ZÁPADOČESKÁ UNIVERZITA V PLZNI FAKULTA ELEKTROTECHNICKÁ

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 0,27 t CO2 /MWh výhřevnosti paliva

Lehký topný olej

0,26 t CO2 /MWh výhřevnosti paliva

Zemní plyn

0,20 t CO2 /MWh výhřevnosti paliva

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.techtydenik.cz/detail.php?action=show&id=369&mark= 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 http://web.spoluziti.cz/miranda2/m2/spoluziti/vyznam_uhli/20070322a.html http://web.spoluziti.cz/miranda2/m2/spoluziti/vyznam_uhli/20071018a.html 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.techtydenik.cz/detail.php?action=show&id=369&mark= 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 3T – Teplo,Technika, Teplárenství: (č. 6/2010): http://www.tscr.cz/index.php 3T – Teplo,Technika, Teplárenství: (č. 3/2010): http://www.tscr.cz/index.php http://www.techtydenik.cz/detail.php?action=show&id=6123&mark= http://www.co2crc.com.au/aboutccs/co2_capture_separation.html Stránka | 80

ZÁPADOČESKÁ UNIVERZITA V PLZNI FAKULTA ELEKTROTECHNICKÁ

Recommend Documents