Lcoi reviews 2012 04 by Mykola Shestavin

LCOI-Reviews LOW-CARBON OPEN INNOVATION REVIEWS ОГЛЯДИ НИЗЬКО-ВУГЛЕЦЕВИХ ВІДКРИТИХ ІННОВАЦІЙ ОБОЗРЕНИЯ НИЗКО-УГЛЕРОДНЫХ ОТКРЫТЫХ ИННОВАЦИЙ

No. 04, 30.04.2012

Збірка наукових праць видається Донецьким національним університетом (Донецьк, Україна) за проектом „Низько-вуглецеві можливості для індустріальних регіонів України”, що фінансується Європейським Союзом за Тематичною програмою для довкілля та сталого управління природними ресурсами, зокрема енергією

Проект фінансується Європейським Союзом

Проект реалізується Донецьким національним університетом, Україна

LCOI-Reviews

LOW-CARBON OPEN INNOVATION REVIEWS ОГЛЯДИ НИЗЬКО-ВУГЛЕЦЕВИХ ВІДКРИТИХ ІННОВАЦІЙ ОБОЗРЕНИЯ НИЗКО-УГЛЕРОДНЫХ ОТКРЫТЫХ ИННОВАЦИЙ N o . 0 4, 3 0 . 0 4 . 2 0 1 2 Збірка наукових праць видається Донецьким національним університетом (Донецьк, Україна) за проектом „Низько-вуглецеві можливості для індустріальних регіонів України”, що фінансується Європейським Союзом за Тематичною програмою для довкілля та сталого управління природними ресурсами, зокрема енергією

Обозрения технических аспектов реализации технологий ЧУТ и УХУ, серия 1 Reviews of Technical Aspects of the Implementation of CCT and CC S, Series 1 Донецк - 2012

Проект фінансується Європейським Союзом

Проект реалізується Донецьким національним університетом, Україна

УДК 504.062.2, 504.062.4, 504.7 ББК 20.1, 20.3 С 232 Обозрения технических аспектов реализации технологий ЧУТ и УХУ, серия 1 - Reviews of Technical Aspects of the Implementation of CCT and CCS, Series 1 / Под общ. ред. С. В. Беспаловой и Н. С. Шеставина // LCOI-Reviews, No. 04, 30.04.2012. – Донецк: ДонНУ, 2012. – 78 с. Сборник содержит обозрения технических аспектов реализации чистых угольных технологий и технологий улавливания и хранения углерода с целью смягчения последствий изменения климата. Обозрения подготовлены для проекта «Низко-углеродные возможности для индустриальных регионов Украины», который финансируется Европейским Союзом. В этой серии рассмотрены особенности эмиссии и улавливания диоксида углерода при различных энергетических и промышленных процессах. Сборник предназначен для научных и инженерно-технических работников, преподавателей высших учебных заведений, аспирантов и студентов естественнонаучных и экономических специальностей.

Редакционная коллегия: д.ф.-м.н., проф. Беспалова С.В. (отв. редактор), д.т.н., проф. Семко А.Н. (зам. отв. редактора), к.т.н. Шеставин Н.С. (отв. секретарь), д.т.н., проф. Недопекин Ф.В., к.т.н., с.н.с. Бескровная М.В., к.б.н., доц. Сафонов А.И., к.т.н. Казак О.В. Компьютерная верстка: вед. инж. Рева Е.В.

Адрес редакции: 83050, г. Донецк, ул. Щорса, 46/616, Донецкий национальный университет, Биологический факультат, Центр передачи низко-углеродных открытых инноваций, Web: www.lcoir-ua.eu , E-mail: lcoir@ukr.net

Мнения, отраженные в этой публикации, не обязательно совпадают с взглядами Европейской Комиссии и Правительства Украины

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

СОДЕРЖАНИЕ Chebotova O.M., Shestavin M.S., Yurchenko V.V. PROSPECTS for DEVELOPMENT of CARBON CAPTURE TECHNOLOGIES in UKRAINE 1. CO2 emissions from power plants, steel, chemical-recovery, chemical and cement plants, refineries, etc. 2. The potential of sources of CO2 emissions 3. Creating a Database Target 4. Populating the Database

5 8 10 16

Афанасьев Д.Н. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАХВАТА УГЛЕРОДА: СРАВНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ Введение 1. Процесс захвата СО2 после сжигания 2. Захват СО2 при сжигание топлива в кипящем слое 3. Захват СО2 при сжигании топлива в кислороде 4. Захват СО2 до сжигания топлива 5. Газовые турбины Siemens 6. Газификация Заключение Источники

19 19 21 26 30 38 41 43 47 49

Osetrov V.V., Shestavin M.S., Yurchenko V.V. PROSPECTS for DEVELOPMENT of CO2 GEOLOGICAL STORAGE TECHNOLOGIES in UKRAINE 1. Geology of the target regions of Ukraine 2. Creating a GIS CO2 storage 3. Determination of CO2 storage 4. The potential of CO2 storage reservoirs 5. The criteria of the process of CO2 storage 6. Recommendations on the allocation of plots of CO2 storage 7. Identification of possible ways of the CO2 transportation 8. Recommendations for future work on the implementation of CCT and CCS technologies

50 51 58 60 62 66 69 70 72

ANNEX A: GENERAL INFORMATION ABOUT A PROJECT “LOW-CARBON OPPORTUNITIES FOR INDUSTRIAL REGIONS OF UKRAINE (LCOIR-UA)”

ДОДАТОК Б: ЗАГАЛЬНА ІНФОРМАЦІЯ ПРО ПРОЕКТ «НИЗЬКО-ВУГЛЕЦЕВІ МОЖЛИВОСТІ ДЛЯ ІНДУСТРІАЛЬНИХ РЕГІОНІВ УКРАЇНИ (LCOIR-UA)»

ПРИЛОЖЕНИЕ В: ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ПРОЕКТЕ «НИЗКО-УГЛЕРОДНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ДЛЯ ИНДУСТРИАЛЬНЫХ РЕГИОНОВ УКРАИНЫ (LCOIR-UA)»

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

PROSPECTS for DEVELOPMENT of CARBON CAPTURE TECHNOLOGIES in UKRAINE O.M. Chebotova, M.S. Shestavin, V.V. Yurchenko Donetsk National University Donetsk, Ukraine Currently, one can observe a real climate change which is caused mainly by anthropogenic emissions of greenhouse gases, mainly carbon dioxide (CO2), from stationary sources. This was substantiated and solutions to emerging problems were proposed in the very first reports of the Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) 1 . Similar trends and prospects of the world development are observed in the recent IPCC reports and the reports of other competent international organizations 2 . After rigorous economic research of issues related to climate change, it was concluded that intensive implementation of new carbon capture and storage (CCS) technologies in the energy sector around the world as the main instrument to counteract an already ongoing processes of global climate change is highly needed 3,4 . CCS technologies have already been developed and implemented at different levels: research, demonstration and industrial. The prospects of their development till 2050 are defined according to which the use of CCS technologies will allow to achieve reductions in CO2 emissions by 50% in 2050 instead of their increasing by 130% compared to 2005 level 5 , 6 , 7 . However, Ukraine is not performing work on “sequestration of CO2, which is released during the combustion of carbon-containing fuels for a long-term storage, for example in geological formations” 8 . Energy Strategy of Ukraine till 2030 9 adopted in 2006, does not plan in the near future the activities aimed at the research, development and deployment of CCS technologies in the energy sector of Ukraine. It is therefore important now to evaluate the possible scenarios of CCS implementation in the Ukrainian energy sector and, in particular, at the enterprises of the eastern regions, where the main energy and industrial capacities of Ukraine emitting large amounts of greenhouse gases are concentrated, and deep geological formations, apparently suitable for longterm storage of supercritical CO2 are located. 1

Climate Change: The IPCC Response Strategies. – World Meteorological Organization / United Nations Environment Program: Intergovernmental Panel on Climate Change, 1990. – 332 pp. 2 World Development Report - 2010: Development and Climate Change. - International Bank for Reconstruction and Development / The World Bank, 2010. – 40 pp. (in Russian) 3 Stern N. The Economics of Climate Change: The Stern Review. – Cambridge, UK: Cambridge University Press, 2007. – 662 pp. 4 Impact of the financial crisis on carbon economics: Version 2.1 of the Global Greenhouse Gas Abatement Cost Curve. – McKinsey and Company, 2010. – 14 pp. 5 Special Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change - Carbon Capture and Storage / Summary for Policymakers and Technical Summary. - IPCC, 2005. - 58 pp. (in Russian) 6 Technology Review for Carbon Capture and Storage: Opportunities, obstacles, and economic aspects of the role, recommended to the UNECE. - United Nations / Economic Commission for Europe / Committee on Sustainable Energy (ECE/ENERGY/2006/5), 2006. - 27 pp. (in Russian) 7 Technology Roadmap – Carbon capture and storage. – International Energy Agency, 2010. – 52 pp. 8 National Cadastre for Anthropogenic Emissions by Sources and Removals by Sinks of Greenhouse Gases in Ukraine for 1990-2010 years. - Kiev: State Environmental Investment Agency of Ukraine, 2012. - 729 pp. - See P. 90. (in Russian) 9 Ukraine's Energy Strategy 2030 / Approved by Cabinet of Ministers of Ukraine dated March 15, 2006 No. 145-p. 129 pp. (in Ukrainian). 4

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Performing such studies and subsequent technological developments and their implementation at the energy enterprises will allow Ukraine to make a worthy contribution to the solution of global climate change problems. This section describes the key details of the Reviews of information sources in scientific and technical fields related to CCT and CCS. Full texts of LCOI-Reviews in the form of e-books available for free access on the project website. 1. CO2 emissions from power plants, steel, chemical-recovery, chemical and cement plants, refineries, etc. In the early 90-ies Ukraine was second in Europe in volumes of CO2 emissions; while in 2009 it held the seventh position, and in 2011 â&#x20AC;&#x201C; the sixth position (Figure 1) and has a tendency to gradual increase of volumes, while the majority of countries have set a target for reducing CO2 emissions in the next decade 10 .

Germany Great Britain Italy France Poland Ukraine Spain

Figure 1: CO2 emission trends in Europe in 1990-2011 Based on the statistics of Ukraine in 2010 11 , more than 83% of CO2 emission volumes come from stationary sources (Figure 2), when CO2 emissions from private housing sector are not taken into account, which is different from IPCC statistical requirements (Fig. 3). Such a difference in the requirements for statistical data regarding CO2 emissions from various sources and the difference in the lists of CO2 emission sources has led to the situation when Ukraine lost the status of compliance with the Kyoto Protocol requirements. In 2012, a new version of the National Cadastre for Anthropogenic Emissions by Sources and Removals by Sinks of Greenhouse Gases in Ukraine for 1990-2010 12 with the account of IPCC requirements was prepared, and the status is now restored. 74% of CO2 emissions produce power, metallurgical and chemical enterprises. In further studies, these enterprises will be taken into account. 10

Trends in global CO2 emission: 2012 Report. - Netherlands Environmental Assessment Agency, 2012. - 40 pp. Statistical Yearbook of Ukraine for 2010 / Edited by O.G. Osaulenko. - Kyiv: State Statistics Service of Ukraine, 2011. - 560 pp. (in Ukrainian) 12 National Cadastre for Anthropogenic Emissions by Sources and Removals by Sinks of Greenhouse Gases in Ukraine for 1990-2010 years. - Kiev: State Environmental Investment Agency of Ukraine, 2012. - 729 pp. (in Russian) 11

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

4 5

7 6 8 9

10 1 3

Figure 2: CO2 emissions from stationary and mobile sources of pollution by types of economic activity in 2010, in tons, according to official statistics of Ukraine: 1. Automobile transport 2. Air, rail, maritime and industrial machinery transportation 3. Production and distribution of electricity, gas and water 4. Production of metals and fabricated metal products 5. Manufacture of coke, refined petroleum products

6. Chemical and petrochemical industry 7. Transport and communication 8. Production of non-metallic mineral products 9. Manufacture of food products, including beverages and tobacco 10. Other economic activities

3 4

7 5

6 8

9 10 11 12

Figure 3: CO2 emissions from stationary sources by types of economic activity in 2010, in tons, according to the data of the National Cadastre Anthropogenic Emissions: 1. Electricity and heat 2. Private residential sector 3. Ferrous metallurgy 4. Other branches of industry and construction 5. Manufacture of solid fuels and other energy industries 6. Chemical industry 6

7. Commercial sector and governmental bodies 8. Food processing industry 9. Petroleum refining 10. Non-ferrous metallurgy 11. Agriculture, forestry and fishing 12. Other sources previously unrecorded

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

CO2 emission source categories that are adopted in statistical reports of Ukraine differ significantly from IPCC categories. Therefore, the National inventory of anthropogenic emissions represents slightly different data, in particular, in category 1.A.1.a – Production of electricity and heat: CO2 emissions from combustion of all fuels amount to 94,404 tons, and in category 1.A.4.b – Private residential sector – 40,962 tons, and in category 1.A.2.a – ferrous metallurgy – 38,378 tons, in other categories – less than 10,000 tons. To avoid these differences in future, IPCC categories should be introduced in the forms of statistical reports of enterprises.

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

Figure 4: CO2 emissions from stationary sources in the regions of Ukraine in 2010 in Mt according to official statistics: 1. Donetsk oblast 2. Dnipropetrovskoblast 3. Zaporizhzhya oblast 4. Lugansk oblast 5. Kharkiv Oblast 6. Kyiv oblast 7. Ivano-Frankivsk oblast 8. Kiev city 9. Vinnytsya oblast

10. Odessa oblast 11. Cherkasy oblast 12. Poltava oblast 13. Lviv oblast 14. Khmelnytsk oblast 15. Chernivtsi oblast 16. Nikolaev oblast 17. Sumy oblast 18. Autonomous Republic of Crimea

19. Rivne oblast 20. Ternopil oblast 21. Zhytomyr oblast 22. Kirovograd oblast 23. Volyn oblast 24. Kherson oblast 25. Sevastopol City 26. Zakarpattya oblast 27. Chernihiv oblast

If considering the distribution of CO2 emission volumes by the regions of Ukraine 13 (Figure 4), five regions can be distinguished with CO2 emissions exceeding 10 million tons per year (shown in dashed lines).

Environment of Ukraine: Statistical Yearbook - 2010 / Edited by N.S. Vlasenko. - Kyiv: State Statistics Service of Ukraine, 2011. - 205 pp. (in Ukrainian) 7

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

In these regions (Donetsk, Dnipropetrovsk, Zaporizhzhya, Luhansk and Kharkiv) the largest thermal power plants (TPP), which are accounted for in the National Cadastre Anthropogenic Emissions – Zaporizhzhya, Zmeevska, Zuevska, Krivorizhska, Kurahovska, Luhanska, Pridneprovska, Slavianska, Starobeshevska and Vuglegirska. – are concentrated. Based on the information materials from more than 50 sources, including websites of the Global CCS Institute 14 , European Zero Emissions Platform 15 and other specialized web sites, the emission processes and methods for CO2 capture in power, metallurgical and other industrial processes were analyzed (Figure 5).

Figure 5: Methods for CO2 capturing when burning fossil fuels and in other industrial processes 2. The potential of sources of CO2 emissions Using the information of the 5 open databases: IEA 16 , BELLONA 17 , CARMA 18 , DTEK 19 and BIOMASS 20 , - as well as new more data directly from the thermal power plants, iron and steel, coke, cement, chemical plants and oil refineries, geographic information system (GIS) sources of CO2 was established. It covers five eastern regions of Ukraine (previously mentioned). This GIS in the test mode is available on the LCOIR-UA project website and businesses can read this data about their emissions of CO2, which are listed in network connections, and correct the data in accordance with the actual volumes of emissions of the enterprise. Using this GIS can estimate the amount of CO2 emissions from a particular company, as well as to obtain data about its geographic location and other useful information about it (5 variants of icon size ofenterprises conform to the following gradation of enterprises in terms of emissions of CO2: 1 Mt / year or less, 1 - 4 Mt / year, 4-7 Mt / year, 7.10 Mt / year, 10 Mt / year or more). 14

Global CCS Institute - http://www.globalccsinstitute.com European Zero Emissions Platform - http://www.zeroemissionsplatform.eu 16 IEA – International Energy Agency. – http://www.iea.org 17 BELLONA – The Bellona Foundation. – http://bellona.org 18 CARMA – Carbon Monitoring for Action. – http://www.carma.org 19 DTEK Holdings B.V. (DTEK Ltd.). – http://www.dtek.com 20 Scientific Engineering Centre “Biomass”. – http://biomass.kiev.ua 15

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

GIS makes it possible to simultaneously analyze all the enterprises of chosen industries of the economy of Ukraine (Figure 6), or consider only companies in selected industries: coal-fired power stations (as of 2011 21 the share of coal in the fuel thermal power plants is more than 97.5% vs 52.3 % as shown in the CARMA) is currently represented in the GIS; 12 gas-fired plants - 1; steel mills 13; coking plants - 14; cement plants - 8; various chemical plants (including oil) - 3.

Figure 6: GIS of stationary sources of CO2 emissions in the eastern regions of Ukraine It is planned to extend this database with data on CO2 emissions from all enterprises which are the major air pollutants in these regions (see section 1.5.4), the enterprises of housing and communal services of the city, houses the private sector and from the road transport. As this GIS is based on informal sources of information, the real value of the volume of CO2 emissions from a particular company may differ from the values presented in the GIS. In such cases, an enterprise may apply to the LCOIR-UA project website with a proposal to update the information on the volume of CO2 emissions, to be in a accordance with the official statistical reporting of enterprise. Such regular updates about the amount of CO2 emissions would indicate a commitment to a responsible attitude to the problems of global climate change and an awareness of the role of a “carbon footprint” in the occurrence of these problems. Selection of companies, which ones are expedient to introduce technologies CCT and CCS, is made based on the volume of CO2 emissions and other greenhouse gases and hazardous substances emitted into the atmosphere in the production process. The website of the Ministry of Ecology and Natural Resources of Ukraine 22 placed Ecological passport regions, which presents information about companies - major air pollutants. A list of these companies is given in section 1.5.4 of this Report. Detailed information about these companies is taken from the pages of their official websites, annual reports and other public sources. 21 22

National Joint Stock Company “Energy Company of Ukraine”. – http://www.ecu.gov.ua Ministry of Ecology and Natural Resources of Ukraine. - http://www.menr.gov.ua 9

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

3. Creating a Database Target To create an interactive map of enterprises product of Google Maps API 3 23 was used. An example of it is shown in Figure 7 and which location and characteristics of the object are specified directly in the HTML-code of the web page, as well as a visual marker for the image of the object on the map. Cent card and its size specified prior to the initial list of objects.

Figure 7: Example of HTML-code of the interactive site map. The result of such an insert is reflected map of relevant sources of CO2 emissions and all sources together on the web site of the project. It is possible to increase or decrease the size of the cards and get information about the name of the object and the amount of CO2 emissions in the case of moving the cursor to the appropriate marker. Using this method of creating 6 maps by industries (Figures 8-12) were created and posted on the project website free, which include businesses, as well as an integrated map of all sources of CO2 emissions in the eastern regions of Ukraine (see Figure 6). The advantage of this direct programming of GIS is the security of information from interference by third persons and a lack the complexity of adding or editing of information about the objects because it is necessary to make changes directly to the source code of the web page. 23

Google Maps Javascript API Version 3. - https://developers.google.com/maps/documentation/javascript/ 10

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Figure 8: Interactive map on the project website for Coal Thermal Power Interactive map of gas thermal power plants yet having only one Kharkiv CHP-5, which is the largest cogeneration plant for the production of heat and electricity and is located in the eastern regions of Ukraine. This map will be supplemented with information about the following CHP: “Dnіprodzerzhinska Teploelektrotsentral”; Krivorіzka CHP, CHP Mine Zasjad'ko; CHP “Stirol”; Kramatorska CHP, CHP “Zaporіzhstal”"; Lisichanskaya CHP; Severodonetsk CHP and Harkіvska CHP-2 “Eskhar”. Most of the iron and steel enterprises, located in the eastern regions of Ukraine is not represented in foreign databases, requiring the addition of an appropriate database with parameters and the information first of all, information on the volume of CO2 emissions and the possibilities of upgrading through the participation of these companies in joint implementation projects under implementation of provisions of the Kyoto Protocol.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Figure 9: Interactive map on the project website for metallurgical enterprises Coke plants are not mentioned in foreign sources of information for the amount of CO2 emissions in Ukraine, although according to official statistics 24 enterprises producing coke other chemicals took the third place in Ukraine in terms of CO2 emissions from stationary sources. So separate cards for coke plants (Figure 10), cement production (Figure 11) and the chemical industry, including refineries (Figure 12) were set up, which will be filled with more information in the next phase of the project.

Statistical Yearbook of Ukraine for 2010 / Edited by O.G. Osaulenko. - Kyiv: State Statistics Service of Ukraine, 2011. - 560 pp. (in Ukrainian) 12

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Figure 10: Interactive map on the project website for coke plants Enterprises to produce coke for steel plants included in the lists of major air pollutants and water in the eastern regions of Ukraine. They are located near places of coal mining or metal production. Metallurgical coke produced either at the metallurgical enterprise (on-site) or on a separate enterprise (outside of metallurgical enterprises). Therefore, the total volume of CO2 emissions from coke production relate to the emissions of the metallurgical industry. But in the study of potential sources of CO2 separate (independent) enterprise coke production should be considered separately from the metallurgical enterprise. Figure 10 presents just enterprises that produce their own coke and do not participate in the production of iron and steel.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Figure 11: Interactive map on the project website for cement plants

Figure 12: Interactive map on the project website for the chemical industry, including oil refining 14

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

To provide more informative GIS service Google Maps 25 , was used which provides accommodation for text and graphic information on the pop-up panel when you mouse over the marker object (Figure 13), and consider the object from the satellite and favorite photographs (Figure 14).

Figure 13: GIS sources of CO2 emissions are built on the Google Maps

Figure 14: View Object on Google Maps in satellite mode with photos 25

Google maps. â&#x20AC;&#x201C; http://maps.google.com 15

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

4. Populating the Database To populate the DB and GIS with the sources of CO2 emissions information are based, which was obtained in 2011 from the IEA 26 in the format of MS Excel, as well as the visual realization of this information in the form of interactive maps on the website BELLONA 27 (see Figures 15-16).

Figure 15: BELLONA Map of sources of CO2 emissions in Ukraine CO2 emission in Mt/year

Figure 16: BELLONA Map of CO2 sources in the eastern regions of Ukraine 26 27

IEA – International Energy Agency. – http://www.iea.org BELLONA – The Bellona Foundation. – http://bellona.org 16

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Currently, these DB and GIS are under renovation and renewal, which involved our project. Global DB and GIS sources of CO2 emissions is a website CARMA - Carbon Monitoring for Action 28 . CARMA is produced and financed by the Confronting Climate Change Initiative at the Center for Global Development, an independent and non-partisan think tank located in Washington, DC, USA. This DB (for more detailed information than is shown in Figure 17 may be freely downloaded as a file in the format of MS Excel) contains information on 166 sources of CO2 emissions, including 28 Power Plants.

Figure 17: CARMA map and the table of the major emitters of CO2 in Ukraine Thus it is necessary to have that many Ukrainian sites listed on these two websites (BELLONA and CARMA) have inaccuracies in the names of the objects and the coordinates of their geographical location. For example: 3 Krivoy Rog enterprises (Metallurgical Plant, a Coal Power Plant and a Cement Factory) on the BELLONA map caught in Cherkasy region, and on the CARMA map and table Zmiivskaya Thermal Power Plant, too, was in the Cherkasy region. Ukrainian DB and GIS information have more accurate location of objects which was also used to populate the database and GIS for this project. So from the database on the website of DTEK 29 (Figure 18) information about the coal-fired thermal power plants and coal mines was derived. 28 29

CARMA – Carbon Monitoring for Action. – http://www.carma.org DTEK Holdings B.V. (DTEK Ltd.). – http://www.dtek.com 17

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Figure 18: DTEK map of power plants and coal mines Information about the heat characteristics power plants and heating plants was used from a map of the BIOMASS 30 (Figure 19), they are designed to produce heat and electricity. The information about distribution companies, nuclear power plants, hydroelectric and pumped storage power plants is not taken into account. This database of objects is filled with photographs and information about working in the 2012 power units, their capacities, etc.

Figure 19: BIOMASS map of thermal power plants and combined heat and power 30

Scientific Engineering Centre “Biomass”. – http://biomass.kiev.ua 18

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАХВАТА УГЛЕРОДА: СРАВНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ Д.Н. Афанасьев Донецкий национальный университет Донецк, Украина Введение Технологии захвата двуокиси углерода, применимые на энергоустановках (ЭУ) включают в себя: 1. Захват после сжигания (post-combustion capture); 2. Сжигание в кислороде (oxyfuel, oxyfire); 3. Захват после сжигания, с внутрицикловой газификацией угля (pre-combustion capture, IGCC). Эти технологии находят применение в других отраслях промышленности, в частности, в органическом синтезе. Их применения в энергетике будет иметь другие масштабы, в связи с чем возникают специфические вопросы снижения затрат энергии, деградации реагентов и стоимости оборудования. Отдельной проблемой является эффективная интеграция методов захвата углерода в технологический цикл энергетических установок, сжигающих уголь, другие твердые топлива и биомассу. Технологии сжигания угля на ЭУ, в свою очередь, подразделяются на: 1. Традиционные пылеугольные; 2. Газификацию; 3. Сжигание в кипящем слое, циркулирующем и под давлением.

Рис. 1. Возможная ситуация в будущем: ископаемое топливо вырабатывает электричество и водород, а СО2 улавливается и отправляется на хранение (Статойл) [5] 19

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 2. Схематическое представление систем улавливания СО2 Виды топлива и продукции показаны на рис. 2 для сжигания с обогащением топлива кислородом, для систем улавливания до сжигания (включая производство водорода и удобрений), после сжигания и промышленных источников СО2 (включая установки для переработки природного газа и производства стали и цемента) [6].

Рис. 3. Эффективность улавливания и хранения СО2 на энергоустановках

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Повышенный объем производства СО2 в результате снижения общей эффективности энергоустановок вследствие дополнительной энергии, которая требуется для улавливания, транспортировки и хранения, и любой утечки при транспортировке приводит к (рис. 3) большему объему «СО2, производимого на единицу продукции» (нижняя линия) по сравнению с эталонной установкой (верхняя линия) без улавливания [6]. Сравнительный обзор технологий захвата углерода с точки зрения их интеграции в ЭУ также дан в работе [15]. В частности, отмечены такие проблемы, как доказательство коммерческой эффективности улавливания углерода в условиях тепловых электростанций (расход энергии, стоимость оборудования и ресурсов. надежность). Показано, что внедрение этих технологий неизбежно требует увеличения капитальных затрат на 70-80%, причем эти затраты существенно зависят от условий региона размещения ТЭС, вида применяемых топлив и особенностей оборудования. Каждый из известных технологических процессов улавливания углерода имеет свои особенности, достоинства и недостатки. Его внедрение в технологический процесс производства электроэнергии неизбежно связано с определенными компромиссами и решением определенных проблем. В данном обзоре мы рассмотрим отдельные примеры решения этих специфических проблем и перспективы развития соответствующих технологий. 1. Процесс захвата СО2 после сжигания

Рис. 4. Схема процесса удаления СО2 из выходящих газов ЭУ химическим сольвентом (амином) [4]

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 5. Типовая схема ЭУ с улавливанием СО2 после сжигания [4] По данным [4] захват 90% СО2 жидким абсорбентом после сжигания угля в обычных пылеугольных ЭУ может привести к снижению полного КПД на 30%. Эффективность технологии захвата углерода после сжигания сильно зависеть от применяемого реагента (сольвента). Здесь существуют противоречия между такими характеристиками, как эффективность захвата СО2, затраты энергии, деградация сольвента и стоимость оборудования [4, 16]. Однако эта технология имеет потенциал развития. Одним из направлений ее совершенствования является поиск более эффективных сольвентов. Исследования в этом направлении, в частности, ведет корпорация Toshiba [15]. Опытная установка улавливания СО2 жидким абсорбентом с производительностью 10т/день введена в строй на Mikawa Power Plant [7]. Применен новый сольвент (TS-1), который является водным раствором оптимизированной композиции аминов. Целью разработки является снижение затрат энергии и скорости деградации сольвента в процессе захвата СО2.

Рис. 6. Общий вид установки 22

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 7. Характеристики установки

Рис. 8. Производительность установки за время испытаний

Рис. 9. Схема процесса

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 10. Коэффициент захвата в функции энергии восстановления СО2

Рис. 11. Деградация сольвента TS-1 по сравнению с MEA (моноэтаноламин) 20% и 30% концентрации по весу.

Рис. 12. Снижение энергии восстановления СО2 после реконструкции установки

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 13. График испытаний установки

Рис. 14. Конфигурация системы для термодинамического моделирования

Рис. 15. Сравнение энергии регенерации СО2 для разных сольвентов по термодинамической модели: Моноэтаноламин (МЕА), Амино-метил-пропанол (АМР) и TS-1 (Toshiba Solvent 1). 25

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

2. Захват СО2 при сжигание топлива в кипящем слое Альтернативной технологией является интеграция захвата СО2 после сжигания в ЭУ комбинированного парогазового цикла со сжиганием твердого топлива в кипящем слое под давлением (PFBC). Работы в этом направлении ведет компания SARGAS, Норвегия [8,9]. Установка комбинированного цикла Sargas 275B использует прямое сжигание угля в кипящем слое под давлением и содержит высокоэффективную систему улавливания CO2, интегрированную в рабочий цикл. Около 25% мощности реализуется в газовой турбине, остальные 75% - в паровой. Сжатый в компрессоре воздух подается в топку, где осуществляется сжигание угля в кипящем слое при оптимизированном давлении и расходах. Повышение давления способствует сокращению габаритов котла и повышению эффективности захвата CO2.

Рис. 16. Функциональная схема установки с интегрированным захватом СО2 после сжигания твердого топлива в кипящем слое под давлением [8].

Рис. 17. Схема установки SARGAS 275B

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Диаграмма процесса показана на рис. 17. Главный компрессор создает подает в топку 833000 фнт/ч (105 кг/с) воздуха под давением13 bar. Смесь угля с доломитом или известняком подается в кипящий слой с расходом порядка 111000 фнт/ч (14 кг/с). Котел обычного типа с перегревателем, работает в субкритических условиях, 2390 psi /1050 deg F/1050 deg F (165 bar / 565°C / 565°C). В результате общий электрический КПД достигает 30.6% HHV (32.0% LHV) с учетом сжатия CO2 до 1160psi (80 bar). Без сжатия, соответственно, КПД составляет 33.5% HHV (35.1% LHV). При реализации этой установки в других проектах результаты могут отличаться.

Рис. 18. Схема процесса захвата СО2 карбонатом калия при высоких температурах и давлении. В абсорбере CO2 абсорбент течет сверху вниз, противоположно направлению потока газа, через структурированный наполнитель. Последний обеспечивает удельную контактную поверхность порядка 350 m2/m3 между газом и жидкостью. Общее уравнение реакции: K2CO3 + CO2 + H2O >> 2 KHCO3 - Hr (полный поток тепла Hr = -32.29 kJ/mol CO2) Эксплуатационные уровни насыщения:  Бедный абсорбент: s = 0.30  Богатый абсорбент: s = 0.60 Растворитель содержит около 25% карбоната калия по весу. В процессе абсорбции используется приблизительно 30% этого количества, согласно приведенным уровням насыщения. В результате удельная емкость абсорбента достигает 2.39 фнт (1.09кг) CO2 на 100 фнт (45.4кг) абсорбента (0.024кг/кг). Обогащенный CO2 абсорбент поступает из абсорбера в регенератор, который работает при давлении, близком к атмосферному, в диапазоне температур от 200 F (95 С) до 230 F (110°C). Эти температуры очень близки к рабочей температуре колонны абсорбера, равной 210 F (100°C). Таким образом, потери тепла на нагревание и охлаждение абсорбента сведены к минимуму. В колонне регенератора абсорбент течет сверху вниз, против потока пара, подаваемого снизу.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Пар нагревает абсорбент и поставляет энергию для реакции, но в основном он служит для снижения парциального давления газа, обращая реакцию абсорбции CO2. регенерированный сорбент возвращается в колонну абсорбера. Захваченный газ CO2 сжимают, осушают и выдают на выход установки, собранную воду возвращают в колонну регенератора. Эффективная интеграция захвата СО2 снижает расход пара в регенераторе. Одна из мер, использование бедного абсорбента, снижает этот расход примерно на 50%, до 40МВт в установке Sargas 275B. Далее, рекуперация скрытого тепла в конденсаторе десорбера может понизить потребный поток тепла вребойлер до менее 20МВт. Эффективность захвата СО2 в этом процессе превзошла 98% и была не менее 95% в испытаниях опытной установки на реальных газах ТЭС Fortum, Стокгольм в 2007-2008 годах [10].

Рис. 19. Установка захвата СО2 карбонатом калия на ТЭС Fortum

Рис. 20. Функциональная диаграмма процесса захвата СО2, реализованного на установке Fortum.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Установка предварительной подготовки газов была смонтирована в мае-июне 2007 года, остальное оборудование – в августе-сентябре того же года. С октября по декабрь 2007 года пилотная установка наработала 320 часов. Всего было 6 запусков (4 в 07 и 2 в 08 году), продолжительностью 24-104 часа каждый. Целью этих испытаний [9] было подтверждение удаления >95 % СО2 в различных условиях (различный расход газа, коэффициент рециркуляции, уровень насыщения абсорбента), а также хорошей предварительной подготовки газа при естественных колебаниях параметров рабочего процесса (температура, давление, состав газа). Потоки газа, абсорбента и охлаждающей воды газа измерялись и управлялись автоматически. Все данные регистрировались и отображались SCADA – системой.

Рис. 20. Cостав газов до и после предварительной подготовки и захвата СО2 в испытаниях установки Fortum, Стокгольм [9] В течение всей программы испытаний, при различных условиях, захват СО2 систематически находится в пределах 98-99,5 % по массе. При этом нагрузка изменялась в пределах 86-108.5 % расчетной. Другие переменные: давление в топке (~ 3 bar), температура газа на входе в абсорбер (~ 100°C), концентрация СО2 (~4 % по объему, влажный), содержание воды (~ 3 % по объему). Эффективность захвата СО2 снижается при деградации сорбента, из-за чего требуется предварительная подготовка газа. Хорошими начальными условиями здесь являются низкие уровни SOx и NOx, характерные для установок PFBC (КСД). Скраббер и конденсатор системы очистки газа в установке Sargas высокоэффективно удаляют оставшиеся примеси. Примесь хлора вызывает коррозию, но она не содержится в существенных количествах в абсорбенте.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Общая потеря абсорбента за счет примесей составляет 0.87 % по массе в месяц (хлор только 0.02 %). Основная часть потребления сорбента вызвана примерно 15% диоксида серы, который не улавливается в системе очистки и необратимо поглощается сорбентом. В дальнейшем эту проблему предполагается решить с помощью щелочного скраббера. Для эталонной установки мощностью 100МВТ с годовым улавливанием 640000т СО2 рабочей загрузкой 600т сорбента, содержащего 25 % K2CO3, с учетом работы щелочного скраббера, расчетная потеря сорбента составляет 0.83кг на тонну захваченного СО2. Существовало опасение, что газ, выходящий из системы захвата СО2 может какимлибо образом повредить газовую турбину. Однако, пробы, взятые из увлажнителя и конденсата, показали, что газ является пригодным для подачи в турбину и он намного чище, чем на входе в установку захвата. Качество захваченного СО2 высокое, он не содержит агрессивных компонентов. Все газообразные примеси не превышают предел обнаружения в 0.5-1 ppm по объему CO2. Теплота реакции ниже, чем для большинства других абсорбентов, также снижен расход тепла на регенерацию. Точное определение баланса энергии не являлось целью этой программы. Тем не менее, фактическая и частично косвенная проверка эффективности пилотной установки подтвердила расход энергии 3250 ±370 kJ/кг CO2 (включая избыточные потери энергии). Пилотная установка подтвердила, что: 1. предварительная очистка газа эффективно защищает сорбент от деградации: 2. эффективность захвата СО2 высока, превыщает 98%; 3. в газовую турбину не подаются вредные компоненты; 4. деградация сорбента не превышает 0.85 моль % Предварительная подготовка газа полностью удаляет NO2, NH3, HCl и HF. Только незначительные проблемы имели место за 360-часовый период работы, например, деградация сорбента за счет захвата SO2 при работе скраббера в «кислом» режиме. По сравнению с предыдущими демонстрациями захвата СО2 с использованием MEA, потери сорбента в 0.83кг/т СО2 являются малыми. Испытания подтвердили надежность и безопасность этой технологии захвата СО2 для окружающей среды. 3. Захват СО2 при сжигании топлива в кислороде Следующим уровнем развития технологий захвата СО2 является сжигание топлива в кислороде (oxufuel). Рассмотрим два проекта, реализующие данный метод. 3.1. Пилотный проект компании Vattenfall [10] Компания Vattenfall построила пилотную установку со сжиганием угля в кислороде мощностью 30 МВт. Она размещена рядом с ТЭС Schwarze Pumpe в Германии. Решение об инвестировании в проект принято в мае 2005 года, закладка строительства осуществлена в конце мая 2006. Первое зажигание в мае 2008, режим сжигания в кислороде получен в сентябре 2008. Официальная инаугурация произошла в сентябре 2008 года.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 21. Общий вид установки

Рис. 22. Размещение оборудования.

Рис. 23. Схема процесса

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 24. Основные характеристики установки

Рис. 25. Измерительная система котла. Измерение осуществляется на 6 уровнях, всего в 9 точках. Каждый уровень доступен для проведения экспериментов с различными методами измерений

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 26. Измерительная система газового тракта

Рис. 27. График перехода с воздуха на кислород

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

В 2009 году начаты начальные испытания. Параллельно продолжается оптимизация для повышения функциональности установки. Общая программа эксплуатации установки запланирована на 5 лет. Первый период испытаний рассчитан на три года, с 2009 по 2011. В течение первых 6 месяцев испытаний также запланированы исследования по программе ENCAP. Эти испытания включают в себя: Тест 1 – сжигание в воздухе (март-апрель 2009); Тест 2 – сжигание в кислороде, условия А (май-июнь 2009); Тест 3 – сжигание в кислороде, условия В (июнь-июль 2009). 3.2. Проект CIUDEN – El Bierzo, Испания [11] Проект CIUDEN включает в себя установку сжигания угля в кислороде в циркулирующем кипящем слое. Основное направление исследований CIUDEN´s - разработка и демонстрация эффективных, экономичных и надежных методов захвата и хранения СО2, а также систем третьего поколения для очистки выходящих газов. Крупномасштабная исследовательская установка будет включать в себя следующие технологии:  Пылеугольный котел, PC, (20 MWth) работающий в режимах от воздушного до полностью кислородного;  Котел с циркулирующим кипящим слоем, CFB, (15 MWth воздух, 30 MWth чистый О2);  - Очиститель выходящих газов от NOx, пыли и SОx (селективный катализ, тканевый фильтр, влажная рециркуляция);  - Захват CO2: компрессорная установка (О2) / поглотитель (воздух). Установка находится на северо-западе Испании, в провинции León, вблизи от ТЭС Compostilla мощностью 1312 MWe, принадлежащей компании Endesa.

Рис. 28. Тестовая площадка, рядом ТЭС Compostilla

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 29. Упрощенная диаграмма процесса

Рис. 30. Характеристика топлив, запланированных в проекте CIUDEN: антрацит, битуминозный и бурый уголь, нефтяной кокс. Приближенный и окончательный анализ, высшая теплотворная способность

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 31. Конфигурация установки. Пылеугольный котел 20МВт, котел ЦКС 30МВт, расход угля 5.5 т/ч, кислород 8.8т/ч, выход СО2 10.5т/ч, начало строительства ноябрь 2008, пуск – май 2010.

Рис. 32. Пылеугольный котел

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 33. Котел с циркулирующим кипящим слоем (3D модель)

Рис. 34. Проекты по сжиганию угля в кислороде (по данным [11])

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 35. Календарный план проекта CIUDEN 4. Захват СО2 до сжигания топлива Рассмотрим технологию Pre-combustion Capture (IGCC) – захват углерода до сжигания – внутрицикловая газификация угля. Подробный обзор этих технологий и анализ эффективности дан в [12]. Технология удаления СО2 до сжигания (IGCC) имеет наивысший экономический эффект, как для существующих, так и вновь проектируемых ТЭС. Стоимость захвата 1 тонны СО2 на установке IGCC составляет 20-25 €, тогда как на обычных угольных ТЭС он достигает 30 - 50 €.

Рис. 36. Сравнение затрат на захват СО2 после и до сжигания по данным [12]

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Исследования и разработки компании Siemens AG в области захвата СО2 до сжигания при внутрицикловой газификации углей изложены в [13].

Рис. 37. Статистика эксплуатируемых и находящихся в стадии планирования и постройки ТЭС с внутрицикловой газификацией по данным [13] Общая установленная мощность, эксплуатационная мощность, работа на твердом и тяжелом жидком топливе. Из 7,600 MW построенных, строящихся или проектируемых установок IGCC во всем мире, находятся в эксплуатации 4,700 MW. Около 55 % этих мощностей размещены в Европе. Установки внутрицикловой газификации (IGCC) не являются простыми энергоблоками комбинированного цикла, в которых природный газ, поступающий по трубопроводам, заменен на сингаз. При интеграции газификатора в такую установку возникают специфические проблемы. В первую очередь, газ, поступающий в газовую турбину, имеет повышенное или, в случае захвата СО2, высокое содержание водорода. Это обстоятельство нужно учитывать при разработке процесса его сжигания. Газовая турбина также испытывает влияние установки разделения воздуха. Наконец, возникают вопросы оптимальной интеграции газового и парового циклов с учетом использования тепла на различных этапах процесса. Целью разработки угольных установок IGCC , построенных в Европе, являлось получение максимального КПД в данных условиях, с учетом доступного топлива и размещения ТЭС, на базе доступного на тот момент технологического уровня газовых турбин. Это привело к выбору полной интеграции газовой турбины и установки разделения воздуха (ASU) по воздуху и азоту. Эксплуатационный опыт таких установок оказался успешным. С другой стороны, эксплуатация показала, что наличие отдельного воздушного компрессора, покрывающего как минимум, потребности независимого запуска ASU, может значительно повысить эксплуатационную гибкость и надежность установки. Таким образом, предпочтительной является концепция новых установок IGCC с захватом СО2 или без такового, с частичной или отсутствующей интеграцией по воздуху. 39

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 38. Варианты интегрирования разделения воздуха в установке внутрицикловой газификации. Независимая, частично интегрированная и полностью интегрированная ASU

Рис. 39. Зависимость эффективности внутрицикловой газификации от степени интеграции разделения воздуха. Характеристики для установок на сингазе со 100% интеграцией по азоту, вариации для различных концепций установок и потенциал улучшения.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

5. Газовые турбины Siemens Наиболее совершенная турбина, SGT5-8000H, рассчитана на достижение КПД более 60 % в комбинированном цикле

Рис. 40. Газовые турбины Siemens [13]

Рис. 41. Эволюция КПД установок комбинированного цикла Siemens [13] Siemens участвовал во всех европейских демонстрационных проектах установок внутрицикловой газификации угля, включая первую в мире установку IGCC, построенную в Германии. По сравнению с установками, построенными в 1980-90е годы в США и после 200о года в Японии, они показали существенно большую эффективность как результат выбора технологии и философии интеграции газового и пароводяного сегментов.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 42. Эволюция полного КПД установок с внутрицикловой газификацией без захвата СО2 [13].

Рис. 43. Установки на сингазе по данным [13] 42

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

В частности, Siemens участвовал в 1990-е годы в обоих европейских демонстрационных проектах установок IGCC, которые сейчас эксплуатируются как коммерческие, на угле/биомассе (Buggenum) или угле/ нефтяном коксе (Puertollano). В настоящее время на этих ТЭС осуществляются проекты по реализации небольших демонстрационных установок для удаления СО2 из сингаза. 6. Газификация Для установок внутрицикловой газификации наиболее подходит технология с использованием кислородного дутья и сухой подачи топлива, которая дает наивысший полный КПД по сравнению с другими методами. Эта технология может работать на различных топливах. В настоящее время она используется в химической промышленности, однако также применима в энергетике. Термодинамические характеристики такого процесса исследованы в [17].

Рис. 44. Газификаторы Siemens для разных топлив [13]

Рис. 45. Предыдущий опыт и текущие проекты Siemens в области газификации [13] 43

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

С 2007 года компания ELCOGAS (Puertollano, Испания) [14] утвердила план развития технологии внутрицикловой газификации. Цели проекта следующие:  Снижение выбросов СО2 при использовании ископаемых топлив;  Производство Н2 путем газификации твердых топлив;  Диверсификация по топливу и продуктам: Проект PIIBE (ESP-CENIT), производство биодизеля из продуктов ко-газификации с 10% биомассы. Проект FECUNDUS (UE-RCFS), совместная газификация угля, биомассы и отходов с точки зрения влияния на захват СО2. Использование отходов автомобильной промышленности. Тесты по газификации различных топлив для перспективного проектирования ТЭС. Оптимизация процесса внутрицикловой газификации: Перспективные материалы для газификаторов, продление ресурса, устранение течей воды, керамические фильтры, повышение надежности газовых турбин, совершенствование установок разделения воздуха, анализ инцидентов. Другие аспекты защиты окружающей среды: Снижение объема жидких отходов. Совершенствование восстановления серы. Снижение выбросов во время переходных процессов. Цели проекта PSE-CO2:  Демонстрация возможности захвата СО2 и производства Н2 на ТЭС внутрицикловой газификации, использующей твердое топливо и отходы.  Получение данных, достаточных для экстраполяции на полную производительность ТЭС Puertollano. Структура проекта: Проект является частью испанской Национальной инициативы по совершенствованию технологии конверсии, захвата и хранения СО2 и связан со следующими отдельными проектами:  Проект №2 – разработка технологии сжигания в кислороде для строящейся пилотной установки мощностью 20-30МВт в El Bierzo, Испания, CIUDEN.  Проект №3 – Исследование и законодательное регулирование геологического захоронения СО2 в Испании, IGME.  Проект №4 – Исследование обеспокоенности населения технологиями УХУ, CIEMAT.

Рис. 46. Экспериментальная площадка. Подготовка угля, газификатор, установка разделения воздуха, энергоблок комбинированного цикла, восстановление серы, новая пилотная установка захвата СО2 (желтая). 44

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 47. Массовый баланс производства водорода и захвата СО2 [14]

Рис. 48. Состояние проекта и ключевые субподрядчики [14]

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Рис. 49. Предварительные результаты [14]: Ожидания и результаты по - составу газа после реакции сдвига, - СО2, - обогащенному Н2, - чистому Н2

Рис. 50. Календарный план пилотного проекта по захвату СО2 и производству водорода [14] Перспективы развития проекта после завершения программы PSE [14]:  Оптимизация реакции водного сдвига, испытания разных катализаторов;  Разработка новых процессов разделения СО2 и Н2;  Исследования различных процессов улавливания СО2;  Улучшение эффективности интеграции процесса захвата СО2 в установке внутрицикловой газификации.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Заключение На данный момент сложно прогнозировать, какая из включенных в настоящий обзор технологий захвата углерода, сможет найти наиболее широкое применение в перспективе развертывания чистых угольных ЭУ в ближайшие 10 лет. Однако, необходимость модернизации большого парка существующих пылеугольных установок позволяет предположить большой интерес к технологиям улавливания углерода после сжигания с использованием водных растворов аминов. Эту точку зрения разделяют и авторы исследований, связанных с разработкой новых сольвентов на основе композиций аминов, а также технологических решений, направленных на снижение расхода энергии в технологическом процессе и замедление деградации сольвента. Серьезное значение имеет также степень интеграции технологии захвата углерода в рабочий цикл ЭУ, а также общая оптимизация оборудования и технологического процесса, включая котел, турбину, систему подготовки воздуха и комплекс захвата углерода. Захват диоксида углерода с использованием аминов нашел применение в промышленности, начиная с 1930х годов. Первоначально эта технология применялась для очистки природного газа. Таким образом, здесь можно говорить всего лишь о необходимости адаптации уже существующего решения к условиям рабочего цикла ЭУ, нежели о разработке совершенно новой технологии. Этим технология захвата углерода после сжигания с использованием аминов выгодно отличается от других, более продвинутых чистых угольных технологий, таких как сжигание в кислороде. Однако, в рассматриваемых условиях приходится учитывать такие факторы, как низкая концентрация СО2, в выходящих газах, деградация сольвента под действием кислорода, оксидов серы и азота. Потери энергии в 30% на захват и сжатие СО2, которые могут иметь место при реализации традиционных (например, на основе МЭА) методов захвата углерода после сжигания, также признаются избыточно высокими, вместе с ожидаемым увеличением стоимости оборудования, которое при постройке новых пылеугольных ТЭС с использованием этого подхода может составить 80-85%. Эти недостатки имеют большое значение в связи с серьезным увеличением объемов захвата СО2 в ЭУ по сравнению с объемами, уже имеющими место в промышленности. Разработка новых композиций сольвентов на основе аминов может дать существенный вклад в оптимизацию процесса захвата СО2 после сжигания в пылеугольных ЭУ, снижению дополнительных потерь энергии и себестоимости электроэнергии. Также важным параметром оптимизации здесь является поиск компромисса между степенью улавливания СО2 и затратами энергии и реагентов. Дополнительной проблемой является коррозия компонентов оборудования, контактирующих с сольвентом. Выходящие газы пылеугольной ЭУ содержат 3-15% СО2 по объему. В известных технологических процессах, использующих захват углерода водными растворами аминов, таких как очистка природного газа и производство водорода, парциальное давление СО2 значительно выше, чем в выходящих газах угольных ЭУ, также нет такой существенной проблемы как деградация аминового сольвента под действием кислорода, содержание которого в выходящих газах различных ЭУ может быть в пределах 5-15%, а также примесей оксидов серы и азота. Малое парциальное давление СО2 выводит МЭА на первое место среди известных аминовых сольвентов с точки зрения применимости для захвата СО2 в выходящих газах ЭУ. Реакция с МЭА идет быстро, однако отличается высоким расходом энергии, ограниченным выходом и серьезной проблемой коррозии. Кислород, содержащийся в выходящих газах, приводит к деградации аминового сольвента, образующиеся при этом продукты окисления не только вызывают коррозию элементов оборудования, но и снижают общую производительность установки. Решением этой проблемы может быть введение в состав аминового сольвента ингибиторов.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Другой подход заключается в снижении воздействия кислорода на сольвент за счет оптимизации физических характеристик процесса. В частности, существуют разработки кислород-толерантных технологий захвата СО2, в которых кислород удаляется из аминового сольвента, насыщенного СО2 за счет сброса давления при умеренной температуре 60-90оС. В таких условиях необходимость использования ингибиторов окисления сольвента отпадает. Также возможно вытеснение кислорода. В качестве газа-вытеснителя кислорода можно использовать азот, или, например, часть уже захваченного и сжатого СО2. Расход вытесняющего газа и высоту колонны-реактора можно оптимизировать так, что на выходе содержание кислорода не будет превышать 0.5 ppm. Таким образом, уже существуют эффективные технологические возможности реализации захвата СО2 после сжигания угля на существующих ЭУ без изменения ключевых компонентов технологического процесса, таких как подготовка топлива, котел и т.д. Однако, при проектировании новых ЭУ с чистого листа возникает вопрос, в какой степени рационально переходить к другим, менее распространенным и находящимся на более ранних стадиях развития, технологиям сжигания угля и других твердых топлив. К таким технологиям относятся, в частности, сжигание в кислороде, в кипящем слое под давлением и внутрицикловая газификация. Известные результаты исследований, а также примеры опытной эксплуатации таких установок, дают основания для прогноза, что доля этих технологий будет в ближайшем будущем возрастать. Также интересны их дополнительные возможности, например, по организации углерод-отрицательного производства электроэнергии, когда в состав смеси топлив вводится биомасса. Однако, успех этих инноваций зависит от решения ряда сопутствующих проблем, таких как: - для сжигания твердых топлив в кипящем слое под давлением существенна проблема защиты лопаток газовой турбины от твердых частиц и коррозионных агентов, содержащихся в рабочем газе. Здесь оптимизм связан с тем, что одновременно с удалением диоксида углерода и оксида серы, рабочий газ такой ЭУ очищается от остаточных твердых частиц. - для установок, использующих сжигание в кислороде, необходимо добиться существенного снижения потерь энергии на разделение воздуха. Традиционная криогенная технология здесь исчерпала свой потенциал развития, однако есть надежда на успешное внедрение мембранных фильтров. - для реализации технологии захвата углерода до сжигания, которая фактически является сочетанием производства водорода и его последующего использования в качестве топлива, требуется либо адаптация газовых турбин для надежной работы на топливе с высоким содержанием водорода, либо замена теплового двигателя топливными элементами в качестве оконечного звена технологической цепи производства электроэнергии. Эта концепция выглядит наиболее интересной, если будут разработаны и найдут широкое применение технологии эффективного накопления и хранения водорода, а также будет развиваться производство водорода на основе альтернативных источников энергии и использование его в качестве универсального промежуточного энергоносителя. Однако, принимая во внимание прогресс в развитии мощных вторичных источников электроэнергии (литиевые аккумуляторный батареи, а также металл-кислородные и окислительновосстановительные с потоком электролита), не вполне понятно, насколько востребован будет в этом качестве водород. Определенно, можно уверенно прогнозировать замену двигателей внутреннего сгорания вторичными источниками энергии на транспорте, что вызовет необходимость наращивания установленной мощности стационарных ЭУ.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Источники 1. M. Finkenrath, Cost and Performance of Carbon Dioxide Capture from Power Generation, IEA report, 2011. 2. H. Herzog, The Economics of CO2 Separation and Capture, MIT Energy Laboratory. 3. M. Bohm, H. Herzog, J. Parsons, R. Secar, Capture-ready coal plants – Options, technologies and economics, Greenhouse Gas Control, 2007. 4. P. Feron, L. Patterson, reducing the costs of CO2 capture and storage (CCS), CSIRO, March 2011. 5. CO2NET Public Brochure – Европейская сеть по диоксиду углерода. 6. Улавливание и Хранение Углерода – Специальный доклад МГЭИК, 2005 7. Y. Ohashi, T. Ogawa, K. Suzuki, Toshiba's Pilot Programme Results, Carbon Capture Journal, Nov-Dec. 2011. 8. SARGAS Process – Pressurized combustion and downstream flue gas cleaning, Sargas Brochure, Aug. 2011. 9. M. Bryngelsson, M. Westermark, CO2 capture pilot test at pressurized coal fired CHP plant. Energy Procadia 1 (2009), 1403-1410. 10. M. Anheden, Ju. Jacoby, Experience from the 30MWth oxyfuel pilot plant, Eur. Conf. on CCS Research, Development and Demonstration, Oslo, Feb 11, 2009. 11. CIUDEN’s test facilities for advanced technologies on CO2 capture and storage in coal power generation, El Bierzo, Spain, May 2009 - www.ciuden.es. 12. R. de Kler, CO2 capture in future IGCC plant, March 2007. 13. Ju. Karg, IGCC experience and further developments to meet CCS market needs, Siemens AG, Energy Sector, COAL-GEN EUROPE - Katowice, Poland, September 1-4, 2009. 14. ELCOGAS IGCC Plant: Clear coal technology. Experience and future, Spain, 2011. 15. Ю. Липпонен, Улавливание и хранение углерода, обзор технологий, IEA, 29 марта 2011. 16. Y. Ohashi, T. Ogawa, K. Suzuki, 1st Post Combustion Capture Conference. 17. G. Lozza, M. Romano, A. Giuffrida, Thermodynamic Performance of IGCC with OxyCombustion CO2 Capture, S4FE 2009.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

PROSPECTS for DEVELOPMENT of CO2 GEOLOGICAL STORAGE TECHNOLOGIES in UKRAINE V.V. Osetrov, M.S. Shestavin, V.V.Yurchenko Donetsk National University Donetsk, Ukraine The issue of geological storage of CO2 in the Donbass arises in connection with the large volumes of CO2 emissions by the enterprises that are located in the Donbass that is in the target regions of the project: Dnipropetrovsk, Donetsk, Zaporozhye, Lugansk and Kharkiv regions. At present, on the basis of previously collected and published in the press geological material it is possible only to assess the possibility of CO2 storage in geological formations of Donbass, without specifying the possible amount of the injected CO2. Since the geological information that is now available, was obtained in the process of exploration and development of mineral deposits: metals, coal, oil, gas, etc., and information about sedimentary rocks and other horizons, where perhaps it will be possible to store CO2, was a by-product and is rarely reflected in full. Therefore, geological maps, which are the results of the project, is for information only and can only serve as a benchmark for further targeted geological studies to determine the potential of the eastern Ukrainian regions as potential sites suitable for geological storage of CO2. Now the main source of information on geological formations suitable for long-term storage of CO2 is an initiative website content on paleontology and stratigraphy of Donbass - DONPALEO 1 , which was created in the project by our participant Osetrov V.V. as a personal Internet site. This site is devoted to the study of extinct (disappeared) worlds of the geological past located on the territory of modern Donbass millions of years ago, to the searches and study of fossil animals and plants, paleogeographic reconstructions, and lots more. Numerous scientific literatures from different years were used to create the site. The stratigraphic description of all locations and sections were aligned with the latest data, place names were specified, and the binding locations were adjusted. Many cuts and outcrops are illustrated by drawings, diagrams and photographs are provided with a detailed description of the geological and paleontological characteristics. Geological maps of the designated locations with fossil floras and faunas are also presented on the site. Donetsk coal basin covering the territory of Dnipropetrovsk, Donetsk and Luhansk Ukrainian regions and the Rostov region of the Russian Federation, located on the territory of Donbass. The deposits of the Carboniferous system, representing the thickness of the many kilometers of rock, which was deposited almost continuously during the Carboniferous, form the core of the Donetsk coal basin. In addition to the numerous representative Carboniferous outcrops with diverse oryctocoenosis, on the territory of Donbass paleontological characterized deposits of Devonian and Permian systems are presented. Phanerozoic ancient Devonian sediments in the Donbass were not found. The Mesozoic is represented in the Donbass by sediments, developed mainly in the northern and north-western outskirts of the pool. Triassic and Jurassic sediments contain flora, which are one of the most representative in the East European platform. Marine sediments of Jurassic and Cretaceous are rich in numerous faunal complexes. Cenozoic is represented by the variety of marine and continental deposits, as well as by the rich fossil flora and fauna. 1

DONPALEO - website on paleontology and stratigraphy of the Donbass. â&#x20AC;&#x201C; http://donpaleo.ru 50

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

1. Geology of the target regions of Ukraine Amongst the spectrum of measures that need to be urgently implemented to mitigate climate change and ocean acidification, CO2 Capture and Storage (CCS) can play a decisive role as it could contribute 19% of the CO2 reduction needed by 2050 2 . CCS involves capturing CO2 at coal- or gasfired power stations and industrial facilities (steel mills, cement plants, refineries, etc.), transporting it by pipeline or ship to a storage location, and injecting it via a well into a suitable geological formation for long-term storage (Figure 1).

Figure 1: At power plants, the CO2 is captured by separating it out from the other gases. It is then compressed and transported via pipeline or ship to its geological storage site: deep saline aquifers, depleted oil and gas fields, unmineable coal seams 3 . CO2 cannot be injected just anywhere underground, suitable host rock formations must first be identified. Potential reservoirs for CO2 geological storage exist throughout the world and offer sufficient capacity to make a significant contribution to mitigating human-induced climate change. Three main storage options exist for CO2 (Figure 2):  Depleted natural gas and oil fields – well known due to hydrocarbon exploration and exploitation, offer immediate opportunities for CO2 storage;  Saline aquifers – offer a larger storage potential, but are generally not as well known;  Unmineable coal seams – an option for the future, once the problem of how to inject large volumes of CO2 into low-permeability coal has been solved. Once injected underground into a suitable reservoir rock, the CO2 accumulates in the pores between grains and in fractures, thus displacing and replacing any existing fluid such as gas, water or oil. Suitable host rocks for CO2 geological storage should therefore have a high porosity and permeability. 2

Energy Technology Perspectives 2008: Scenarios and Strategies to 2050. - International Energy Agency, 2008. - 646 pp. 3 What does CO2 geological storage really mean? // CO2GeoNet – The European Network of Excellence on the geological storage of CO2, 2008. - 20 pp. 51

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Such rock formations, the result of the deposition of sediments in the geological past, are commonly located in so-called “sedimentary basins”. In places, these permeable formations alternate with impermeable rocks, which can act as an impervious seal. Sedimentary basins often host hydrocarbon reservoirs and natural CO2 fields, which proves their ability to retain fluids for long periods of time, having naturally trapped oil, gas and even pure CO2 for millions of years.

Figure 2: CO2 is injected into deep geological layers of porous and permeable rocks (cf. sandstone in left-bottom inset), overlain by impermeable rocks (cf. claystone in left-top inset) that prevent the CO2 from escaping to the surface 4 . Potential CO2 storage reservoirs must fulfill many criteria, the essential ones being:  sufficient porosity, permeability and storage capacity;  the presence of overlying impermeable rock – the so-called “cap rock” (e.g. clay, clay stone, marl, salt rock), which prevents the CO2 from migrating upwards;  the presence of “trapping structures” – in other words features, such as a dome-shaped cap rock, that can control the extent of CO2 migration within the storage formation;  location deeper than 800 m, where pressures and temperatures are high enough to enable the storage of CO2 in a compressed fluid phase and thus maximize the quantity stored;  the absence of drinking water: CO2 will not be injected into waters fit for human consumption and activities. Sedimentary basins are widespread throughout Europe, for example offshore in the North Sea or onshore surrounding the Alpine mountain chains (Figure 3). Many formations in the European basins fulfill the criteria for geological storage, and are currently being mapped and characterized by researchers. 4

What does CO2 geological storage really mean? // CO2GeoNet – The European Network of Excellence on the geological storage of CO2, 2008. - 20 pp. 52

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Other European areas are composed of ancient consolidated crust, such as much of Scandinavia, and thus do not host rocks suitable for CO2 storage. One example of an area with potential for storage is the Southern Permian Basin, which extends from England to Poland (represented on Figure 3 by the largest ellipse). The sediments have been affected by rock-forming processes that left some of the pore space filled with saline water, oil or natural gas. The clay layers that exist between the porous sandstones have been compacted to low-permeability strata, which prevent fluid ascent. Much of the sandstone formations are located at depths between 1 and 4 km, where pressure is high enough to store CO2 as a dense phase. The salt content in the formation waters increases in this depth interval from about 100 g/l to 400 g/l, in other words, much saltier than seawater (35 g/l). Movements in the basin have caused plastic deformation of the rock salt, creating hundreds of dome-shaped structures that subsequently trapped natural gas. It is these traps that are being studied for eventual CO2 storage sites and pilot projects.

Figure 3: Geological Map of Europe showing the location of the main sedimentary basins (red ellipses) where suitable reservoirs for CO2 storage can be found (based on the Geological Map of Europe at 1:5,000,000 scale). The issue of CO2 storage in Ukraine remains open as long as it is not considered at the national and regional levels of government, and only the scientific community, which explores these issues on its own initiative or at the expense of international grants on the basis of their financial and resource capabilities, are interested in it. Because of the present Grant Contract does not provide funding for geological research, we restrict our investigation of information materials that are in open access, ranging from geological maps of 1920, 1939, 1957's, and more advanced, and ending with the fundamental works on geology Ukraine 5 and the Donets Basin 6 . 5

Geology of the USSR, Editor P. Antropov, Volume V: Ukrainian SSR, Moldavian SSR, Part I: Geological description of the platform. Editors V. Ershov & N. Semenenko. - Moscow: State Scientific and Technical Publishing House of Geology and Conservation of Resources, 1958. â&#x20AC;&#x201C; 1000 pp. (in Russian) 6 Geology of the USSR, Editor I. Malyshev, Volume VII: Donets Basin, Volume Editor Academician P. Stepanov. Moscow - Leningrad: State Publishing House of Geological Literature at the Committee for Geology at UPC, 1944. 901 pp. (in Russian) 53

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Information from the contemporary scientific publications both in national 7 and in foreign 8 journals, which mainly deals with the problems of coal mining, oil and gas on the territory of Ukraine and, in particular, in the eastern regions, which are the target regions of the project, is also taken into account.

Figure 4: Map of the geological structure of Ukraine Field of search and investigation of geological formations in which the conditions of long-term storage of CO2 would be carried out, is marked by red oval in Figure 4 on the geological map of Ukraine. The selection of this area is mainly caused by the definition of the target regions of the project (eastern regions of Ukraine: Donetsk, Dnipropetrovsk, Zaporizhzhya, Luhansk and Kharkiv), where the majority of stationary sources of CO2 are concentrated. And with the economic and technological points of view, to minimize the distance from the source of CO2 to the storage site will be more profitable. Special attention was paid to the information on the geological cross-sections (cross sections) on the prospective areas for CO2 storage. For example, in the preparation of estimates of undiscovered oil and gas resources in the Dnieper-Donets Basin Province and Pripyat Basin Province, Russia, Ukraine, and Belarus (Figure 5), which was fulfilled by the US Geological Survey9 , cross section of rocks with length more than 160 km and a depth of 10 km (Figure 6), where the prospective areas that satisfy the requirements of long-term storage of CO2 can be selected, have been published.

Matchoulina S.A., Shekhunova S.B. / Basal Sequences of Terrigenous, Carbonate, and Salt-Bearing Formations and Their Role in the Structure of Sedimentary Basins in Relations to Forecast of Economic Minerals // Collection of Scientific Papers of the Institute of Geological Sciences at the National Academy of Sciences of Ukraine, 2008, 42 (1). – P. 255-261. (in Russian) 8 Sachsenhofer R.F., Privalov V.A., Panova E.A. / Basin evolution and coal geology of the Donets Basin (Ukraine, Russia): An overview // International Journal of Coal Geology, Volume 89, 2012, P. 26–40. 9 Klett, T.R., 2011, Assessment of undiscovered oil and gas resources of the Dnieper–Donets Basin Province and Pripyat Basin Province, Russia, Ukraine, and Belarus, 2010: U.S. Geological Survey Fact Sheet, 2011-3051, 2 p. 54

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Similar information is provided in the American Association of Petroleum Geologists – European Region Newsletter 10 , which analyzes the prospects for the development of oil and gas in Ukraine. Other cross sections of rocks in the target regions of the project can be found in the article 11 and review 12 in which explores the potential of oil and gas fields in Ukraine, as well as in the report 13 which is devoted to coal geology.

Figure 5: Generalized map showing the boundaries of the Pripyat Basin and Dnieper Donets Basin geologic provinces (red lines), centerpoints of oil and gas fields (green and red circles, respectively), and the location of geologic cross section A-A’ shown in Figure 6 (green line) 14 . Country boundaries are represented by blue lines. Series of cross sections of rocks across the length of Dnieper-Donets basin and Donbass is presented in the review of Keller and Stephenson (2007) (Figure 7), and a longitudinal section of the basin is shown in the review of the world's resources of shale gas (Figures 8-9). Currently in Ukraine research on the possibilities of shale and other unconventional gas, which assume the drilling of exploration wells to a depth of several kilometers has begun. Such studies can provide (as a side effect) detailed information about the geological formations suitable for long-term storage of CO2. In addition, studies to improve the recovery of oil and gas from depleted fields with the use of CO2 injection is planned now. 10

Tari G. / Exploration Country Focus: Ukraine // AAPG ER Newsletter – September 2010. – P. 3-6. Basin-centered gas evaluated in Dnieper-Donets basin, Donbas foldbelt, Ukraine / Law B.E., Ulmishek G.F., Clayton J.L. et al. // Oil and Gas Journal, 1998, Volume 96, Issue 47. – P. 74-78. 12 Stephenson R., Stovba S. Chapter 16 The Dniepr-Donets Basin / Regional Geology and Tectonics: Phanerozoic Rift Systems and Sedimentary Basins / Editors: David G. Roberts & A.W. Bally // Elsevier BV, 2012, 528 pp. – P. 421-441. 13 Sachsenhofer R.F., Privalov V.A. / Basin Evolution and Coal Geology of the Donets Basin (Ukraine, Russia): Implications for CBM Potential // Presentation at AAPG European Region Annual Conference, Kiev, Ukraine, October 17-19, 2010. – 33 p. 14 Klett T.R. / Assessment of undiscovered oil and gas resources of the Dnieper-Donets Basin Province and Pripyat Basin Province, Russia, Ukraine, and Belarus, 2010: U.S. Geological Survey Fact Sheet, 2011-3051, 2011. - 2 pp. 11

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Figure 6: Geologic cross section for the Dnieper-Donets Basin. See figure 1.2.26 for location. Explanation: 1 - Upper Devonian; 2 - Devonian evaporites; 3 - Carboniferous; 4 - Permian; 5 - Triassic; 6 - Jurassic; 7 - Cretaceous; 8 - Cenozoic; 9 - oil accumulation; 10 - gas accumulation; 11 - top of overpressure; 12 - 100째 C isotherm; 13 - 0.9 percent vitrinite reflectance isochore; 14 - stratigraphic boundary.

Figure 7: Series of cross sections of rocks across the length of Dnieper-Donets basin and Donbass 15 15

Keller G. R., Stephenson R. A. / The Southern Oklahoma and Dnieper-Donets aulacogens: A comparative analysis // Geological Society of America Memoirs, 2007, v. 200, P. 127-143. 56

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

The prospects for recovery of coal bed methane from coal seams that do not have commercial value and are located far from existing mines are considered. This refers to the layers that are very thin over the cross section, or on the steep slope, or are located at depths of over a kilometer.

Figure 8: Dnieper-Donets Shale Gas Prospective Area 16

Figure 9: Central Dnieper-Donets Basin Stratigraphic Column. (See Figure 8 for location)

World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States / U.S. Energy Information Administration, 2011. â&#x20AC;&#x201C; 365 pp. 57

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

2. Creating a GIS CO2 storage For creating of geological maps for the project, services, Google maps and Google earth, which incorporate information on relevant geological formations to view it through the web site of the project, were used. The first step was to explore all available geological schemes and sections of Donbass (such as shown in Figures 10 and 11).

Figure 10: Geological scheme (a) and section (b) of Donbass (Ukrainian part)

Izopis surface pre-Riphean foundation in km

Figure 11: Estimation of the capacity of Paleozoic sedimentary deposits of Donbass 58

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

In particular, in Figure 1a deposits corresponding to the specific geological periods in the history of the Earth are shown by different colors, as in Figure 1b Paleozoic structural stage is contoured red dotted line. Capacity of Paleozoic sediments reaches up to 20 km in the Donbas and DDB. In Figure 2 the area with a capacity of the sedimentary cover more than 1 km is contoured by red line. A more detailed scheme of the Paleozoic structural stage without the cover body of Mesozoic and Cenozoic rocks (Figure 3) was used for these estimates. The most potential for CO2 storage are the Permian saliferous and the carbonous (carbon) coal-bearing sediments.

Permial sediments Coal sediments Devonian sediments

Figure 12: The Paleozoic structural stage of Donbass

Figure 13: Diagram of geological and industrial zoning of the Donets Basin. The locations of coal mines are shown by squares, promising areas are marked with numbers: 1 – Novomoskovskiy, 2 – Petrikovsky, 3 – Lozovskoy,

4 – Starobelsky, 5 – The north-western outskirts of the Donbass.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Analysis of the characteristics of the geological structure of the Donetsk coal basin and the eastern part of the Dnieper-Donets basin was conducted from the position of options for geological storage of CO2, potential sites for further study of their reservoir properties for long-term storage of CO2 were determined. From the standpoint of geological and industrial zoning Donbass they can be divided into two groups (Figure 13): 1. The north-western outskirts of the Donbass (Bakhmutskaya and the Kalmius-Toretskaya Basin and areas, adjacent to them). 2. Coal-bearing areas with no industrial development (Starobelsky, Lozovskoy, Petrikovsky, Novomoskovskiy). 3. Determination of CO2 storage Using the above resources section 2, and the services of Google maps and Google earth, databases (DB) and geographic information systems (GIS), in which the possible future areas of geological storage of CO2 in the eastern regions of Ukraine (Figure 14) are represented; were created: - Permian salt-bearing section; - Carboniferous coal-bearing sediments; - Devonian saline aquifers. Areas with localization of Devonian salt rods, near which fundamentally cannot be stored CO2 due to the high probability of leakage of CO2 through existing cracks and fissures are also shown on this map. GIS allows to increase the size of the map (Figure 15), to allocate its parts (Figure 16), and to supplement it with new data about the geological formations where there are prospects for geological storage of CO2.

Figure 14: GIS of the prospective potential CO2 storage sites 60

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

On this map, you can turn on and off all the layers and elements that are included in this GIS: - Permian salt-bearing section; - Carboniferous coal-bearing sediments; - Devonian saline aquifers; - Devonian salt rods; - Border of diffusion of Paleozoic sedimentary deposits.

Figure 15: GIS of the prospective potential CO2 storage sites, enlarged to the size of the computer screen

Figure 16: GIS of the prospective potential CO2 storage sites with selected sites Devonian saline aquifers and Devonian salt rods 61

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

4. The potential of CO2 storage reservoirs Pumping of CO2 in geological formations has more than thirty years of experience working to improve oil and gas recovery beds. In addition, in recent times numerous studies on the geological storage of CO2 are held in various countries. As a long-term storage of CO2 porous or fractured sedimentary rocks (collectors) is mainly considered, limited by the surrounding mountain environment and the earth's surface with low permeable or substantially impermeable rocks (confining or tires) 17 . It should be noted that natural gas storage (including combustible ones) of natural genesis are reliable over hundreds of thousands or millions of years, leakage of these gases are negligible. There are three main types of formations where geological storage of CO2 is possible: depleted oil and gas basins or are in the stage of depletion ones, deep-lying saline formations, and have no commercial coal seams. There are three main types of formations where possible geological storage of CO2: depleted or are in the stage of depletion oil and gas basins, deep-lying saline formations, and have no commercial coal seams. Among other possible geological formations are also considered basalt and shale oil, but their potential is still insufficiently studied. The success of the method of the geological storage of CO2 is confirmed by the results of experiments conducted at different times of the companies MRCSP, MGSC, SECARB, SWP, WESTCARB, Big Sky, PCOR (USA), as well as in projects Weyburn, Fenn Big Valley (Canada), Sleipner (Norway), Yubari (Japan), Qinshui Basin (China), etc 18 19 20 . Search and selection of geological structures and horizons that can serve as long-term storage of CO2 in oil and gas basins is based, as a rule, on the results of the previous searching and exploration works, and the determination of potential areas for CO2 storage requires additional research. In Ukraine, there are large oil and gas provinces with large amounts of productive horizons. One of the largest oil and gas regions - the Dnieper-Donets Basin is located within the boundaries of the two large structures - the Dnieper-Donets Valley (DDV) and the Donets Coal Basin (Donbass). Gas presence of Dnieper-Donets basin is closely related to the clastic sedimentary rocks of the Middle and Upper Carboniferous and Lower Permian. The Methane gas content of Donbass is also associated with the coal-bearing Carboniferous strata. The results of previous exploration works has shown that the geological conditions DDV and Donbass one of the most promising to gas-bearing areas are the areas with the stored hydrochemical sediments of Permian age. The important role of hydro-chemical deposits is their good insulating properties (alternating-tight oil and gas layers of rock salt, gypsum and anhydrite dense) 21 . It is also important the location of hydrochemical sediments in the upper part of a large cycle of sedimentation which litho-facies composition is dominated by rocks with good reservoir properties.

Special Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change - Carbon capture and storage of carbon dioxide / Summary for Policymakers and Technical Summary. - IPCC, 2005. – 58 pp. (in Russian) 18 Gunter W.D., Mavor M.J., Robinson J.R. CO2 Storage and Enhanced Methane Production: field testing at Fenn-Big Valley, Alberta, Canada. – http://uregina.ca 19 The Sleipner Project and Monitoring Experiences. – http://ns.energyresearch.ca 20 EA Weyburn CO2 Monitoring and Storage Project Weyburn, Saskatchewan, Canada. – http://www.netl.doe.gov 21 Goryayov S., Lakoba M., Pavlov S. Assessment of the prospects of new gas-bearing lithologic traps in the northern side of the valley Bakhmutskaya // Geologist of Ukraine, 2011, No. 2 (34). - P. 99-102. (in Russian) 62

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

These factors combined with high power gas permeable sedimentary rocks have created favorable conditions for the free migration of hydrocarbons and their concentration under an impenetrable veil of hydro-chemical sediments. In the Donbas Lower Permian hydrochemical formations are developed in the north-western part within Bakhmutskaya and Kalmius Toretskoy-basins (Figure 17). The structure and Bakhmutskaya Kalmius-Toretskoy basins contains three floors: the Paleozoic, Mesozoic and Cenozoic. Mesozoic and Cenozoic structural floors are unpromising to the geological storage of CO2. This is due to their small capacity (typically less than 500 m) and the bedding in the upper part of the sedimentary cover without gas-tight tires. Paleozoic structural stage, which lies under the cover of Mesozoic and Cenozoic sediments is promising to explore of options for geological storage of CO2. This is confirmed by its high potential gas content established by numerous researches and multidirectional exploration works. For example, the analysis of the geological structure and gas-bearing basins of the northern side of Bakhmutskaya, which was made in UkrNIIgaz, showed that Paleozoic is a potentially gas-bearing floor of the three structural floors (Paleozoic, Mesozoic and Cenozoic) 22 . Paleozoic floor of Donbass consists of sediments of Permian, Carboniferous and Devonian systems. The Permian system is represented in the lower division of Asselian and Sakmarian stages. Carboniferous system is presented completely and is a continuous section mostly in coal-bearing strata. Devonian sediments overlie at large depths (typically more than 5 miles) and come to the surface in the form of a narrow strip on the south-western edge of the Donbass. According to lithological-facies characteristics stratigraphic units - formations are allocated in the Donbass. Some formations of Lower Permian age consist predominantly of hydro-chemical gasimpermeable rocks. Formation of the upper and mid-Carboniferous (Pennsylvanian) consist mainly of carbonaceous sedimentary clastic sediments (sandstones, siltstones, mudstones) with subordinate beds of limestone and coal. Formation of the Lower Permian, Pennsylvania with structurally clastic composition, overlie below the hydro-chemical sediments. There are the following formations: Kartamyshskaya (P1kr), Nikitovsky (P1nk), Slavic (P1sl) (Asselian tier) and Kramatorskaya (P1km) (Sakmarian stage) in the general section of the Lower Permian sediments of of Donbass. Among them P1sl and P1km are the salt-formations , which consist primarily of hydro-chemical sedimentary rocks - gypsum, anhydrite, and rock salt. The clay and carbonate rocks have the less importance. Within the boundaries of the Bakhmutskaya basin salt-sediments reach their maximum capacity and are marked areal staunchness almost throughout its territory except uplifts, where salt-bearing sediments are absent. In the sections of Formation P1sl gypsum, anhydrite, and halite form numerous layers, which often alternate with each other, sometimes reaching a thickness of several tens of meters. The most powerful layers of rock salt has a maximum power up to 40-50 m.

Zhykalyak M. Undeveloped gas resources Donbass sandstones with low permeability // Geologist of Ukraine, 2011, No. 2 (34). - P. 103-107. (in Russian)

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Figure 17: Geological scheme of the pre-Mesozoic sediments of the north-western part of the Donets Basin (a) and geological cross-section along the line A-B to it (b), where: 1. Bakhmutskaya hollow 2. Kalmius-Torets hollow 3. Mesozoic sediments 4. Carboniferous coal-bearing sediments 5. Permian terrigene-carbonate sediments (suites P1kr â&#x20AC;&#x201C; P1nk)

6. Permian salt-bearing section (suites P1sl â&#x20AC;&#x201C; P1km) 7. Boundary of perspective plots 8. Faults 9. Marker of suite and his index

The total capacity of Slavic Formation in the Bakhmutskaya basin is up to 500 meters. In contrast to Bakhmutskaya basin P1sl formation in Kalmius-Toretskoy Basin consists mainly of sand and clay deposits, which reduces its gas isolating capabilities. Formation P1km has a limited distribution in the submerged part of the main synclinal structures in the north-western part of the Donbass within Bakhmutskaya and Kalmius-Toretskoy basins. hydrochemical precipitation dominated as part of Formation P1km , which make up 92% of the section, including rock salt is 80-85%.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Maximum capacity is observed in Bakhmutskaya Basin and up to 400-530 m. The total capacity of hydro-chemical sediments in Bakhmutskaya basin reaches up to 1000 m. There is a thickness of the mixed composition between P1sl, which is dominated by salt-bearing sediments and P1kr, consisting mainly of clastic sediments. This sequence is allocated to a separate formation - P1nk. As a part of the upper and mid-carbon formations clastic sedimentary rocks predominate, which are sandstones, siltstones and mudstones. These rocks are characterized by generally good reservoir properties, and some horizons have industrial gas content. Sandstones have the best filtration-capacity parameters of the Paleozoic rocks of Donbass. Some formations of the upper and middle carbon contain a part of the powerful sandstone horizons that make up a significant part of the total. These formations are: C33, C32, C2-31 (Gzhel and Kasimovian Stage), C27, C26, C25 (Moscow tier), С24 (Bashkirian). The formations С24, С25, С26 and С32 (30-47% cut) have the largest share in the overall composition of the sandstones, others sandstones share of middle and upper carbon is 20-30%. For comparison, sandstones shares are only 16-20% in the suites С21 and С22 (Bashkirian). Typically, the sandstones are presented in the context of thin layers and layers whose capacity reaches up to 35-60 m (rarely - up to 100 m). Almost across the Donets Basin increased gas content is marked in the bottom of the sandstone23 formations С31, С25 and the top of the formations С27 and С24, sometimes С26. The results of analysis the possible areas of geological storage of CO2 have been merged into a single GIS of storage of CO2 (Figure 18), which is available on the project website and showing: Devonian salt stocks, Permian salt-bearing sediments, Carboniferous coal-bearing deposits; Devonian boundary saline aquifers horizons, the border of the Paleozoic sediments, the DnieperDonets gas-and oil-bearing basin and the Donetsk coal basin, as well as the location of the main sources of CO2 - energy enterprises and steel sectors. Position 8 in Figure 18 shows the location of exploratory wells, where samples were taken to determine the porosity of the rocks by X-ray Computed Micro-Tomography at the European Synchrotron Radiation Facility in Grenoble 24 (France). The scan results were processed using software Avizo Fire 25 . Summing the volume of all the pores and considering the value of the sample volume, it is possible to determine the relative pore volume (Table 1), i.e. porosity. And results of recovery pore volume for the four samples at different magnifications are presented in Figure 19. Table 1. Statistics of the porosity determination No. sample

Increase

1 1 2 2 3 4 4

2 10 2 10 10 2 10

Minimum pore volume, m3 2,18861Е-17 1,75089E-19 2,18861Е-17 1,75089Е-19 1,75616Е-19 2,18861Е-17 1,75089Е-19

Maximum pore volume, m3 4,59834Е-11 7,13294E-12 1,50799Е-11 9,21765Е-13 2,28021Е-12 1,00121Е-11 2,10844Е-12

Average value, m3

Median value, m3

1,42973Е-15 1,06747E-16 1,62297Е-15 6,33780Е-17 7,96444Е-17 3,68775Е-16 4,05574Е-17

8,75446Е-17 2,10106E-18 1,53203Е-16 5,42775Е-18 2,10739Е-18 4,37721Е-17 5,25266Е-19

Mean quadratic deviation 8,46907Е-14 2,32723E-14 4,24641Е-14 3,04981Е-15 7,75357Е-15 1,38530Е-14 5,11583Е-15

Relative volume of pores, % 0,01381 0,03206 0,01389 0,02661 0,02503 0,01350 0,01751

Shkuro L.L., Gorbachev G.N. Evaluation gas-bearing sandstones in mines, based on indicators of porosity and humidity // Geotechnical Mechanics, 2010, No. 88. - P. 118-123. (in Russian) 24 European Synchrotron Radiation Facility. – http://www.esrf.eu 25 Visualization Sciences Group an FEI Company: Avizo Fire. - http://www.vsg3d.com/avizo/fire 65

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Figure 18: GIS of possible sites of geological storage of CO2 in eastern Ukraine, where: 1. Donets coal Basin 2. Dnieper-Donets gas-oil basin 3. Southern border of diffusion of paleozoic sedimentary deposits 4. Permian salt-bearing section 5. Carboniferous coal-bearing sediments

6. Devonian saline aquifers 7. Devonian salt rods 8. Biliaivka, Kharkiv obl. 9. Power Plants 10. Iron & Steel Works

5. The criteria of the process of CO2 storage The important point in the assessment of options for geological storage of CO2 in any pool is to determine the quantitative values of the criteria for the storage process. These criteria are: 1.1. The reservoir and gas capacity parameters of rocks; 1.2. Permeability of gas isolation tire; 1.3. The maximum and minimum depth of CO2 storage. Consider these criteria in more detail. 1.1. The main parameters of reservoir and gas capacity properties of sandstones are open porosity, the degree of pore filling gas, moisture permeability. Open porosity characterizes the capacity of sandstone that is available to fluids and does not reflect the nature of the fluid. We can say that the open porosity alone can only be used in the theoretical ideal cases, when the pore space rocks are filled with water and gas. In reality, numerous other factors affect to the sandstone reservoir properties. For example, methane gas-bearing sandstone is strongly dependent on their moisture (water content) 26 . 26

Baranov V.A. Effect of structure on the porosity of the sandstones of Donbass // Geotechnical Mechanics, 2010, No. 88. - P. 70-76. (in Russian) for Policymakers and Technical Summary. - IPCC, 2005. â&#x20AC;&#x201C; 58 pp. (in Russian) 66

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Đ°) Sample 1 (twofold increase)

b) Sample 1 (a tenfold increase)

c) Sample 2 (twofold increase)

d) Sample 2 (a tenfold increase)

e) Sample 3 (twofold increase)

f) Sample 3 (a tenfold increase)

g) Sample 4 (twofold increase)

h) Sample 4 (a tenfold increase)

Figure 19: Results of the pore volume recovery 67

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Average values of open porosity of Donbass sandstones in different areas vary in the range of 210%, depending on the size of the rock-forming grains, their degree of roundness, katagenesis stage, the degree of compaction. The results of research on some Donbass mines show that the sandstones with humidity of less than 2% and the open porosity in the range 7-11% have the degree of pore filling gas above 50% (industrial methane gas content). The open porosity of the of sandstones of the Upper Carboniferous in the side parts and Bakhmutskaya Kalmius-Toretskaya basins ranges from 10-13% to 20-22% 27 . It should be noted that the reservoir properties of sandstones and other clastic rocks of Donbass regarding carbon dioxide are still unexplored. It is unknown how CO2 reservoir properties of sandstones will depend on the above parameters. To estimate the CO2 capacity potentials Donbass of sandstones it is necessary to set the experimental studies. 1.2. The permeability of the tire is determined not only by the physical properties of the constituent species, but also by its integrity. In case of breach of formation by geological faults their gas isolating properties are significantly reduced. 1.3. The minimum depth of storage of CO2 is determined by pressure and temperature at which the CO2 enters the liquid phase and is about 800 m. The density of CO2 under these conditions will be in the range 50-80% of the density of water, comparable to the density of certain types of crude oil 28 . This limitation specifies the minimum depth of the reservoir horizons and should be used to determine potential areas for CO2 storage with the other criteria. However, it should be noted that this value was obtained in pools with different geological conditions, and the Donetsk Basin depth may be different with comparable thermo-baric parameters The maximum depth of the reservoir is determined by economic profitability and technological possibilities. Among the possible versions of implementation of the pressurization process and subsequent storage of CO2 in the Donbass there are offered: 2.1. The pressurization of CO2 in the gas-bearing horizons, having properties of collectors. 2.2. The pressurization of CO2 in the undeveloped coal beds and enclosing coal-bearing rocks for enhanced recovery of coal bed methane (ERM). 2.3. The pressurization of CO2 into exhaust oil-and-gas collectors. Consider each of these options in more detail. 2.1. In the sedimentation mass of upper Paleozoic of Donbass, there are known horizons having good reservoir properties, but do not have any gas content. These horizons may theoretically be used as collectors CO2. 2.2. Currently it is assumed that the rocks have industrial gas content with the degree of pore filling gas for more than 50%. The extraction of gas from reservoirs with lower gas content is economically disadvantageous; however, this estimate could change in the future at occurrence of new technologies. One of these technologies is to enhance the recovery of methane (ERM) by its displacement from coals and enclosing rock by means of injected compressed CO2 through wells 29 . 27

Shkuro L.L., Gorbachev G.N. Evaluation gas-bearing sandstones in mines, based on indicators of porosity and humidity // Geotechnical Mechanics, 2010, No. 88. - P. 118-123. (in Russian) 28 Special Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change - Carbon capture and storage of carbon dioxide / Summary for Policymakers and Technical Summary. - IPCC, 2005. â&#x20AC;&#x201C; 58 pp. (in Russian) 29 Zhykalyak M. Undeveloped gas resources of low permeability sandstones of Donbas // Ukrainian Geologist, 2011, No. 2(34). â&#x20AC;&#x201C; P. 103-107. (in Russian) 68

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

In this case, two important problems are solved: increased production rate of natural methane gas and CO2 utilization. In the case of the economic viability of the process, non-industrial gas developer (with a degree of pore filling gas of less than 50%) may be quoted as a deposit. The lower limit for the gas content of these fields will be determined by the profitability of their development with application of ERM. In the conditions of Donbass, potential areas for learning opportunities of ERM are the West and South Donbass and Krasnoarmeisky coal-bearing area within their boundaries, where there is no mining. When developing gas deposits of coal basins, their exhaustion and abandonment are also inevitably over time. In this case the proportion of gas remaining in the reservoir can be sufficiently large. Increased production rate of methane depleted horizons using ERM can extend the term of their operation and increase gas recovery. 2.3. Completely exhaust horizons are often used as temporary repositories of natural gas. These vaults can be used for long-term storage of CO2. Taking into account that the development of methane from coal mines of Donbass is at the initial stage, the implementation of this option will be available in the future at a high level of methane mining industry in the region. Options 2.1 and 2.2 are relevant at the moment especially given the fact that in the Donbass, there are known horizons of sandstones with significant gas reserves, which are non-industrial, as well as sandstones and siltstones that do not have a high methane gas content. According to the latest data, the total gas-bearing potential of the only one Bakhmutskaya closed depression can reach up to 200 billion m3 of natural gas, in connection with which ERM is one of the most promising directions of geological storage of CO2 in the outlying parts of the Donbass. 6. Recommendations on the allocation of plots of CO2 storage We propose the following sequence of actions in the allocation of promising areas of long-term distribution of geological CO2 storage sites on the territory of eastern Ukraine: 3.1. Allocation of space, in the context of which there are rocks - collectors (sandstones and siltstones), at depths of 800 m or more, covered with thick layer of insulating rocks. 3.2. The construction of the lithological column with the release of promising horizons - collectors. 3.3. Construct maps of surface of the selected horizons. Outlining areas horizons occurring below a depth of 800 m 3.4. Placed on the map the contours of mine fields, the areas of deposits, underground mining, exploration and development wells and all of the existing structural elements (faulting, salt stocks, intrusive bodies, etc.). 3.5. Analysis of the data, delineating prospective areas. Operation proceeds to the step, which includes analytical studies of reservoir properties of each layer at different depths, mineralogical and petrographic analyzes of rocks that form the horizon, the study of hydrodynamic, hydro-geological and structural-tectonic features of the entire thickness to the depth of the proposed store. Based on these data it can be counted collector capacitance. Only after the full complex of studies will be carried out, the conclusions about the suitability of the selected horizons for long term storage of CO2 will be made, and the most importantly â&#x20AC;&#x201C; the conclusion of the environmental services of process safety injection and storage of CO2 to the environment and people, it will be possible to proceed to the stage of preparation of experimental studies.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Based on the results of foreign geological storage of CO2 and features of the geological structure of the Donets Basin Districts (Novomoskovskiy, Petrikovskii, Lozovskaya, Starobelsky and Northwestern outskirts of the Donbass) are proposed for further study of their potential geological storage of CO2. From the standpoint of geological and industrial regionalization of Donbass they can be divided into two large groups: 1. The north-western outskirts of the Donbass (Bakhmutskaya and Kalmius-Toretskaya closed depression and the the adjacent areas). 2. Coal-bearing areas with no industrial development (Starobelskiy, Lozovskaya, Petrikovskii, Novomoskovskiy). In the territories of these areas developed suite of the Middle-Upper Carboniferous, containing in its composition powerful horizons of sandstones and siltstones. Within the Northwest suburbs of Donbass within Bakhmutskaya and Kalmius-Toretskaya-basins is a powerful insulating cover of the Lower Permian salt-bearing deposits. According to the data of drilling and geophysical studies, a powerful coal-bearing clastic strata of the upper - middle carbon, which lies directly below the gas-impermeable rocks and contains layers of rocks with good reservoir properties, in some cases - the methane gas content, and the seams of coal. An important aspect is also the fact that the coal seams are not developed in the territories and Bakhmutskaya Kalmius-Toretskaya basins due to high power covering the Permian and MesozoicCenozoic sediments. In the south-eastern part of the basin Bakhmutskaya rock salt Slavic developing a suite of underground mining. In the Donets Basin, including Bakhmutskaya and Kalmius-Toretskaya closed depressions, there are sites, complicated by numerous tectonic disturbances that disrupt the integrity of the rock mass and the gas-tight tires, creating the possibility of migration of liquid and gaseous substances to the surface of the earth. In addition to faulting in the north-western part of the basin Bakhmutskaya saltdome structures Devonian developed which break through the overlying Paleozoic and Mesozoic, and in combination with tectonic disturbances are also areas of migration of liquid and gaseous substances to the surface of the earth. 7. Identification of possible ways of the CO2 transportation In the course of a joint analysis of the locations of CO2 sources and the potential CO2 storage sites, several options that are based on straight lines connecting the sources and the alleged storage of CO2 (Figure 20) were considered. More specific options are presented in Figure 21, where the location of clusters of stationary sources of CO2 emissions, possible sites for the geological storage of supercritical CO2 and the approximate transport direction of CO2 from emission sources to the geological storage reservoirs, were described. In the next step of project implementation, the transportation routes will be more fleshed out, taking into account the density of the population living on the route of transportation, as well as the existing pipeline infrastructure.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Figure 20: Possible options for transportation of CO2 from stationary emissions sources to areas of geological storage

Figure 21: Geographic location scheme of clusters of sources of CO2 emissions, possible sites for the geological storage of supercritical CO2 and the approximate direction of transport of CO2 from emission sources to the geological storage tanks.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Summarizing the results of these preliminary studies, which are based on open source information, the geographical location scheme of clusters of sources of CO2 emissions, possible sites for the geological storage of supercritical CO2 and the approximate direction of transport of CO2 from emission sources to storage tanks (Figure 20) was built, where conventional sources of CO2 clusters are marked with yellow hatched ovals, from which the blue arrows indicate the approximate direction of transport of CO2 to the alleged sites of storage - brown dash-dotted ovals. Also, black squares show the location of existing coal mines near which fundamentally cannot be placed reservoirs for CO2 storage. 8. Recommendations for future work on the implementation of CCT and CCS technologies The following list of priority tasks that need to be addressed to ensure the possibilities of implementing of technologies of capture and geological storage of CO2 in the Donbass was made on the basis of the above material: 1. Determination of the actual volumes CO2 emission from energy and industrial enterprises located in the eastern regions of Ukraine. 2. Estimation of prospects of the modernization of enterprises with large volumes of CO2 emissions in order to provide opportunities for CO2 capture at the technological processes. 3. Estimation of quantities of the captured CO2 for the subsequent compressing and transportation to the sites of long-term storage. 4. Determination of quantitative criteria values of the process of geological storage of CO2 with the geological and hydrogeological conditions of the geological regions of Donbass and its suburbs. 5. Identification of the most prospective areas â&#x20AC;&#x201C; potential sites for injection and long-term (permanent) storage of CO2. 6. Performing of geochemical, structural-tectonic and hydrogeological assays of promising areas to determine the quantitative values of reservoir parameters of sedimentary rocks and allocation of gas traps â&#x20AC;&#x201C; potential CO2 reservoirs. 7. Analysis and summary of the obtained results, the allocation of the effective reservoir horizons within the prospective sites and counting of their capacitive CO2 potential by determining the porosity of the rocks selected for storage. 8. Selection of the ways of CO2 transportation from capture sites to the sites of geological storage, including population density on the route of the pipeline, as well as other technical, economic and social factors. 9. Performing of forecasting researches of all possibilities of leaks paths and migration of CO2 in the process of capture, compressing, transportation, injection and storage. Risk assessment of such leakage and migration of CO2. 10. Selection and testing of analytical monitoring techniques of CO2 leakage and migration, as well as the study of the response of endemic plants to increase the concentration of CO2 in the soil and in the surface layer of the atmosphere. 11. Informing and raising awareness of local authorities and the population living in the areas that will be involved in the processes of capture, transport and storage of CO2. 12. Preparation of legislative and regulatory framework for legal groundwork of implementation processes of technologies of capture and storage carbon dioxide in the territory of Ukraine. 72

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

ANNEX A: GENERAL INFORMATION ABOUT A PROJECT “LOW-CARBON OPPORTUNITIES FOR INDUSTRIAL REGIONS OF UKRAINE (LCOIR-UA)” The project is implemented by the Donetsk National University (Donetsk, Ukraine) - Research and Education Center “Convergence of Nano-, Bio- and Info- Technologies for Sustainable Regional Development”, - and funded by the European Union Thematic Programme for Environment and Sustainable Management of Natural Resources, including Energy (direction “Cooperation in Clean Coal Technology and technology of Carbon Capture and Storage”). CONCEPTION OF PROJECT Ukraine is the seventh country in Europe in terms of CO2, and more than 70% of these emissions result from the energy sector, mainly from the burning of domestic coal (5th report of Ukraine on Climate Change, Kiev, 2009). Most power plants, located in the eastern part of Ukraine, namely in the regions selected for the project. The remaining industries: metallurgy, mining companies and chemical industries - are enormous users of coal for energy and most of these factories are also located in the regions to be studied. In recent decades, in Ukraine there is a reduction of CO2 emissions from industrial production and folding of the regular closing of factories. To revive the industrial sector without excessive increase of CO2, in Ukraine, as well as in the Donbass industrial region in the main, it is necessary to begin implementation of clean coal technologies and technologies of carbon capture and storage (climate technology). The main problem faced by the Ukrainian energy sector is the deterioration of the equipment: a large part of which has been operating for over 50 years. Equipment is already very old, to be adapted to less emission and climate technologies, and thus should be dismantled and replaced by new technologies. Now is the time for Ukraine to update their technology and choose the most effective. So there is a need and the need to enhance knowledge in the area of climate technology for policy-makers, industrialists, engineers and scientists. AIMS OF PROJECT The overall objectives of the project are:  

Encourage and assist the actual implementation of activities to introduce climate technologies in Ukraine; Cooperation in the area of climate technology between Ukraine and the European Community.

The specific objectives are as follows:   

Improve knowledge of Ukrainian context for climate technology; Identify potential targets for the current programs of adaptation to climate technologies Ukraine; Creation of a major stakeholder views on climate technology as a tool to combat climate change.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Target groups of selected industrial regions (Donetsk, Dnipropetrovsk, Zaporizhzhya, Luhansk and Kharkiv regions) are:  Regional governments and local authorities;  Administrative and technical staff of regional energy and industrial companies;  Representatives of regional educational and scientific communities;  Students and graduates of natural sciences and economics departments of universities. COMPONENTS OF PROJECT Donetsk National University (DonNU) has three components of the project: 1. Research on a national and regional context the possibilities of using climate technology The results of this section will be reviews of the global context, the existing Ukrainian political trends, laws and regulations; of stakeholders, as well as advice on building climate technologies in Ukraine. 2. Rating: creation of geographic information systems (GIS) To assess the opportunities and challenges of climate deployment of technologies in Ukraine will be created GIS sources and sinks of CO2, but also provided recommendations for the actual implementation of the climate technology for facilities in the industrial regions of Ukraine. 3. Exchange of knowledge Sharing of knowledge created and accumulated during the project implementation will be carried out by organizing and conducting the following activities: educational sessions and round tables for representatives of government and business, for educators, scientists and engineers, an international scientific-practical conference on topical issues of climate change and the use of climate technologies, lectures for undergraduate students and graduate students DonNU. The project will be published: monograph, manuals on the use of climate technologies, quarterly newsletters, as well as to create a Web site aimed at different target groups of the project. For more information contact: Donetsk National University Universitetska str., 24 Donetsk, 83001 Ukraine Tel./fax: +380 (62) 302 9223 E-mail: research.div@donnu.edu.ua Web: http://research.donnu.edu.ua Co-ordinator of project: Dr. Mykola Shestavin Mob. tel.: +380 (50) 217 9443 E-mail: lcoir@ukr.net Web: http://www.lcoir-ua.eu The views expressed on this web-site do not necessarily reflect the views of the European Commission and Government of Ukraine

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

ДОДАТОК Б: ЗАГАЛЬНА ІНФОРМАЦІЯ ПРО ПРОЕКТ «НИЗЬКО-ВУГЛЕЦЕВІ МОЖЛИВОСТІ ДЛЯ ІНДУСТРІАЛЬНИХ РЕГІОНІВ УКРАЇНИ (LCOIR-UA)» Проект виконується за Тематичною програмою Європейського Союзу для довкілля і сталого управління природними ресурсами, зокрема енергією (напрямок „Співробітництво у галузі чистих вугільних технологій і технологій уловлювання і зберігання вуглецю”). Проект реалізується Донецьким національним університетом (м. Донецьк, Україна) Науково-навчальним центром „Конвергенція нано-, біо- та інфо- технологій для збалансованого регіонального розвитку”, та фінансується Європейським Союзом. Концепція проекту Україна є шостою країною у Європі по обсягам викидів CO2, і більше 70% цих викидів є результатом діяльності енергетичного сектора, в основному, за рахунок спалення місцевого вугілля (5-е Повідомлення України з питань зміни клімату, Київ, 2009). Більшість теплових електростанцій розташовані в східній частині України, а саме в регіонах, вибраних для реалізації проекту. Решта галузей промисловості – металургія, гірничодобувні підприємства, а також хімічні виробництва – є величезними споживачами вугілля для отримання енергії і велика частина цих заводів також знаходиться в регіонах, які досліджуватимуться. В останні десятиліття відбувається зниження викидів СО2 в Україні в результаті згортання промислового виробництва і регулярного закриття заводів. Щоб пожвавити промислові галузі без надмірного зростання викидів CO2, в Україні, а також у Донбасі, як в основному індустріальному регіоні, необхідно започаткувати упровадження чистих вугільних технологій і технологій уловлювання і зберігання вуглецю (кліматичні технології). Основна проблема, з якою стикається український енергетичний сектор, є знос устаткування, велика частина якого працює вже більше 50 років. Устаткування є дуже старим, щоб бути адаптованим до менш емісійних кліматичних технологій і, таким чином, повинно бути демонтовано і замінено новими технологіями. Зараз настав час для України відновити свої технології і вибрати найефективніші. Отже, існує потреба і необхідність розширення знань у сфері кліматичних технологій для осіб, що визначають політику, промисловців, інженерів і учених. Целі проекту: Загальні цілі проекту наступні: - Сприяти та допомагати фактичному здійсненню діяльності з впровадження кліматичних технологій в Україні; - Розпочати співпрацю у сфері кліматичних технологій між Україною і Європейським співтовариством. Конкретні цілі полягають у наступному: - Поліпшити знання українського контексту для здійснення кліматичних технологій; - Визначити потенційні об'єкти для актуальних програм адаптації в Україні кліматичних технологій; - Створити в основних зацікавлених сторін усвідомлення про кліматичні технології як інструменти боротьби із зміною клімату.

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Цільові групи із обраних індустріальних регіонів (Донецької, Дніпропетровської, Запорізької, Луганської та Харківської областей) такі: - Регіональні органи державного управління і органи місцевого самоврядування; - Адміністративний та інженерно-технічний персонал регіональних енергетичних і промислових компаній; - Представники регіональних освітніх та наукових спільнот; - Студенти та аспіранти природничих й економічних факультетів університетів. Компоненти проекту Донецький національний університет виконує три компоненти проекту: 1. Дослідження національного та регіонального контексту можливостей використання кліматичних технологій Результатами цієї частини будуть доповіді про світовий контекст; про існуючі українські політичні рухи, закони та нормативні акти; про зацікавлені сторони, а також рекомендації щодо створення потенціалу кліматичних технологій в Україні. 2. Оцінка: створення географічних інформаційних систем (ГІС) Для оцінки можливостей та перешкод розгортання кліматичних технологій в Україні будуть створені ГІС джерел і поглиначів СО2, а також надані рекомендації із фактичного здійснення кліматичних технологій для об'єктів в індустріальних регіонах України. 3. Обмін знаннями Обмін знаннями, створеними і накопиченими в процесі виконання, буде здійснюватися шляхом організації та проведення наступних заходів: освітньої сесії та круглих столів для представників влади та бізнесу, для освітян, науковців та інженерів; міжнародна науково-практична конференція з актуальних питань зміни клімату та використання кліматичних технологій; лекції для студентів старших курсів і аспірантів. У рамках проекту будуть видані: монографія; огляди основних проблем, що виникають при зміні клімату, та шляхів їх вирішення; навчальний посібник з питань змін клімату та кліматичних технологій; інфо-бюлетені. За проектом створений веб-сайт, спрямований на різні цільові групи проекту. За додатковою інформацією звертайтеся: Донецький національний університет Університетська вул., 24 Донецьк, 83001 Україна Тел./факс: +380 (62) 302 9223 E-mail: research.div@donnu.edu.ua Web: http://research.donnu.edu.ua Координатор проекту: Шеставін Микола Степанович Моб. тел.: +380 (50) 217 9443 E-mail: lcoir@ukr.net Web: http://www.lcoir-ua.eu Думки, відображені у цій публікації, не обов’язково співпадають з поглядами Європейської Комісії та Уряду України

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

ПРИЛОЖЕНИЕ В: ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ПРОЕКТЕ «НИЗКО-УГЛЕРОДНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ДЛЯ ИНДУСТРИАЛЬНЫХ РЕГИОНОВ УКРАИНЫ (LCOIR-UA)» Проект реализуется Научно-образовательным центром «Конвергенция нано-, био- и инфо- технологий для сбалансированного регионального развития» Донецкого национального университета (г. Донецк, Украина), и финансируется Европейским Союзом по Тематической программе Европейского Союза для окружающей среды и устойчивого управления природными ресурсами, в частности энергией (направление «Сотрудничество в области чистых угольных технологий и технологий улавливания и хранения углерода»). Концепция проекта Украина занимает шестое место в Европе по объемам выбросов CO2, и более 70% этих выбросов являются результатом деятельности энергетического сектора, в основном, за счет сжигания местного угля (Пятое Сообщение Украины по вопросам изменения климата, Киев, 2009 г.). Большинство тепловых электростанций расположены в восточной части Украины, а именно в регионах, выбранных для реализации проекта. Остальные отрасли промышленности - металлургия, горнодобывающие предприятия, а также химические производства - огромные потребители угля для получения энергии и большая часть этих заводов также находится в регионах, которые будут исследоваться. В последние десятилетия происходит снижение выбросов СО2 в Украине в результате свертывания промышленного производства и регулярного закрытия заводов. Чтобы оживить промышленные отрасли без чрезмерного роста выбросов CO2 в Украине, а также в Донбассе, как в основном индустриальном регионе, необходимо начать внедрение чистых угольных технологий и технологий улавливания и хранения углерода (климатических технологий). Основной проблемой, с которой сталкивается украинский энергетический сектор, является износ оборудования, большая часть которого работает уже более 50 лет. Оборудование очень старое, чтобы быть адаптированным к менее эмиссионным климатическим технологиям и, таким образом, должно быть демонтировано и заменено новыми технологиями. Сейчас настало время для Украины восстановить свои технологии и выбрать наиболее эффективные. Итак, существует потребность и необходимость расширения знаний в области климатических технологий для лиц, определяющих политику, промышленников, инженеров и ученых. Цели проекта: Общие цели проекта следующие: - Содействовать и помогать фактическому осуществлению деятельности по внедрению климатических технологий в Украине; - Начать сотрудничество в сфере климатических технологий между Украиной и Европейским сообществом. Конкретные цели заключаются в следующем: - Улучшить знания украинского контекста для осуществления климатических технологий; - Определить потенциальные объекты для актуальных программ адаптации в Украине климатических технологий; - Создать у основных заинтересованных сторон понимание климатических технологий как инструмента борьбы с изменением климата. 77

LCOI-Reviews, 2012, No. 04

Целевые группы проекта из избранных индустриальных регионов (Донецкой, Днепропетровской, Запорожской, Луганской и Харьковской областей) таковы: - Региональные органы государственного управления и органы местного самоуправления; - Административный и инженерно-технический персонал региональных энергетических и промышленных компаний; - Представители региональных образовательных и научных сообществ; - Студенты и аспиранты естественных и экономических факультетов университетов. Компоненты проекта Донецкий национальный университет выполняет три компоненты проекта: 1. Исследования национального и регионального контекста возможностей использования климатических технологий Результатами этой части будут обозрения о мировом и региональном контексте, о существующих украинских политических условиях, законах и нормативных актах, о заинтересованных сторонах, а также рекомендации по созданию потенциала климатических технологий в Украине . 2. Оценка: создание географических информационных систем (ГИС) Для оценки возможностей и препятствий развертывания климатических технологий в Украине будут созданы ГИС источников и поглотителей СО2 , а также даны рекомендации по фактическому осуществлению климатических технологий для объектов в индустриальных регионах Украины. 3. Обмен знаниями Обмен знаниями, созданными и накопленными в процессе выполнения проекта, будет осуществляться путем организации и проведения следующих мероприятий: образовательной сессии и круглых столов для представителей власти и бизнеса, для педагогов, ученых и инженеров; международная научно-практическая конференция по актуальным вопросам изменения климата и использования климатических технологий; лекции для студентов старших курсов и аспирантов. В рамках проекта будут изданы: монография; обзоры основных проблем, возникающих при изменении климата, и путей их решения, учебное пособие по вопросам изменения климата и климатических технологий; инфо-бюллетени. По проекту создан веб-сайт, направленный на различные целевые группы проекта. За дополнительной информацией обращайтесь: Донецкий национальный университет Университетская ул. 24 Донецк , 83001 Украина Тел. / Факс: +380 (62) 302 9223 E-mail: research.div@donnu.edu.ua Web: http://research.donnu.edu.ua Координатор проекта: Шеставин Николай Степанович Моб. тел.: +380 (50) 217 9443 E-mail: lcoir@ukr.net Web: http://www.lcoir-ua.eu Мнения, отраженные в этой публикации, не обязательно совпадают с взглядами Европейской Комиссии и Правительства Украины 78