systému a optimalizace finančních prostředků na
pořízení a provoz, aby cena za jednotku vyrobené energie byla v přijatelných mezích.[22]
V současné době stojí zachycení přibližně 26 – 37 EUR / t. Je třeba ještě připočítat náklady na
dopravu a uložení. Z čehož vyplývá, že technologie CCS se vyplatí v případě, že cena emisních
povolenek překročí hranici 40 eur / t. V současné době se v závislosti na cenách technologií CCS
odhaduje, že výrobní cena 1 kWh vyrobená v elektrárně s CCS, by se mohla zvýšit o 100%, cena
elektřiny by se tak mohla vyšplhat na cenu energie z drahých obnovitelných zdrojů (biomasa,
fotovoltaika, atd.). [24]
Uplatnění této technologie v praxi bude znamenat vynaložení značných investic nejen do
zařízení na zachytávání, ukládání a dopravu CO2, ale také na samotný provoz této technologie
(např. energie na zachycení CO2.). V současné době jsou tyto technologie stále ve fázi výzkumu,
a jsou tedy velmi drahé. Při těchto cenách, by aplikace CCS znamenala zvýšení investic o 30 –
70% v porovnání s elektrárnou bez CCS (miliony EUR na elektrárnu) a náklady na provoz by
Stránka | 30
vzrostly o 25 – 70%. K poklesu těchto investic by mělo dojít poté, co budou technologie
odzkoušeny v praktickém provozu na demonstračních projektech (cca 10let).[23]
2.3.1 CCS v EU
EU se v oblasti produkce CO2 zavázalo do roku 2020 snížit produkci CO2 o 20% a do roku
2030 o 30% ve srovnání s rokem 1990. V rámci tohoto závazku byl zaveden legislativní nástroj,
mající zajistit možnost společnostem produkujícím CO2, snížit své emise a tím snížit emise EU.
Tento nástroj je zaměřen především na energetický průmysl, který je největším znečišťovatelem
ovzduší skleníkovými plyny. Tímto nástrojem je Evropský systém obchodování s povolenkami
na emise skleníkových plynů (ETS), který je upravený směrnicí 2003/87/ES a jeho novelizací
2009/29/ES. Vliv tohoto obchodu na CCS je, že by tento systém měl zaručit stálost ceny
„uhlíku“ a tím umožnit stabilizaci ceny zavedení technologie CCS. Směrnice, zabývající se
zachytáváním a ukládáním CO2 (CCS), je Směrnice Evropského parlamentu a Rady číslo
2009/31/ES.
Významnou roli v tom, zda dojde či nedojde k masivnímu zavádění CCS, hraje cena emisních
povolenek CO2 a samozřejmě i cena technologií. Pokud bude cena za tunu uloženého CO2
pomocí CCS nižší než cena za povolenky, dojde k rozšíření této technologie. Tyto ceny jsou
však stále nejisté, proto tzv. klimaticko – energetický balíček EU obsahuje nástroje k částečné
stabilizaci těchto cen v budoucnu. EU bude považovat emise CO2 zachycené a uložené pomocí
CCS za „nulové“ emise, tedy jako by tyto emise nebyly nikdy vypuštěny.
Zavedení technologie CCS bude pro každý subjekt dobrovolné, tedy každý subjekt se bude moci
rozhodnout, zda bude platit za emisní povolenky (které se v dalším obchodním období budou už
všechny kupovat), nebo zainvestuje do technologie CCS a tím sníží množství potřebných
povolenek.[23]
Pro udělení povolení k realizaci CCS u zdrojů 300MW a vyšších bude provedeno posouzení
projektu (tzv.„capture – ready“) zda: [23]
a) jsou dostupná vhodná úložiště
b) lze technicky a ekonomicky realizovat přepravu
c) lze technicky a ekonomicky realizovat dodatečné vybavení elektrárny technologií CCS
Redukce emisí CO2 v Evropské unii i ve světě závisí tedy na rozsahu zavedení CCS. V současné
době Evropská komise odhaduje, že v roce 2020 by při aplikaci CCS mohlo být redukováno
přibližně 7 mil. tun CO2 a do roku 2030 až 160mil.tun CO2 (15% požadovaného snížení
v Evropě), pokud bude CCS zahrnuto do ETS. Podle EU by do 25. června 2011 měly být
uvedeny v činnost právní a správní předpisy, které jsou nezbytné pro propojení CCS se směrnicí
2009/31/ES. [23, 25]
EU na podzim roku 2009 zahájila první Demonstrační projekt evropské sítě zachycování a
ukládání CO2 (The European Carbon Dioxide Capture and Storage Demonstration Project
Stránka | 31
Network), kde tento projekt má zefektivnit spolupráci mezi prvními provozovateli CCS.
Evropská komise v prosinci 2009 představila 6 projektů CCS technologie, které budou
podpořeny finančními dotacemi. Rozdělí si celkem 1 miliardu EUR z Evropského programu pro
hospodářskou obnovu (obnovy - European Economic Recovery Plan).[20]
Hlavní rizika technologie CCS jsou spojena s dopravou a ukládáním plynu. CO2 má být
skladováno pod vysokým tlakem, což může vést ke vzniku mikro – zemětřesení, při kterých
může dojít k poruše geologické vrstvy a tím i úniku samotného CO2. Jakékoli úložiště musí být
tedy zvoleno daleko od rizikových zemětřesných oblastí, aby bylo zajištěno, že horniny jsou
stabilní.[15]
První elektrárnou s technologií CCS spustila 9. září 2008 firma Vattenfall v německém Schwarze
Pumpe. Jedná se o zkušební projekt, jehož vybudování stálo cca. 70 mil EUR. Tato elektrárna
spaluje hnědé uhlí a její výkon činí 30MW. Firma plánuje do roku 2015 postavit další 500MW
blok a do roku 2020 postavit komerční 1000MW blok. Odhaduje se, že tato komerční elektrárna
bude ročně separovat kolem 7mil tun CO2, které se uloží do podzemí.[21]
Obr. 11: Elektrárna CCS (Schwarze Pumpe)[35]
Zdroj: www.nazeleno.cz
Tato elektrárna využívá technologii Oxyfuel s účinností odstranění CO2 95% a čistota
produkovaného CO2 je 99%. Náklady na odstranění CO2 jsou přibližně 20EUR/t. CO2 bude
ukládán v salinném aquiferovém zásobníku ve vzdálenosti 350 km od elektrárny. Zkušební
provoz je plánován na 3 roky; za tuto dobu by mělo být do podzemí uloženo celkem 100 000 t
CO2 ze zařízení Oxyfuel ve Schwarze Pumpe. [16]
Další projekt byl spuštěn na jaře roku 2009 ve Francii, kde u plynové elektrárny Lacq byl
instalován 30MW kotel využívající technologii Oxyfuel. Zachycený CO2 bude vháněn do
ložiska zemního plynu Rousse. Předpoklad je, že za dva roky elektrárna uloží 150 000 tun CO2.
Projekt stál 60 milionů EUR.[13]
Stránka | 32
2.3.2
Doprava CO2
Doprava CO2 závisí na formě, v jaké ho skladujeme (plynná, kapalná, pevná fáze). Úprava na
kapalnou či pevnou fázi vyžaduje dodatečnou spotřebu energie, která zhoršuje charakter procesu
CCS. Nejjednodušší je tedy přepravovat CO2 v jeho plynné formě a to pomocí plynovodu (u
větších objemů 10 - 30 Mt CO2 za rok) nebo cisteren (pro menší objemy 100 – 200 kt CO2 za
rok). Z tohoto hlediska je vhodné, aby se lokalita uložení nacházela v dostatečné blízkosti
separačního zařízení, ovšem v praxi může být plyn veden i tisíce kilometrů daleko.[12]
Při transportu pomocí potrubí či cisterny je CO2 zpravidla uveden do superkritického stavu
(kritický bod nastává při teplotě 31 °C, tlaku 7,4MPa a hustota je 650 kg/m3 – viz obr. 12).
Obr. 12: Fázový diagram CO2
Zdroj:http://cs.wikipedia.org
Za normálních podmínek tj. teplota 25°C a tlak 0,1MPa je hustota CO2 rovna hodnotě 1,977
kg/m3, kde při těchto podmínkách zaujímá prostor 526m3. V superkritickém stavu plyn zaujímá
prostor o velikosti 1,5m3. V tomto stavu se CO2 chová jako hustá fáze v širokém rozsahu
teplot.[53]
Obr. 13: Transport CO2 do oceánského úložiště
Zdroj:http://www.maersktankers.com
Stránka | 33
Největší zkušenosti s přepravou CO2 v potrubí mají USA, kde je vybudována síť o délce
3000km, která slouží k vedení CO2 pro potřeby těžby ropy. Evropská komise pro transport CO2
plánuje vybudování celoevropské sítě pro vedení CO2, což je však záležitost 20 -30 let.[8]
2.3.3
Ukládání
Cílem ukládání CO2 do podzemí je zamezení úniku tohoto plynu do ovzduší a možnost
budoucího využití.[22] Členské státy EU účastnící se ETS by měli mít právo o rozhodování, kde
bude nebo nebude CO2 ukládán, anebo jestli bude na jejich území vůbec ukládání povoleno.
Lokality úložišť musí být vybrány tak, aby zde nebyla zvýšená pravděpodobnost úniku či
výrazných dopadů na životní prostředí. Jelikož je CO2 těžší než vzduch, měl by větší únik CO2
za následek udušení organismů v jeho blízkosti.[25]
Průkopníkem ukládání plynu do geologických formací je ropný průmysl. Těžební společnosti
využívají injektaci plynu do ložisek k vytlačení uhlovodíků (ropy) blíže k povrchu za účelem
snížení finanční náročnost těžby.[20]
Zachycený CO2 je pod tlakem 70 atmosfér zkapalněn (pro lepší přepravu) a následně je pak
dopraven k místu jeho trvalého uložení. Tímto místem může být vytěžená ložiska ropy, zemního
plynu, podzemní slaná jezera nebo tzv. „červená jalovina“ nacházející se 3500 m pod zemským
povrchem. Tyto úložiště se volí kvůli tomu, že po tisíce až miliony let dokázali zadržet ropu,
zemní plyn aj. a tak po dalších tisíc let by měli být schopny efektivně uchovat CO2. Úložiště by
neměli obsahovat podzemní vody, kde by se mohl CO2 rozpustit a uniknout do prostředí anebo
geologické zlomy, kterými by mohl plyn uniknout.[13]
Tab. 6: Celosvětové kapacity pro potenciální uložení CO2 (Gt). [15]
Druh struktury
Hluboké slané akvifery (zvodněná souvrství)
Vytěžená ložiska ropy a plynu
Uhelné sloje
Celosvětové emise CO2
Úložná kapacita (Gt CO2)
400 – 10 000
930
30
25 Gt CO2/rok
Ložiska ropy a zemního plynu:
Jedná se o vytěžená nebo téměř vytěžená ložiska ropy. Do těchto ložisek se CO2 transportuje
tzv. injektáží (metoda EOR – Enhance Oil Recovery). Vytěžitelnost ropných ložisek je 25 -35%,
kde tato metoda zlepšuje možnost vytěžení ropy o 10 – 15 %. Uvádí se, že 1 tuna vtlačeného
CO2 zvyšuje výtěžnost ropy o 2 – 3 barely. Pokud je CO2 v superkritickém stavu (chová se jako
plyn i kapalina), lépe se mísí s ropou, tím se sníží viskozita ropy a tato směs pak lépe migruje
k těžní věži. Při následném snížení tlaku se mísitelnost sníží a v ropě zůstává jen malé množství
CO2. Přibližně 80% těchto ložisek je v hloubce 800m , což je kritická hloubka pro setrvání CO2.
Jedná se zde tedy o nahrazení uhlovodíků superkritickým CO2.[6,8,12]
Stránka | 34
U ložisek zemního plynu je metoda podobná. Při vhánění CO2 do těchto ložisek musí být
plynonosné stěny dokonale utěsněny. Používaná metoda se označuje jako EGR ( Enhance Gas
Recovery), kde tato metoda sice zvyšuje výtěžnost plynu, ale tento výtěžek je ve srovnání s EOR
menší.[12]
Obr. 14: Princip EOR
Zdroj:http://hubpages.com
Uhelné sloje
Jde o ložiska uhlí, která jsou buď netěžitelná, nebo opuštěná. Princip spočívá ve vhánění CO2 do
tohoto ložiska, kde dochází k adsorpci CO2 uhlím. Při adsorpci CO2 uhlím je však vytlačován
původně adsorbovaný metan. V případě, že v uhlí je adsorbováno velké množství metanu, se tato
metoda může stát významným zdrojem tohoto plynu. Výtěžnost metanu pro primární etapu těžby
je okolo 20 - 60% plynu. Tato metoda zvyšuje výtěžnost metanu až na 72%. Metoda je
označována jako ECBMR (Enhanced Coal Bed Methane Recovery).(12)
Obr. 15: Princip ECBRM
Zdroj:http://www.climateavenue.com
Uhelné sloje po miliony let zadržovaly metan, a tak je velmi pravděpodobné že udrží i CO2 po
mnoho let.
Stránka | 35
Slané akvifery (zvodněná souvrství)
Tyto geologické formace mají největší kapacitu pro ukládání CO2. Tyto akvifery musí být
pokryty neporušenými nepropustnými vrstvami, jejichž vrchol se musí nacházet v hloubce 800m.
V této hloubce, jak bylo zmíněno dříve, setrvá CO2 v superkritickém stavu. Plyn bývá
injektován pod velkým tlakem do velkých hloubek pro zajištění vysoké hustoty a rozpustnosti.
Přibližně 12 -25% CO2 se rozpustí ve vodě a zbylé množství pak vytvoří pod krycími horninami
vrstvu CO2.[12]
Prvním komerčním projektem, využívajícím tuto metodu, je Norský projekt Sleipner. Pomocí
tohoto projektu je ročně pod Severní moře uloženo cca 1 milion tun CO2, což dokazuje, že lze
ukládat velké množství plynu CO2.V současné době je pomocí tohoto projektu uloženo cca 10
milionů tun CO2.[15]
Obr. 16: Injektáž do zvodněného souvrství. [15]
Mezi další možnosti ukládání patří ukládání do:
Bituminózní břidlice, Solné kaverny,
Hluboké vodní vrstvy oceánů atd.
Stránka | 36
Přirozené rezervoáry CO2 [26]
Tyto rezervoáry jsou tvořeny přirozeným přírodním prostředím, kde dochází k ukládání uhlíku
ve formě stabilních sloučenin tzv. „propady uhlíku“. Pokud dojde k destabilizaci těchto
uhlovodíků, začne se uhlík uvolňovat do atmosféry. Mezi tyto rezervoáry patří:
Oceán
Dle odhadů oceány zachycují 1/3 celosvětových antropogenních emisí CO2. Proces ukládání
probíhá pomocí tzv. rozpustnostní pumpy a biologické pumpy (transport uhlíku do nitra oceánů a
ten se časem stane zdrojem fosilních sedimentů).
Půda
Obsahuje více uhlíku, než je jeho množství v rostlinstvu i atmosféře dohromady. Uhlík je uložen
ve formě organických látek (humus), kde při intenzivním hospodaření dochází k odjímání uhlíku
z půdy a ten je následně uvolňován do atmosféry. Při hospodaření typu „slash and burn“, tedy
mýcení a vypalování, dochází do 3 let k tomu, že je půda zbavena humusu a většina uhlíku je
uvolněna do atmosféry.
Rostlinstvo
Lesy bývají považovány za uhlíkově neutrální, protože při růstu spotřebovávají CO2 a při tlení
jej zase uvolňují. Podle měření, proces tlení probíhá mnohem pomaleji než produkce kyslíku,
takže celkový výsledek je pozitivní. Negativní vliv nastává až při působení člověka, kdy dochází
k mýcení a spalování, a tím je do atmosféry uvolněno velké množství CO2 z těchto rezervoárů.
Lesy v USA zachycují cca 10% uhlíku, který vzniká při spalování fosilních paliv.
Stránka | 37
2.4
Zdokonalené energetické technologie
V této části práce se zaměřuji na zdokonalené uhelné technologie. Tyto technologie se vyznačují
především vyšší účinností, a tudíž nižší spotřebou uhlí. S touto nižší spotřebou tak klesá
produkce oxidu uhličitého a dalších negativních emisí vznikajících v důsledku spalování uhlí a
jiných fosilních paliv.
V současné době jsou zde (nejméně) čtyři možnosti výroby energie ze spalování uhlí:
a) elektrárny s kombinovaným integrovaným cyklem zplyňování uhlí (IGCC).
b) cirkulační nebo tlakové spalování ve fluidní vrstvě (CFBC nebo PFBC)
c) prášková ohniště (PC) založené na jednoduchém Rankinovém parním cyklu
2.4.1
IGCC - integrovaný paroplynový cyklus se zplyňováním uhlí
O elektrárnách IGCC jsem se zmiňoval již v předcházející kapitole, a to v souvislosti s CCS.
Tyto elektrárny pro způsob využívání uhlí jsou uvažovány jako zařízení, kde by bylo
nejvhodnější použít technologii CCS. Elektrárny s integrovaným zplyňováním s paroplynovým
cyklem (IGCC) jsou považovány za nejčistší a nejefektivnější elektrárny, využívající uhlí
k získání elektrické energie. Proces zplyňovaní lze obecně přizpůsobit druhu zplyňovaného
paliva (uhlí, petrolejový koks, biomasa, nebo obecní odpad), kde při tomto procesu dochází
vlivem působení vysokého tlaku, teploty a dalších faktorů k přeměně paliva na plyn s vysokým
obsahem vodíku, a tedy vysokou výhřevností. Tento plyn je poté využíván pro spalování
plynovou turbínou a odpadní teplo je využito pro výrobu vysokotlaké páry pro parní turbínu.
Energie je tedy vyráběna jak plynovou, tak i parní turbínou.
Elektrárny IGCC mají v současné době účinnost 40 – 45% a jsou stále v určité fázi zkoumání.
Předpokládá se, že po dokončení výzkumu na spalovací turbíně a při realizaci dalších vylepšení,
by účinnost měla být větší než 50%. Mezi další výhody těchto elektráren patří nízké emise CO2,
SO2 a NOx a dalších látek, ve srovnání s klasickými elektrárnami na spalování fosilních paliv.
[22, 4]
Hlavní nevýhodou těchto zdrojů je vysoká komplexnost, nízká provozní pružnost a relativně
vysoká specifická investiční cena.
Tyto elektrárny, v porovnání s elektrárnou na práškové uhlí, jsou dražší, ale splňují požadované
environmentální limity. Proces „gazifikace“ umožňuje snížit hlavní složky znečišťující ovzduší o
50% v porovnání s běžnou elektrárnou spalující uhlí. Spotřeba vody v IGCC je cca o 1/3 nižší a
elektrárna nepotřebuje vápno nebo vápenec, protože zde nedochází k odsiřování spalin jako u
běžné uhelné elektrárny. Emise oxidů síry, dusíku a oxidu uhličitého jsou o čtvrtinu nižší než u
nejmodernějších práškových ohnišť a o řád nižší než u kondenzačních elektráren.[24]
Stránka | 38
Dle způsobu zplyňování se používají reaktory:[29] s pevným sesuvným ložem
s fluidním ložem
s unášeným ložem (hořákové zplyňování)
Obr. 17: Konstrukce zplyňovacího reaktoru [4]
IGCC na rozdíl od PFBC (viz níže) pracuje s vyšší vstupní teplotou plynu do spalovací turbíny,
což znamená, že zde lze dosahovat větší tepelné účinnosti cyklu. Tento fakt ale předpokládá
vysokoteplotní čištění plynu, což zahrnuje odprášení, odsíření, denitrifikaci, případně odstranění
alkálií.[29]
Technologie IGCC je známa už více jak 100 let. Tuto technologii si v roce 1887 nechala
patentovat německá firma Lurgi. Zplynování uhlí se rozšířilo ve 30. letech minulého století, v 70.
letech začaly práce na intenzivní studii IGCC. Poté, co studie proveditelnosti vykázaly dobré
výsledky, bylo rozhodnuto o výstavbě prvních moderních elektráren s využitím této technologie
- první z nich byla jako pilotní projekt americká elektrárna Coolwater vybudovaná v roce 1984,
po níž následovaly další.[31]
Technologie IGCC může být v současnosti aplikována na každou či rekonstruovanou elektrárnu
o výkonu od 10MW až výkony přes 1,5GW.[31]
Proces zplyňování uhlí na plyn snižuje účinnost elektrárny o 3 – 5 %.[30 ]
IGCC se skládá ze 4 procesů: [31, 4]
a) Zplyňování: děje se užitím podstochiometrických množství vzduchu nebo kyslíku.
Nejběžnějším způsobem je částečné okysličení materiálu čistým kyslíkem v reaktoru, kde
palivo reaguje s kyslíkem, vzduchem a částečně i s párou za vzniku směsi plynu
obsahující převážně CO a H2 (tzv. syntetický plyn zkráceně „syngas“).
Stránka | 39
b) Čištění syntetického plynu: čištění se provádí z důvodu optimalizace složení plynu, aby
jeho složení odpovídalo požadavkům na další zpracování v plynové turbíně. Při čištění
dochází k odstraňování síry, čpavku, popílku, alkalitu a jiných částic, kde je možné
z těchto složek poté vyrábět např. metanol, čpavek, hnojiva a jiné chemikálie.
c) Kombinovaný cyklus v plynové turbině: spalování plynu v turbíně
d) Separace pomocí kryogenického vzduchu: dodávání čistého kyslíku do reaktoru pro
zplyňování (postkompresní nasávání vzduchu z plynové turbíny). Zisk čistého kyslíku
pomocí kryogenní techniky je značně energeticky náročný (na tunu čistého O2 je
spotřeba přibližně 200 kWh).[8]
Obr. 18 : Schematické znázornění elektrárny IGCC
Zdroj:http://www.climateandfuel.com
V energetice je aplikováno pouze několik zplyňovacích postupů využívající uhelné palivo např.
(Tampa a Wabash v USA, Buggenum v Nizozemsku, Puertollano ve Španělsku a rovněž
Vřesová v ČR). Většina elektráren využívající zplyňování uhlí využívá hořákového zplyňování
(entrained-flow gasification), které probíhá při teplotách 1300 – 1400°C v kyslíkové
atmosféře.[8]
Stránka | 40
Tvorba paliva pro IGCC:
Prvním krokem je pomocí tzv. reformingu, což je reakce vodní páry s palivem, zisk směsi plynu
obsahující CO a H2 . Reakce: CxHy + x H2O + teplo = x CO + (x+y/2) H2
(1),
nebo oxidace kyslíkem: CxHy + x/2 O2 = x CO + y/2 H2 + teplo
(2)
Reakce (1) probíhá při teplotě 800°C, kde palivo tvoří lehké uhlovodíky. Reakce (2) probíhá při
teplotě 1300°C, kde teplo pro reakci (1) lze získat z reakce (2).
Ve druhém kroku je syntézní plyn obohacen vodíkem reakcí CO s vodní parou (konverze - shift
reakce): CO + H2O = CO2 + H2
(3)
∆ H = − 41 kJ mol−1
Reakce (3) probíhá v přítomnosti katalyzátoru FeO a Cr2O3 při asi 450 °C. K oddělení CO2 ze
směsi plynů se dá použít např. absorpce do Selexolu. Po separaci CO2 je plyn tvořen převážně
H2 a může být spálen jako palivo v turbíně. Dnešní turbiny snesou plyn s přibližně 60 % H2,
proto se vývoj soustřeďuje na nové turbíny pro spalování čistého vodíku.[18]
V elektrárnách IGCC jsou reakce (1) a (2) uskutečněny v jednom reaktoru při teplotě 1350°C a
tlaku od 0,1 až 7MPa. Do reaktoru je kromě paliva přiváděn také kyslík a vodní pára, kde reakcí
těchto složek vzniká syntézní plyn.[18]
Technologie čistého uhlí
Dnešní kondenzační elektrárny využívají práškové nebo fluidní technologii pro spalování uhlí.
Principem těchto elektráren je, že spalování uhlí je prostředkem pro tvorbu páry, která je vedena
na lopatky turbíny, k níž je připojen generátor pro výrobu energie. Současné elektrárny pracují
s tzv. podkritickými parametry (teplota páry je 540 - 580°C a tlak páry je 18MPa), kde
maximální čistá účinnost se pohybuje okolo 32 – 38%. Proto je v současné době snaha o zvýšení
těchto parametrů, a tím zvýšení účinnosti elektrárny.[22]
Pro zvýšení účinnosti uhelných elektráren se zkoumá využití nadkritických, superkritických a
ultrasuperkritických parametrů páry. V zemích EU se očekává komerční využití uhelných
elektráren s ultrasuperkritickým (720 °C a 35 MPa) parním cyklem a účinností větší než 50 % po
roce 2020.[18]
2.4.2
Práškové spalování (PC)
Tato technologie spalování se začala vyvíjet v rámci Clean Coal Technology. Práškové spalování
probíhá za pomoci přívodů vzduchu a množstvím hořáků, které zajišťují zvýšení účinnosti.
Technologie zajišťuje také odsíření, redukci NOx a plnění environmentálních požadavků.
Uhlí je vysušeno a umleto na jemný prášek, který je práškovými hořáky spolu s přehřátým
vzduchem foukán do spalovací komory. Uhelný prášek je unášen proudem vzduchu a spalin
spalovací komorou, kde dochází k jeho spalování (při cca 1400°C). Vzniklé teplo je předáváno
Stránka | 41
teplosměnným plochám kotle. Tuhé zbytky padají ve formě granulek do vynašeče na dně
komory. Část tuhých zbytků ve formě popílku je unášena spalinami do odlučovačů, kde je tento
popílek s velmi vysokou účinnosti odstraněn. [27]
Práškové spalování uhlí s nadkritickými parametry páry (PCC)
Spalování práškového uhlí s nadkritickými parametry je jedním ze způsobu, jak zvýšit účinnost
uhelné elektrárny a dosáhnout tak snížení spotřeby paliva. Snížení spotřeby paliva pak vede k
snížení CO2 a jiných škodlivých prvků vzniklých spálením uhlí. Pro dosažení vyšší účinnosti
jsou zkoumány a konstruovány nové kotle i celé elektrárenské bloky včetně turbín, které pracují
s tzv. nadkritickými parametry.
Elektrárny s těmito nadkritickými parametry pracují s tlakem páry 25 - 31,5 MPa a teplotami
páry 600 – 610°C. Díky těmto hodnotám je čistá energetická účinnost hnědouhelné elektrárny 42
- 43%. Dále jsou ve vývoji elektrárenské bloky, pracující s tlakem 35MPa a teplotou 700°C, kde
tyto elektrárny by měli být schopny dosáhnout účinnosti přibližně 50%. Pro takto vysoké
parametry bude třeba použít materiály s odpovídajícími vlastnostmi jako např. slitiny na bázi
niklu.[22, 11]
Právě materiály pro konstrukci turbíny a kotle představují jeden z nejdůležitějších problémů,
protože do určité míry omezují zvyšování tlaků a teplot. Dále tyto materiály jsou velmi drahé a
jejich zpracování a svařování vyžaduje spaciální technologie.
Obr. 19: Schematické znázornění elektrárny PC
Zdroj:http://newgenmichigan.com
Stránka | 42
Tyto materiály vzhledem k vysoké teplotě, musí mít vysokou tepelnou odolnost, tedy musí si při
vysokém tepelném namáhání zachovat své vlastnosti. Uvažované materiály, které by měly
splňovat tyto podmínky, jsou např. slitina na bázi niklu, nebo monokrystalické materiály
používané pro konstrukci lopatkových plynových leteckých turbín. Tyto materiály jsou ale ve
srovnání s materiály používanými pro konstrukci turbín a kotlů elektráren mnohem dražší.
Současná cena materiálu na bázi slitiny niklu (Alloy A617) jednoho metru hlavního parovodu
mezi kotlem a turbínou je pro tyto parametry u předpokládaného pilotního bloku 400 MW, je cca
14x vyšší ve srovnání s běžně užívaným materiálem P91 u bloků s běžnými parametry
(540°C/560°C/25 MPa).[11]
Zlepšení kvality paliva
Dalším způsobem jak zvýšit účinnost je snížit obsah vody v uhlí před procesem spalování. Tímto
vysoušením lze např. u hnědého uhlí zvýšit účinnost bloků o 1 – 4%. Tato technologie je
využívána například v Německu, kde obsah vody v uhlí je cca 50%.[11]
2.4.3
Fluidní spalování
Fluidní spalování je spalování v pohybující se vrstvě paliva (vznosu paliva v tzv. fluidní vrstvě –
má vlastnosti tekutin) na speciálním roštu (fluidní lože). Tento rošt je uzpůsoben tak, aby byl
zajištěn trvalý přístup paliva včetně dalších složek a odvod vyhořelého paliva.[27,28]
Spalování probíhá dvěma způsoby: spalování za atmosférického tlaku (AFBC)
spalování za zvýšeného tlaku (PFBC)
Pro spalování jsou voleny částice o takové velikosti, která zajistí, že při dané rychlosti vzduchu
budou částice vířit nad povrchem lože a nebudou unášeny od lože před spálením (tzv. stacionární
vrstva - BFBC). Pokud pracujeme s vyššími výkony, použijeme tzv. cirkulující vířivou vrstvu CFBC, která umožní použití vyšší rychlosti vertikálního proudění. Nespálené částice jsou
vraceny zpět do ohniště pomocí cyklony, díky čemuž je účinnost spalování cca 99,3%. Teplota
ve fluidním ohništi se pohybuje okolo 850 – 950°C, což je vítané z hlediska tvorby NOx a
odsiřování.[27] Znázornění fluidního spalování viz obr. 20.
Výhodou této technologie je dále schopnost odsiřovat spaliny během spalování pomocí
odsiřovacích sorbentů dávkovaných přímo do fluidní vrstvy. Palivo na fluidním roštu je složeno
z paliva, inertu (písek, keramika, popel…), který slouží k tvorbě fluidní vrstvy a sorbentu (mletý
vápenec pro omezení vzniku SOx). [28]
Vyšší účinnosti celého cyklu dosahují tzv. tlakové fluidní kotle kombinací parního a plynového
cyklu (PFBC). Spalování ve fluidní vrstvě probíhá za zvýšeného tlaku 1,2 – 1,8 MPa a teplotě
850°C. Spaliny o teplotě 850oC a tlaku 1,2 MPa expandují v plynové turbině, která pohání
generátor elektřiny a turbokompresor vytvářející přetlak v kotli. Vodní pára vyrobená fluidním
kotlem je vedena do parní turbiny pohánějící turbogenerátor. Zhruba 20 % výkonu připadá na
plynovou část a 80 % na část parní.[27]
Stránka | 43
Fluidní spalování za zvýšeného tlaku (PFBC)
Jednotky PFBC pracují v kombinovaném paroplynovém cyklu podobně jako elektrárny IGCC
(viz obr. 18). Ve světě je těchto jednotek provozováno přibližně 10. Uhlí je spalováno v kypící
nebo cirkulující fluidní vrstvě při zvýšeném tlaku parciálního kyslíku. V současné době většina
PFBC elektráren využívá kypícího lože. Při procesu spalování vznikají plyny o vysoké teplotě a
tlaku, které jsou poté čištěny a následně používány k pohonu plynové turbíny. Vzniklé odpadní
teplo je dále využito pro tvorbu páry pro pohon parní turbíny.
Teplota spalování se pohybuje v rozmezí 850 – 950°C a tlak je 1,2 – 1,8 MPa. Plyny, vycházející
ze spalovacího lože, procházejí cyklónou na lopatky turbíny a poté do tepelného rekuperátoru, za
kterým je umístěn odlučovač tuhých částic, než jsou plyny vypuštěny ven. V současné době se
užívá cyklón k odstraňování prachu z proudu stlačeného plynu, ačkoliv tento postup nezaručuje
úplně odstranění pevných částic. Z toho důvodu jsou plynové turbíny vhodně konstrukčně
upraveny tak, aby byly schopny odolávat přítomnosti prachu v plynu. Tepla z rekuperátoru a
tepelných výměníků se využívá k zvyšování teploty páry užívané v teplotním cyklu.[4]
Předehřátá pára se vyrábí v tlakové nádobě v ponořeném přehříváku. Spaliny jsou odsířeny již
v ohništi, a tak teplota na konci kotle může být nižší. Palivo se obyčejně přivádí ve formě směsi
skládající se ze 70 % uhlí a 30 % vody.[4]
Obr. 20: Schematické znázornění fluidního spalování
Zdroj: www.energyweb.cz
Tato technologie je omezena z hlediska teploty fluidního lože, což omezuje i teplotu spalin na
vstupu plynové turbíny. PFBC má maximální účinnost 43% a její výhodou oproti práškovým
kotlům je možnost spalování velmi nekvalitního uhlí a odpadu.[29]
Stránka | 44
2.4.4 Paroplynová elektrárna (NGCC, CCGT)
Paroplynová elektrárna jako palivo používá zemní plyn. Tento plyn je tvořen převážně metanem
(cca 90%) a tedy v porovnání s jinými fosilními palivy při jeho spalování dochází k významně
menší produkci CO2 (cca o 50%). Nevýhodou zemního plynu je jeho vysoká cena, která
víceméně kopíruje cenu ropy.
Obr. 21: Schematické znázornění elektrárny NGCC(CCGT)
Zdroj:http://www.marchwoodpower.com
Paroplynové elektrárny pracují s tzv. kombinovaným paroplynovým cyklem (Combined Cycle
Gas Turbine ). Jedná se tedy o systém s dvěma turbínami, kde expanze plynu a energie spalin
roztáčí plynovou turbínu a následně je tepelná energie spalin (přes 600°C) použita k výrobě páry
v tepelném výměníku HRSG ( Heat Recovery Steam Generator) a pára pak pohání parní turbínu.
Tento systém pak zajišťuje účinnost okolo 60%. [47]
Tab. 7 : Parametry paroplynového oběhu (příklad elektrárny o inst. výkonu 400 MWe)[48]
Teplota spalin na vstupu do turbíny
Teplota spalin na vstupu do spalinového kotle
Tlak a teplota páry na vstupu do turbíny
Tlak a teplota páry na výstupu z turbíny
Čistá tepelná účinnost kombinovaného oběhu
1 400 °C
600 °C
16 MPa / 560 °C
4 kPa / 29 °C
58%
Výhodou těchto elektráren oproti uhelné a jaderné, je možnost rychlého snižování či zvyšování
výkonu a mohou kompenzovat změny výkonu u větrných a solárních elektráren, kde je výkon
ovlivňován proměnlivým počasím.
Stránka | 45
Ke snížení emisí dochází kvůli faktu, že výroba z plynu má nižší emisní intenzitu na vyrobenou
MWh (tj. 0,35 oproti 0,86 t CO2ekv. u nové uhelné elektrárny). Prvním důvodem je nižší emisní
náročnost paliva, kdy spálením množství plynu nutného pro získání 1 GJ energie vznikne zhruba
0,56 t CO2ekv., což je asi polovina než u uhlí. Druhým faktorem je vyšší čistá účinnost těchto
zdrojů, která dosahuje 57 % ve srovnání s 43 % u nového hnědouhelného bloku nebo 33 % u
stávajícího hnědouhelného bloku. [32]
Tab. 8 : Porovnání paroplynové (PPC), uhelné a jaderné elektrárny [47]
PPC
Uhlí
Jádro
Pořizovací náklady
na kW
Doba výstavby
Provozní náklady
Odpady
Možnost regulace
výkonu
nejmenší
střední
nejvyšší
5,5 roku
nejvyšší
Nízké emise
Velmi dobrá, 20 –
100%
8 let
Střední
Emise, tuhé odpady
Dobrá 60 -100%
Více jak 10let
nejmenší
Jaderný odpad
Není efektivní
Graf 7 : Měrné emise energetických zdrojů (v t CO2ekv. na MWh čisté výroby). [32]
Z grafu 7 můžeme velmi dobře porovnat měrné emise CO2ekv. vztažených na výrobu jedné
MWh z elektrárny NGCC vůči hnědouhelným elektrárnám. Je na první pohled vidět, že emise
z NGCC jsou o více jak 50% nižší než z uhlí.
2.4.5
KVET – Kombinovaná výroba elektřiny a tepla
Elektrická energie patří mezi nejkvalitnější druh energií, kterou lze využít různými způsoby, lze
ji také přeměnit na jinou formu energie (mechanická, světelná, tepelná, aj.). Výroba elektrické
energie je ovšem převážně uskutečněna přeměnou tepelné energie z primárních zdrojů (fosilní
paliva, biomasa, …) v elektrárenských zařízeních. Při výrobě elektřiny v uhelné parní elektrárně
je palivo využito z 33% na výrobu elektřiny a zbylých 67% je přeměněno na teplo. Na rozdíl od
elektrické energie, má tepelná energie pouze omezené využití a převod na jinou formu energie je
dosti složitý. Proto je zbylá tepelná energie většinou vypouštěna do okolí elektrárny.[50]
Stránka | 46
KVET je technologie, která využívá vyrobené odpadní teplo k vytápění a výrobě teplé užitkové
vody. Principielně se jedná o přeměnu paliva tak, že se nejprve využije vysokopotenciální
tepelná energie (vysoká teplota pracovní látky) k přeměně na mechanickou práci a tím k výrobě
elektřiny, a poté se pracovní látka o nižší teplotě použije pro pokrytí tepelné potřeby.
Kombinovaná výroba elektřiny a tepla se často označuje jako teplárenská výroba, KVET,
kogenerační výroba nebo jen kogenerace (CHP).
Obr. 22 : Schéma kogenerační jednotky se spalovacím motorem
Zdroj:http://www.tzb-info.cz
Z ekonomického hlediska je výhodné, aby kogenerační jednotka byla v provozu celý rok a aby
byl zajištěn stálý odběr tepla (např. nákupní centra, hotely, aj.). Vyrobenou elektřinu je možné
buď spotřebovat ve vlastním objektu, nebo ji lze prodávat do sítě. Navíc pokud je elektřina
vyrobena z bioplynu, dřevoplynu nebo jiné biomasy je cena výkupu vyšší. Kogenerační jednotka
spotřebuje na výrobu 1kWh zemní plyn o ceně 2,30 – 3,80 Kč. Servisní náklady na 1kWh jsou
0,40 – 0,60 Kč. Pokud je cena elektřiny vyšší než 4Kč/kWh, vyplatí se vyrobenou elektřinou
pokrýt vlastní energetickou potřebu.[51]
Největší motivací výroby v kogeneračních jednotkách je ekonomická efektivnost spojená
s vysokou účinností využití paliva při kogeneraci. Tato účinnost se pohybuje v rozmezí
70 – 90 % v závislosti na typu kogenerační jednotky (viz tabulka 9). V této tabulce můžeme
vidět množství kogeneračních jednotek o různých výkonech a pracující s různými druhy paliv.
Kogenerační jednotkou leze tedy nahradit prakticky kterýkoliv zdroj tepla o srovnatelném
výkonu.
Stránka | 47
Tab. 9 : Charakteristické vlastnosti základních druhů kogeneračního zařízení [50]
modul
rozsah
Pohoná
používané
teplárenské elektrická celková
výkonů
jednotka
palivo
výroby
účinnost účinnost
(MWe)
elektřiny
libovolné
Odběrová
5 - 300
0,2 - 0,4*)
10 - 30 %
78 - 88%
parní turbína
Protitlaková libovolné
0,1 - 100
0,1 - 0,4
7 - 20%
75 - 88%
parní turbína
Spalovací
turbína
Paroplynové
zařízení
Spalovací
motor
Parní motor
Stirlingův
motor
zemní plyn
lehký topný
olej
bioplyn
produkty
zplyňování
zemní plyn
lehký topný
olej
bioplyn
produkty
zplyňování
zemní plyn
lehký topný
olej
bioplyn
produkty
zplyňování
biopaliva
zemní plyn
biopalivo
1**) - 250
10 - 400
0,4 - 1,2
0,8 - 2,0
25 - 48%
35 - 60%
75 - 90%
85 - 90%
0,01 - 10
0,5 - 1,1
25 - 45%
75 - 92%
0,02 - 1
0,1 - 0,3
10 - 25%
70 - 80%
0,001
- 0,03
0,3 - 0,7
20 - 40%
70 - 85%
forma
tepla
NT pára
horká voda
NT pára
horká voda
teplá voda
horká voda
pára NT,
VT
teplá voda
horká voda
pára NT,
VT
teplá voda
horká voda
pára NT
teplá voda
teplá voda
*) Vztaženo jen na odběrovou páru
**) U mikroturbín 25 - 250 kW
Modul teplárenské výroby – poměr množství vyrobené elektřiny a tepla v KVET (QEL/QTEP)
Následující graf zobrazuje rozdělení tepla přivedeného v palivu na výrobu elektřiny, tepla a
tepelné ztráty v jednotlivých typech kombinované a oddělené výroby.
Graf 8 : Výroba tepla a elektřiny v jednotlivých zdrojích [51]
Stránka | 48
3. Metody redukce CO2 a jejich ekonomické a environmentální
zhodnocení
V tomto bodě práce se zaměřuji na posouzení výše uvedených metod redukce CO2 a to hlavně
pomocí měrných hodnot. Tyto měrné hodnoty hodnotí dané technologie především v rámci
financí vztažených na jednotku vyrobené energie, množství produkovaného plynu CO2 na
jednotku energie nebo množství financí na odstranění jednotky CO2. Dále je zde uvedeno určité
environmentální posouzení těchto technologií a jejich případné srovnání a možné uplatnění
v ČR.
3.1
Zhodnocení technologie CCS
Technologie CCS v současné době probíhá ve fázi testování a odlaďování prostřednictvím
demonstračních zařízení. Pomocí těchto zařízení by se měla tato technologie ověřit a měli by být
poté k dispozici potřebné informace, které budou využity pro aplikaci této technologie v praxi,
tedy pro komerční využití. V tabulce10 můžeme vidět přibližný pokrok v této technologii.
Tab. 10 : Současná vyspělost složek systému CCS [45]
Komponenty
CCS
Separace CO2
CCS
technologie
Po spalování
Výzkum
Demonstrační
fáze
Ekonomicky
uskutečnitelné
x
x
Před spalováním
x
Oxy-Fuel
x
Potrubní
Transport
x
Lodní
x
EOR
Geologické
ukládání
Plynná nebo
olejová pole
x
x
Salinní formace
x
ECBM
Ukládání do
oceánu
Minerální
karbonizace
Přímé
vstřikování
Přírodní
silikátové
materiály
Odpadní
materiály
Tržně
rozvinuté
x
x
x
Z této tabulky můžeme vidět, že stále většina systémů této technologie je ve fázi výzkumu, nebo
demonstračních jednotek. Nejvíce jsou tedy rozvinuté ukládání a transport, kde tyto prvky jsou
již řadu let využívány (viz kapitoly ukládání a doprava CO2).
Stránka | 49
Při ekonomickém hodnocení této technologie je třeba vzít v úvahu, že všechny dostupné
ekonomické analýzy týkající se zavedení CCS vycházejí z porovnávacích studií, která jsou
realizovány pro hypotetické bloky řešené ve variantách s CCS a bez CCS. Pro tyto hypotetické
bloky jsou formulovány ekonomické modely navazující zpravidla na modely provozní a
vyhodnocovány a porovnávány základní technicko – ekonomické ukazatele, především měrné
náklady na výrobu elektrické energie, měrné investiční náklady a měrné náklady na zachycení 1t
CO2.
Velký rozsah intervalů hodnot (např. náklady) jsou dány použitím různých druhů paliva, různou
účinností, ročním využití výkonu atd. Důležité je také zda se jedná o zcela novou elektrárnu,
nebo je technologie implementována do již existující starší elektrárny. Pokud je CCS
implementována do starších bloků jsou náklady cca o 30% vyšší než je tomu u nových bloků.
Dále je také důležitá cena emisní povolenky na CO2, která prakticky určuje, zda je výhodnější si
nakoupit povolenky, nebo je z dlouhodobějšího hlediska výhodnější zavedení technologie
CCS.[6]
Jednou z hlavních nevýhod, pokud pomineme velké pořizovací a provozní náklady, je potřeba
značného množství energie, která je spotřebována na vlastní provoz separace CO2. Tato spotřeba
se negativně odráží v účinnosti elektrárny, resp. dochází k jejímu snížení (viz tab. 11).
Tab. 11 : Srovnání technologií – účinnost, měrné emise CO2 [17]
Proces
NGCC
PC
IGCC
Separace CO2
Ne
Ano
Ne
Ano
Ne
Ano
Účinnost (%)
56
47 – 48
46
33
46
38
Měrné emise CO2 (g/kWh)
370
60
720
150
710
130
Tyto poklesy účinnosti pak musí být vykompenzovány pro udržení požadovaného výkonu např.
dodatečnou spotřebou paliva, a tím se zvýší i emise CO2. Pokud se ale podíváme na měrné
emise, je na první pohled zřejmé, že nové procesy výroby energie ve velkém množství redukují
emise CO2.
Redukce CO2 v el. bloku 500MWe:
Pro provoz CCS je zapotřebí dodatečná energie, kde její výrobou vzniká další CO2.Budeme tedy
uvažovat uhelnou elektrárnu o výkonu 500MW, která produkuje 2,9Mt CO2/rok. Poté
srovnatelná elektrárna vyrábějící stejné množství elektrickné energie bude zachytávat 85% CO2
a emitovat 0,6Mt CO2/rok. Množství CO2, které tato elektrárna zachytí za rok je 3,4Mt
CO2/rok. [18]
Stránka | 50
Dalším a nejvýznamnějším parametrem je cena, a to jak pořizovací, tak cena na údržbu celého
systému. Dle kvalifikovaných odhadů se náklady při zavedení technologie CCS zvýší
následovně: [17]
- kombinovaný cyklus se spalováním zemního plynu (NGCC) – 2x
- uhelného bloku s práškovým ohništěm (PC) - 1,8x
- kombinovaný cyklus se zplyňováním uhlí (IGCC) – 1,5x
V následující tabulce je uveden přehled nákladů jednotlivých prvků technologie CCS vztažené
na 1 tunu CO2 (měrné náklady) v elektrárnách a průmyslových zdrojích.
Tab. 12 : Náklady na CCS pro daný typ elektrárny nebo průmyslové zdroje [45]
Komponenty CCS
Náklady
[USD/t CO2]
Poznámky
Separace CO2 z uhelné nebo plynové elektrárny
15 -75
Čisté náklady na zachycení ve srovnání
s elektrárnou bez zachytávání
Separace CO2 z produkce vodíku a amoniaku
5 - 55
Separace CO2 z jiných průmyslových zdrojů
Transport
Geologické ukládání
Geologické ukládání: monitoring a ověřování
Ukládání do oceánu
Minerální karbonizace
25 - 115
1-8
0,5 - 8
0,1 – 0,3
5 - 30
50 - 100
250km potrubí nebo lodní dopravy
Zahrnuje i energii pro karbonizaci
Z tabulky 12 je patrné, že největší náklady v technologii CCS tvoří náklady na zachycení CO2,
kde je cena za zachycení dána technologií separace a kvalitou plynu v dané elektrárně.
Cena za uložení tuny CO2 závisí na struktuře, do níž plyn ukládáme např. u vytěžených ložisek
plynu a ropy je cena 10 - 20 EUR/t CO2. Cena za dopravu na vzdálenost 100 - 200km se
pohybuje mezi 1 – 4 EUR/t CO2. Samotná cena za zachycení CO2 se pohybuje okolo 25 – 60
eur /t CO2, kde tato cena závisí především na tlaku a koncentraci výstupního plynu a na zvolené
technologii separace (čím vyšší tlak a koncentrace tím nižší pak bude cena). Pokud používáme
ukládání CO2 k vytlačování např. ropy z ložiska, můžou nám zisky z ropy úplně pokrýt výdaje
na ukládání.[15]
Obr. 23 : Ukládání CO2
Zdroj: http://www.martinfrost.ws/
Stránka | 51
Jak jsem uvedl v předcházející kapitole, je pro aplikaci technologie CCS nejvhodnější elektrárna
spalující plyn, tedy IGCC (zplyňování) a NGCC. V současné době se provádí studie, které mají
ukázat použití této technologie na moderních spalovacích technologiích s vysokou účinností,
tlakem a teplotou. Je zkoumáno použití u IGCC, NGCC, PC (viz tab. 13)
Tab. 13 : Celkové náklady na CCS při současných technologií při využití černého uhlí a zemního
plynu [45]
Elektrárna (cena, výkon
parametrů)
Referenční elektrárna
bez CCS
Elektrárna se
zachytáváním CO2
Elektrárna se
zachytáváním CO2 a
geologickým ukládáním
Elektrárna se záchytem
CO2 a jeho použití k
zvyšování výtěžnosti
ropy nebo plynu - EOR
PC
Cena elektřiny
(USD/kWh)
Nárůst spotřeby paliva
(%)
CO2 zachycený
(kg/kWh)
CO2 nevypuštěný
(kg/kWh)
CO2 nevypuštěný (%)
Náklady na výrobu
elektřiny (USD/kWh)
Zvýšení ceny elektřiny
(%)
Cena CCS (US$/kWh)
Náklady na snížení
množství CO2 (USD/t
CO2)
Náklady na výrobu
elektřiny (USD/kWh)
Zvýšení ceny elektřiny
(%)
Cena CCS (US$/kWh)
Náklady na snížení
množství CO2 (USD/t
CO2)
IGCC
NGCC
0.043-0.052
0.041-0.061
0.031-0.050
24-40
14-25
11-22
0.82-0.97
0.67-0.94
0.36-0.41
0.62-0.70
0.59-0.73
0.30-0.32
81-88
81-91
83-88
0.063-0.099
0.055-0.091
0.043-0.077
43-91
21-78
37-85
0.019-0.047
0.010-0.032
0.012-0.029
30-71
14-53
38-91
0.049-0.081
0.040-0.075
0.037-0.070
12-57
(-10)-46
19-63
0.005-0.029
(-0.005)-0.019
0.006-0.022
9-44
(-7)-31
19-68
Nevypuštěný CO2 (CO2 avoided) - Rozdíl mezi zachyceným, přepraveným a/nebo uloženým CO2 a množstvím
CO2 vyprodukovaným systémem bez zachytávání, po odečtení emisí nezachycených systémem se zachytávání CO2
Cena elektřiny je dalším důležitým faktorem související se zavedením technologie CCS, tedy
jaký bude mít vliv snižování CO2 na konečného uživatele „spotřebitele energie“. V předchozí
tabulce jsou uvedeny přibližné hodnoty vlivu CCS na ceny elektřiny. Z tabulky také vyplývá, že
jako nejméně ekonomicky náročné je zachytávání CO2 a jeho ukládání s využitím ERO, neboť
je zde určitá návratnost financí ve formě úspor za těžbu paliva.
Studie Mezinárodní energetické agentury Greenhouse Gas ukázaly, že zachytávání CO2 zvýší
náklady na výrobu elektřiny o 1,3 – 3,0 eurocentů na kWh. Investiční náklady pro elektrárny
s CCS jsou cca o 30 - 70% vyšší a provozní náklady o 25 - 75 % vyšší než u elektrárny bez CCS.
Zvýšení ceny elektřiny samozdřejmě také souvisí s nižší účiností elektrárny, kterou způsobila
technologie separace CO2. Lze předpokládat, že v případě širokého využívání této technologie
dojde k poklesu její pořizovací ceny a tím i k menšímu nárůstu ceny elektřiny.[15,23]
Stránka | 52
Nejvýznamnější část ceny za CCS je tvořena cenou za zachycení a kompresy CO2 při tlaku 10 14 MPa. Cena absorpce CO2 ze spalin pomocí MEA se pohybuje okolo 60USD/t CO2. Dle
prováděných studií se ukazuje, že pokud by se technologie CCS zaváděla dodatečně u uhelných
elektráren s účinností 40% a separace pomocí MEA by byla 85%, cena elektřiny by vzrostla o 40
- 70%. Proto se v současnosti uvažuje o použití této technologie pouze u nových nebo
rekonstruovaných elektráren s vysokou účinností a nejmodernějšími technologiemi, kde např.
pro elektrárnu typu IGCC s fyzikální absorpcí vzroste cena elektřiny o 20 – 50%.[18]
Na technologii CCS je pozitivní i to, že nepředstavuje významnější rizika, jako například jaderné
elektrárny, nebo alespoň nejsou tato rizika dosud známa. Při ukládání CO2 do geologických
vrstev, je největším rizikem masivní únik ohromného množství uloženého plynu do atmosféry.
CO2 je ukládán do geologických úložišť pod velkým tlakem a v plynné formě o velkém
množství. Při tomto množství a vysokém tlaku, může plyn vyvolat mikro-zemětřesení a poškodit
tak geologické úložiště, následkem čehož by mohlo dojít k úniku plynu. CO2 sám o sobě
v malých koncentracích není nebezpečný, problém nastává až při koncentracích vyšších. Udává
se, že při objemové koncentraci nad 8%, zabije CO2 člověka do 30 - 60min. Masivní úniky CO2
z úložišť nejsou moc obvyklé, ale stávají se, např. únik CO2 při jezerním zemětřesení ke kterému
došlo 21. srpna 1986 u jezera Nyos v severozápadním Kamerunu. Dle odhadů bylo uvolněno 1,6
milionu tun CO2, který udusil údajně až 1700 lidí a 3500 hospodářských zvířat v okruhu
20km.[35]
Obr. 24 Jezero Nyos po úniku CO2 z úložiště
Zdroj: http://www.geo.arizona.edu
Dalším rizikem při ukládání plynného nebo kapalného plynu při vysokém tlaku je zvýšení pH
podzemních vod jako důsledek postupného rozpouštění CO2, což může vést k rozpuštění dalších
minerálů a tím k dalším negativním důsledkům.[40]
V důsledku nebezpečí výše zmíněných rizik je nutné při úvahách o aplikaci technologie CCS
najít vhodná geologická úložiště a důsledně zvážit zdravotní a environmentální rizika případného
úniku plynu do okolí.
Stránka | 53
3.2
Zhodnocení technologií na fosilní palivo
Pro porovnávání emisí je třeba zavést pojem emisní faktor CO2. Tento faktor udává množství
CO2 vztažené na jednotku vyrobené energie spalovaného paliva. Emisní faktor je stanoven buď
jako všeobecný, nebo jako specifický. V následující tabulce jsou uvedeny některé všeobecné
emisní faktory uhlíku.[55]
Tab. 14 : Všeobecné emisní faktory CO2 paliv: [55]
Palivo
Emisní faktor
Hnědé uhlí
0,36 t CO2/MWh výhřevnosti paliva
Černé uhlí
Těžký topný olej
0,33 t CO2 /MWh výhřevnosti paliva
Lehký topný olej
Zemní plyn
Biomasa
0 t CO2 /MWh výhřevnosti paliva
Elektřina
1,17 t CO2 /MWh elektřiny
Specifický emisní faktor: [55]
Vzorec pro výpočet emisí CO2 ze spalování fosilních paliv:
(hmotnost paliva) x (výhřevnost paliva) x (emisní faktor uhlíku) x (1 - nedopal)
kde:
-
-
emisní faktor uhlíku (t CO2/MWh výhřevnosti paliva) je stanovený na základě složení
místního paliva, které je používáno pro zabezpečení energetických potřeb konkrétního
projektu;
standardně doporučené hodnoty pro nedopal, jsou: 0,02 (tj. 2%) pro tuhá paliva, 0,01 pro
kapalná paliva a 0,005 pro plynná paliva. Hodnota 0,02 je vhodná pro práškové spalování
uhlí, při spalování v roštových topeništích a zejména v domácích kamnech mohou být
hodnoty nedopalu vyšší (např. 5 %).
Tab. 15 : Emisní faktory různých energetických zdrojů [56]
Zdroj
Emisní faktor[g/1kWh]
Jaderná elektrárna (uran z dovozu)
32
Tepelná elektrárna využívající dovážené černé uhlí
949
Tepelná elektrárna na hnědé uhlí
1153
Elektrárna na zemní plyn a paroplynová
428
Elektrárna na zemní plyn
49
Elektrárna na bioplyn
-409
Vodní elektrárna
40
Solární zařízení (multikrystalické)
101
Větrná elektrárna
24
Průměrná uhelná elektrárna pro získání energie 1GJ tedy 277,7 kWh vyprodukuje 99 kg CO2,
kdy účinnost výroby elektřiny se pohybuje kolem 35%, je tak při výrobě 1kWh elektrické
energie vyprodukováno 1,021 kg CO2.[56]
Stránka | 54
3.3.2
PC, IGCC,PFBC
V předcházející kapitole jsme si představili některé technologie pro komerční výrobu elektrické
a tepelné energie. Porovnání technologií IGCC, PC, PFBC a CFBC lze vidět v tabulce.
Tab. 16 : Porovnání uhelných elektráren [4]
PC
komerční
použití
1000GW
výkon ve světě
uhlí
palivo
--------------------Jmenovitý
400-1000 MW
výkon (2000)
Max. účinnost
44%
(2000)
Max. účinnost
48-50%
(2010)
Max. účinnost
50-53%
(2020)
--------------------90%
odsiřování
0,6 kg/MWh
SO2 (2000)
1,2 kg/MWh
NOx (2000)
760 kg/MWh
CO2 (2000)
--------------------Investice (2000) 1200EUR/kW
*odsíření
CFBC*
komerční
3GW
uhlí, odpad
-----------
PFBC*
demonstrační
1GW
uhlí
-----------
IGCC
demonstrační
1GW
do 460 MW
do 360 MW
do 318 MW
39%
41%
45%
43%
44%
50-52%
48%
50%
54-56%
----------90%
0,66 kg/MWh
0,8 kg/MWh
860 kg/MWh
----------1000EUR/kW
----------90%
0,66kg/MWh
0,8 kg/MWh
820 kg/MWh
----------1500EUR/kW
Uhlí, odpad, biomasa
-----------
----------99%
0,06 kg/MWh
0,4 kg/MWh
740 kg/MWh
----------1700EUR/kW
Z tabulky vidíme, že v rámci snížení emisí CO2, ale i SO2 a NOx vychází nejlépe technologie
IGCC. Tyto zdroje jsou také vhodné z pohledu vysoké účinnosti a variability použitého paliva
(odpad, biomasa, uhlí). Emisní faktor CO2 běžné uhelné elektrárny se pohybuje přibližně okolo
1000 kg/MWh (viz tabulka 15), což znamená, že výše uvedené technologie jsou schopny ušetřit
při výrobě 1MWh přibližně 200 kg CO2. Tato hodnota je samozřejmě pouze orientační, protože
dané hodnoty emisí v tabulce jsou vztaženy k roku 2000. Při rozvoji těchto technologií a vhodné
úpravě a volbě paliva lze hodnotu CO2 z těchto zdrojů ještě více snížit a také snížit náklady na
1kW výkonu.[54]
V současné době jsou nejpoužívanějšími zdroji v elektrárenské výrobě zdroje PC, i když
v posledních letech se začaly rychle rozvíjet elektrárny s fluidním spalováním (CFBC,PFBC).
Tyto fluidní zdroje se využívají pro menší a střední výkony (viz tab.) kde spalování probíhá
pomaleji než u PC, čímž se zvyšuje účinnost spálení paliva na cca 90% a více. Také u fluidního
spalování je teplota v kotli menší než u PC, a tak nejsou požadavky na materiály při rozvoji této
technologie tak náročné jako při zvyšování parametrů PC.
Výše zmíněné technologie spalování uhlí a dalších fosilních paliv odpovídají svojí vysokou
účinností a nízkými hodnotami emisí požadavkům tzv. nejlepších dostupných technik (BAT),
Stránka | 55
které kladou požadavky na spalovací zařízení v rámci OŽP. V následující tabulce jsou uvedeny
požadavky na účinnosti technologií BAT.
Tab. 17 : Tepelná účinnost spojená s uplatněním opatření BAT u spalovacích zařízení [34]
Palivo
černé a hnědé
uhlí
černé uhlí
hnědé uhlí
PC – práškové palivo
FBC – fluidní lože
WBB – výtavný kotel
3.3.3
Kombinovaná
technologie
Kogenerace
PC (DBB a WBB)
FBC
PFBC
PC (DBB)
FBC
PFBC
Tepelná účinnost jednotky (čistá) (%)
nová zařízení
75-90
43-47
>41
>42
42-45
>40
>42
stávající zařízení
75-90
Dosažitelné zlepšení tepelné
účinnosti závisí na specifickém
zařízení, ale při použití BAT u
stávajících zařízení se jakožto
indikace předpokládá úroveň
36 - 40 % nebo postupné
zlepšování o více než 3 %
DBB – granulační kotel
PFBC – tlakové fluidní lože
Kogenerační jednotka
Další technologií pro spalování fosilních paliv je kogenerační jednotka. Tato zařízení jsou
vítanou technologií, protože umožňují snížení primárních energetických zdrojů (PEZ) při výrobě
tepla a elektřiny a tím snižují emise, které při této výrobě vznikají.
Nyní porovnáme výrobu energií pomocí kogenerační jednotky a výrobu energií pomocí
kondenzační elektrárny na hnědé uhlí a plynové výtopny (účinnost 90%). Kondenzační
elektrárna (účinnost 35%) je zvolena s přihlédnutím na fakt, že kogenerační jednotka nenahradí
jadernou elektrárnu s neproměnným výkonem, ani vodní elektrárnu na pokrytí špičkové
spotřeby. Kondenzační elektrárna mění výkon dle požadavků sítě, tedy dle aktuální spotřeby. Na
následujícím obrázku lze vidět přínos kogenerační výroby.[50]
Obr. 25 : přínos kogenerační výroby [50]
Stránka | 56
Jako příklad je vzato teplo 1GJ a elektřina 0,22MWh určené spotřebiteli. Kondenzační elektrárna
na výrobu 0,22MWh elektřiny potřebuje z paliva 2,38GJ tepla, kde 1,58GJ je odvedeno do okolí
jako ztráty. Výtopna pro odvod 1GJ tepla potřebuje z paliva 1,12GJ, z čehož je 0,12GJ odvedeno
komínem jako ztráty.[50]
Při kogeneraci uvažujeme zařízení složené ze spalovací turbíny a kotle na odpadní teplo, pomocí
něhož se při 90% účinnosti vyrobí požadované množství energií (potřeba 1,91GJ tepla) a 0,19GJ
je odvedeno prostřednictvím spalin jako ztráty.[50]
Pokud provedeme srovnání, tak při samostatné výrobě je potřeba palivo na výrobu 3,5GJ tepla a
při kogeneraci 1,91GJ tepla. Úspora paliva tedy odpovídá úspoře tepla, které činí 1,59GJ, což je
přibližně 45%.
Příspěvek k životnímu prostředí
Současné kogenerační jednotky splňují potřebné normy z hlediska produkce emisí. Na rozdíl od
odděleného způsobu výroby tepla a elektřiny výrazně snižují emise SO2, NOx, CO ale i CO2.
Toto snížení spočívá v nižší spotřebě fosilních paliv a plynofikační výrobě elektřiny. Snížení
CO2 je zobrazeno v následujícím grafu.
Graf 9 : Snížení CO2 při dodávce 1GJ tepla z kogenerační jednotky [50]
Z grafu lze vidět, že čím je poměr vyrobené elektřiny a tepla větší, tím je větší snížení emisí
CO2.
V rámci snížení emisí CO2 je v současnosti dbáno na to, aby každá nová elektrárna umístěná
v lokalitě, kde je vysoká poptávka po teple, měla kogenerační jednotku i za cenu vyšších nákladů
za tuto jednotku, namísto nižších nákladů za pouhou elektrárnu anebo výtopnu.[34]
Technologie kogenerační výroby je energeticky a ekologicky velmi přínosná technologie však
není v České republice dostatečně podporována na rozdíl od silné podpory problematických
OZE.[57]
Stránka | 57
3.3
Zhodnocení snížení CO2 v ČR
ČR nedisponuje kromě ložisek černého a hnědého uhlí jiným významným zdrojem energie, a
proto tyto zdroje budou z hlediska udržení energetické náročnosti ČR dlouhodobě hrát
významnou roli.[4]
V minulosti bylo v rámci snížení škodlivých emisí ze spalování fosilních paliv provedeno
odprášení, odsíření a denitrifikace spalin u velkých elektráren a tepláren. V současné době je
snaha o snížení nežádoucích emisí realizována pomocí zvyšování tepelné účinnosti a zavádění
nových progresivních technologií. Dlouhodobým cílem politiky ČR je přechod k nízkouhlíkové
ekonomice, a tím i k nízkouhlíkové energetice. S tímto rozhodnutím se pojí strategie snižování
podílu uhlí v energetickém mixu a také jeho účinnější využívání. Dalším významným faktorem
je potvrzení územních limitů těžby uhlí a také po roce 2020 zavádění nových technologií jako je
CCS.
Klesající podíl uhlí bude nahrazen:[32]
- Vyšším využití OZE
- Vyšším využitím plynu
- Zvýšením energetické efektivnosti výroby a konečné spotřeby
- Zvýšení výroby energie v jaderných elektrárnách
3.3.1
Palivový mix v energetice
V rámci palivového mixu je nutné hodnotit výhody a nevýhody snižování CO2, např. zajištění
bezpečnosti dodávek, rizika jaderné energie, demolice budov v oblastech těžby uhlí. Nejčistším
zdrojem je jaderná energie, kde je ale problém v riziku výbuchu a uvolnění radioaktivního spadu
a tvorba v současnosti nepoužitelného jaderného odpadu. OZE jsou zdroje umožňující výrazné
snížení CO2 do bodu, kdy dojde k dosažení jejich přirozené hranice a pak již jejich cena přeroste
cenu energie plynu, který je momentálně nejdražším zdrojem energie. Výroba energie z plynu by
umožnila snížení emisí o polovinu, než je možné snížit použitím JE, ale problémem je, že ČR
nemá vlastní zdroje zemního plynu v nutném rozsahu, a tak je závislá na dodávkách převážně
z jednoho zdroje. [44]
Graf 3 Podíly jednotlivých zdrojů energie v České republice (2009)
Stránka | 58
V nadcházejících letech bude palivový mix v ČR záviset na poptávce po el. energii. Předpokládá
se, že by spotřeba el. energie v roce 2030 mohla činit 90 TWh. Dalším faktorem je postupné
dožívání některých uhelných elektráren k roku 2020 a 2030 (dle odhadu tvoří tyto elektrárny cca
28% produkce elektřiny v ČR). Předpokládá se, že po odstavení těchto zdrojů bude pokles
elektřiny na 55TWh, což bud znamenat nutnost vybudování elektráren, které tento energetický
pokles vykompenzují. Všechny tyto zdroje budou výrazně ovlivňovat emise CO2 v ČR.[44]
V rámci vývoje emisí CO2 a dalších skleníkových plynů v ČR, byla společností
McKynsey&Company zhotovena studie s názvem „Náklady a potenciál snížení skleníkových
plynů v ČR“, která hodnotí situaci do roku 2030, a která obsahuje následující scénáře vývoje
palivového mixu.
Největší možnosti redukce emisí v ČR: JE, OZE, zemní plyn.(mix)
Scénáře (2030) dle [44] :
1) Maximální podíl uhlí – palivový mix je zhruba v poměru jako v současnosti tj. 54%uhlí,
29%jádro 10%plyn a 8% OZE. Zde se předpokládá, že by emise CO2 klesly o 20%
oproti současnosti a to z důvodu zvyšování účinnosti uhelných elektráren a vyššímu
podílu OZ. Náklady na výrobu jedné MWh by se pohybovaly okolo 47 EUR, ale výrobci
by museli nakupovat povolenky do roku 2013 za cenu cca 30EUR/t CO2, čímž by
vzrostla cena energie na 69EUR/MWh
2) Max. podíl uhlí s CCS - Stejný scénář s rozdílem, že UE postavené či modernizované po
2020 mají CCS. Emise CO2 by se snížili o 33% (15Mt/rok). V současné době je cena
technologie CCS po roce 2020 nejistá, většina odborníků se však domnívá, že by se
mohla pohybovat v rozmezí 44 – 57 EUR/ t CO2. Náklady na výrobu elektřiny by tak
převyšovaly cenu výroby z předchozího scénáře o 30 – 40EUR/MWh. Současně by však
odpadla nutnost nákupu emisních povolenek o cca přibližně stejné hodnotě, což by
znamenalo, že se náklady částečně vyrovnají. Problémem je, že v současnosti není jisté
ekonomické a environmentální riziko této technologie. Pokud by se v budoucnu
nepodařilo snížit cenu zavedení CCS a najít vhodná úložiště v místě separace, znamenal
by zavedený systém pro CCS značné zvýšení nákladů, které by přerostly první scénář se
stejnými emisemi.
3) Max. podíl plynu – mix: 37% plyn, 27% jádro, 26%uhlí, 10%OZE. Zde by nedocházelo
k obnově UE ale rychlé výstavbě paroplynových elektráren. Podle předpokladu by se
snížení emisí pohybovalo okolo 20% (9Mt) a náklady na výrobu bez povolenek 58EUR/
MWh (s povolenkou 74EUR/ MWh), z čehož vyplývá, že se jedná o nejnákladnější
možnost snížení CO2.
4) Max. podíl JE – Předpoklad je, že budou spuštěny další dva bloky JE Temelín do roku
2022 a do roku 2028 bude zprovozněna nová JE o výkonu 3,6GW. Čisté náklady na
výrobu 46 EUR/MWh a redukce emisí o 40Mt s minimální potřebou nákupu povolenek
Stránka | 59
5) Max. podíl obnovitelných zdrojů – Složení palivového mixu v roce 2030 : 30% OZE,
28% plyn, 28% jádro, 14% uhlí. Hlavním obnovitelným zdrojem je zde uvažována
biomasa (ostatní zdroje se nezdají vhodné). Pokud bychom pomocí biomasy chtěli
vyrábět 13TWh, bylo by třeba vyčlenit přibližně 15% zemědělské půdy pro pěstování
rostlin pro elektrárny. Emise CO2 by v tomto případě klesly o 24Mt oproti referenčnímu
scénáři a náklady by se zvýšily o 24EUR/MWh. Cena by se ovšem snížila díky nižším
nákladům na povolenky.
6) Postupná změna palivového mixu – UE jsou rekonstruovány a výroba energie klesá od
roku 2014. V roce 2022 jsou spuštěny dva nové bloky Temelína. Mix. : 50% JE,
27%uhlí, 12% plyn, 11% OZE. Redukce emisí o 38% oproti referenčnímu scénáři.
Náklady na výrobu s povolenkami 62EUR/MWh.
Grafické vyjádření posledního scénáře je zobrazeno pomocí nákladové křivky.
Graf 10 : Nákladová křivka na snížení emisí skleníkových plynů – postupná změna palivového
mixu [44]
Nízký cíl – redukce o 10%, Střední cíl – o 20%, Vysoký cíl – o 30%
Dle (44) jsou náklady na redukci o 20 a 30% realizovatelné při plném využití možností s čistým
ekonomickým přínosem např. na realizaci 30% snížení pomocí jaderného scénáře a postupného
přechodu na plyn, by vyžadoval náklady 150 – 250 milionů EUR a 1,5 miliardy EUR při
maximální orientaci na plyn.[44]
Stránka | 60
Nákladová křivka (32):
Levá strana – opatření s čistými ekonomickými přínosy např. energetická účinnost. Opatření
vyžadují investice, ale během životnosti dochází k jejich kompenzaci ve formě úspor.
Střed – zde se nachází jaderná energie, která má náklady na snížení emisí pouze nevýrazně
kladné. To je dáno tím, že produkce elektrické energie probíhá přibližně při stejných nákladech
jako u referenčního zdroje (uhelná elektrárna).
Pravá strana – opatření vyžadují dodatečné náklady např. výroba elektřiny a tepla z plynu nebo
obnovitelných zdrojů.
Náklady plynoucí z výše uvedených scénářů jsou velmi rozdílné. Pro ČR je nejreálnější postupná
orientace na jaderné palivo. Výrobní náklady energií vztažené na domácnost by se pohybovali
okolo 903EUR/rok, což je o 30 – 530EUR méně oproti ostatním scénářům. Náklady v těchto
scénářích by se však mohly ještě zvýšit, a to v důsledku zavádění drahých technologií na
odstraňování CO2. Výhodnost jaderného scénáře však závisí na mnoha faktorech jako např. na
nákladech pro vystavění a rozšíření nových zdrojů, poplatcích na ukládání jaderného odpadu atd.
Výhoda tohoto scénáře jakož i scénáře s orientací na OZE, je že tento zdroj produkuje téměř
nulové emise CO2 a tedy oproti referenčnímu scénáři (uhlí) dosahují významného snížení emisí.
OZE
Jedním z hlavních strategických bodů pro snižování CO2 v ČR je zvýšení využívání
obnovitelných zdrojů energie, a tím snížení spotřeby uhlí a dalších fosilních paliv. Na rozdíl od
některých jiných států je ČR omezena v rámci geologické polohy ve využívání některých OZE
jako je např. vítr nebo sluneční energie. ČR se v rámci OZE soustředí převážně na energeticky
využitelné rostliny, které jsou používány např. pro spoluspalování biomasy a uhlí, nebo je lze
spalovat samostatně. Omezení některých zdrojů na našem území se projevuje také v nákladech a
potenciálu při realizaci některých opatření.
Tab. 18 : Náklady na snížení a potenciál snížení emisí[32]
Název opatření
Objem snížení CO2ekv.Mt
1,1
Využití bioplynu
Biomasa pro
0,4
spoluspalování
Biomasa pro
1,6
kombinovanou výrobu
2,8
Biomasa pro teplo
0,2
Malé vodní elektrárny
0,5
Geotermální energie
1,2
Větrná energie
0,2
Sluneční teplo
Elektřina ze sluneční
0,5
energie
Náklady (EUR/tCO2ekv)
62,6
48,2
65,8
13,3
-8,9
67,8
72,2
69,6
237,5
Stránka | 61
ČR by do roku 2020 měla dosáhnout podílu OZE v palivovém mixu o velikosti 13%, což bude
možné pouze za aktivní politiky jejich prosazování a jejich dalším rozvojem.[32]
Jak můžeme vidět při bližším pohledu na tabulku 18, nejperspektivněji v rámci snížení
skleníkových plynů a ceny za toto snížení pomocí OZE se jednoznačně jako nejlepší jeví
využívání biomasy pro výrobu tepla a pro kombinovanou výrobu tepla a elektřiny. Jako nejméně
vhodným zdrojem pro redukci CO2ekv. jak z pohledu objemu, tak z pohledu ceny na redukci 1t
CO2ekv. jsou fotovoltaické elektrárny.
Biomasa je rostlinným palivem pro výrobu elektřiny a tepla, které nahrazuje fosilní palivo
produkující emise. Biomasa je brána jako emisně neutrální, protože rostliny při růstu využívají
CO2 z atmosféry a při spálení je CO2 opět do atmosféry uvolněn. Biomasu lze využít při: [32]
1) Spoluspalování uhlí a biomasy
2) Kombinovaná výroba elektřiny a tepla (KVET)
3) Výroba tepla – výtopny a domovní kotle
Při používání biomasy jako náhrady za uhlí je však v rámci snížení CO2 a maximálního využití
jejího tepelného potenciálu třeba brát v úvahu celou řadu faktorů. Mezi tyto faktory patří
samozřejmě cena, kde se cena za vytápění peletami a briketami v současné době pohybuje kolem
ceny jako při topení uhlím (viz tab. 19). Dále je také je nutné brát v úvahu náklady a emise
vyprodukované při dopravě bio – paliva, kde se některá paliva dopravují ze vzdáleností 10 – 100
km a tak dochází k produkování nejen CO2, ale i jiných škodlivin při spalování pohonných
hmot. Neméně důležitá je i kvalita, kde při nízké kvalitě biomasy (např. vysoká vlhkost) dochází
k snížení celkové účinnosti spalovacího procesu i celého zařízení.
Tab. 19 : Průměrné ceny za vytápění v roce 2011
Druh paliva
Cena (Kč)
Dřevo
Uhlí
Pelety
Zemní plyn
Elektřina - tepelné čerpadlo:
Elektřina - akumulační kamna:
Elektřina - přímotop:
16 500
18 000 - 22 500
22 000
28 000
19 000 - 20 000
42 000 - 43 000
48 000 - 49 000
Zdroj: www.cenyenergie.cz
Stránka | 62
3.3.2 Plánovaná opatření Politiky ochrany klimatu v ČR
Z výše uvedených informací vidíme, že uhlí je v palivovém mixu ČR dominantním zdrojem pro
výrobu energie a několik dalších let ještě bude. V rámci závazku snížení emisí CO2 a zvýšení
podílu OZE je v současné době snaha snížit podíl uhlí v palivovém mixu a nahradit jej zdroji
s výrazně nižšími emisemi. V rámci Politiky ochrany klimatu ČR jsou navržena opatření pro
snížení CO2 a dalších skleníkových plynů, která mají zajistit splnění závazku ČR o snížení emisí
o 20% do roku 2020. V následující tabulce jsou uvedena opatření v sektoru energetika, jejich
měrné náklady a objem snížení emisí skleníkových plynů.
Tab. 20 : Opatření snížení emisí skleníkových plynů v ČR uvedená v rámci Politiky ochrany
klimatu v sektoru energetika.[32]
Název opatření
Zvýšení účinnosti
stávajících zdrojů
Výstavba plynových
elektráren
Kombinovaná
výroba elektřiny a
tepla z bioplynu
Spoluspalování
biomasy
Kombinovaná
výroba elektřiny a
tepla z biomasy
Využití biomasy
k produkci tepla
Větrná energie
Malé vodní
elektrárny
Geotermální
energie
Sluneční tepelná
energie
Sluneční energie
pro výrobu
elektřiny
Jaderná energetika
Objem
Náklady
(CO2ekv. Mt) (EUR/tCO2ekv.)
Poznámky
-
0,0
Redukce CO2ekv o 2,1Mt v roce 2020
pomocí retrofitů uhelných elektráren
4,2
57,2
Výstavba 3x440MW paroplynových
bloků - (nahrazení 6,6TWh z uhlí)
1,1
62,6
Kogenerační výroba 2 TWh elektřiny a
dodatečných 5 PJ tepla z biomasy
0,4
48,2
Dodatečná výroba 0,4TWh pomocí
spoluspalování – vytěsňování uhlí
1,6
65,8
Kogenerační výroba 1,8 TWh elektřiny
a dodatečných 8 PJ tepla z biomasy
2,8
13,3
1,2
72,2
0,2
-8,9
Spalování biomasy na lokální výrobu
31 PJ tepla v domácnostech
Výroba 2,6 TWh elektrické energie ve
větrných elektrárnách
Dodatečná výroba 0,2 TWh elektrické
energie (nové el. + zvýšení účinnosti)
0,5
67,8
Kogenerační výroba 0,5 TWh elektřiny
a dodatečných 2 PJ tepla
0,2
69,6
Výroba 2,3 PJ tepla ze střešních
solárních kolektorů
0,5
237,5
Výroba 1 TWh elektrické energie z
fotovoltaických článků
8,4
-4 - 24
Výstavba jednoho nového bloku v
jaderné elektrárně Temelín (výroba 8,4
TWh energie
12 Pro
upresnení: referencní scénár pocítá s emisemi na úrovni 143 miliony tun CO2ekv. v roce 2020, tj. s mírným poklesem
oproti 146 milionum tun CO2ekv. v roce 2005 [32]
Stránka | 63
Co se týče možnosti změny palivového mixu má ČR díky dožívajícím uhelným elektrárnám
možnost výrazné redukce CO2 a jiných emisí v energetice. Palivový mix může být měněn, aniž
by docházelo k nucenému odstavení uhelných elektráren. Další výhoda je, že lze realizovat
stavby nových elektrárenských bloků, kde budou využity nejnovější technologie, čímž se zvýší
jejich účinnost a dále elektrárny budou připraveny na potenciální připojení technologie CCS.
V posledních letech klesl podíl uhlí v palivovém mixu ČR o 2%, kde tento pokles byl
vykompenzován zvýšeným využitím jaderné energie (o 3%) a obnovitelných zdrojů (o 1,3%).
[2]
Pokud se neosvědčí technologie CCS, snížení CO2 na stejnou hodnotu, která by touto
technologií byla dosažena, bude při využití alternativních metod redukce CO2 velmi nákladné.
Tyto technologie jsou známé, ale cena na separaci 1tuny CO2 se pohybuje kolem 100EUR
(zavádění biopaliv 115 - 225 EUR/t , hybridní vozy 200 – 600 EUR). Celkově by realizace
opatření mohla stát 2,3 miliardy EUR/rok.[44]
Společnost ČEZ, a.s. plánuje v ČR stavbu zásobníků na skladování CO2 a to v lokalitě Ledvice a
Hodonínsko, kde v lokalitě Ledvice se plánuje stavba nového elektrárenského bloku. Cena za
využívání CCS se pohybuje mezi 25 - 37 EUR/t CO2. V současné době se cena emisní
povolenky pohybuje okolo 15 EUR/t CO2, proto je do budoucna potřeba snížit náklady na
provoz CCS, aby se cena pohybovala v blízkosti ceny povolenek.[22]
Jak je vidět ze studie (44), je jaderná energie jednou z nejreálnějších možností jak snížit podíl
uhlí v energetice a uspokojit energetickou spotřebu státu. S ohledem na zmenšující se zásoby
uhlí, dožívání některých uhelných elektráren, poměrně vysokých cen zemního plynu a
obnovitelných zdrojů se zdá jaderné palivo jako nejlepší řešení. Je nutné také přihlédnout na
dostupnost paliva, kde např. zemní plyn je z 98% dodáván ze zahraničí jedním velkým
dodavatelem. Jaderné palivo je rovněž dovozní zboží, ale je možné se jím předzásobit a tím být
na určitou dobu energeticky nezávislí.
Významnou roli také hraje plán rozšíření jaderné elektrárny Temelín o dva nové bloky, které by
měli být postaveny do roku 2020. Uvažuje se o výstavbě 2x 1000MW, kde cena jednoho bloku
by se měla pohybovat v rozmezí 50 – 150 miliard korun. Pokud by se daný projekt uskutečnil,
jaderná energie by v palivovém mixu představovala 50%.[2]
Obr. 26 : Možná budoucí podoba jaderné elektrárny Temelín
Zdroj : www.nazeleno.cz
Stránka | 64
Pokud by ČR dále nerozvíjela jadernou energii a navíc by nedošlo k aplikování CCS, splnění
stanovených limitů v redukci CO2 do roku 2030 by bylo velmi nákladné.
Další součástí palivového mixu je zemní plyn. Výroba energie z tohoto zdroje v ČR v posledních
letech klesá (tvoří přibližně 4% v mixu). V současné době je ale v rámci ochrany klimatu
plánováno vystavení tří paroplynových elektráren (CCGT) o výkonu 3x 440MW, které by měly
být v provozu do roku 2020. Tyto zdroje by měli v roce 2020 vyrábět přibližně 6,6 TWh a touto
náhradou plynu za uhlí by mělo dojít k poklesu emisí o 4,2Mt CO2ekv. Toto množství emisí
souvisí s vysokou účinností zdrojů, která dosahuje cca 57%. Při výrobě 1GJ energie se
vyprodukuje přibližně 0,56 t CO2ekv., což je zhruba o polovinu méně než u zdrojů na uhlí.[32]
Pokud dojde k realizaci těchto elektráren, podíl plynu v palivovém mixu vzroste na 15%, což
bude téměř dosahovat průměru využívání plynu v EU, který je 20%. Otázkou je ovšem také
využívání těchto zdrojů vzhledem k vysoké ceně zemního plynu.
Posledním prvkem v palivovém mixu jsou obnovitelné zdroje energie. Podíl těchto zdrojů
v posledních letech vzrostl na 6%, kde přibližně 3,6% tvoří vodní elektrárny. Zbytek je pak
zastoupen větrem, fotovoltaickými články a biomasou. Pokud srovnáme náklady na snížení CO2
s ostatními zdroji, mají OZE náklady relativně vysoké (viz tab. 20). Jejich rozvoj spočívá
v nulových emisích a energetické bezpečnosti oproti jiným zdrojům.[2]
Vodní elektrárny v současnosti nezaznamenaly větší nárůst a do budoucna se s významnějšími
projekty nepočítá. Spíše jsou stavěny malé vodní elektrárny o výkonech 100ky kW.
Dalším zdrojem jsou fotovoltaické elektrárny. Tyto zdroje i přes obrovský nárůst v posledních
letech pokrývají pouze 0,1% při výrobě elektřiny. Pokud by byly realizovány všechny dosavadní
plánované projekty, mohly by tyto zdroje do 10ti let pokrývat 12% výroby elektřiny. Výroba
elektřiny z FV článků se v ČR nezdá reálná a náklady by značně převyšovaly náklady na výrobu
z biomasy i kdyby došlo k snížení nákladů ze 130EUR/MWh na 87EUR/MWh, jak se
předpokládá. Pokud se podíváme na tabulku 20, vidíme, že náklady na redukci CO2 pomocí FV
článků je nejdražší možností ze všech OZE.[44]
Jak je uvedeno výše, tak klíčovým prvkem v ČR je biomasa. Biomasa tvoří přibližně 2%
v energetickém mixu a je po vodních elektrárnách druhým nejvyužívanějším obnovitelným
zdrojem v ČR. Biomasu lze poměrně úspěšně získávat z vlastních zdrojů a tak se snižují náklady
na dovoz. Přesto však její podíl roste pouze mírně a tento trend dle některých studií bude
přetrvávat následujících 10let. Předpokládá se, že do budoucna je biomasa perspektivním
zdrojem.
Poslední prvek spadající do OZE je vítr. Ten má potenciál podobný jako fotovoltaika.
V současnosti tvoří cca 0,35% z mixu a do roku 2020 lze čekat jeho ztrojnásobení, což by
znamenalo 2,6TWh. V roce 2009 byl instalovaný výkon větrných elektráren 150MW s roční
výrobou 270GWh. I tak však jako fotovoltaika bude jen okrajovým zdrojem.[2,32]
Stránka | 65
Z environmentálního hlediska je nejlepší technologií zemní plyn, kde odpadají problémy
s ukládáním odpadů anebo s možností jejich úniků do okolního prostředí. Plyn je také před
spálením možné čistit s vyšší účinností než uhlí a tak je objem látek vypouštěných do ovzduší
mnohem menší než u uhlí. Z hlediska bezpečnosti je nejrizikovějším zdrojem JE, kde hrozí
riziko havárie. Ostatní technologie představují pouze nízké, či střední environmentální
riziko.[44]
Velkým přínosem v oblasti uhelných elektráren v ČR je výstavba nového zdroje o výkonu
660MW v lokalitě elektrárny Ledvice, kde tento zdroj nahradí stávající zastaralé dva bloky této
elektrárny o výkonu 2x 110MW. Tento nový zdroj pracuje s nadkritickými parametry páry, kde
jeho účinnost je 42,5%. Blok zdroj má snížit spotřebu uhlí o čtvrtinu a tím i sníží emise CO2.
Obr. 27 : Současná a budoucí podoba elektrárny Ledvice
Zdroj:http://kocum.blog.idnes.cz
Stránka | 66
3.3.3 Emise CO2 Skupiny ČEZ
Emise CO2 v ČR vyprodukované v roce 2008 společností ČEZ činili 33,8 milionů tun, přičemž
alokace v systému EU ETS na jeden rok byla 34,7 milionů tun CO2. V rámci tohoto značného
produkování emisí a v rámci legislativních požadavků. Cíle a opatření mající vést ke snížení
produkovaných emisí CO2 jsou uvedeny v tzv. „ Akčním plánu snižování emisí CO Skupiny
2
ČEZ do roku 2020“. Tyto cíle a opatření jsou rozdělena do následujících bodů: [49,37]
1) Ztrojnásobit podíl výroby energie z obnovitelných zdrojů skupiny ČEZ z 1,7TWh (rok
2005) na 5,1TWh (rok 2020) – jedná se zejména o biomasu a vítr.
2) Snížit emise skleníkových plynů o 15%: snížit emisní faktor z 0,55 tCO2/MWh (rok
2005) na 0,47 tCO2/ MWh (rok 2020) – zvyšování účinnosti uhelných elektráren, CCS,
rozvoj pokročilých spalovacích technologií, atd.
3) Splnění národního cíle ČR snížení energetické náročnosti o 23 TWh/rok do roku 2020
4) Pomocí mechanismů Kjótského protokolu (JI, CDM) přispět k realizaci projektů
v celkovém objemu úspor nejméně 30 milionů CO2ekv
Náklady spojené s realizací těchto opatření do roku 2012 jsou shrnuty a uvedeny v následující
tabulce. Jedná se pouze o předběžné hodnoty z roku 2007.[49]
Tab. 21 : Náklady na snížení emisí CO2 dle Akčního plánu ČEZ [49]
Obnovitelné zdroje energie
6,50 mld. Kč
Snižování intenzity emisí
9,03 mld. Kč
Energetické úspory
0,60 mld. Kč
Uhlíkové financování projektů mimo ČR
1,00 mld. Kč
CELKEM
17,13 mld. Kč
Snížení emisí CO2 má být realizováno pomocí moderních dostupných a ověřených technologií,
jejichž pomocí mají být měrné emise sníženy o 50% (viz graf 11)
Graf 11 : Plánované snížení emisí CO2 společnosti ČEZ [46]
Stránka | 67
4. Možnost využití nových uhelných technologií v ČR
V tomto posledním bodě si v krátkosti shrneme některé poznatky uvedené v textu výše a
podíváme se na možnosti aplikace technologií na snížení emisí CO2 v České republice.
Jak jsem již uvedl (graf 3), nejvýznamnějším zdrojem při výrobě elektrické a tepelné energie
v ČR je převážně hnědé uhlí, které se podílí na výrobě energie přibližně 57%. Při jeho spalování
(i ostatních fosilních paliv), dochází ke vzniku a uvolňování značného množství skleníkových
plynů, ale i jiných škodlivých látek do atmosféry. Tyto látky pak negativně působí na zdraví
obyvatel, faunu, floru, ale i na celkové klima planety. V důsledku toho byly v minulosti
provedeny značné procesy vedoucí k snížení negativních látek uvolněných do ovzduší jako
odprášení, odsíření a denitrifikace spalin. V současné době je v rámci celosvětové ochrany
klimatu také dbáno na co možná největší snížení produkce CO2. Tohoto snížení má být dosaženo
prostřednictvím technologických inovací stávajících zařízení, vývojem nových technologií
spalování, vývojem technologií na zachytávání CO2 (viz CCS), náhradou fosilních paliv
biomasou a v neposlední řadě energetickými úsporami.
V současné době kondenzační elektrárny v ČR pro spalování uhlí využívají principu
fluidního nebo práškového spalování při podkritických parametrech páry tj. teplota páry 540 580°C a tlak dosahuje hodnoty 18MPa. Tyto parametry pak dávají celkovou účinnost elektrárny
30 – 35%. Hnědouhelné elektrárny v ČR, pracující s touto účinností, vyrobí cca 35 TWh/rok.
Tyto zdroje při výrobě 1kWh spotřebují přibližně 1kg uhlí a při spálení se tak uvolní 1,2kg CO2.
Proto je dnešní tendencí tyto parametry zvýšit a tím zvýšit i celkovou účinnost, která zajistí
menší spotřebu paliva, a tím i menší produkci škodlivých látek.[42]
Dnešní celosvětovou tendencí je tyto (mnohdy i 40let staré) technologie nahrazovat moderními
jedno - blokovými elektrárnami s nadkritickými parametry a vysokým výkonem. Tyto elektrárny
pracují s účinností 43 – 45%, kde každé procento zvýšení při výrobě 5 TWh znamená úsporu cca
100 tis. tun CO2 / rok. Při výrobě 1kWh u těchto moderních zdrojů je spotřebováno cca 0,7 kg
uhlí a vyprodukované emise CO2 jsou cca 0,83 kg. Při srovnání elektrárny s účinností 30% a
s účinností 43%, pak moderní elektrárna pro výrobu 5TWh uspoří 1,5 mil tun uhlí/rok a
vyprodukuje o 1,8 mil. tun CO2 méně než starý zdroj.[42]
Dnes jsou nejvíce zkoumány čtyři možné principy, pomocí nichž lze zvýšit účinnost spalovacího
procesu. Tyto principy jsou: práškové spalování (PC), cirkulační nebo tlakové spalování (CFBC
nebo PFBC) založené na parním cyklu a kombinovaná výroba s cyklem zplyňování uhlí (IGCC).
Současná pozornost je tedy soustředěna na tyto principy a možnosti jejich využití. Porovnání a
parametry těchto elektráren jsou uvedeny v tabulce 16.
Stránka | 68
V rámci snížení oxidu uhličitého z elektráren v České republice se dle výše uvedené studie
McKynsey&Company zdají nejreálnější dvě cesty jak tuto redukci uskutečnit. Tyto cesty jsou:
a) Postupná orientace na jadernou energii, a tím snížit podíl spalování fosilních paliv pro
výrobu potřebného množství energie. Cena za výrobu jedné MWh by v rámci tohoto
řešení byla odhadem 62EUR (s povolenkami), což je o 7 EUR méně než referenční
scénář této studie, kdy je podíl uhlí přibližně shodný s dnešním stavem.
b) Druhý způsob, který považuji za reálný, je redukce CO2 aplikací technologie CCS, což
ovšem vyžaduje její ověření a snížení ceny za její implementaci na uhelné elektrárny.
V současné době je tato technologie zkoušena na některých demonstračních jednotkách,
kde by výsledky zkoušení měly být k dispozici přibližně v roce 2015. V současnosti jsou
hodnoty a investice určovány pomocí různých modelů. Technologie CCS, jak jsem již
uvedl, je nejvýhodnější aplikovat na moderní a nově konstruované elektrárny.
V následující tabulce (22) a grafu (12) jsou uvedeny hodnoty účinností, výkonů a investičních
nákladů různých projektů hnědouhelných bloků, využívající různé technologie spalování.
Tabulka byla převzata ze studie „Ekonomické posouzení rekonstrukce elektrárny Prunéřov II“ a
uvedené hodnoty jsou předpokládané náklady jednotlivých uhelných zdrojů stavěných nebo
uvedených do provozu v roce 2015.
Tab. 22: Projekty hnědouhelných bloků (IEA/NEA,2009) [39]
Technologie
PCC
PCC/CC
FBC
FBC/BM
FBC/CC
FBC/BM/CC
IGCC
IGCC/CC
Inst. výkon
MWe-elektrický
600
510
300
300
255
255
400
360
Účinnost
%
43
38
42
42
37
37
45
43
PCC – práškový kotel
IPCC – paroplynový oběh se zplyňováním
FBC – kotel s fluidní vrstvou
Inv. náklady
USD/kWe
3485
5812
3485
3690
6076
6076
4671
6268
CC – zachytávání CO2 (bez uskladnění)
BM - biomasa
Stránka | 69
Graf 12 :Měrné investiční náklady vybraných uhelných bloků v ČR [39]
7000
6000
5000
4000
USD/kWe
3000
2000
1000
0
Jak je na první pohled patrné, tak technologie zachytávání CO2 v současné době způsobuje
výrazný nárůst investičních nákladů až 2000USD/kWe. Dále je také z těchto projektů zřejmé, že
aplikací zachytávání CO2 dochází k poklesu účinnosti o přibližně 5%.
Pokud se nyní zaměříme na samotné nové uhelné technologie, můžeme z grafu vidět, že
nejdražší technologií na realizaci redukce emisí v ČR jsou elektrárny IGCC. Vysoká cena těchto
elektráren souvisí stejně jako u CCS s tím, že se stále jedná o prototypy a stále se usiluje o jejich
vylepšení, kde by poté měly dosahovat účinnosti přes 50%. Tyto elektrárny však v porovnání
s ostatními zmíněnými technologie produkují nejméně emisí CO2 (viz. Tabulka 16) a tak nejlépe
vyhovují požadavkům ochrany klimatu.
Nejvýhodnější se tedy jako nové zdroje pro výrobu energie v ČR zdají elektrárny typu PCC a
PBC, tedy elektrárny s práškovým a fluidním kotlem. Při porovnání s cenou těchto jednotek a
jednotek IGCC je vidět zřetelný rozdíl pořizovací ceny v ČR při přibližně stejných výkonech.
Spalovací zařízení fluidních elektráren je složitější než u elektráren práškových, a proto jsou tyto
elektrárny využívány méně než ty práškové. PBC elektrárny jsou používány většinou na menší a
střední výkony při teplotě spalování do 950°C. Mají však účinnost srovnatelnou s elektrárnami
práškovými s nadkritickými parametry, kde je účinnost cca 43%. Jak vidíme z grafu 12, realizace
projektů těchto elektráren bez CCS i s CCS se pohybuje v podobné investiční rovině.
V následující tabulce 24 jsem schnul některé výhody a nevýhody technologií uvedených v této
práci, kde tyto technologie představují značný potenciál pro dosažení plánovaného snížení CO2
nejen v ČR ale i ve zbytku světa.
Stránka | 70
Tab. 24 : Výhody a nevýhody nejdůležitějších technologií ve vztahu k výrobě energie
Technologie
Výhody
PC s nadkritickými parametry
-
FBC
-
IGCC
-
-
CCS
Jaderná elektrárna
-
Pro velké výkony
Ověřená technologie
Ekonomicky přijatelné
Účinnost 43% a více
Regenerace odsiřovacího
činidla
Vyšší účinnost spalování
Nižší teplota spalování
Méně škodlivin (NOx,
SO2, CO2)
Spalování méně kvalitních
paliv
Nižší náklady na čištění
spalin
Vysoká účinnost 45 – 50%
a více
Malé množství emisí CO2,
NOx, SO2
Možnost čištění plynu před
vstupem
Velká účinnost redukce
CO2 (80 – 90%)
Možnost uskladnění CO2
pro možné budoucí využití
Čistý zdroj energie
Vysoký a stabilní výkon
Ekonomicky přijatelné
Malá spotřeba jaderného
paliva
Nevýhody
-
-
-
-
-
Kogenerace
(vlastnosti závislé na typu KZ)
-
Nižší spotřeba paliva (cca
40%)
Vysoká účinnost využití
paliva 80 – 85 %
35% el. en. , 65% teplo
Nižší emise
Velký rozsah výkonů
Jako záložní zdroj
-
Vysoký tlak a teplota
Vysoká zátěž materiálu
Vyšší náklady na čištění
spalin
Velký objem spalin
Pro menší a stření výkony
Složitější konstrukce kotle
Méně rozvinutá
technologie než PC
Sádra se váže na popíleknedá se znovu použít
Značně drahé
Ve fázi zkoumání
(prototypy)
Složité provedení
Kvalitní palivo
Ve fázi výzkumu
(demonstrační zařízení)
V současnosti velmi drahé
Účinné jen u moderních
elektráren s vysokou
účinností
Závislé na ceně povolenek
Velmi složité
Nižší účinnost (30%)
Radioaktivní odpad
Nebezpečí havárie
Složité spouštění a
zastavení
Složité získání paliva
Vyšší investice na zařízení
Návratnost závislá na
využití tepla a elektřiny
Složitější zařízení
Příkladem elektrárny PCC s nadkritickými parametry v ČR je nově budovaný blok elektrárny
Ledvice o výkonu 660MW, který má nahradit dva stávající bloky o výkonu 2x 110MW. Spuštění
zkušebního provozu je naplánováno na rok 2012. Náklady na vybudování této elektrárny se
pohybují okolo 30 miliard korun a jde o nejmodernější zařízení na spalování hnědého uhlí v ČR
Stránka | 71
a jedno z nejmodernějších ve střední Evropě. Nadkritické parametry této elektrárny jsou 600 610°C a tlak 28MPa, kde tyto hodnoty tak dávají účinnost 42,5%. Spotřeba uhlí, a tím i emisí
CO2 na 1kWh se u této jednotky sníží o 26% v porovnání se starým zdrojem.[22,59] Patrné jsou
také hodnoty dalších znečišťujících látek jako SO2, NOx a TLZ, kde v porovnání se stávajícím
zdrojem jsou tyto hodnoty výrazně menší.
Tab. 23 : Porovnání parametrů podkritických bloků a nového nadkritického bloku [22]
Výkon [MWe]
Hrubá účinnost [%]
Spotřeba uhlí [kg/MWh]
Měrná emise TLZ [kg/MWh]
Měrná emise SO2 [kg/MWh]
Měrná emise NOx [kg/MWh]
Stávající zdroje
2x110
37
1130
0,09
5,01
2,11
Nový zdroj
660
47
656
0,06
0,41
0,55
Tato elektrárna jako první v ČR tak bude připravena na možné připojení technologie CCS, kde
společnost ČEZ v blízkosti této elektrárny připravuje již zmiňované vybudování zásobníků pro
uložení CO2.
Z poznatků uvedených v této práci lze vyvodit následující závěr. Technologie CCS je
v současném stupni vývoje pro ČR nepoužitelnou, a to z důvodů velmi vysokých investic, které
by zákonitě vedli k výraznému zvýšení ceny elektřiny. Dalším důvodem proč nelze tuto
technologii efektivně využít jsou zastaralé a dosluhující uhelné elektrárny v ČR, které by
účinnost této technologie výrazně snížili. Osobně se ale domnívám, že by tato technologie mohla
být jednou z nejvýznamnějších technologií v boji proti změně klimatu.
Podobně jako CCS je na tom i technologie IGCC, která je sice v rámci vývoje mnohem
vyvinutější, ale pro elektrárny o velkých výkonech je stéle v určité fázi vývoje a zlepšování
(prototypy). Dle grafu 12 je tato technologie také zatím velmi drahá a pro aplikaci v ČR tedy
nevhodná.
Jako nejvhodnější technologie pro spalování uhlí v ČR jsou technologie, které jsou
používány již řadu let a jejichž funkčnost a princip je dostatečně zvládnut. Těmito technologiemi
jsou PCC, FBC(CFBC, PFBC) a kogenerace. Tyto technologie v současnosti přinášejí
dostatečný výkon pro pokrytí energetické potřeby společnosti, jsou ekonomicky přijatelné a
pracují s dostatečně vysokou účinností, která odpovídá požadavkům na nejlepší dostupné
techniky (BAT). Dále pak tyto technologie výraznou měrou přispívají k omezení spotřeby paliva
a tak i k redukci skleníkového plynu CO2 a dalších emisí. Pro další snížení emisí CO2 a
množství spotřebovaného uhlí lze dosáhnout např. spoluspalováním uhlí a biomasy, které tyto
technologie umožňují.
Stránka | 72
Závěr
Změna klimatu je globálním problémem a tak se týká každého státu a každého člověka v něm.
Vlivem stále rostoucí světové populace a zvyšujícího se rozvoje společnosti je čím dále větší
poptávka po energiích. Přibližně 81% světové energie pochází ze zdrojů na spalování fosilních
paliv. Největší množství CO2 je uvolněno při spalování hnědého uhlí a naopak nejméně při
spalování zemního plynu. V současné době je každý rok vypuštěno přibližně 25Gt oxidu
uhličitého do atmosféry. Mezi největší znečišťovatele se řadí rozvojové státy s rychlým růstem
průmyslové výroby, jako je např. Čína.
Podle názorů většiny vědeckých pracovníků a politiků, zabývajících se problematikou změny
klimatu, je množství emisí skleníkových plynů produkovaných lidskou činností zodpovědná za
zvyšující se rychlý růst průměrné roční teploty Země. Projevy změny klimatu jsou v tuto chvíli
již zjevné a projevují se např. táním ledovců, extrémními výkyvy počasí, změnami oceánských
proudů, povodněmi, dlouhým obdobím sucha atd.
Vlivem těchto projevů je nutné, ne přímo nezbytné učinit významné kroky, které by zajistili
omezení produkce těchto plynů a alespoň z části tak zajistily klimatickou stabilitu. Mezi
významné politické nástroje poslední doby patří Kjótský protokol, který má pomoci snížit emise
skleníkových plynů do roku 2012 o 5,2% v porovnání s rokem 1990. Dalším nástrojem je
evropské obchodování s emisními povolenkami, mající motivovat státy EU a jejich podniky
k snižování svých produkovaných emisí skleníkových plynů, a to pomocí nových technologií a
úspor. Nejnovějším nástrojem je Klimaticko – energetický balíček EU, který stanovuje budoucí
podobu evropského boje proti změně klimatu jako např. zvyšování energetické účinnosti,
zachytávání a ukládání CO2, energetické úspory, OZE a mnoho dalšího.
V České republice je nejvíce produkovaným skleníkovým plynem oxid uhličitý, jehož vývoj byl
popsán v odstavci 1.2. Důvodem tohoto prvenství je vysoký podíl uhlí v energetickém mixu ČR.
V roce 2008 bylo v ČR vyprodukováno přibližně 120Mt CO2, kde většina tohoto plynu pochází
z výroby elektrické a tepelné energie. Problematika produkce CO2 z energetiky byla popsána
v odstavci 1.3 a 1.4. I přes tento značný podíl uhlí na energetické výrobě se ČR podařilo snížit
emise CO2 oproti roku 1990 o 28%. Od poloviny devadesátých let je pak produkce CO2 zhruba
konstantní s tendencí mírného klesání (viz odstavec 1.2, graf 1).
Cílem této práce bylo identifikovat metody a technologie spalování fosilních paliv, které
povedou k významnému snížení CO2 v ČR. Dále pak zhodnotit jejich současný stav a možnost
uplatnění v ČR. Tyto technologie spolu s obnovitelnými zdroji energie mají zajistit dosažení
plánovaných redukcí oxidu uhličitého v oblasti výroby elektrické a teplené energie.
Prakticky existují dvě cesty jak při výrobě elektřiny a tepla ze zdrojů zvláště velkého znečištění
docílit požadovaného snížení emisí CO2. První možností je použití technologie pro zachytávání
CO2 (před-, po-, nebo během procesu spalování). Tento zachycený CO2 je poté možno využít
např. pro tvorbu metanu při procesu metanizace, nebo ho jednoduše uložit geologických formací.
Tato technologie je označována zkratkou CCS.
Stránka | 73
V této práci jsou uvedeny metody, pomocí kterých by měla být realizována separace CO2 z
palivového plynu, nebo ze spalin. Tyto metody pracují na principu absorpce, adsorpce,
kryogenní separace, separace pomocí membrán a byli popsány v odstavci 2.1. Jako nejvhodnější
a do budoucna předpokládanou nejvyužívanější metodou je metoda chemické absorpce, kde je
separovaný plyn zachycen do absorpčního roztoku. Tyto metody jsou v současnosti odzkoušeny
jen pro malé objemy separovaného plynu, a proto jsou dnes zkoumány pro použití na velkých
elektrárnách produkujících velké množství spalin s vysokou koncentrací separovaného plynu.
Odseparovaný plyn, jak bylo popsáno v odstavcích 2.3.2 a 2.3.3, pak bude do úložišť
dopravován pomocí plynovodů nebo cisteren v pevné, kapalné nebo plynné fázi. Po přepravě
bude plyn injektován do geologických formací, které musí být voleny tak, aby se minimalizovala
rizika úniku uloženého plynu do okolního prostředí.
Technologie CCS je v současné době ve fázi výzkumu a testování na demonstračních zařízeních.
Plánované výsledky z těchto zařízení se očekávají po roce 2015 a uvedení technologie do
komerčního využívání se odhaduje na rok 2020.
Druhou možností jak snížit CO2 při výrobě energie je zvýšení účinnosti přeměny paliva na
tepelnou a posléze elektrickou energii při procesu spalování v uhelných elektrárnách. V této
práci je popsáno několik významných technologií pracující s vyššími účinnostmi (cca 43 – 50%)
než stávající zastaralá zařízení s účinností cca 30 – 40%. Těmito technologiemi jsme se zabývali
v části 2.4. Tyto technologie díky vyšší účinnosti spotřebují méně paliva pro výrobu stejného
nebo vyššího množství energie než starší zařízení. Díky nižší spotřebě paliva dochází k menší
produkci CO2, SO2, NOx a jiných látek. Také se při použití těchto technologií prodlužuje doba
spotřebování zásob uhlí. Mezi tyto technologie patří práškové spalování s nadkritickými
parametry (PCC), fluidní spalování (FBC, PFBC,CFBC), kogenerační výroba tepla a elektřiny a
elektrárna s Integrovaným kombinovaným cyklem zplyňování uhlí (IGCC).
V této práci byli tyto technologie i technologie CCS popsány a zhodnoceny z ekonomického,
environmentálního a energetického pohledu (viz 3. Část této práce). Zhodnocena byla i opatření
pro snížení CO2 v ČR, která jsou uvedená v dokumentu Politika ochrany klimatu ČR v oblasti
energetiky jako např. JE, OZE, kogenerace.
V posledním bodu práce (viz 4. Část), je pohled na možnost využití těchto nových uhelných
technologií v energetice ČR. Na základě ekonomických poznatků, stupně vývoje dané
technologie, účinnosti a dalších parametrech je patrné, že z těchto uvedených technologií jsou
v současné době použitelné elektrárny typu PCC a FBC. U těchto elektráren je pak dle
požadavku na odběr tepla v dané lokalitě vhodné konstruovat kogenerační jednotku na výrobu
tepla, která přispěje k zvýšení účinnosti elektrárny. Do těchto moderních elektráren by po roce
2020 měla být instalována technologie CCS, ovšem jen v případě jejího ověření a snížení ceny
za její provoz.
Stránka | 74
Seznam zkratek:
AFBC
CCGT
CCS
CFBC
CHP
CLC
ČHMÚ
DEA
ECBM
EOR
EU ETS
HRSG
IGCC
IPCC
LULUCF
MDEA
MEA
NGCC
PC
PEZ
PFBC
- (Atmospheric Fluidized Bed Combustion) Atmosférické fluidní spalování
- (Combined cycle Gas Turbine) Kombinovaný cyklus plynové a parní turbíny
- (Carbon Capture and Storage) Separace a ukládání CO2
- (Circulating Fluidised Bed Combustion) Cirkulační fluidní spalování
- (Combined Heat an Power) Kombinovaná výroba energie a zároveň tepla
- (Chemici look combustion) Chemická smyčka
- Český hydrometeorologický ústav
- di-ethanol-amin
- (Enhanced Coal Bed Methane) Ukládání CO2 v propustných uhelných slojích
- (Enhanced Oil Recovery) Zvyšování účinnosti těžby ropy injektáží CO2
- (The EU Emissions Trading System) Evropský systém emisního obchodování
- (Heat Recovery Steam Generator) Kotel na odpadní teplo
- (Integrated Gasification Combined Cycle) Kombinovaný cyklus plynové a parní
turbíny s integrovaným zplyňováním
- (International Panel for Climate Change) Mezivládní panel ke klimatickým
změnám
- (Land Use, Land-Use Change and Forestry) Využívání krajiny, změny ve využití
krajiny a lesnictví
- metyl - di - etalon amid
- mono-etanol-amin
- (Natural Gas Combined Cycle) Kombinovaný cyklus plynové a parní turbíny,
jako palivo je použit zemní plyn
- (Pulverised Coal) Práškové uhlí
- Primární energetické zdroje
- (Pressurised Fluidised Bed Combustion) Tlakové fluidní spalování
Stránka | 75
Seznam grafů:
Graf 1:
Graf 2:
Graf 3:
Graf 4:
Graf 5:
Graf 6:
Graf 7:
Graf 8:
Graf 9:
Graf 10:
Graf 11:
Graf 12:
Emise CO2 (Mt) [1]
Využívání primárních energet. zdrojů v r. 2006 [1]
Podíly jednotlivých zdrojů energie v České republice. [2]
Životnost zásob hnědého uhlí a lignitu dle dolů. [2]
Druhy paliv pro výrobu tepelné energie vyjádřené po jednotlivých krajích (2009)
[http://www.tzb-info.cz/ceny-paliv-a-energii/6152-vyhodnoceni-cen-tepelne-energie-k-roku-2008]
Vývoj emisí skleníkových plynů v ČR (Mt CO2ekv. / rok). [32]
Měrné emise energetických zdrojů (v t CO2ekv. na MWh čisté výroby). [32]
Výroba tepla a elektřiny v jednotlivých zdrojích [51]
Snížení CO2 při dodávce 1GJ tepla z kogenerační jednotky [50]
Nákladová křivka na snížení emisí skleníkových plynů – postupná změna
palivového mixu [44]
Plánované snížení emisí CO2 společnosti ČEZ [46]
Měrné investiční náklady vybraných uhelných bloků v ČR [39]
Stránka | 76
Seznam tabulek:
Tab. 1:
Množství vyprodukovaných emisí CO2 (Mt) z hlavních odvětví v letech
1990,2007 a 2008 s LULUCF (ČHMÚ)[1]
Tab. 2:
Tab. 3:
Tab. 4:
Tab. 5:
Tab. 6:
Tab. 7:
Tab. 8:
Tab. 9:
Tab. 10:
Tab. 11:
Tab. 12:
Tab. 13:
Produkce CO2 jednotlivými druhy dopravy [tis.tun][1]
Růst CO2 v ovzduší [57]
Poměrné roční přírůstky koncentrace CO2 [57]
Použití těchto metod v různých aplikacích spalování [60]
Celosvětové kapacity pro potenciální uložení CO2 (Gt). [15]
Parametry paroplynového oběhu (příklad elektrárny o inst. výkonu 400 MWe)[48]
Porovnání paroplynové (PPC), uhelné a jaderné elektrárny [47]
Charakteristické vlastnosti základních druhů kogeneračního zařízení [50]
Současná vyspělost složek systému CCS [45]
Srovnání technologií – účinnost, měrné emise CO2[17]
Náklady na CCS pro daný typ elektrárny nebo průmyslové zdroje [45]
Celkové náklady na CCS při současných technologií při využití černého uhlí a
zemního plynu [45]
Všeobecné emisní faktory CO2 paliv: [55]
Emisní faktory různých energetických zdrojů [56]
Porovnání uhelných elektráren [4]
Tepelná účinnost spojená s uplatněním opatření BAT u spalovacích zařízení [34]
Náklady na snížení a potenciál snížení emisí[32]
Průměrné ceny za vytápění v roce 2011
[www.cenyenergie.cz /nejnovejsi-clanky/ceny-vytapeni-2011-kolik-za-co-zaplatime.aspx]
Opatření snížení emisí skleníkových plynů v ČR uvedená v rámci Politiky
ochrany klimatu v sektoru energetika.[32]
Náklady na snížení emisí CO2 dle Akčního plánu ČEZ [49]
Projekty hnědouhelných bloků (IEA/NEA,2009) [39]
Porovnání parametrů podkritických bloků a nového nadkritického bloku [22]
Výhody a nevýhody nejdůležitějších technologií ve vztahu k výrobě energie
Tab. 14:
Tab. 15:
Tab. 16:
Tab. 17:
Tab. 18:
Tab. 19:
Tab. 20:
Tab. 21:
Tab. 22:
Tab. 23:
Tab. 24:
Stránka | 77
Seznam obrázků:
Obr. 1:
Obr. 2:
Obr. 3:
Obr. 4:
Obr. 5:
Obr. 6:
Obr. 7:
Obr. 8:
Obr. 9:
Obr. 10a:
Obr. 10b:
Obr. 11:
Obr. 12:
Obr. 13:
Obr. 14:
Obr. 15:
Obr. 16:
Obr. 17:
Obr. 18:
Obr. 19:
Obr. 20:
Obr. 21:
Obr. 22:
Obr. 23:
Obr. 24:
Obr. 25:
Obr. 26:
Obr. 27:
Schéma chemické absorpce [http://62.160.8.20/eetkb/technologies/details.aspx?id=124]
Princip membránové separace[45]
Princip membránové separace
[http://www.co2crc.com.au/aboutccs/co2_capture_separation.html]
Princip adsorpce [45]
Adsorpce na zeolit [http://www.co2crc.com.au/aboutccs/co2_capture_separation.html]
Proces kryogenní separace CO2 [52]
Principy zachytávání CO2 v procesu spalování [7]
Schéma technologie při spalování se vzduchem [7]
Schéma technologie se zplynováním paliva [7]
Schéma technologie při spalování s kyslíkem [7]
Princip chemické smyčky CLC [http://www.wku.edu/ICSET/chemloop.htm]
Elektrárna CCS (Schwarze Pumpe)[ http://www.nazeleno.cz/energie/carbon-capturestorage-ccs-jak-se-zbavit-co2-ulozit-do-zeme.aspx]
Fázový diagram CO2 [http://cs.wikipedia.org/wiki/Soubor:Carbon_dioxide_pressuretemperature_phase_diagram.svg]
Transport CO2 do oceánského úložiště
[http://www.maersktankers.com/Activities/Pages/CO2%20Shipping.aspx]
Princip EOR [http://hubpages.com/hub/Gary-Dolberry-on-Enhanced-Oil-Recovery]
Princip ECBRM [http://www.climateavenue.com/methane.coal.cbm.htm]
Injektáž do zvodněného souvrství. [15]
Konstrukce zplyňovacího reaktoru [4]
Schematické znázornění elektrárny IGCC
[http://www.climateandfuel.com/individualpages/IGCC.htm]
Schematické znázornění elektrárny PC
[http://newgenmichigan.com/index.php/learn/view/a_cleaner_power/]
Schematické znázornění fluidního spalování
[http://www.energyweb.cz/web/index.php?display_page=2&subitem=2&slovnik_page=fluid_spal.
html]
Schematické znázornění elektrárny NGCC [http://www.marchwoodpower.com/ccgt/]
Schéma kogenerační jednotky se spalovacím motorem
[http://www.tzb-info.cz/652-tepelna-cerpadla-a-kogenerace]
Ukládání CO2 [http://www.martinfrost.ws/htmlfiles/april2008/carbon_capture.html]
Jezero Nyos po úniku CO2 z úložiště
[http://www.geo.arizona.edu/geo5xx/geos577/projects/kayzar/html/lake_nyos_disaster.html]
Přínos kogenerační výroby [50]
Možná budoucí podoba jaderné elektrárny Temelín [2]
Současná a budoucí podoba elektrárny Ledvice
[http://kocum.blog.idnes.cz/c/73208/Uhelne-elektrarny-aneb-spatna-cesta-do-budoucna.html]
Stránka | 78
Literatura:
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]
[15]
[16]
[17]
[18]
[19]
[20]
[21]
[22]
[23]
[24]
[25]
[26]
[27]
[28]
[29]
[30]
[31]
Lipka,V.:Stav a vývoj produkce skleníkových plynů v ČR: Bakalářská práce [2009]
http://www.nazeleno.cz/energie/energetika/vyroba-elektriny-v-cr-era-uhli-konci-nahradijej-jadro.aspx
http://www.eps.cz/cz2213429pr/pripady/
Kolat, P., Roubíčrk, V., Kozaczka, J.: Pokročilé energetické technologie, Ostrava 2008
Kadrnožka, J.: Energie a globální oteplování: Země v proměnách při opatřování
energie. Brno: VUT Brno, VUTIUM, 2006 ISBN 80-214-2919-4.
http://www.asicr.cz/bulletin/prosinec-2007/#article-1
http://www.tzb-info.cz/4986-separace-co2-a-jeho-ukladani-v-geologickych-formacich
http://www.techtydenik.cz/detail.php?action=show&id=3605&mark=
http://www.nazeleno.cz/energie/energetika/uhli-vitezi-nad-jadrem-i-obnovitelnymizdroji.aspx
http://vodik.wz.cz/vodikTeorie.htm
http://www.geoindustry.cz/index.php?page=8
http://3pol.cz/847-ccs-aneb-cam-ten-carbon-slozime
http://nejedly.blog.idnes.cz/c/63462/Nacpeme-uhlik-znovu-pod-zem-a-zachranimelidstvo.html
CO2NET: Geologické řešení změny klimatu:
www.co2net.eu/public/brochures/CO2NET-Public-Brochure-Czech.pdf
Ciahotný, K.: Možnosti odstraňování CO2 ze spalin fosilních paliv a jeho bezpečného
ukládání: http://www.odpadoveforum.cz/OF2009/CD2009/TextyOF/402.pdf
http://www.stavebnictvi3000.cz/clanky/energetika-a-klimaticke-zmeny/
Wichterlová, J.; Roubíček, V.; Pánek, P.: Zachycování emisí CO2 z průmyslových
zdrojů: http://www.chemicke-listy.cz/docs/full/2008_07_500-505.pdf
http://www.petroleum.cz/zpracovani/zpracovani-ropy-45.aspx
http://www.nazeleno.cz/energie/energetika/uhli-vitezi-nad-jadrem-i-obnovitelnymizdroji.aspx
3POL: Zatracovaný i velebený CO2: http://3pol.cz/download/prosinec2009.pdf
Cenia: Enviromentální technologie a ekoinovace v ČR:
http://www.cenia.cz/web/www/webpub2.nsf/$pid/CENMSFVKXSCW/$FILE/environmentalni_technologie_a_ekoinovace_v
_cr.pdf
http://www.geology.sk/co2neteast/documents/Smernice_CO2_storage.pdf
http://web.spoluziti.cz/miranda2/m2/spoluziti/vyznam_uhli/20090212a.html
http://bilek.blog.idnes.cz/c/157313/CCS-dalsi-tunel-do-nasich-penezenek.html
http://proatom.luksoft.cz/view.php?cisloclanku=2008040002
http://www.svobodomyslni.cz/sbornik8.php
Kubín, M.: Energetika: perspektivy - strategie - inovace v kontextu evropského vývoje:
Jihomoravská energetika, a.s: Brno 2002
Ochrana, L.: Nové technologie v klasické energetice:
www.vosaspsekrizik.cz/cs/download/studium/sps/elektroenergetika/nova-technologie-vklas-energetice.pdf
Stránka | 79
[32]
[33]
[34]
[35]
[36]
[37]
[38]
[39]
[40]
[41]
[42]
[43]
[44]
[45]
[46]
[47]
[48]
[49]
[50]
[51]
[52]
[53]
[54]
[55]
[56]
[57]
[58]
[59]
[60]
MŽP: Politika ochrany klimatu v ČR:
www.mzp.cz/C1257458002F0DC7/cz/news_tz091022pok/$FILE/POK_pro_mezirezort_
web.pdf
http://www.allforpower.cz/UserFiles/files/2009/skodapower_ledvice.pdf
IPPC: Referenční dokument o nejlepších dostupných technikách pro velká spalovací
zařízení: http://ippc.cz/obsah/CF0198
http://www.nazeleno.cz/energie/carbon-capture-storage-ccs-jak-se-zbavit-co2-ulozit-dozeme.aspx
http://www.cez.cz/cs/pro-media/tiskove-zpravy/1803.html
http://www.cez.cz/cs/pro-media/tiskove-zpravy/148.html
http://www.cez.cz/cs/odpovedna-firma/zivotni-prostredi/programy-snizovani-zatezezp/akcni-plan-snizovani-emisi-co2.html
CityPlan : Ekonomické posouzení rekonstrukce elektrárny Prunéřov II, (17.5.2010):
http://aa.ecn.cz/img_upload/98a9a0fe3779d35f22dc8d93fe87df89/Cityplan_Prun_rov_II
_7_2010_final.pdf
http://www.enviweb.cz/clanek/archiv/73710/mozne-problemy-ukladani-oxidu-uhlicitehodo-podzemnich-prostor
http://www.enviweb.cz/clanek/topeni/85596/vladni-komise-spocitala-jak-do-ctyr-letzdrazi-vytapeni-experti-se-kloni-k-prolomeni-limitu-na-tezbu-uhli
http://www.nasepenize.cz/cez-chce-cesku-postavit-nizkoemisni-elektrarnu-zvazuje-dvelokality--2239
McKynsey&Company: Náklady a potenciál snížení emisí skleníkových plynů v ČR:
http://www.mckinsey.com/locations/prague/work/probono/Report_czech_version.pdf
IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage: http://www.ipccwg3.de/publications/special-reports/special-report-on-carbon-dioxide-capture-and-storage
3T – Teplo,Technika, Teplárenství: (č. 2/2010): http://www.tscr.cz/index.php
ČEZ News: http://www.cez.cz/edee/content/file/cez-news-0708-08.pdf.pdf
http://www.cez.cz/cs/vyroba-elektriny/paroplynove-elektrarny/jak-funguje-paroplynovaelektrarna.html
ČEZ: Akční plán snižování emisí CO2: http://www.cez.cz/edee/content/file/energie-azivotni-prostredi/akcni-plan.pdf
Krbek, J.; Polesný, B.: Kogenerační jednotky zřizování a provoz : GAS s.r.o, Praha 2007
http://www.ekowatt.cz/de/informace/uspory-energie/kombinovana-vyroba-elektriny-a-tepla
http://www.sustainablees.com/index-4.2.html
http://slon.diamo.cz/hpvt/2010/veda/V_02.pdf
http://www.usporim.cz/hlavni-duvody-proc-konci-prodej-zarovek-188.html
http://www.tzb-info.cz/pravni-predpisy/vyhlaska-c-213-2001-sb-kterou-se-vydavajipodrobnosti-nalezitosti-energetickeho-auditu
http://www.usporim.cz/hlavni-duvody-proc-konci-prodej-zarovek-188.html
http://www.co2crc.com.au/aboutccs/co2_capture_separation.html
Stránka | 80

ZDE

Transkript

Podobné dokumenty

Projektová dokumentace - Obec Bílý Kostel nad Nisou

Příspěvek 8 - Czech-Norway Pilot CCS Study

INTEGROVANÉ ZEMĚDĚLSKÉ PODNIKY Všechny

Zdroje energie - Katedra energetických strojů a zařízení

Informační list o uvádění regionálních hodnot CO2 při

6 Ministerstvo zemědělství České republiky, Výzkumný ústav

Nové technologie v klasické energetice (Energetika a živ. prostředí

1.2_SKV - kniha_rekordu _souperi_ - Statistiky TJ Sokol Královské