Hur fungerar post-förbränning CO2-fångst och vad innebär det för kraftverk?

Post-förbränning CO2-fångst (PCC) är en teknik som används för att minska koldioxidutsläpp från kraftverk som förbränner fossila bränslen. Genom denna process fångas CO2 som genereras i rökgaserna innan den släpps ut i atmosfären. En av de största utmaningarna med denna teknik är att den kräver mycket energi och resurser för att vara effektiv, vilket gör den till en kostsam lösning i många kraftverk, särskilt för gaseldade turbiner som används i de mest effektiva kraftverken (GTCC).

För att förstå teknologin bättre måste man beakta att rökgaserna från förbränning ofta har ett mycket lågt CO2-partialtryck (ungefär 4,5 % på torr basis), vilket gör det svårt att fånga koldioxiden på ett kostnadseffektivt sätt. Låg tryck och densitet i rökgaserna leder till att mycket stora volymer behöver hanteras, vilket kräver stora rörledningar och anläggningar. Detta återspeglas i både plantans yta och de totala installerade kostnaderna.

De enda kommersiellt tillgängliga lösningsmedlen för att fånga CO2 från mycket utspädda gaser vid låga partialtryck är vattenbaserade lösningar av alkanolaminer som monoetanolamin (MEA), dietanolamin (DEA), metyl-diethanolamin (MDEA), samt de nyutvecklade steriskt hindrade aminerna (t.ex. piperazin). I PCC-systemet finns två huvudkomponenter: en absorber där CO2 tas bort och en regenerator (stripper) där CO2 släpps ut i en koncentrerad form och lösningen återvinns.

För att effektivt kunna fånga CO2 måste rökgaserna kylas ner till ungefär 45–50°C innan de bearbetas för att ta bort partiklar som kan orsaka driftproblem och föroreningar som kan leda till förlust av lösningsmedlet. En aminolösning reagerar kemiskt med CO2 och bildar en löst bunden förening, vilket gör det möjligt att fånga CO2 ur rökgaserna. En boosterfläkt behövs för att övervinna tryckförlusten i fångstsystemet och är en betydande energiförbrukare.

En av de största energikostnaderna för PCC-systemet är den mängd värme som krävs för att regenerera lösningsmedlet. Regenereringsprocessen sker vid en temperatur på cirka 120°C, och värmen levereras vanligtvis via ånga extraherad från en nedre del av cykeln, vilket reducerar effekten från ångturbinen och minskar därmed den totala effektiviteten i ett GTCC-kraftverk. Förutom detta krävs ytterligare energi för att komprimera den fångade CO2 för transport till lagringsanläggningar och injektion i lagringsreservoarer.

Även om alkanolaminer har använts i stor utsträckning inom kemisk processindustri för gasrening och synbränsleproduktion, är deras användning inom CO2-fångst på kraftverk i stor skala föremål för flera betydande tekniska och ekonomiska utmaningar. Ett av de största problemen är den låga CO2-koncentrationen i rökgaserna från naturgaseldade kraftverk, vilket gör att stora mängder lösningsmedel krävs för att fånga en tillräcklig mängd CO2. Dessutom kan syre i rökgaserna orsaka korrosion och nedbrytning av lösningsmedlet, vilket medför ytterligare driftskostnader för att hålla systemet effektivt.

Prestanda och kostnader för PCC-system kan variera beroende på storleken på kraftverket och teknologins effektivitet. Enligt tabeller som presenterar data från olika studier, kan kostnaderna för att fånga CO2 ligga på runt 80–90 USD per fångad ton CO2, men dessa siffror baseras på uppskattningar som kan vara optimistiska. En fullständig front-end engineering design (FEED) studie krävs för att få en korrekt uppskattning av de verkliga kostnaderna.

Det är också viktigt att förstå de långsiktiga konsekvenserna av att implementera denna teknologi. Förutom de initiala byggkostnaderna, som kan vara avsevärt högre än vad vissa studier visar, måste drift och underhåll av fångstanläggningen beaktas. Regenereringen av lösningsmedlet kräver en kontinuerlig tillförsel av värme, vilket innebär att även om teknologin kan vara effektiv för att minska CO2-utsläpp, är den fortfarande beroende av en betydande mängd energi, vilket minskar den övergripande energieffektiviteten i kraftverket.

När det gäller långsiktig hållbarhet och ekonomiska överväganden, kan användningen av PCC-teknologi bidra till en minskning av koldioxidutsläpp, men de höga driftskostnaderna innebär att denna teknologi inte nödvändigtvis är den mest kostnadseffektiva lösningen för alla typer av kraftverk. En övergång till mer effektiva teknologier och förbättrad lösningsteknik kan i framtiden göra PCC mer ekonomiskt gångbart och minska dess påverkan på kraftverkens totala kostnader.

Hur uppstartstiden för ångturbiner påverkar den termiska stressen och driftseffektiviteten i kraftverk

Vid uppstarten av ångturbiner i kraftverk spelar flera faktorer in, inte bara på hur snabbt turbinens hastighet når sitt maximala värde, utan också på hur turbinens rotorer och komponenter hanterar termiska påfrestningar. Specifikt fokuserar det på hur snabbt en ångturbin kan nå sin fulla driftshastighet, antingen vid full last eller vid andra definierade driftsförhållanden.

I gas- och ångkombinerade kraftverk (GTCC) är det särskilt viktigt att hantera uppstarten på ett sätt som minimerar termiska påfrestningar, särskilt i turbinens rotor. För att undvika skador på grund av snabb uppvärmning från ångsystemet, används en kombination av tekniker för att styra ångflödet och temperaturen. I vissa fall är gas- och ångturbiner kopplade via en temperatur- och flödesstyrd process som kan justera flödet av ånga för att hålla rotorens temperatur inom ett optimalt intervall. Om en gasdriven turbin startas snabbt, som i moderna turbinmodeller som tar under 30 minuter för uppstart, krävs en särskild uppmärksamhet på hur ånga tillförs de olika sektionerna av turbinen.

Det finns två huvudsakliga metoder för att kontrollera detta under uppstarten: den konventionella metoden där ångproduktionen styrs av gasflödet och en snabbare metod som frigör gasflödet från ångturbinen. Det senare alternativet erbjuder bättre flexibilitet, då gasflödet inte längre styrs direkt av ångturbinen, vilket möjliggör en snabbare och mer exakt hantering av de termiska påfrestningarna. För att hantera temperatur- och flödesregleringen används också ångbypassventiler och termostater som styr ångans temperatur direkt efter supervärmning.

Det är viktigt att förstå att de termiska påfrestningarna inte bara beror på hur snabbt turbinen når sin fulla hastighet, utan också på vilka material som används i konstruktionen av rotorer och andra komponenter. För höga temperaturer, över 600°C, där den ångturbinen arbetar, kan det krävas material av högre kvalitet, som austenitiska stål eller superlegeringar, som är bättre på att hantera de påfrestningar som uppstår under kallstarter eller extremt snabba uppstarter.

Vid dessa högre temperaturer och tryckgränser är det också viktigt att beakta de materialmässiga skillnaderna i rotorernas konstruktion. Ferritiska stål, som används för vissa turbindelar, har en mycket högre värmeledningsförmåga än austenitiska stål, vilket innebär att komponenter i ferritiskt stål värms upp snabbare. Detta innebär att kallstarter kräver särskild uppmärksamhet och precision för att säkerställa att komponenterna inte överskrider sina termiska gränser.

Utöver den termiska stressen som uppstår vid uppstart, spelar även storleken på turbinens delar en viktig roll för dess effektivitet och säkerhet. Moderna turbiner har mycket större rotorblad och bättre optimerade axelsystem, vilket minskar risken för överhettning under drift och förbättrar den allmänna prestandan. Den snabba utvecklingen av gasdrivna turbiner som är större än 500 MW ger nya möjligheter och utmaningar för att hantera dessa påfrestningar på ett effektivt sätt.

En annan viktig aspekt att ta hänsyn till är den kontinuerliga optimeringen av turbinens komponenter, såsom lagertätningar och tryckregleringsventiler, vilket också spelar en stor roll för turbinsystemets livslängd och driftseffektivitet.

Vad innebär operabilitet i gas- och ångturbinskraftverk?

Gas- och ångturbiner har länge varit centrala komponenter i världens elektriska kraftproduktion. Under en tid var ångturbinen den dominerande kraftkällan, både i USA och internationellt, medan gasturbiner, som i huvudsak brände flytande bränslen, oftast hade en stödjande funktion, som att hantera lasttoppar. Kol var länge det mest använda bränslet, följt av olja. Idag är kol visserligen på tillbakagång, men är fortfarande den främsta energikällan i många delar av världen. I USA har kol ersatts av naturgas, som är den dominerande energikällan i gas-turbin kombinerade cykler (GTCC). Trots detta spelar ångturbiner fortfarande en viktig roll i många kraftverk, där de används i kombination med gasturbiner för att generera elektricitet.

Gasturbiner och ångturbiner utgör inte bara hjärtat i de traditionella kraftverken utan också grundpelare för framtida rena energiteknologier. Exempelvis är en superkritisk CO2-teknologi egentligen en stängd cykel gasturbin, där CO2 används som arbetsmedium i stället för luft. På samma sätt opererar vissa energilagringssystem, som komprimerad eller flytande luft, i grunden som gasturbiner med kompressorer och turbin som arbetar oberoende vid olika tidpunkter. Gasturbiner som bränner vätgas, antingen ren eller blandad med naturgas, är ett aktuellt fokusområde inom energiomställningen.

För att förstå gas- och ångturbiner i ett sammanhang som sträcker sig bortom grundläggande kraftproduktion, behöver man ta hänsyn till begreppen tillämpning och drift. Tillämpning innebär att sätta något i drift, medan drift definieras som tillståndet av att något är i aktiv funktion. När ett system är i drift, måste alla dess delar och delsystem fungera i harmoni för att omvandla insatser till resultat. Därför handlar diskussionen om gas- och ångturbiner i detta sammanhang om mer än bara drift – det handlar om operabilitet.

Ett kraftverk är bara användbart om det är pålitligt, tillgängligt och lätt att underhålla – de så kallade RAM-kraven (reliability, availability, maintainability). För att ett kraftverk ska ha ett verkligt värde måste det kunna generera elektricitet utan att ofta behöva stängas av för reparationer och det måste vara lätt att underhålla. Om ett system ständigt kräver mycket arbete och underhåll, är det i praktiken värdelöst, oavsett hur avancerat det är tekniskt sett. Att en kraftanläggning kan hålla hög tillgänglighet, pålitlighet och underhållbarhet är avgörande för att säkerställa att den kan driva effektivt och långsiktigt.

Driften av ett kraftverk kan delas in i två huvudkategorier: stadig drift och ostadig drift (transient drift). I steady-state drift arbetar kraftverket på ett konstant sätt, under normala driftförhållanden. Off-design drift innebär att systemet opererar under förhållanden som ligger utanför de förutsedda specifikationerna, till exempel vid förändringar i omgivande temperaturer eller om lasten varierar. För att hantera dessa avvikelser måste kraftverket ha tillräcklig flexibilitet för att kunna svara på förändrade driftförhållanden utan att äventyra säkerheten eller effektiviteten.

Gas- och ångturbiner, trots att de kan verka vara komplexa maskiner, är grundläggande i förståelsen av kraftverkens drift och operabilitet. Deras effektivitet och långsiktiga drift beror i hög grad på hur väl systemet som helhet är designat och på hur väl de operativa kraven är balanserade under olika driftförhållanden. När alla komponenter fungerar i harmoni, kan kraftverket maximera sin effektivitet och samtidigt minimera driftstopp och underhåll.

Hur gränsvillkor och driftlägen påverkar gas- och ångturbiner i kraftverk

Gränsvillkor och driftlägen är centrala för att förstå hur ett kraftverks turbin- och energisystem fungerar i olika situationer. Bland de viktigaste faktorerna som styr dessa system finns omgivningstemperatur och luftfuktighet, belastningen på gas- och ångturbiner samt specifika driftslägen som t.ex. baslast eller topplast. Vidare spelar tillgången på extra brännare i hetgasrecirkulatorer (HRSG) och inloppstemperaturreglering av gasen, exempelvis via förångande kylare eller inloppskylare, en betydande roll för den totala prestandan.

För de flesta praktiska tillämpningar kan off-design drift, det vill säga drift vid förhållanden utanför de designade gränserna, hanteras med hjälp av korrektionkurvor som tillhandahålls av originalutrustningstillverkaren (OEM). Dessa kurvor används för att justera verkningsgrad och effektivitet i förhållande till omgivningstemperatur och belastning på anläggningen. Dock är dessa kurvor en lyx som endast finns tillgänglig för etablerade produkter. För mer innovativa och tidigt utvecklade teknologier, som exempelvis turbinanläggningar baserade på superkritisk CO2, saknas sådana korrektioner. I sådana fall krävs en mer detaljerad modellering av anläggningens värme- och massbalans för att simulera driftsegenskaperna, vilket innebär omfattande utvecklingsarbete och betydande investeringar.

Vid stabil drift är det primära målet att beräkna anläggningens prestanda, vilket i detta sammanhang innebär den elektriska uteffekten och den termiska verkningsgraden. Prestandaberäkningarna är i huvudsak ett räkneexempel där man adderar och subtraherar enskilda systemkomponenters effektivitet för att beräkna den totala nettoresultaten. Dessa beräkningar är relativt enkla i steady-state drift, men i transient drift, det vill säga vid förändringar i belastning eller driftförhållanden, blir situationen mer komplex och exakt definition av prestanda är inte möjlig.

För att utveckla och implementera ny teknologi på fältet, särskilt när det gäller turbiner och deras styrsystem, krävs en noggrant planerad och metodisk utvecklingsprocess. Denna process kan ta flera år och kräva stora mängder kapital, utan garanti för framgång. Därför är det avgörande att även i de tidiga stadierna av teknikutveckling skapa robusta styrsystem, både konceptuellt och i detalj, för att säkerställa att den nya teknologin fungerar på ett tillförlitligt och effektivt sätt under verkliga driftförhållanden.

När det gäller värme- och massbalansmodeller är det viktigt att förstå att det inte bara handlar om att beräkna medelvärden för energiutbyte mellan olika systemkomponenter, utan även om att korrekt fånga upp komplexa dynamiska effekter som uppstår vid förändringar i belastning eller omgivningsförhållanden. De teknologiska framstegen inom gas- och ångturbinteknik är fortfarande föremål för utveckling och nya lösningar. Till exempel innebär införandet av avancerade HRSG-system eller CO2-baserade turbinlösningar utmaningar som kan behöva ytterligare forskning och fältvalidering innan de kan tillämpas i praktiska, storskaliga anläggningar.

Det är också viktigt att notera att vid användning av turbiner för elektrisk kraftgenerering måste ingenjörerna förstå hur de olika temperaturer som används i termodynamiska beräkningar relaterar till både statiska och totala temperaturer. Inom turbomaskineri används ofta totaltemperaturer och totala tryck för att beräkna de verkliga energinivåerna i höghastighetsströmmar, där det inte räcker att bara använda de statiska värdena. I dessa system kan vätskor röra sig med hastigheter som gör att effekterna av kinetisk energi måste tas med i beräkningarna.

En gas- eller ångturbin är en mycket komplex maskin, och för att maximera prestandan måste ingenjörerna ha en grundläggande förståelse för hur alla variabler som påverkar verkningsgraden, som temperatur, tryck och hastighet, interagerar med varandra. Detta kräver både teoretisk kunskap och praktisk erfarenhet för att kunna göra de nödvändiga justeringarna vid förändringar i driftförhållandena. De moderna turbinerna är dessutom utrustade med avancerade styrsystem som gör det möjligt att snabbt och effektivt anpassa maskinens drift för att möta föränderliga krav, vilket ytterligare understryker vikten av noggranna beräkningar och kontroll.