Das Boundary Dam Carbon Capture Project von SaskPower gewinnt die höchste Auszeichnung von POWER

Mit freundlicher Genehmigung: SaskPower

Es gab in unserem Redaktionsteam keine Debatte, als es darum ging, das weltweit interessanteste und würdigste Projekt für die diesjährige höchste Auszeichnung auszuwählen. Boundary Dam Power Station Unit 3 ist das weltweit erste in Betrieb befindliche Kohlekraftwerk, das ein umfassendes System zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung nach der Verbrennung implementiert hat. Dies war wirtschaftlicher als andere kommerziell erhältliche Abscheidungsverfahren, und der Energieversorger ist seit Beginn des Projekts aktiv dabei, seine Erfahrungen mit Stromerzeugern, Regulierungsbehörden und anderen auf der ganzen Welt zu teilen.

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Die Auszeichnung „Kraftwerk des Jahres 2015“ geht an einen einzigen, relativ kleinen Kohlekraftwerksblock: Boundary Dam Power Station Unit 3 (BD3) und seine integrierte Kohlenstoffabscheidungsanlage (CC). Aber der Preis geht wirklich an SaskPower, den Energieversorger der Provinz Saskatchewan, dem die Einheit gehört, für die Entwicklung einer vollständigen CCS-Infrastruktur (Carbon Capture and Sequestration) und eines größeren Ökosystems zur Unterstützung dieser Einheit.

Das Ausmaß der Notwendigkeit, die Treibhausgasemissionen (THG) zu senken, um die negativen Folgen des Klimawandels zu begrenzen, hat viele Gerichtsbarkeiten auf der ganzen Welt dazu veranlasst, Ziele zur Treibhausgasreduzierung festzulegen und Richtlinien zu verabschieden, die die Emissionen neuer und bestehender Kohlekraftwerke begrenzen. befeuerte Kraftwerke. Beispielsweise hat Kanada im Jahr 2012 ein Gesetz auf Bundesebene verabschiedet, das vorschreibt, dass neue Kohlekraftwerke über eine Kohlenstoffabscheidung verfügen müssen und dass bestehende Kraftwerke, die das Ende ihrer Nutzungsdauer (definiert als 50 Jahre) erreichen, abgeschaltet werden müssen, sofern sie nicht mit CC-Anlagen nachgerüstet werden. Aber schon vorher beschloss Ontario, die Kohleverstromung abzuschaffen (siehe „Ontario wird in einem Jahrzehnt kohlefrei“ in der Ausgabe vom Mai 2013 oder in den Archiven auf powermag.com), und SaskPower hatte sich bereits zu seinem BD3-Projekt verpflichtet.

Während einige Jurisdiktionen danach streben, Emissionen zu reduzieren, indem sie fossile Brennstoffe durch erneuerbare Energien oder Kernkraft ersetzen, hoffen andere (in der Regel solche mit fossilen Brennstoffressourcen), dass CCS-Technologien die weitere Nutzung reichlich vorhandener und relativ erschwinglicher fossiler Brennstoffressourcen ermöglichen und gleichzeitig das Klima schützen. Kohlendioxid (CO2) aus der Atmosphäre verdrängen.

Es ist wahr, dass die Ausstattung eines 161-MW-Brutto-Kohlekraftwerks mit einer Kohlenstoffabscheidung von 90 % im globalen Kontext ein kleiner Schritt ist, aber es stimmt auch, dass ihn jemand gehen musste. Das SaskPower-Team hat einen gewaltigen Schritt für die Kohlekraftwerksbranche gemacht und damit weltweite Aufmerksamkeit erregt.

Ich hatte das Glück, Mitte Mai das Boundary Dam Power Station (BDPS) zu besuchen und einige der Projektleiter zu interviewen. Die Professionalität aller, die ich getroffen habe, ist eindeutig einer der Gründe, warum dieses Projekt pünktlich und mit minimalen Kostenüberschreitungen abgeschlossen werden konnte.

SaskPower ist ein staatlicher Energieversorger, der den Großteil der Provinz Saskatchewan mit Strom versorgt und etwa 9 Milliarden Kanadische Dollar (7,36 Milliarden US-Dollar) an Erzeugungs-, Übertragungs- und Verteilungsanlagen verwaltet. Das Unternehmen betreibt drei Kohlekraftwerke, sieben Wasserkraftwerke, sechs Erdgaskraftwerke und zwei Windkraftanlagen und unterhält Partnerschaften mit 21 unabhängigen Stromerzeugern mit einer Gesamtkapazität von 4.211 MW. (Ein Hinweis zu Kosten und Währungsumrechnungen: Alle Dollarbeträge sind in kanadischen Dollar angegeben, sofern nicht anders angegeben. Obwohl der kanadische Dollar im Jahr 2011, als mit dem Bau der CC-Anlage begonnen wurde, Mitte Juni 2015 gleich oder höher als die Parität zum US-Dollar war, Als dieser Artikel fertiggestellt wurde, war der kanadische Dollar etwa 82 ¢ US wert.)

BDPS ist die größte Anlage der SaskPower-Flotte und liegt in der Nähe von Estevan, etwa zwölf Meilen nördlich der Grenze zwischen den USA und Kanada. Der Bau des aus sechs Blöcken bestehenden Kraftwerks begann 1955 und erzeugt seit 1959 Strom. Die Blöcke 1 und 2 wurden 2012 und 2013 stillgelegt, da es sich um kleine, ineffiziente 65-MW-Einheiten ohne Nacherwärmung handelte, die sich dem Ende näherten ihrer Lebensdauer, und es wurde beschlossen, sie nicht zu modernisieren, da bundesstaatliche Vorschriften vorschreiben, dass Anlagen, die älter als 50 Jahre sind, entweder CCS oder Shutter hinzufügen müssen. Die restlichen Blöcke (3 bis 6) haben eine Gesamtleistung von 750 MW. Die Anlage ist in die Einheiten A (Einheiten 1 und 2), B (Einheiten 3 und 4) und C (Einheiten 5 und 6) unterteilt, die jeweils über einen eigenen Kontrollraum verfügen. Das Personal der Einheiten 1 und 2 wurde neu zugewiesen und größtenteils in B „sofort übernommen“, insbesondere im Zuge der Überholung der Einheiten 3 und 4, erklärte Scott Walton, Produktionsleiter von Einheit B.

Block 3 ging 1969 als 150-MW-Block ans Netz; Nach dem jüngsten Turbinenaustausch und der CC-Integration beträgt die Nennleistung 161,1 MW brutto/110,2 netto, nach Berücksichtigung der parasitären Last, hauptsächlich für den CC-Prozess.

Block 3 verbraucht über 800.000 Tonnen (mt) Kohle pro Jahr, bereitgestellt von der Estevan-Mine, die von Westmoreland Coal Co. betrieben wird. Der Tagebau, der etwa 8 Meilen von der Anlage entfernt liegt (Abbildung 1), ist seit 1905 in Betrieb.

Die Anlage liegt neben dem Erholungsgebiet Boundary Dam Reservoir und nutzt das Wasser des Reservoirs zur Kühlung der Anlage. Durch die Ableitung von Pflanzenkühlwasser ist das Boundary Dam Reservoir das einzige Gewässer in der Provinz, das im Winter nicht zufriert, und trägt zu seinem Ruf als hervorragendes Barschangeln bei.

Saskatchewan verfügt über reichlich Braunkohlevorkommen, daher ist es keine Überraschung, dass der erschwingliche Brennstoff etwa die Hälfte seines Stroms liefert. Obwohl Kohlekraftwerke laut dem Jahresbericht 2014 von SaskPower 45 % des gesamten Stroms in der Provinz erzeugen, sind sie für etwa 15 % der Treibhausgasemissionen Saskatchewans verantwortlich.

SaskPower ist sich bewusst, dass die Provinz irgendwann wahrscheinlich verpflichtet sein wird, ihren CO2-Fußabdruck zu verwalten, und erforscht seit den 1990er Jahren CCS, erklärten Walton und Corwyn Bruce, Manager für Initiativen zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung. Wie Sie der Liste der Projektmeilensteine ​​(Tabelle 1) entnehmen können, entschied SaskPower im Jahr 2008, lange vor dem Bundesauftrag, dass der beste Weg in die Zukunft die Nachrüstung der Kohlenstoffabscheidung sei.

Auf die Frage, warum SaskPower sich für eine Abscheidungstechnologie auf Aminbasis entschieden hat, erklärte Randy Bye, CCS-Produktionsleiter, dass das Unternehmen sich die Vor- und Nachverbrennungsprozesse angeschaut und die kostspieligsten verworfen habe, und sich schließlich für den Energienachteil eines Aminsystems anstelle eines weniger kostengünstigen Systems entschieden habe. bewährte Optionen „auf dem neuesten Stand“. Die Wahl fiel auf die Post-Combustion-Capture-Technologie von Shell-Cansolv mit SNC-Lavalin als Engineering-, Beschaffungs- und Bauunternehmer (EPC) aufgrund einer Ausschreibung, bei der Angebote von Technologie-EPC-Partnerschaften eingeholt wurden.

Als Ergebnis der CCS-Nachrüstung und anderer später besprochener Modernisierungen von Block 3 geht SaskPower davon aus, dass sich die Lebensdauer von Block 3 um 30 Jahre verlängert hat.

Projekte dieser Größenordnung und Einzigartigkeit können ohne den engagierten Einsatz talentierter Menschen nicht verwirklicht werden. Ian Yeates, Vizepräsident für Initiativen zur CO2-Abscheidung und -Speicherung, erklärte in E-Mail-Kommentaren, dass eine der Stärken von SaskPower in seiner Fähigkeit liegt, große Initiativen auf eine Weise zu übernehmen, die auf die umfassenden Fähigkeiten seiner Mitarbeiter zurückgreift. „Im Fall von BD3 konzentrierte sich das Fachwissen aus allen Bereichen des Unternehmens, angefangen bei der Geschäftsleitung und dem Führungsteam, aber noch wichtiger, bis hin zu den Personen, die die Dinge tatsächlich erledigen, darauf, das Projekt erfolgreich abzuschließen….“ Der Erfolg des Projekts gehört wirklich dem gesamten Unternehmen.“

Die Provinz begann im Februar 2008 ernsthaft mit der Entwicklung des BD3-Projekts, als die kanadische Bundesregierung ebenfalls 240 Millionen Kanadische Dollar dafür bereitstellte. Der Bau der Modernisierung der Kesselinsel begann im Januar 2013; Der Bau des CC-Nachrüstprojekts begann offiziell im Mai 2011.

Auch wenn der Platz des BDPS-Standorts nicht so begrenzt ist wie bei einigen anderen, bemerkte Dalton Giblett, der nicht für den Bau zuständige Anlagenmanager des Standorts, dass dies während der Bauarbeiten an Block 3- und CC-Projekten sowie anderen Kapitalprojekten unmöglich sei ohne große Umwege von einer Seite des Werksgeländes zur anderen gelangen. Vor dem Projekt waren 250 bis 275 Arbeiter vor Ort, während der Bauphase waren es fast 1.500. Allein die sichere Beförderung all dieser zusätzlichen Personen war eine Herausforderung.

Heutzutage beinhalten die meisten großen Energieprojekte eine globale Lieferkette, aber dieses Projekt ist wohl internationaler als die meisten anderen – von den Lieferanten der Turbine (Abbildung 2) und Wärmetauschern bis hin zu den Überwachungsanlagen der Sequestrierungsstandorte. Viele der wichtigsten Partner und Anbieter sind in Tabelle 2 aufgeführt.

Obwohl die Auffanganlage im Mai 2011 genehmigt wurde, führten bald darauf weit verbreitete Überschwemmungen in der Region sowie die verpasste Gelegenheit, die Anlagen vor dem Winter zu schließen, dazu, dass die Anlage nicht mehr in Betrieb genommen werden konnte. Auch die Nichtverfügbarkeit von Handwerkern (die zu dieser Zeit in der Öl- und Gasindustrie im Westen Kanadas sehr gefragt waren) verschob den Zeitplan eine Zeit lang in die falsche Richtung. Dennoch konnte das Projekt viel schneller abgeschlossen werden als vergleichbare Projekte, die noch in Bearbeitung waren oder abgebrochen wurden.

Bruce fügte nach der Besichtigung hinzu: „Unser Bau- und Sicherheitspersonal ist sehr stolz darauf, dass es weder beim Bau der Auffanganlage noch beim Kraftwerk zu Verletzungen mit Ausfallzeiten kam. Angesichts des Umfangs der Arbeiten und der 4,5 Millionen Arbeitsstunden, die für den Bau aufgewendet wurden, ist dies eine unglaubliche Leistung.“

Der Kohlenstoffabscheidungsteil des Betriebs beginnt in Block 3. Nachdem das Rauchgas einen Elektrofilter passiert hat, wird es vom Schornstein in einen Kanal umgeleitet, der zwischen dem Kraftwerksgebäude und dem Abscheidungsgebäude verläuft (Abbildung 3).

Obwohl es sich um eine CO2-Abscheidungsanlage handelt, fängt das bei BD3 verwendete System auch SO2 ein; Tatsächlich wird zuerst SO2 gestrippt (ein Prozess, der häufiger vorkommt) und dann wird das verbleibende Gas dem CO2-Stripping-Prozess zugeführt (Abbildungen 4 bis 6), der „das echte Designer-Amin in diesem Prozess“ verwendet, wie Bye beschrieb Es. Die beiden unterschiedlichen proprietären Aminlösungen werden beide vor Ort recycelt. Für die Auffanganlage wurden ein separates Wasseraufbereitungssystem mit geschlossenem Kreislauf und Kühltürme gebaut, um sicherzustellen, dass Amine im Falle eines Lecks nicht in die Umwelt gelangen.

Nachdem die Arbeiten an der Säureanlage innerhalb der CC-Anlage diesen Sommer abgeschlossen sind, wird das gestrippte SO2 in kommerzielle Schwefelsäure umgewandelt. Ungefähr anderthalb Tanks pro Tag können für den Einsatz in Düngemitteln, Filtersystemen, Chemielabors oder einer Vielzahl anderer industrieller Zwecke umgebaut werden.

Die CC-Anlage auf Aminbasis nach der Verbrennung ist darauf ausgelegt, mithilfe der Shell Global Cansolv-Technologie bis zu 90 % des CO2 aus Block 3 abzuscheiden. (Eine Übersicht über derzeit verfügbare CC-Technologien finden Sie unter „CCS Development, the Key to Coal Power's Future, Is Slow“ in der Ausgabe vom Mai 2015.) Angesichts der proprietären Natur der Technologie und der Amine (siehe http://bit.ly /1J618uy) waren keine Fotos von diesem Teil der Anlage erlaubt.

Die Lösung mit CO2 wird zum CO2-Stripper geleitet, wo das CO2 in gasförmiger Form aus dem Amin freigesetzt wird. Anschließend wird es in einem angrenzenden Gebäude (Abbildung 7) auf einen Druck von 2.500 psi in einen überkritischen Zustand gebracht – ein Prozess, der den größten Teil der parasitären Belastung ausmacht. An diesem Punkt wird es über eine Pipeline zur Messstation geleitet (Abbildung 8), wo das Futter aufgeteilt wird, um es in einem EOR-Feld (Enhanced Oil Recovery) 41 Meilen von der Anlage oder an einer 1,9 Meilen entfernten geologischen Injektionsstelle zu verteilen.

Diejenigen, die mit der Kohlenstoffabscheidung nicht vertraut sind (und das sind die meisten Menschen), fragen sich vielleicht, wie Anlagenbetreiber feststellen können, wie viel CO2 abgeschieden und gespeichert wird. Die kurze Antwort lautet: Ablesen des Zählers an der Stelle, an der CO2 vom Kompressionsgebäude in den Untergrund geleitet wird (Abbildung 9).

Kritiker argumentieren, dass zwar 90 % des Rauchgas-CO2 abgetrennt werden könne, tatsächlich aber viel weniger gespeichert werde – egal, welche Methode verwendet werde. Im Gegenteil, sagt SaskPower, CO2 aus BD3 wird unter der Erde bleiben, unabhängig davon, ob es für EOR verwendet oder dauerhaft gespeichert wird, sobald die Abscheidungsanlage später in diesem Jahr fein abgestimmt ist und zu 100 % statt zu 90 % läuft.

Speicherung über EOR. Saskatchewan blickt auf eine lange Geschichte der Öl- und Gasförderung zurück und hat, wie viele andere Gebiete auch, EOR mit komprimiertem CO2 eingeführt, um den Ertrag aus erschlossenen Vorkommen zu maximieren. Bevor das BD3-Projekt in Betrieb ging, konnte das in Alberta ansässige Unternehmen Cenovus Energy, das das nahegelegene Ölfeld Weyburn betreibt, CO2 nur aus North Dakota beziehen. Im Mai nahm Cenovus 1.780 Tonnen pro Tag von BD3 ab.

Offensichtlich verbessert die Maximierung der für EOR verkauften Gasmenge die Wirtschaftlichkeit jedes CCS-Projekts.

Speicherung durch geologische Sequestrierung. Komprimiertes CO2, das nicht an Cenovus verkauft wird, wird an die Aquistore-Website gesendet, die im April online ging. Das Carbon Storage and Research Center von SaskPower beherbergt Aquistore, ein unabhängiges Forschungs- und Überwachungsprojekt, das vom Petroleum Technology Research Center (PTRC) verwaltet wird. Aquistore ist für die Verwaltung der Nicht-EOR-CO2-Überwachung und -Speicherung verantwortlich.

Bei Aquistore wird das CO2 3,4 Kilometer (2,1 Meilen) tief in eine mit Sole gefüllte Sandsteinschicht namens Deadwood Formation injiziert. SaskPower erklärt, dass sich diese Formation am Grund des riesigen Williston-Beckens befindet, „einem Sedimentbecken, das aus vielen Schichten poröser und nichtporöser Gesteine ​​besteht“. Das Williston-Becken erstreckt sich weit in die USA, nach Saskatchewan und Manitoba und hat das Potenzial, das gesamte am Boundary Dam abgeschiedene CO2 zu speichern.

Die Injektionsbohrung von Aquistore war für die Injektion von bis zu 2.000 Tonnen pro Tag (ungefähr die Hälfte der von Block 3 geförderten Gesamtmenge) für wissenschaftliche Forschung und sichere, dauerhafte Lagerung ausgelegt.

Kyle Worth, leitender Projektmanager bei PTRC, erklärte, dass die Dutzenden von PTRC verwalteten Überwachungsstationen es Forschern und dem Projektteam ermöglichen, zu verstehen, wie die Injektion voranschreitet und wo sich das CO2 im Reservoir absetzt. Obwohl ein CO2-Austritt unwahrscheinlich ist, benachrichtigen die eingesetzten Überwachungstechnologien das Projekt, falls etwas Unerwartetes eintritt, sodass sofort Maßnahmen ergriffen werden können. Die Überwachung von Worth Aquistore basiert auf jahrzehntelanger Erfahrung und der Standort ist weltweit am besten für die CO2-Überwachung ausgestattet. Die in Abbildung 10 dargestellten Oberflächenüberwachungsanlagen bieten Sicherheit durch die Überwachung von Bodengas, Grundwasser und Oberflächenverformung. Drei Jahre lang wurden Basiserhebungen durchgeführt, um den natürlichen Zustand der Umwelt vor der CO2-Injektion zu ermitteln.

Unter der Oberfläche verfügt Aquistore über weitere Überwachungsgeräte, darunter unterirdische Druck- und Temperaturmessgeräte, Flüssigkeitsprobenahmeanschlüsse und Glasfaserleitungen, die bei der Visualisierung des CO2 im Untergrund helfen können. Das Injektionsbohrloch und das Beobachtungsbohrloch von Aquistore werden ebenfalls mithilfe zusätzlicher Messgeräte und eines umfassenden Bohrlochprotokollierungsprogramms überwacht. Bei dem Beobachtungsbrunnen handelt es sich um einen „intelligenten Brunnen“, der umfassend mit modernster Überwachungsausrüstung ausgestattet ist, damit Experten das CO2 im Reservoir 3,4 km unter der Oberfläche verfolgen und visualisieren können.

Obwohl die CO2-Abscheidungsanlage bisher – aus gutem Grund – die meiste Aufmerksamkeit in den Medien erhalten hat, verdienen auch die Modernisierungen von Block 3, die im Zusammenhang mit dem Bau der Abscheidungsanlage vorgenommen wurden, Aufmerksamkeit. Wie zu erwarten war, benötigte ein fast 50 Jahre altes Gerät einige Aktualisierungen, um ein anspruchsvolles CC-System angemessen zu unterstützen. Zu den Hauptaspekten des Nachrüstungsprojekts für Block 3 gehörten die folgenden:

■ Der Kessel wurde modernisiert, wobei alle Konvektionsflächen ersetzt und vergrößert wurden, einschließlich Überhitzer, Zwischenüberhitzer, Economizer und Lufterhitzer. Ein separates Oberluftsystem und Low-NOx-Brenner wurden hinzugefügt.

■ Eine neue Hitachi-Turbine und ein neuer Generator, die in der Lage sind, die für die CC-Anlage erforderliche große Dampfentnahme zu unterstützen, ersetzten die vorhandene Turbine.

■ Die Hauptdampfleitung wurde ersetzt und die Dampfleitungen wurden geändert, um einen Dampftemperaturanstieg von 50 Grad F zu ermöglichen.

■ Die Futtererwärmungsanlage musste komplett ausgetauscht werden, um den unterschiedlichen Anforderungen der Auffanganlage gerecht zu werden und es der Anlage zu ermöglichen, mit voller Leistung zu arbeiten, wenn sie sich im CC-Modus befindet und nicht.

■ Das Kondensatsystem wurde gegenüber einem herkömmlichen Design stark modifiziert, um eine thermische Integration mit minderwertiger Wärme aus dem Erfassungsprozess zu ermöglichen.

■ Dem Schornstein wurden Umlenkklappen hinzugefügt, um die Weiterleitung des Rauchgases zur Auffanganlage zu ermöglichen.

■ Eine neue Steuerung wurde installiert und lichtbogensichere Schaltanlagen installiert.

Synergien schaffen. Die Integration der Energie- und Abscheidungsanlagen war der Schlüssel zur Minimierung der mit dem CC-Prozess verbundenen parasitären Belastung. Bruce erklärte beispielsweise, dass der Dampf – der zur Freisetzung von Gasen aus den Aminen erforderlich ist – aus einer unkontrollierten Niederdruckturbinenextraktion stammt (nachdem der Dampf bereits den größten Teil seiner nützlichen Arbeit bei der Stromerzeugung geleistet hat) und zurückgeführt wird Das entstehende Kondensat wird dem Entgaser des Kraftwerks zugeführt, wodurch die parasitäre Belastung erheblich reduziert wird.

Weitere Synergien beginnen bei der Auffanganlage. Beispielsweise erfordert der CC-Prozess eine erhebliche Kühlung des Rauchgases, sodass ein säurebeständiges Wärmerückgewinnungssystem – der Rauchgaskühler – Wärme auffängt, die dann verwendet wird, um die Kondensatheizleistung des gesamten Niederdruck-Speisewassers zu ersetzen System für Einheit 3 ​​(Abbildung 11).

Obwohl Amine aus den Schwefel- und CC-Prozessen in einem geschlossenen System vor Ort recycelt werden und die Abscheidungsanlage über ein Kühlsystem mit geschlossenem Kreislauf verfügt, musste mit einem kleinen Abfallstrom umgegangen werden. Als die Ingenieure feststellten, dass die Wasseraufbereitung für diesen Abfallstrom nicht in der Lage war, alle Schadstoffe zu beseitigen, wurde ein Zwischenplan ausgearbeitet, um diesen kleinen aminhaltigen Abwasserstrom zurück zum Kraftwerk zu leiten und ihn in einigen oder allen davon sicher zu verbrennen drei Kessel (Abbildung 12).

Basierend auf der Lebensdauer der vorhandenen Ausrüstung und den Möglichkeiten, Effizienzverbesserungen zu nutzen, die seit dem ursprünglichen Bau der Anlage zum Standard geworden sind, wurden umfangreiche Arbeiten durchgeführt, um alle Verbesserungen zu integrieren, die kosteneffizient durchgeführt werden konnten. Ein engagierter Wärmeintegrationsingenieur konzentrierte sich auf die Bereitstellung eines integrierten Designs, das die Geräteleistung auf der Grundlage der Kapitalbau- und Betriebskosten maximierte. Wärmeintegrationsstudien erforderten viele Iterationen zwischen dem Ingenieur des Eigentümers (Stantec) und technischen Experten von Hitachi, Babcock & Wilcox und Babcock Borsig Service, um die endgültige Lösung zu erreichen.

Mit einer Steigerung der Bruttoleistung der Einheit von 150 MW auf 161 MW im Non-Capture-Modus und der vollen Nettoleistung im Capture-Modus (einschließlich aller Designmargen), die sehr konservativ auf 110 MW festgelegt ist (frühe Leistungsergebnisse deuten darauf hin, dass die endgültige Nettoleistung bei etwa 120 liegen sollte). MW) übertreffen die Ergebnisse die Erwartungen zu Beginn des Projekts bei weitem, sagte Bruce.

Emissionskontrolle. Abgesehen von CO2 und SO2, die in der neuen Anlage abgeschieden werden, werden auch andere herkömmliche Emissionen aus Block 3 sowohl gemäß den Vorschriften als auch den Anforderungen des Abscheidungsprozesses verwaltet.

NOx, das in Saskatchewan nicht reguliert ist, wird mit Ober- und Unterluftluft und Low-NOx-Brennern kontrolliert, wodurch die Emissionen um 50 % gesenkt werden konnten. NOx „ist kein Freund aminbasierter Systeme“, bemerkte Bruce.

Quecksilber wird bei BDPS nicht kontrolliert, obwohl an den nahe gelegenen SaskPower-Stationen Shand und Poplar River eine Aktivkohleinspritzung eingesetzt wird.

Was die Feinstaubpartikel aus Block 3 anbelangt, so wird das Rauchgas nach dem Abscheider mindestens sieben Mal gewaschen, sodass es nach dem Abscheideprozess praktisch Null ist, bemerkte Bye.

Ursprünglich beabsichtigte SaskPower, dass die CC-Anlage unbemannt sein und vom Kontrollraum der Einheit 3 ​​aus gesteuert werden sollte. Als das Projekt voranschritt und die CC-Wasseraufbereitungsanlage hinzugefügt wurde, entschieden die Anlagenmanager jedoch, dass es besser wäre, das CC-System wie ein Kraftwerk mit drei bis vier Bedienern und einem Schichtleiter zu besetzen. Die Idee bestand darin, das CC- und das Kontrollraumpersonal der Einheit 3 ​​kreuzweise zu schulen. Dieser Plan wurde jedoch weiter überarbeitet. Die CC-Anlage hat fünf Rotationsschichten mit sechs Mitarbeitern pro Schicht: einem Schichtleiter, zwei Prozessbedienern im Kontrollraum, einem Bediener der Wasseraufbereitungsanlage und zwei Anlagenbedienern auf der Etage.

Bye stellte fest, dass jeder Bediener mindestens 40 Stunden Simulatortraining absolviert hatte, bevor die CC-Anlage online ging. Trax International (ein Subunternehmer von ABB) stellte den digitalen Simulator als Teil des Steuerungssystems zur Verfügung (Abbildung 13), obwohl ein leitender Bediener, der stark an der Werksabnahmeprüfung in Lynchburg, Virginia, beteiligt war, die eigentliche Schulung durchführte.

SNC-Lavalin hatte vorgeschlagen, Prozess- oder Chemieingenieure einzustellen, wie sie in früheren Cansolv-Gassüßungsanlagen eingesetzt wurden, aber SaskPower entschied sich für Energieingenieure (teilweise, weil es eine übergreifende Ausbildung zwischen Kraftwerks- und Abscheidungsanlagenbetreibern in Betracht zog). Diese Energieingenieure erhielten etwa 400 Stunden pro Person an einer speziellen Schulung im Klassenzimmer über Prozesschemie und die in der BD3-Anlage beteiligten Prozesse. Bye sagte: „Ich glaube immer noch, dass Energieingenieure am besten qualifiziert sind, die [Abscheidungs-]Anlage zu betreiben.“

Obwohl sich die Einheiten 3 und 4 einen Kontrollraum teilen, teilen sie sich keine Kontrollstationen. Block 4 nutzt weiterhin seine Originalausrüstung, während Block 3 ein komplettes digitales Upgrade erhielt (Abbildung 14).

Die Inbetriebnahmearbeiten wurden vom Wartungspersonal der Anlage und nicht vom EPC durchgeführt, was allen, vom Mechaniker und Elektriker bis zum Instrumententechniker, praktische erste Erfahrungen bei der Fehlerbehebung vermittelte.

Block 3 kann betrieben werden, wenn die Erfassungsanlage aus irgendeinem Grund offline geht, und gewährleistet so eine kontinuierliche, zuverlässige Stromversorgung. Das Einzige, was auf der Strominsel passiert, ist, dass die Umlenkklappe schnell ihre Position ändert, um das Rauchgas durch den Schornstein der Einheit zu leiten, statt hinüber zum Auffanggebäude. Das geschieht in weniger als einer Minute, sagte Walton.

Obwohl die Schwefel- und Kohlenstoffabscheidung auf Aminbasis bereits vor BD3 durchgeführt wurde, ist dies das erste Mal, dass das Verfahren in großem Maßstab in einem in Betrieb befindlichen Kraftwerk eingesetzt wird, wo die Stromerzeugung nach wie vor das primäre Geschäftsziel ist. Um zu erwartende Ungewissheiten abzumildern, haben das Werk und SNC-Lavalin Redundanzen und Margen für kritische Komponenten eingebaut, um einen reibungslosen Betrieb zu gewährleisten.

Allerdings kann selbst das sorgfältigste geplante neue Projekt auf das Unerwartete stoßen. Bei BD3 gab es einige Überraschungen im Zusammenhang mit der Ausrüstung, wie z. B. elektrische Arbeiten, die erneuert werden mussten, Ventile, die undicht waren, bevor sie Verschleiß hätten zeigen sollen, und Probleme mit der Wasseraufbereitungsanlage (die den Betrieb der Auffanganlage nicht verhinderten). Zu den unvorhergesehenen Prozessänderungen gehörte die Anpassung des Dampfstroms und der Temperaturregelung von Block 3, was Auswirkungen auf die CC-Anlage hatte. Und dann, bemerkte Walton, waren da noch die großen Eiszapfen, die sich an der Außenseite des CC-Gebäudes als Folge der Kondensfeuchtigkeit während des streng kalten Winters in Saskatchewan bildeten. Dieses Problem sei durch den Einsatz zahlreicher Begleitheizungen behoben worden, sagte Bye. Bei künftigen Auffanganlagen würden die Mitarbeiter darauf bestehen, noch mehr Auffanggeräte im Gebäude unterzubringen, um wetterbedingte Belästigungen abzumildern.

Andere Probleme hatten mit der Chemie zu tun. Das zuvor erwähnte Müllverbrennungssystem funktionierte, außer dass es die Kesselverschlackung erhöhte, erklärte Walton. Die Anpassung des pH-Werts des Stroms vor der Einleitung in den Kessel hat zur Abmilderung dieses Problems beigetragen.

Andere Systeme, wie das Rauchgaskühlersystem (das in Betrieb sein muss, damit die Auffanganlage funktioniert), hätten seit der Inbetriebnahme einwandfrei funktioniert, sagte Bye. Dieses von der Babcock Borsig Service GmbH aus Deutschland bereitgestellte System müsse funktionieren, sagte er, da keine Redundanz eingebaut sei. Das Projektplanungsteam reiste nach Deutschland, Italien und Thailand, um den Betrieb von Rauchgaskühlern zu prüfen und sicherzustellen, dass dies der Fall sei wählte das Richtige für ihre Bedürfnisse. Auch der CO2-Kompressor von MAN Turbo Diesel sei wirklich gut gewesen, sagte Bye: „Er schnurrt einfach.“

Da SaskPower nun über einige Betriebserfahrungen mit der Zusammenarbeit aller Teile verfügt, haben die Mitarbeiter einige Stellen entdeckt, an denen Redundanzen für zukünftige Einheiten reduziert werden könnten, wodurch sowohl Kapitalkosten als auch Energieeinbußen eingespart werden könnten.

Als die Mitarbeiter, mit denen ich mich traf, im September über die erste CO2-Abscheidung sprachen, waren sie immer noch begeistert. Der erste erfolgreiche Versuch, das Gas einzufangen – der um 1 Uhr morgens vor einem mit Schaulustigen gefüllten Kontrollraum stattfand – verlief so reibungslos, dass sie immer noch überrascht zu sein scheinen. Der erste Verkauf von CO2 erfolgte am 1. Oktober.

Am 11. Februar veröffentlichte SaskPower eine Pressemitteilung zu vorläufigen Leistungsdaten von BD3. Mike Monea, SaskPowers Präsident für Initiativen zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung, wurde mit den Worten zitiert: „Das Projekt generiert riesige Datenmengen, die Wissenschaftlern und Ingenieuren auf der ganzen Welt noch nie zuvor zur Verfügung standen, und die Zahlen sind sehr beeindruckend.“

Zwischen dem offiziellen Start des Projekts und Februar wurden etwa 135.000 Tonnen CO2 abgeschieden. Die CO2-Reinheit betrug praktisch 100 % (4,5 % besser als erwartet), während die parasitäre Belastung 10 MW niedriger war als erwartet.

Die Auffanganlage ging in den ersten sechs Monaten etwa zehnmal außer Betrieb, hauptsächlich aufgrund von Problemen mit der Chemie und Problemen wie verstopften Demistern. Allerdings ist der Prozess selbst recht zuverlässig, auch dank der eingebauten Redundanzen. In einem Jahr rechnet Bye damit, dass die Auffanganlage „so lange laufen wird wie Einheit 3“. Die anlagenweiten Leistungsdaten (Stand Mai 2015) sind in Tabelle 3 aufgeführt.

Es ist nicht zu beschönigen, dass die aktuellen Optionen für CCS in fossil befeuerten Kraftwerken sowohl teuer als auch technisch anspruchsvoll sind. Die Kosten für das CCS-Projekt von BD3 belaufen sich laut einer Veröffentlichung von SaskPower vom Februar auf 1,467 Milliarden Kanadische Dollar. Nach den Subventionen der kanadischen Bundesregierung in Höhe von 240 Mio. CAD sind SaskPower und seine Kunden für den Rest verantwortlich. Die Kostenüberschreitungen beliefen sich auf mehr als 200 Millionen Kanadische Dollar. SaskPower stellt fest, dass diese erste Kohlenstoffabscheidungsanlage ihrer Art im Rahmen des Budgets fertiggestellt wurde; Herausforderungen im Zusammenhang mit dem bestehenden Kraftwerk waren die Ursache für Kostenüberschreitungen.

Im Gegensatz zum BD3-Projekt kam es bei den beiden großen Vorverbrennungs-CC-Projekten in den USA zu erheblichen Kostenüberschreitungen. Das 618-MW-Integrierte-Vergasungs-Kombikraftwerk (IGCC) Edwardsport in Indiana von Duke Energy lag zwei Jahre hinter dem Zeitplan zurück, lag 1,5 Milliarden US-Dollar über dem Budget und weist weiterhin mechanische Probleme auf, die einen Betrieb mit 100 % Kapazität verhindern. Das 582-MW-IGCC-Projekt Kemper County von Mississippi Power liegt ebenfalls hinter dem Zeitplan und wird nun voraussichtlich über 6 Milliarden US-Dollar kosten – fast das Dreifache der ursprünglich veranschlagten Kosten von 2,2 Milliarden US-Dollar. Im Mai verlor das Kemper-Projekt aufgrund von Verzögerungen und Kostenüberschreitungen einen wichtigen Stromabnehmer. Unterdessen erfolgte im September letzten Jahres der Spatenstich für das 240-MW-Post-Combustion-CC-Projekt von NRG Energy Inc. in Texas im Werk WA Parish (ebenfalls zur Unterstützung von EOR konzipiert). Dieses Projekt mit geschätzten Kosten von 1 Milliarde US-Dollar soll 2016 abgeschlossen sein und 90 % der CO2-Emissionen einfangen.

Als staatlicher Energieversorger verfügt SaskPower über etwas mehr Flexibilität bei der Unterstützung eines finanziell angeschlagenen, einzigartigen Projekts als der typische Generator im Besitz von Investoren oder Händlern. Yeates bemerkte: „Ein wesentlicher Bestandteil davon sind die Zinssätze, die wir aufgrund der AAA-Bonitätsbewertung der Provinz zahlen.“ Daran kommt kein Wirtschaftsunternehmen heran, und das spart viel.“ Mehrere Beobachter haben festgestellt, dass die Fähigkeit des Projekts, die Kohle- und Ölressourcen der Provinz zu unterstützen, ebenfalls ein wichtiger Faktor für den erwarteten langfristigen Erfolg ist.

Die Einzelhandelspreise von SaskPower variieren wie die anderer Energieversorger je nach Kundenklasse. Die Energietarife für Privathaushalte für 2015 liegen zwischen 12,346 ¢/kWh und 12,369 ¢/kWh. (Zum Vergleich: Die durchschnittlichen Tarife für Privathaushalte in den angrenzenden 48 Bundesstaaten liegen zwischen 8,65 ¢/kWh und 21,82 ¢/kWh.) Obwohl SaskPower im Jahr 2013 eine Tariferhöhung um 15,5 % über drei Jahre forderte, genehmigte die Regierung eine anfängliche Erhöhung um 5,5 % für 2014 senkte jedoch den Anstieg von 2015 auf 3 %. Bill Boyd, der für SaskPower zuständige Provinzminister, wollte nicht sagen, dass das BD3-Projekt für den Anstieg verantwortlich sei, sondern verwies stattdessen auf das 10-prozentige Nachfragewachstum des Energieversorgers in den letzten zwei Jahren als Grund für die Tariferhöhung, heißt es in einer Mitteilung vom 14. April Artikel in der Hauptstadtzeitung The Regina Leader-Post.

Gruppen, die mehr erneuerbare Energien befürworten, haben argumentiert, dass SaskPower stattdessen mehr Windkraft in der Provinz hätte entwickeln sollen, obwohl eine entsprechende Menge Windkraft eine gewisse abrufbare Festigungskapazität erfordert hätte und sicherlich auch zu Tariferhöhungen geführt hätte. Erneuerbare Quellen machen derzeit etwa 25 % des Stroms in Saskatchewan aus, und SaskPower sagt, man arbeite daran, weitere hinzuzufügen.

Auch wenn die relative Wirtschaftlichkeit verschiedener Brennstoffportfolios geografisch unterschiedlich sein wird – je nach Ressourcen, Märkten, Subventionen und regulatorischen Anforderungen – lässt sich nicht leugnen, dass CCS sowohl Kapital- als auch Betriebskostenaufschläge mit sich bringt, sowohl im Hinblick auf zusätzliche Betriebs- und Wartungskosten als auch auf verlorene Energie Verkäufe. Das ist wahrscheinlich einer der Gründe dafür, dass die einzigen Post-Combustion-Capture-Projekte, die Fortschritte machten, den Verkauf von Nebenprodukten betrafen.

Wie bereits erwähnt, können sowohl das abgeschiedene CO2, wenn es für EOR verwendet wird, als auch das SO2, das in verschiedenen Prozessen verwendet wird, Einnahmequellen schaffen. SaskPower sagt, dass Flugasche auch „zur Verwendung in Transportbeton, vorgefertigten Strukturen und Betonprodukten“ verkauft wird. Für die ersten 10 Jahre des Projekts wird Cenovus Energy einen Vertrag über CO2 für EOR zu einem Preis von etwa 25 US-Dollar pro Tonne abgeschlossen (die tatsächlichen Kosten wurden nie bekannt gegeben). Der jährliche CO2-Umsatz wird auf bis zu 25 Millionen US-Dollar geschätzt.

SaskPower gibt an, dass basierend auf den Erkenntnissen aus BD3 vorläufige Schätzungen darauf hindeuten, dass das Unternehmen bei seinem nächsten CC-Projekt bis zu 30 % einsparen könnte. Im April teilte Monea der Financial Times mit, dass das Unternehmen bis Ende 2016 oder Anfang 2017 eine Entscheidung über den Bau von zwei weiteren CCS-Anlagen (in den Blöcken 4 und 5) treffen werde.

Selbst mit einem CO2-Bepreisungssystem kann sich CCS für Anlagen ohne einfachen Zugang zu geeigneten Einspeisestellen als Herausforderung erweisen. BD3 verfügt eindeutig über ideale Umstände.

Um die Umweltziele einer kohlenstoffärmeren Zukunft zu erreichen und gleichzeitig den Zugang zu erschwinglichem und zuverlässigem Strom für Menschen auf der ganzen Welt zu gewährleisten, benötigen wir bewährte, wirksame und erschwingliche Optionen, die umfassend eingesetzt werden können. Obwohl die Art der CCS-Technologie, die bei BD3 eingesetzt wird, möglicherweise nicht für alle fossilen Kraftwerke geeignet ist, dürfte sie eine der praktikablen Optionen der ersten Generation sein.

SaskPower treibt die CCS-Technologie mit seiner Shand Carbon Capture Test Facility (CCTF) im Kraftwerk Shand, ebenfalls in der Nähe von Estevan, weiter voran. Diese in Zusammenarbeit mit Mitsubishi Hitachi Power Systems entwickelte Anlage wurde am 18. Juni 2015 in Betrieb genommen und soll eine Art Testgelände für eine Vielzahl aminbasierter Nachverbrennungstechnologien bieten. SaskPower erklärt: „Es verfügt über die Kapazität, Prozessausrüstung hinzuzufügen und zu entfernen, die Konfiguration der Behältereinbauten zu ändern und die Höhe des wichtigsten Absorberbehälters zu vergrößern.“ In der Mitarbeiterzeitschrift von SaskPower stellt Monea fest, dass BD3 zwar auf 3.200 Tonnen CO2/Tag ausgelegt ist, die Shand-Testanlage jedoch 120 Tonnen/Tag verarbeiten wird – etwa 2 % des Rauchgases von Shand. „Die (CCTF)-Anlage wird eine der größten der Welt sein“, sagte er.

Zusätzlich zu zwei Chemielaboren vor Ort bei BD3 (Abbildung 15) unterstützt das Unternehmen das umfassendere CCS-Projekt auch mit einem Aminlabor in Regina. Seine Aufgabe ist die Analyse von Umwelt- und Arbeitsschutzproben aus den CCS-Anlagen auf Umweltschadstoffe, die durch die Kohlenstoffabscheidung entstehen können. Das Ziel ist die Umweltsicherheit. (Bedenken hinsichtlich möglicher aminbasierter Gesundheitsrisiken führten Ende 2010 zum Stillstand der Arbeiten am CCS-Projekt der norwegischen Raffinerie Mongstad.) Zu den internationalen Mitarbeitern von SaskPower im Aminlabor gehören TNO aus den Niederlanden, TCM Mongstad in Norwegen und das US-amerikanische National Carbon Capture Center.

Das CCS Global Consortium von SaskPower steht „Unternehmen, Regierungen, Forschungsgruppen, Bildungseinrichtungen und Stakeholder-Organisationen offen, die daran interessiert sind, CCS in ihren Rechtsgebieten voranzutreiben“. Globale Zusammenarbeit ist wichtig, denn wie der Vorstandsvorsitzende von Gassnova, Einar Steensnaes, in einem Videointerview sagte, ist CCS „wichtig, aber wir haben gelernt, dass es nicht so einfach ist, diese Projekte zu realisieren.“

Vertreter aus mehr als 30 Ländern haben BD3 besucht, und Monea wurde im Artikel der Financial Times mit den Worten zitiert, dass eine chinesische Delegation BD3 „alle zwei oder drei Wochen“ besuche. Er fuhr fort: „China sammelt gerade Informationen. Wenn es sich bewegt, wird es bedeutsam sein. Ich denke, dass dort die nächsten Projekte dieser Größenordnung und Anzahl stattfinden werden.“ (Leser können einen virtuellen Rundgang durch die Anlage und die Kohlenstoffabscheidungsanlage machen, indem sie http://saskpowerccs.com/tour/ besuchen.)

Besonders bemerkenswert am BD3-Projekt ist, dass SaskPower über die einfache Integration von CCS in eine einzige Einheit hinaus ein größeres unterstützendes Ökosystem für laufende Forschung, Überwachung und Projektentwicklung entwickelt hat. Als staatlich unterstützter Energieversorger verfügt SaskPower über Vorteile, die einigen seiner Konkurrenten auf der ganzen Welt möglicherweise fehlen. Es sagt jedoch etwas über SaskPower und die Provinz Saskatchewan aus, dass eine geografisch große (251.700 Quadratmeilen), aber dünn besiedelte Region (1,13 Millionen) und ein kleiner Energieversorger (der etwa eine halbe Million Kunden bedient) als Erste die Ziellinie erreichten – und mit weniger technische, budgetäre und politische Rückschläge als erwartet.

Wer mit dem BDPS-Team interagiert, kann seinen berechtigten Stolz auf das, was sie erreicht haben, nicht übersehen. Doch ihr Erfolg erforderte auf lange Sicht erhebliche Anstrengungen. Walton hob das Engagement der Mitarbeiter von SaskPower aus dem gesamten Unternehmen hervor, die Opfer brachten, um das Projekt zum Erfolg zu führen: „Sie haben hervorragende Arbeit geleistet.“ Dann war da noch das Betriebs- und Wartungspersonal der Anlage, das „ein Jahr und vier Monate lang viele Stunden arbeitete“, bemerkte Walton. „Alle haben viel investiert, damit das gelingt.“

Die Regulierung von CO2-Emissionen ist in manchen Teilen der Energiewelt ein heikles Thema, und ich bin sicher, dass es auch im Umfeld von SaskPower diejenigen gibt, die solche Regulierungen immer noch nicht unterstützen. Dennoch bemerkten meine Gesprächspartner, dass die Mitarbeiter dieses Projekt als Chance betrachteten. Wie Dave Jobe sagte: Wenn Kohlekraft eine Zukunft haben soll, dann ist dies die Zukunft. ■

— Gail Reitenbach, PhD ist Herausgeberin von POWER.

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