A szuperkritikus CO2 (sCO2) ciklus jelentős előrelépést képvisel a hőerőművek hatékonyságának növelésében, különösen a kis moduláris reaktorok és a koncentrált napenergia (CSP) alkalmazások területén. Az sCO2 a 595 °C-os bemenő hőmérséklet mellett 580 °C-ra melegszik fel a hőcserélőben, miközben a körforgás többi feltétele hasonló marad más, hagyományos tüzelőberendezésekhez képest. A körforgásban a szuperkritikus CO2 tömegárama 2200 kg/s, ami optimálisnak bizonyul az adott teljesítményhez.

Az egyik fő előnye ennek a ciklusnak a magas hatásfok, amely meghaladja a 44%-ot egy nyitott hűtőkörű, vízhűtéses hőleadó rendszerrel. Ez a teljesítmény kiváló, különösen annak fényében, hogy a turbinabevezetési hőmérséklet (TIT) alacsonyabb, mint a hagyományos tüzelőberendezések esetén, így a nettó kimenő teljesítmény – körülbelül 250 MW – kisebb. Ennek ellenére a specifikus teljesítmény viszonylag alacsony, mintegy 110 kJ/kg, amely ugyan elmarad a nukleáris gőz ciklusok 650 kJ/kg-os értékétől, de kedvező az adott technológiai kontextusban.

Az egyik fejlesztett verzióban részleges hűtést alkalmaznak, ahol a munkaközeg tömegáramát úgy állítják be, hogy a generátor teljesítménye stabilan 300 MWe maradjon. Ebben az esetben a prekompresszor nyomásviszonya 1,3:1-re van beállítva, és ez 0,7 százalékpontos hatékonyságnövekedést eredményez, miközben a nettó kimeneti teljesítmény 4,5%-kal nő. Amennyiben a ciklus hőbemenete állandó, a hatékonyságnövekedés továbbra is fennáll, míg a teljesítmény növekedése mérséklődik 1,6%-ra (252 MWe). Ez a részleges újrahűtés jelentős lépés a hatékonyabb működés irányába, miközben a rendszer összetettsége és energiafelhasználása is optimalizálható.

Érdemes megjegyezni, hogy a nukleáris erőművekre vonatkozó példák jól alkalmazhatók a koncentrált napenergia rendszerekre is, ahol a hőforrásként alkalmazott olvadt só képes fenntartani a szükséges magas hőmérsékletet. Az sCO2 ciklus rugalmassága és hatékonysága miatt ideális megoldás lehet ezen megújuló energiaforrások integrációjára is, elősegítve a fenntartható és gazdaságos villamosenergia-termelést.

Fontos megérteni, hogy a szuperkritikus CO2 ciklus hatékonysága nem pusztán az alkalmazott hőmérsékletektől és nyomásviszonyoktól függ, hanem jelentős szerepet játszik a hűtőrendszer típusa és a munkaközeg áramlási módja is. A vízhűtésű rendszerek hatékonyabb hőleadást tesznek lehetővé, ami közvetlenül javítja a ciklus termodinamikai teljesítményét. Emellett az optimális nyomásviszonyok és a precíz áramlásszabályozás lehetővé teszik a rendszer stabil és gazdaságos működését, miközben csökkentik a segédenergia-fogyasztást.

Az sCO2 ciklus előnyei közé tartozik továbbá a berendezések kompakt mérete és kisebb tömege a hagyományos gőz alapú rendszerekhez képest, ami csökkenti a beruházási és üzemeltetési költségeket. Ez a tulajdonság különösen vonzóvá teszi a kis moduláris reaktorok és a helyhez kötött megújuló energiaforrások számára, ahol a hely és a hatékonyság kulcsfontosságú tényezők.

A ciklus optimalizálásának további aspektusai közé tartozik a hőcserélők közötti hőátadás hatékonyságának javítása, a kompresszorok és turbina műszaki fejlesztése, valamint a működési paraméterek pontos szabályozása. Ezek a tényezők összességében befolyásolják a rendszer általános energetikai hatékonyságát és megbízhatóságát.

Mennyibe kerül valójában a szén-dioxid leválasztása?

A szén-dioxid-leválasztási technológiák ipari alkalmazása során az egyik legfontosabb szempont a beruházási és üzemeltetési költségek (CAPEX és OPEX) alakulása, amelyek döntő mértékben befolyásolják egy projekt gazdasági életképességét. Különösen igaz ez a gázturbinás kombinált ciklusú (GTCC) erőművekre alkalmazott utólagos kémiai abszorpciós eljárásokra, ahol a leválasztott CO₂ tonnánkénti költsége érzékenyen reagál az erőmű kihasználtságára (éves üzemórákra), a leválasztási technológia fejlettségére és a CO₂ részleges nyomására a füstgázban.

A 2009-es tanulmány szerint a szén-dioxid-leválasztó egység utólagos beépítésének beruházási költsége 2,24 milliárd norvég korona volt, amely 2016-os dollárban 472,5 millió USD-t tett ki. A 2021-es tanulmány 477 millió USD beruházási költséggel számolt. A két tanulmányban használt tőkeköltség-szorzó 11,2% volt, amellyel számolva az évesített CAPEX 4.000 üzemóránál 104–112 USD/tonna CO₂, 5.000 óránál 83–90 USD/tonna, míg 6.000 óránál 69–75 USD/tonna közötti értékeket mutatott. A SINTEF által szolgáltatott adatok minden esetben kedvezőbb, azaz alacsonyabb költségszinteket jeleztek.

Az éves üzemeltetési költségek (OPEX) hasonlóan alakulnak. A 2009-es számítások 114,5 millió NOK, azaz 24 millió USD (2016-os dollár) éves költséget jeleztek, míg 2021-ben ez az érték 19,4 millió USD-re csökkent. Tonna szinten ez 4.000 órás üzem mellett 39–51 USD/tonna CO₂, 5.000 óránál 31–41 USD/tonna, 6.000 óránál 26–34 USD/tonna értéket mu

Miért érdemes a szintetikus földgáz (SNG) és hidrogén előállításában gondolkodni szénből?

A szén, mint energiahordozó, újrafogalmazott szerepet kapott a modern energetikában, különösen a nagyléptékű gázosítási technológiák és a szintetikus földgáz (SNG), illetve hidrogén előállításának lehetőségein keresztül. A hagyományos szénalapú energiatermelés környezeti és hatékonysági problémái jól ismertek, azonban egyes technológiai eljárások képesek a szénből származó energia hasznosítását tisztábbá és gazdaságilag is fenntarthatóbbá tenni.

A technológiai áttörés abban rejlik, hogy a szén (vagy más hasonló szilárd tüzelőanyag) gázosításával szintetikus földgáz vagy hidrogén állítható elő, amelyet aztán az országos gázhálózaton keresztül lehet elosztani – hasonlóan ahhoz, ahogyan egy kőolaj-finomító különféle termékeket állít elő a nyersolajból. A rendszer lelke, hogy a gázosító üzem állandó alapterhelésen működik, ezáltal kiküszöbölve azokat a műszaki problémákat, amelyek a gyakori terhelésváltozásokkal járnak – különösen a katalizátorok hosszú távú stabilitását veszélyeztetve.

Az Egyesült Államokban, Észak-Dakotában található Beulah városában működik egy ilyen üzem, amely napi körülbelül 18 000 tonna lignitet alakít át mintegy 160 millió normál köbláb metánná. Az átalakítás termikus hatásfoka eléri a 61,9%-ot, amely figyelemre méltó egy ilyen összetett technológiai lánc esetén. A folyamat során a nyersgázt először lehűtik, így kiválik belőle a kátrány, az olajok, a fenolok, az ammónia és a víz – ezek később más célokra is hasznosíthatók. A tisztított szintézisgázt aztán metanizációs egységbe vezetik, ahol a benne lévő CO és H₂ nikkelalapú katalizátor jelenlétében metánná alakul, miközben a CO₂-t részben leválasztják.

A kész metángáz hőértéke eléri a 36 MJ/m³-t, és kompresszió után a Northern Border Pipeline hálózatán keresztül jut el az amerikai keleti part nagyvárosaihoz. Emellett az üzemben keletkező CO₂ egy részét is hasznosítják: például Kanadába szállítják tovább olajmezők másodlagos kitermelésére (EOR).

A rendszer rugalmas, hiszen a metanizációs egység helyett alkalmazható PSA egység is, amellyel végtermékként hidrogén állítható elő. Ebben az esetben a gázosító helyettesíthető POX-reaktorral (Partial Oxidation), a gázkezelés pedig Selexol™ technológiával történik. Egy másik eljárás, a hidrometanizáció – más néven direkt gázosítás – során a szén, a vízgőz és a katalizátor egy fluidizált ágyas reaktorban közvetlenül metánt állít elő. Előnye, hogy nem igényel levegőszétválasztó egységet (ASU), és egyetlen lépésben történik meg a gázosítás és a vízgáz-reakció. Hátránya ugyanakkor, hogy a katalizátor elválasztása az égéstermék hamujától vagy salakjától bonyolult, valamint a katalizátor aktivitása fokozatosan csökken.

A gyakorlati példák száma egyre nő, de az elméleti számítások is alátámasztják ezen technológiák jelentőségét. Egy ismert példa szerint, ha a kiindulási anyag visbreaker mara

Miért fontos megérteni a mítoszok és a vallásos tanítások szimbolizmusát?
Miért fontos a 2D félvezetők szerepe a napenergia tárolásában és hasznosításában?
Hogyan befolyásolja a szennyvíziszap biogáz termelését?