ISO 27919-1:2018
(Main)Carbon dioxide capture — Part 1: Performance evaluation methods for post-combustion CO2 capture integrated with a power plant
Carbon dioxide capture — Part 1: Performance evaluation methods for post-combustion CO2 capture integrated with a power plant
This document specifies methods for measuring, evaluating and reporting the performance of post-combustion CO2 capture (PCC) integrated with a power plant, and which separates CO2 from the power plant flue gas in preparation for subsequent transportation and geological storage. In particular, it provides a common methodology to calculate specific key performance indicators for the PCC plant, requiring the definition of the boundaries of a typical system and the measurements needed to determine the KPIs. This document covers thermal power plants burning carbonaceous fuels, such as coal, oil, natural gas and biomass-derived fuels, which are producing CO2 from boilers or gas turbines, and are integrated with CO2 capture. The PCC technologies covered by this document are those based on chemical absorption using reactive liquids, such as aqueous amine solutions, potassium carbonate solutions, and aqueous ammonia. Other PCC concepts based on different principles (e.g. adsorption, membranes, cryogenic) are not covered. The PCC plant can be installed for treatment of the full volume of flue gas from the power plant or a fraction of the total (i.e. a slip stream). Captured CO2 is processed in a compression or liquefaction step as determined by the conditions for transportation and storage. The KPIs considered in this document are the following: a) Specific thermal energy consumption (STEC); b) Specific electrical energy consumption (SEC); c) Specific equivalent electrical energy consumption (SEEC); d) Specific reduction in CO2 emissions (SRCE); e) Specific absorbent consumption (SAC) and specific chemical consumption (SCC). The calculations are based on measurements at the boundaries of the considered system, particularly of energy and utilities consumption. The integrated system includes the definition of interfaces between the PCC plant and the power plant. This document includes the following items: — The system boundary which defines the boundaries of the PCC plant and identifies which streams of energy and mass are crossing these boundaries to help power plant operators identify the key streams that are applicable for their particular case. — Basic PCC plant performance which defines the parameters that describe the basic performance of the PCC plant. — Definition of utilities and consumption calculation which lists the utility measurements required and provides guidance on how to convert utility measurements into the values required for the KPIs. — Guiding principles - Basis for PCC plant performance assessment which describes all guidelines to prepare, set-up and conduct the tests. — Instruments and measurement methods which lists the standards available for the relevant measurements and considerations to take into account when applying measurement methods to PCC plants. — Evaluation of key performance indicators which specifies the set of KPIs to be determined and their calculation methods to provide a common way of reporting them. This document does not provide guidelines for benchmarking, comparing or assessing KPIs of different technologies or different PCC projects. NOTE For the purposes of this document, thermal energy and electric energy are expressed by the unit of "J" (Joule) and "Wh" (Watt hour) respectively unless otherwise noted, with a prefix of International System of Units (SI) if necessary. (1 J = 1 W·s, 1 Wh = 1 W·h = 3 600 J).
Captage du dioxyde de carbone — Partie 1: Méthodes d’évaluation des performances pour le captage du CO2 post-combustion intégré à une centrale thermique
Le présent document spécifie des méthodes pour mesurer, évaluer et rendre compte de la performance d'une installation de captage de CO2 en post-combustion (PCC) intégrée à une centrale électrique, et qui sépare le CO2 des effluents gazeux de la centrale électrique en vue de son transport et de son stockage géologique ultérieurs. En particulier, il fournit une méthode commune pour calculer des indicateurs clés de performance (ICP) spécifiques pour l'installation de captage en post-combustion (PCC), qui nécessite de définir les limites d'un système type et les mesures nécessaires pour déterminer les ICP. Le présent document couvre les centrales électriques thermiques qui brûlent des combustibles carbonés, tels que le charbon, le fioul, le gaz naturel et les biocombustibles, qui produisent du CO2 au moyen de chaudières ou de turbines à gaz, et qui intègrent un captage du CO2. Les technologies de captage en post-combustion (PCC) couvertes par le présent document sont celles basées sur une absorption chimique à l'aide de solvants liquides, tels que des solutions aminées aqueuses, des solutions de carbonate de potassium et d'ammoniaque. Les autres concepts de captage en post-combustion (PCC) basés sur des principes différents (par exemple, adsorption, membranes, procédé cryogénique) ne sont pas couverts. Les autres concepts de captage en post-combustion (PCC) basés sur des principes différents (par exemple, adsorption, membranes, procédé cryogénique) ne sont pas couverts. Le CO2 capté est comprimé ou liquéfié en fonction des conditions requises par le transport et le stockage. Les ICP considérés dans le présent document sont les suivants: a) Consommation spécifique d'énergie thermique (STEC) b) Consommation spécifique d'énergie électrique (SEC) c) Consommation spécifique d'énergie électrique équivalente (SEEC) d) Réduction spécifique des émissions de CO2 (SRCE) e) Consommation spécifique d'absorbant (SAC) et consommation spécifique de produits chimiques (SCC) Les calculs sont réalisés à partir de mesures aux limites du système considéré, notamment de la consommation d'énergie et d'utilités. La présente norme définit à cette fin les interfaces entre l'installation de captage et la centrale électrique, qui composent le système global. Le présent document comprend les articles suivants: — Limites du système: cet article définit les limites de l'installation de captage en post-combustion (PCC) et identifie quels flux d'énergie et de masse traversent ces limites pour aider les exploitants de centrales électriques à identifier les flux clés applicables à leur cas particulier. — Performance de base de l'installation de captage en post-combustion (PCC): cet article définit les paramètres qui décrivent la performance de base de l'installation de captage en post-combustion (PCC). — Définition des utilités et calcul de la consommation: cet article énumère les mesures des utilités nécessaires et donne des préconisations sur la façon de convertir ces mesures en valeurs exploitables pour déterminer les ICP. — Principes directeurs ? Base de l'évaluation de l'évaluation de la performance d'une installation de captage en post-combustion (PCC): cet article décrit toutes les lignes directrices sur la préparation, la configuration et la réalisation des essais. — Instrumentation et méthodes de mesure: cet article énumère les normes disponibles en rapport avec les mesures pertinentes et les aspects à prendre en considération lors de l'application des méthodes de mesure aux installations de captage en post-combustion (PCC). — Évaluation des indicateurs clés de performance: cet article spécifie l'ensemble des ICP à déterminer et leurs méthodes de calcul afin de fournir un cadre commun pour en rendre compte. Le présent document ne donne pas de lignes directrices sur l'intercomparaison, la comparaison et l'évaluation des ICP de différentes technologies ou de différents projets de captage en post-combustion (PCC). NOTE Pour les besoins du pr
General Information
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 27919-1
First edition
2018-09
Carbon dioxide capture —
Part 1:
Performance evaluation methods
for post-combustion CO capture
integrated with a power plant
Captage du dioxyde de carbone —
Partie 1: Méthodes d’évaluation des performances pour le captage du
CO post-combustion intégré à une centrale thermique
Reference number
©
ISO 2018
© ISO 2018
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ii © ISO 2018 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 2
3 Terms, definitions and symbols . 2
4 Defining the system boundary .10
4.1 PCC plant integrated with a host power plant .10
4.2 Boundary of the PCC plant, host power plant and utilities.10
5 Definition of basic PCC plant performance .21
5.1 General .21
5.2 Input and output streams .21
5.3 Capture efficiency of the absorber .21
5.4 Flow rate of the product CO stream from a PCC plant.22
5.5 Properties of product CO stream at CO compression system outlet .23
2 2
5.5.1 General.23
5.5.2 Compositions of product CO stream .23
5.5.3 CO stream compressor system outlet pressure .23
5.5.4 Others .24
6 Definition of utilities and consumption calculation .24
6.1 General .24
6.2 Low-pressure – medium-pressure steam .24
6.2.1 Definition of utility .24
6.2.2 Consumption calculation .26
6.3 Cooling water .26
6.3.1 Definition of CW .26
6.3.2 Consumption calculation .28
6.4 Electrical energy .28
6.4.1 Definition of electrical energy consumption evaluation .28
6.5 Demineralized water and industrial water .30
6.6 Absorbent and chemical .30
7 Guiding principles — Basis for PCC plant performance assessment .30
7.1 General .30
7.2 Guiding principle of the performance test .31
7.2.1 General.31
7.2.2 Power plant and capture unit conditions .31
8 Instruments and measurement methods .32
8.1 General requirement .32
8.1.1 Introduction .32
8.1.2 Instrument classification .32
8.1.3 Measurement uncertainty .33
8.1.4 Calibration of instrument .33
8.1.5 Permanent plant instrument .33
8.1.6 Redundant instrument .33
8.2 Measurement method .34
8.2.1 Flue gas.34
8.2.2 Product CO stream at the CO compressor outlet .34
2 2
8.2.3 Steam and steam condensate .35
8.2.4 Cooling water .35
8.2.5 Electric power measurement .35
8.2.6 Measurement of pressure and temperature .35
8.2.7 Data collection and handling .36
9 Evaluation of key performance indicators .36
9.1 Introduction .36
9.2 Specific thermal energy consumption (STEC) .36
9.3 Specific electrical energy consumption (SEC) .37
9.4 Specific equivalent electrical energy consumption (SEEC) .37
9.5 Specific reduction in CO emissions (SRCE) .38
9.6 Specific absorbent consumption and specific chemical consumption (SAC and SCC) .38
Annex A (informative) Summary of streams and equipment nomenclature .40
Annex B (informative) Test principles and guidelines.44
Annex C (informative) Instruments and measurement methods .48
Annex D (informative) Additional approaches of performance evaluation for a PCC plant
integrated with a power plant .56
Annex E (informative) Reference conditions .59
Annex F (informative) Check list for performance evaluation .61
Bibliography .62
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Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2. www .iso .org/directives
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constitute an endorsement.
For an explanation on the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and
expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to the WTO
principles in the Technical Barriers to Trade (TBT) see the following URL: Foreword - Supplementary
information
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 265, Carbon dioxide capture, transportation
and geological storage.
A list of all the parts in the ISO 27919 series can be found on the ISO website.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www .iso .org/members .html.
Introduction
It is very important to reduce atmospheric carbon dioxide (CO ) emissions in order to meet climate
change mitigation targets. Inclusion of carbon dioxide capture and storage (CCS) among the variety
of available emission reduction approaches enhances the probability of meeting these targets at the
lowest cost to the global economy. CCS captures CO from industrial and energy-related sources and
stores it underground in geological formations. It can capture emissions from carbonaceous fuel-
based combustion processes, including power generation, and is the only technology capable of dealing
directly with emissions from several industrial sectors, such as cement manufacture and fertilizer
production.
This document is the first in a series of standards for CO capture. It is limited to evaluation of key
performance indicators (KPIs) for post-combustion CO capture (PCC) from a power plant using a liquid-
based chemical absorption process. New or revised standards focused on other capture technologies
and approaches will be developed at a later date.
PCC is applicable to all combustion-based thermal power plants. A simplified block diagram illustrating
the PCC is shown in Figure 1.
Figure 1 — Simplified block diagram for PCC
In a typical power generation facility, carbonaceous fuel (e.g. coal, oil, gas, biomass) is combusted
with air in a boiler to raise steam that drives a turbine/generator to produce power. In a gas turbine
combined cycle system, the combustion occurs in the gas turbine to drive power generation, and steam
generated through a heat recovery steam generator (HRSG) contributes to additional power generation.
Flue gas from the boiler or gas turbine consists mostly of N , CO , H O and O with smaller amounts
2 2 2 2
of other compounds depending on the fuel used. The CO capture process is located downstream of
conventional pollutant controls. Chemical absorption-based PCC usually requires the extraction of
steam from the power plant’s steam cycle or, depending on the absorption liquid/process employed, the
use of lower grade heat sources for absorption liquid regeneration.
The intended readership for this document includes power plant owners and operators, project
developers, technology developers and vendors, regulators, and other stakeholders. The document
will provide several benefits, as outlined in the clauses below. In brief, it provides a common basis to
estimate, measure, evaluate and report on the performance of a PCC plant integrated with a power
vi © ISO 2018 – All rights reserved
plant. It can help various stakeholders to identify potential efficiency improvements among different
plant components. It can help to guide the selection of measurement methodologies, and serve as a
resource in development of regulations. Finally, it provides the basis for future standards development.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 27919-1:2018(E)
Carbon dioxide capture —
Part 1:
Performance evaluation methods for post-combustion CO
capture integrated with a power plant
1 Scope
This document specifies methods for measuring, evaluating and reporting the performance of post-
combustion CO capture (PCC) integrated with a power plant, and which separates CO from the power
2 2
plant flue gas in preparation for subsequent transportation and geological storage. In particular, it
provides a common methodology to calculate specific key performance indicators for the PCC plant,
requiring the definition of the boundaries of a typical system and the measurements needed to
determine the KPIs.
This document covers thermal power plants burning carbonaceous fuels, such as coal, oil, natural gas
and biomass-derived fuels, which are producing CO from boilers or gas turbines, and are integrated
with CO capture.
The PCC technologies covered by this document are those based on chemical absorption using reactive
liquids, such as aqueous amine solutions, potassium carbonate solutions, and aqueous ammonia. Other
PCC concepts based on different principles (e.g. adsorption, membranes, cryogenic) are not covered.
The PCC plant can be installed for treatment of the full volume of flue gas from the power plant or a
fraction of the total (i.e. a slip stream). Captured CO is processed in a compression or liquefaction step
as determined by the conditions for transportation and storage.
The KPIs considered in this document are the following:
a) Specific thermal energy consumption (STEC);
b) Specific electrical energy consumption (SEC);
c) Specific equivalent electrical energy consumption (SEEC);
d) Specific reduction in CO emissions (SRCE);
e) Specific absorbent consumption (SAC) and specific chemical consumption (SCC).
The calculations are based on measurements at the boundaries of the considered system, particularly of
energy and utilities consumption. The integrated system includes the definition of interfaces between
the PCC plant and the power plant.
This document includes the following items:
— The system boundary which defines the boundaries of the PCC plant and identifies which streams
of energy and mass are crossing these boundaries to help power plant operators identify the key
streams that are applicable for their particular case.
— Basic PCC plant performance which defines the parameters that describe the basic performance of
the PCC plant.
— Definition of utilities and consumption calculation which lists the utility measurements required
and provides guidance on how to convert utility measurements into the values required for the KPIs.
— Guiding principles - Basis for PCC plant performance assessment which describes all guidelines to
prepare, set-up and conduct the tests.
— Instruments and measurement methods which lists the standards available for the relevant
measurements and considerations to take into account when applying measurement methods to
PCC plants.
— Evaluation of key performance indicators which specifies the set of KPIs to be determined and their
calculation methods to provide a common way of reporting them.
This document does not provide guidelines for benchmarking, comparing or assessing KPIs of different
technologies or different PCC projects.
NOTE For the purposes of this document, thermal energy and electric energy are expressed by the unit of “J”
(Joule) and “Wh” (Watt hour) respectively unless otherwise noted, with a prefix of International System of Units
(SI) if necessary. (1 J = 1 W·s, 1 Wh = 1 W·h = 3 600 J).
2 Normative references
There are no normative references in this document.
3 Terms, definitions and symbols
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
ISO and IEC maintain terminological databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https: //www .iso .org/obp
— IEC Electropedia: available at http: //www .electropedia .org/
3.1 Terms and definitions
3.1.1
absorbent
substance able to absorb liquid or gas
[SOURCE: ISO/TR 27912:2016, definition 3.1]
3.1.2
measurement accuracy
accuracy of measurement
accuracy
closeness of agreement between a measured quantity value and a true quantity value of a measurand
[SOURCE: ISO/IEC Guide 99:2007, definition 2.13]
3.1.3
auxiliary unit
unit providing heat, power and/or other utilities for the PCC plant
3.1.4
boiler feed water
water consisting of the condensate and the make-up water that is sent to the boiler
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3.1.5
carbon dioxide capture and storage
CCS
process consisting of the separation of CO from industrial and energy-related sources, transportation
and injection into a geological formation, resulting in long term isolation from the atmosphere
Note 1 to entry: CCS is often referred to as Carbon Capture and Storage. This terminology is not encouraged
because it is inaccurate: the objective is the capture of carbon dioxide and not the capture of carbon. Tree
plantation is another form of carbon capture that does not describe precisely the physical process of removing
CO from industrial emission sources.
Note 2 to entry: The term "sequestration" is also used alternatively to "storage". The term "storage" is preferred
since “sequestration” is more generic and can also refer to biological processes (absorption of carbon by living
organisms).
Note 3 to entry: Long term means the minimum period necessary for CO geological storage to be considered an
effective and environmentally safe climate-change-mitigation-option.
Note 4 to entry: The term carbon dioxide capture, utilization (or use) and storage (CCUS) includes the concept
that isolation from the atmosphere could be associated with a beneficial outcome. CCUS is embodied within
the definition of CCS to the extent that long term isolation of the CO occurs through storage within geological
formations. CCU is Carbon Capture and utilization (or use) without storage within geological formations.
Note 5 to entry: CCS should also ensure long term isolation of CO from oceans, lakes, potable water supplies and
other natural resources.
[SOURCE: ISO 27917:2017, definition 3.1.1]
3.1.6
carbonaceous fuels
any solid, liquid or gaseous fuels containing carbon atoms
3.1.7
capture plant
process and associated equipment that produces a CO stream
3.1.8
chemical absorption
process in which CO is absorbed by chemical reaction
3.1.9
CO capture efficiency
capture efficiency
CO removal efficiency of the capture plant calculated as the amount of CO captured divided by the
2 2
total amount of CO contained in the flue gas at the inlet of the capture plant
Note 1 to entry: The CO capture efficiency is expressed as a percentage.
3.1.10
CO captured
absolute amount of pure CO captured by the capture plant
3.1.11
CO stream
stream consisting overwhelmingly of carbon dioxide
[SOURCE: ISO 27917:2017, definition 3.1.1, modified — The Note was deleted.]
3.1.12
condensate
water produced by condensation of steam, e.g. a boiler of PCC return to the steam cycle and/or
auxiliary boiler
3.1.13
deep flue gas desulfurization
deep FGD
SO removal unit placed downstream of the main flue gas desulfurization process intended to lower the
SO content to the level required by the CO capture plant
2 2
Note 1 to entry: Also called a “polishing” FGD.
Note 2 to entry: In the case where no FGD is required by local regulations, and FGD is installed for the purposes
of CCS, the new unit will be considered as deep FGD.
3.1.14
dehydrator
moisture removal system and/or equipment
3.1.15
demineralized water
water from which the mineral matter or salts have been removed
[SOURCE: ISO/TR 27912:2016, definition 3.24, modified — The second term “demin water” was
removed and in the definition the word “of” was replaced by “from”.]
3.1.16
DeNOx
process or equipment used to remove NOx from the flue gas
3.1.17
effluent
liquid discharged to the environment
3.1.18
fuel specific emission
amount of component generated from complete combustion per unit of heat energy released
3.1.19
host power plant
power plant from which flue gas is sent to the PCC plant
3.1.20
impurities
non-CO substances that are part of the CO stream that may be derived from the source materials or
2 2
the capture process, or added as a result of commingling for transportation, or released or formed as a
result of sub-surface storage and/or leakage of CO
[SOURCE: ISO 27917:2017, definition 3.2.12, modified — Notes 1 and 2 were deleted.]
3.1.21
interface
mechanical, thermal, electrical, or operational common boundary between two elements of a system
[SOURCE: ISO 10795:2011, definition 1.120, modified — The abbreviation “I/F” was deleted.]
3.1.22
key performance indicator
measure of performance relevant to the PCC plant integrated with a power plant
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3.1.23
measurement uncertainty
uncertainty of measurement
uncertainty
non-negative parameter characterizing the dispersion of the quantity values being attributed to a
measurand, based on the information used
Note 1 to entry: Measurement uncertainty includes components arising from systematic effects, such as
components associated with corrections and the assigned quantity values of physical properties, as well as the
definitional uncertainty. Sometimes estimated systematic effects are not corrected for; associated measurement
uncertainty components are incorporated instead.
Note 2 to entry: The parameter may be, for example, a standard deviation called standard measurement
uncertainty (or a specified multiple of it), or the half-width of an interval, having a stated coverage probability.
Note 3 to entry: Measurement uncertainty comprises, in general, many components. Some of these may be
evaluated by Type A evaluation of measurement uncertainty from the statistical distribution of the quantity
values from a series of measurements and can be characterized by standard deviations. The other components,
which may be evaluated by Type B evaluation of measurement uncertainty, can also be characterized by standard
deviations, evaluated from probability density functions based on experience or other information.
Note 4 to entry: In general, for a given set of information, it is understood that the measurement uncertainty is
associated with a stated quantity value attributed to the measurand. A modification of this value results in a
modification of the associated uncertainty.
Note 5 to entry: “Type A evaluation of measurement uncertainty” is defined as an evaluation of a component
of measurement uncertainty by a statistical analysis of measured quantity values obtained under defined
measurement conditions. “Type B evaluation of measurement uncertainty” is defined as an evaluation of a
component of measurement uncertainty determined by means other than a Type A evaluation of measurement
uncertainty”.
[SOURCE: ISO/IEC Guide 99:2007, definition 2.26, modified — “measurement standards” in Note 1 was
changed to “physical properties” and a Note 5 was added.]
3.1.24
PM
particulate matter including PM , PM , and/or total suspended particulate matter
2,5 10
[SOURCE: ISO 25597:2013, definition 3.21]
3.1.25
particulate removal
action to remove particulate matter from the flue gas stream
3.1.26
PCC plant
process and associated equipment that produces a CO stream from combustion gases
3.1.27
permanent plant instrument
instrument installed in the power plant and capture plant for control and monitoring
3.1.28
post-combustion CO capture
capture of carbon dioxide from flue gas stream produced by carbonaceous fuel combustion
[SOURCE: ISO/TR 27912:2016, definition 3.51, modified — In the term, “CO ” was added and “fuel air
combustion” was modified to “carbonaceous fuel combustion” in the definition.]
3.1.29
product CO stream
stream produced by a CO capture and compression/liquefaction process
3.1.30
reclaiming system
system used to recover CO absorbents for use in the PCC plant to remove the heat stable salts produced
by the reaction of organic and inorganic acids with the amine(s) in the absorbents
3.1.31
redundant instrument
duplicate instrument necessary to plant functioning in case of failure of similar instruments for
measurement of the same parameters
3.1.32
reference power plant
power plant that is considered to be representative of power generation without CO capture
Note 1 to entry: The power plant is either real or hypothetical.
3.1.33
regeneration
process to regenerate an activity of absorbent after use to its operationally effective state
3.1.34
rejected heat
heat dissipated to the environment by cooling equipment
3.1.35
specific absorbent consumption
amount of CO absorbent consumed to capture and compress/liquefy a tonne of CO
2 2
3.1.36
specific reduction in CO emissions
calculated net decrease of the CO emissions per unit output of a reference power plant by implementing
the PCC process to the host power plant
Note 1 to entry: This measure of emission reduction is normalised with respect to the output of the power plant.
[SOURCE: ISO 27917:2017, definition 3.2.8, modified — “baseline scenario and the CCS project output”
has been replaced by “per unit output of a reference power plant by implementing the PCC process to
the host power plant”.]
3.1.37
specific chemical consumption
amount of chemical consumed to capture and compress/liquefy a tonne of CO
3.1.38
specific equivalent electrical energy consumption
overall electrical energy consumption attributed to capture and compression/liquefaction of a
tonne of CO
3.1.39
specific electrical energy consumption
electrical energy consumed to capture and compress/liquefy a tonne of CO
3.1.40
specific thermal energy consumption
thermal energy consumed to capture and compress/liquefy a tonne of CO
6 © ISO 2018 – All rights reserved
3.1.41
reference conditions
conditions for a reference point where results of performance evaluation could be adjusted for the
purpose of comparability in the reporting of the results and benchmarking
Note 1 to entry: See Annex E which presents standard reference conditions used as a reference point to adjust the
results of performance evaluation.
3.1.42
thermal power plant
power plant that converts heat e.g. released by the combustion of carbonaceous fuels into electricity
3.1.43
tie-in point
point of connection between the utility supply and the PCC plant
Note 1 to entry: This point sits at the PCC plant boundary.
3.1.44
treated flue gas
flue gas of which the CO concentration has been reduced after passing through a PCC plant
3.1.45
utilities
ancillary services needed in the operation of a process, such as steam, electricity, cooling water (CW),
demineralised water, compressed air, refrigeration and effluent disposal
3.1.46
vent gases
gases other than flue gases or treated flue gases that are intentionally emitted to the atmosphere
3.1.47
waste heat
heat generated by a process that would normally be dissipated to the environment if special measures
for its utilization were not implemented
3.1.48
waste water
excess water allowed to run to waste from the water circuit
[SOURCE: ISO 1213-1:1993, definition 5.1.18]
3.1.49
wet-basis
condition in which a solid, such as a fuel or a gas, such as flue gas, contains moisture
3.2 Abbreviations
CCS carbon dioxide capture and storage
CW cooling water
DP differential pressure
FGD flue gas desulfurization
FSE fuel specific emission
GTCC gas turbine combined cycle
HP high pressure
HRSG heat recovery steam generator
IP intermediate pressure
KPI key performance indicator
LHV lower heating value
LP low pressure
MP medium pressure
NOx nitrogen oxides
a
PCC post-combustion CO capture
PM particulate matter
SAC specific absorbent consumption
SCC specific chemical consumption
SCWD specific cooling water duty
SEC specific electrical energy consumption
SEEC specific equivalent electrical energy consumption
SOx sulphur oxides, sulfur oxides
SRCE specific reduction in CO emissions
STEC specific thermal energy consumption
a
PCC is often used for pulverized coal combustion. In this document, it refers to post-combus-
tion CO capture.
3.3 Symbols
The following mathematical symbols are preparatory for revising variables and formulae in Clause 5,
Clause 6 and Clause 9 based on the ISO directives and relevant standards.
c Specific heat of CW [kJ/(kg K)]
p CW
ΔE Fractional increase in plant energy input per unit of [-]
product
FSE Fuel specific emission [kg/kJ]
h Specific enthalpy of steam [kJ/kg]
steam
h Specific enthalpy of condensate [kJ/kg]
condensate
LHV LHV of a fuel [kJ/kg]
fuel
P Electrical power requirement of CW pump [MW]
CW
P Change in gross power output due to the steam extrac- [MW]
LGP
tion from the host power plant steam cycle and/or
auxiliary unit
P Electrical power requirement of the PCC plant [MW]
PCC
P Net power output of a reference power plant [MW]
NET,ref
P Net power output of a power plant with a PCC plant [MW]
NET,cap
p Absolute pressure of a gas stream [kPa]
e
p Pressure of CW at the supply side [kPa]
CWin
p Pressure of CW at the return side [kPa]
CWout
Mass flow rate of a product CO stream after com- [t/h]
q
mCO _comp_a
pression
Mass flow rate of a product CO stream before com- [t/h]
q
mCO _comp_b
pression
Mass flow rate of a product CO stream [t/h]
q
mCO
8 © ISO 2018 – All rights reserved
Mass flow rate of CO emission from a reference [t/h]
q
mCO ,ref
power plant
Mass flow rate of CO emission from a power plant [t/h]
q
mCO e,cap
with a PCC plant
q Mass flow rate of steam to a PCC plant [kg/h]
m stream
q Mass flow rate of condensate from a PCC plant [kg/h]
m condensate
q Consumption rate of absorbent at a PCC plant [kg/h]
m absorbent
q Consumption rate of a chemical compound at a PCC [kg/h]
m chemical
plant
q Volume flow rate at a measurement or specific condition [m /h]
V
q Volume flow rate at the standard temperature [m /h]
Vr
(273,15 K) and pressure (100 kPa) conditions
Volume flow rates of CO at a PCC plant inlet on a dry [m /h]
q
VrCO in
basis at the standard temperature (273,15 K) and pres-
sure (100 kPa) conditions
Volume flow rates of CO at a PCC plant outlet (treated [m /h]
q
VrCO out
flue gas emission side) on a dry basis at the stand-
ard temperature (273,15 K) and pressure (100 kPa)
conditions
q Volume flow rate of a flue gas to a PCC plant on a dry [m /h]
Vrflue gas in
basis at the standard temperature (273,15 K) and pres-
sure (100 kPa) conditions
q Volume flow rate of a flue gas at a PCC plant outlet on a [m /h]
Vrflue gas out
dry basis at the standard temperature (273,15 K) and
pressure (100 kPa) conditions
Volume flow rate of a product CO stream after com- [m /h]
q
VrCO comp_a
pression on a dry basis at the standard temperature
(273,15 K) and pressure (100 kPa) conditions
Volume flow rate of a product CO stream before com- [m /h]
q
VrCO comp_b
pression on a dry basis at the standard temperature
(273,15 K) and pressure (100 kPa) conditions
SAC Specific absorbent consumption [kg/t]
SCC Specific chemical consumption [kg/t]
SCWD Specific cooling water duty [m /t]
SEC Specific electrical energy consumption [kWh/t]
SEEC Specific equivalent electrical energy consumption [kWh/t]
SRCE Specific reduction in CO emissions [t/MWh]
STEC Specific thermal energy consumption [GJ/t]
T Temperature of CW at the supply side [K]
CWin
T Temperature of CW at the return side [K]
CWout
T Average temperature of a gas stream [K]
S
w Percentage of carbon by mass in fuel on an as-fired [%]
c
basis
CO capture efficiency [%]
η
CO
η Efficiency of motor [%]
M
η Efficiency of CW pump [%]
P
η Proportion of total flue gas flow to a PCC plant [%]
gas to PCC
η Net power output efficiency of a reference power plant [%]
ref
η Net power output efficiency of a power plant with PCC [%]
PCC
ρ Density of CW [kg/m ]
CW
Φ Total cooling heat duty at a PCC plant [kJ/h]
CW
Volume concentration of CO in the flue gas to a PCC [%]
ϕ
CO in_cap
plant on a dry basis
Volume concentration of CO in the flue gas at a PCC [%]
ϕ
CO out_cap
plant outlet (treated flue gas emission side) on a dry
basis
Volume concentration of CO in the product CO stream [%]
2 2
ϕ
CO out_comp_a
after compression on a dry basis
Volume concentration of CO in the product CO stream [%]
2 2
ϕ
CO out_comp_b
before compression on a dry basis
(Chemical symbols)
CO Gaseous product by reaction of oxygen in air (combus-
tion) with carbon atom in fuel
4 Defining the system boundary
4.1 PCC plant integrated with a host power plant
This document is designed to assess the performance of a PCC plant integrated with a carbonaceous
fuel-fired thermal power plant, including combined heat and power generation. This document covers
the use of all carbonaceous fuel.
A PCC plant integrated with a thermal power plant (also called a host power plant) is characterized as
follows:
a) Receives flue gas from one or more host power plants. Flue gas may be pre-conditioned within the
host power plant(s), within the PCC plant, or a combination of both;
b) Typically receives utilities and energy from the host power plant or any other auxiliary units, or
delivers energy to the host power plant;
c) PCC plant load control is integrated with the host power plant as required by both sides.
Hereafter these applications are called “PCC plant integrated with a host power plant”.
4.2 Boundary of the PCC plant, host power plant and utilities
Figure 2 presents a typical boundary of a PCC plant integrated with a host power plant. Minor variations
may result from the specific configuration of a host power plant or a PCC plant. Figure 2 represents a
comprehensive configuration that includes a carbonaceous fuel-fired boiler or a natural gas combined
cycle, which are prevailing types in this field, and includes multiple items that may not be applicable to
all cases. The boundary of any PCC plant may include the following interfaces:
a) Interface with the host power plant: Important elements at this interface include flue gas
(downstream of any existing environmental control systems), electricity and heat transfer media,
if these are supplied by a host power plant.
10 © ISO 2018 – All rights reserved
b) Interface with auxiliary units: It includes the auxiliary boiler or auxiliary gas turbine with HRSG
that supplies heat transfer media and electrical power to the PCC plant, instead of, or in combination
with, a host power plant in case the modification of, or any operational impact on, a host power
plant is quite restricted. Only the utility consumption affecting the performance evaluation of the
PCC plant should be included in the consumption calculations (see Clause 6).
c) Interface with the environment: The outlet of the PCC plant discharges directly to the atmosphere
and waste streams such as waste water, solid waste, and consumables (e.g., filters) should also be
included in calculating consumption and utility requirements if present (see Clause 6).
d) Interface with CO transportation infrastructure: It is the first flange at the outlet piping from the
CO stream compressor or CO stream pump, if applied.
2 2
The performance evaluation boundary of a PCC plant integrated with a host power plant is depicted as
a thick dashed line – labelled 100 – in Figure 2. Given the complexity of the system, explanations of the
various streams and equipment are provided in Table 1 to Table 5.
Key
1 host power plant boundary – this block flow 45 electricity from an auxiliary power generation
configuration is typical for a coal fired boiler and a system
GTCC plant
2 pre-treatment (quencher, deep-FGD, flue gas fan) 46 electricity from the host power plant to the PCC
– conditioning of the flue gas in preparation for plant
separation of CO . This can include removal of
contaminants that could damage the absorbent,
temperature control to optimize absorber
efficiency, etc.
3 CO capture section 47 fuel to the auxiliary steam and power generation
system
4 CO compression/liquefaction section (including 48 chemicals
CO purification)
5 CO transportation system 49 demineralized water, industrial water
6 gas turbine in a GTCC - the item designated as a 50 electricity diverted to power equipment and
boiler (70) would be a HRSG and the air preheater systems associated with the PCC plant, including
and forced draft fan (72), particulate removal fans, pumps, and the compression system
system (74), and FGD (75) would be removed
7 ducting to a stack if required (this stream, if it exists, 51 net power export
might contain residual CO )
10 flue gas from host power plant 52 electricity diverted from the host power plant or
the auxiliary power generation system to power
other equipment within the same plant or system
11 flue gas from auxiliary unit (auxiliary steam and 55 medium transferring waste heat from the PCC
power generation system, #30) plant to the host power plant – (e.g. boiler feed
water for pre-heating)
12 © ISO 2018 – All rights reserved
12 treated flue gas (mostly nitrogen, but might contain 56 host power plant waste heat used in the PCC
residual CO ) to be vented or sent to a stack plant or return of PCC plant waste heat used in
the host power plant – this stream can represent
host power plant waste heat that is used in the
absorbent regeneration proce
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 27919-1
Première édition
2018-09
Captage du dioxyde de carbone —
Partie 1:
Méthodes d’évaluation des
performances pour le captage du
CO post-combustion intégré à une
centrale thermique
Carbon dioxide capture —
Part 1: Performance evaluation methods for post-combustion CO
capture integrated with a power plant
Numéro de référence
©
ISO 2018
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Publié en Suisse
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Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vi
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 2
3 Termes, définitions et symboles . 2
4 Définition des limites du système .10
4.1 Installation de captage en post-combustion (PCC) intégrée à une centrale
électrique hôte .10
4.2 Limite de l’installation de captage en post-combustion (PCC), de la centrale
électrique hôte et des utilités .11
5 Définition de la performance de base de l’installation de captage en post-
combustion (PCC) .23
5.1 Généralités .23
5.2 Flux entrants et sortants .24
5.3 Efficacité de captage de l’absorbeur .24
5.4 Débit du flux de CO produit par une installation de captage en post-combustion (PCC) .25
5.5 Propriétés du flux de CO produit à la sortie du compresseur de CO .
2 2 25
5.5.1 Généralités .25
5.5.2 Compositions du flux de CO produit .26
5.5.3 Pression en sortie du compresseur de flux de CO .
2 26
5.5.4 Autres .26
6 Définition des utilités et calcul de la consommation .27
6.1 Généralités .27
6.2 Vapeur à basse pression – moyenne pression .27
6.2.1 Définition des utilités .27
6.2.2 Calcul de la consommation .29
6.3 Eau de refroidissement .30
6.3.1 Définition de l’eau de refroidissement (CW) .30
6.3.2 Calcul de la consommation .32
6.4 Énergie électrique .32
6.4.1 Définition de l’évaluation de la consommation d’énergie électrique .32
6.5 Eau déminéralisée et eau industrielle .35
6.6 Absorbant et produits chimiques .35
7 Principes directeurs — Base de l’évaluation de la performance d’une installation
de captage en post-combustion (PCC) .35
7.1 Généralités .35
7.2 Principe directeur de l’essai de performance . .36
7.2.1 Généralités .36
7.2.2 État de la centrale électrique et de l’unité de captage .37
8 Instrumentation et méthodes de mesure .37
8.1 Exigences générales .37
8.1.1 Introduction .37
8.1.2 Classification de l’instrumentation .38
8.1.3 Incertitude de mesure .38
8.1.4 Étalonnage de l’instrumentation .38
8.1.5 Instrumentation installée en permanence .39
8.1.6 Instrumentation redondante.39
8.2 Méthode de mesure .39
8.2.1 Effluent gazeux .39
8.2.2 Flux de CO produit au niveau de la sortie du compresseur de CO .
2 2 40
8.2.3 Vapeur et condensat de vapeur .41
8.2.4 Eau de refroidissement .41
8.2.5 Mesurage de la puissance électrique .41
8.2.6 Mesurage de la pression et de la température .41
8.2.7 Recueil et traitement des données .41
9 Évaluation des indicateurs clés de performance .42
9.1 Introduction .42
9.2 Consommation spécifique d’énergie thermique (STEC) .42
9.3 Consommation spécifique d’énergie électrique (SEC) .43
9.4 Consommation spécifique d’énergie électrique équivalente (SEEC) .44
9.5 Réduction spécifique des émissions de CO (SRCE) .44
9.6 Consommation spécifique d’absorbant et consommation spécifique de produits
chimiques (SAC et SCC) .45
Annexe A (informative) Récapitulatif de la nomenclature des flux et des équipements .46
Annexe B (informative) Principes généraux et lignes directrices pour les essais .52
Annexe C (informative) Instrumentation et méthodes de mesure.56
Annexe D (informative) Autres approches d’évaluation de la performance d’une
installation de captage en post-combustion (PCC) intégrée à une centrale électrique .65
Annexe E (informative) Conditions de référence .68
Annexe F (informative) Vérification de l’évaluation de la performance .70
Bibliographie .71
iv © ISO 2018 – Tous droits réservés
Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d’organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l’ISO). L’élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l’ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l’ISO participent également aux travaux.
L’ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier de prendre note des différents
critères d’approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2. www .iso
.org/directives
L’attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l’objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l’élaboration du document sont indiqués dans l’Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l’ISO. www .iso .org/patents
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, de la signification des termes et expressions
spécifiques de l’ISO liés à l’évaluation de la conformité, ou pour toute autre information au sujet de
l’adhésion de l’ISO aux principes de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir le lien suivant: Avant-propos – Informations supplémentaires
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 265, Captage du dioxyde de carbone,
transport et stockage géologique.
Une liste de toutes les parties de la série ISO 27919 est disponible sur le site Internet de l’ISO.
Il convient que l’utilisateur adresse tout retour d’information ou toute question concernant le présent
document à l’organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes
se trouve à l’adresse www .iso .org/fr/members .html.
Introduction
La réduction des émissions de dioxyde de carbone (CO ) dans l’atmosphère est un enjeu majeur pour
répondre aux objectifs de lutte contre le changement climatique. L’ajout de la technique de captage et
de stockage géologique du dioxyde de carbone (CSC) parmi le panel d’approches disponibles en matière
de réduction des émissions augmente les chances de respecter ces objectifs avec un moindre coût pour
l’économie mondiale. Le procédé CSC consiste à capter le CO provenant d’installations industrielles
et d’infrastructures liées à la production d’énergie, et à le stocker sous terre dans des formations
géologiques. Il peut capter les émissions issues de procédés de combustion reposant sur l’utilisation
de combustible carboné, notamment de procédés de production d’énergie électrique, et il constitue la
seule technologie capable de traiter directement les émissions de plusieurs secteurs industriels, tels
que la fabrication de ciment et la production d’engrais.
Le présent document correspond à la première partie d’une série de normes sur le captage du CO . Elle
se limite à l’évaluation des indicateurs clés de performance (ICP) du captage du CO en post-combustion
(PCC) d’une centrale électrique utilisant un procédé d’absorption chimique à l’aide de solvants liquides.
Des normes nouvelles ou révisées, axées sur d’autres technologies et approches de captage, seront
élaborées ultérieurement.
Le captage en post-combustion (PCC) s’applique à toutes les centrales électriques thermiques à
combustion. Un schéma synoptique simplifié illustrant le captage en post-combustion (PCC) est
présenté à la Figure 1.
Figure 1 — Schéma synoptique simplifié du captage en post-combustion (PCC)
Dans une installation de production d’énergie électrique typique, le combustible carboné (par exemple,
du charbon, du fioul, du gaz, de la biomasse) est brûlé avec de l’air dans une chaudière pour générer de
la vapeur qui entraîne une turbine/un générateur afin de produire de l’électricité. Dans une centrale à
gaz à cycle combiné, la combustion a lieu dans la turbine à gaz dont l’entraînement permet de produire
de l’électricité, et la vapeur générée par un générateur de vapeur de récupération de chaleur (GVRC)
vient augmenter la production d’électricité. L’effluent gazeux provenant de la chaudière ou de la turbine
à gaz est principalement constitué de N , de CO , de H O et d’O et contient d’autres composés en plus
2 2 2 2
petites quantités dont la nature dépend du combustible utilisé. Le procédé de captage du CO intervient
en aval des installations classiques de dépollution. En règle générale, le captage en post-combustion
(PCC) basé sur une absorption chimique nécessite d’extraire de la vapeur du cycle de vapeur de la
vi © ISO 2018 – Tous droits réservés
centrale électrique ou, selon le liquide d’absorption/procédé utilisé, de recourir à des sources de chaleur
secondaires pour régénérer le liquide d’absorption.
Le présent document s’adresse aux propriétaires et exploitants de centrales électriques, aux
développeurs de projets, aux développeurs et fournisseurs de technologies, aux organismes de
régulation et aux autres parties prenantes. Le présent document a plusieurs intérêts, comme indiqué
dans le texte ci-après. En bref, il fournit une base commune pour estimer, mesurer, évaluer et rendre
compte de la performance d’une installation de captage en post-combustion (PCC) intégrée à une
centrale électrique. Il peut aider les diverses parties prenantes à identifier de possibles améliorations
en termes d’efficacité sur les différents composants de l’installation. Il peut aussi aider à déterminer les
méthodes de mesure à retenir et servir de guide pour la définition des réglementations. Enfin, il sert de
référence lors de l’élaboration de futures normes.
NORME INTERNATIONALE ISO 27919-1:2018(F)
Captage du dioxyde de carbone —
Partie 1:
Méthodes d’évaluation des performances pour le captage
du CO post-combustion intégré à une centrale thermique
1 Domaine d’application
Le présent document spécifie des méthodes pour mesurer, évaluer et rendre compte de la performance
d’une installation de captage de CO en post-combustion (PCC) intégrée à une centrale électrique, et qui
sépare le CO des effluents gazeux de la centrale électrique en vue de son transport et de son stockage
géologique ultérieurs. En particulier, il fournit une méthode commune pour calculer des indicateurs
clés de performance (ICP) spécifiques pour l’installation de captage en post-combustion (PCC), qui
nécessite de définir les limites d’un système type et les mesures nécessaires pour déterminer les ICP.
Le présent document couvre les centrales électriques thermiques qui brûlent des combustibles
carbonés, tels que le charbon, le fioul, le gaz naturel et les biocombustibles, qui produisent du CO au
moyen de chaudières ou de turbines à gaz, et qui intègrent un captage du CO .
Les technologies de captage en post-combustion (PCC) couvertes par le présent document sont celles
basées sur une absorption chimique à l’aide de solvants liquides, tels que des solutions aminées
aqueuses, des solutions de carbonate de potassium et d’ammoniaque. Les autres concepts de captage
en post-combustion (PCC) basés sur des principes différents (par exemple, adsorption, membranes,
procédé cryogénique) ne sont pas couverts. Les autres concepts de captage en post-combustion (PCC)
basés sur des principes différents (par exemple, adsorption, membranes, procédé cryogénique) ne sont
pas couverts. Le CO capté est comprimé ou liquéfié en fonction des conditions requises par le transport
et le stockage.
Les ICP considérés dans le présent document sont les suivants:
a) Consommation spécifique d’énergie thermique (STEC)
b) Consommation spécifique d’énergie électrique (SEC)
c) Consommation spécifique d’énergie électrique équivalente (SEEC)
d) Réduction spécifique des émissions de CO (SRCE)
e) Consommation spécifique d’absorbant (SAC) et consommation spécifique de produits
chimiques (SCC)
Les calculs sont réalisés à partir de mesures aux limites du système considéré, notamment de la
consommation d’énergie et d’utilités. La présente norme définit à cette fin les interfaces entre
l’installation de captage et la centrale électrique, qui composent le système global.
Le présent document comprend les articles suivants:
— Limites du système: cet article définit les limites de l’installation de captage en post-combustion
(PCC) et identifie quels flux d’énergie et de masse traversent ces limites pour aider les exploitants
de centrales électriques à identifier les flux clés applicables à leur cas particulier.
— Performance de base de l’installation de captage en post-combustion (PCC): cet article définit
les paramètres qui décrivent la performance de base de l’installation de captage en post-
combustion (PCC).
— Définition des utilités et calcul de la consommation: cet article énumère les mesures des utilités
nécessaires et donne des préconisations sur la façon de convertir ces mesures en valeurs exploitables
pour déterminer les ICP.
— Principes directeurs – Base de l’évaluation de l’évaluation de la performance d’une installation de
captage en post-combustion (PCC): cet article décrit toutes les lignes directrices sur la préparation,
la configuration et la réalisation des essais.
— Instrumentation et méthodes de mesure: cet article énumère les normes disponibles en rapport avec
les mesures pertinentes et les aspects à prendre en considération lors de l’application des méthodes
de mesure aux installations de captage en post-combustion (PCC).
— Évaluation des indicateurs clés de performance: cet article spécifie l’ensemble des ICP à déterminer
et leurs méthodes de calcul afin de fournir un cadre commun pour en rendre compte.
Le présent document ne donne pas de lignes directrices sur l’intercomparaison, la comparaison
et l’évaluation des ICP de différentes technologies ou de différents projets de captage en post-
combustion (PCC).
NOTE Pour les besoins du présent document, l’énergie thermique et l’énergie électrique sont respectivement
exprimées en «J» (Joule) et en «Wh» (Watt-heure), sauf spécification contraire, avec un préfixe du Système
International d’Unités (SI) si nécessaire. (1 J = 1 W·s, 1 Wh = 1 W·h = 3 600 J).
2 Références normatives
Le présent document ne contient aucune référence normative.
3 Termes, définitions et symboles
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s’appliquent.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online Browsing Platform (OBP): disponible à l’adresse https: //www .iso .org/obp
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse http: //www .electropedia .org/
3.1 Termes et définitions
3.1.1
absorbant
substance capable d’absorber un liquide ou un gaz
[SOURCE: ISO/TR 27912:2016, définition 3.1]
3.1.2
exactitude de mesure
exactitude
étroitesse de l’accord entre une valeur mesurée et une valeur vraie d’un mesurande
[SOURCE: Guide ISO/IEC 99:2007, définition 2.13]
3.1.3
unité auxiliaire
unité fournissant de la chaleur, de l’électricité et/ou d’autres utilités à l’installation de captage en post-
combustion (PCC)
2 © ISO 2018 – Tous droits réservés
3.1.4
eau alimentaire de chaudière
eau comprenant le condensat et l’eau d’appoint qui est fournie à la chaudière
3.1.5
captage et stockage du dioxyde de carbone
CSC
procédé consistant à séparer le CO de sources industrielles et énergétiques, à le transporter et l’injecter
dans une formation géologique, l’objectif à long terme étant de l’isoler de l’atmosphère
Note 1 à l'article: L’abréviation «CSC» est souvent utilisée pour Captage et Stockage du Carbone. Cette
terminologie imprécise est à proscrire car le procédé a pour objectif de capter le dioxyde de carbone, et non
le carbone. La plantation d’arbres est une autre forme de captage du carbone qui ne décrit pas précisément le
processus physique d’élimination du CO des sources d’émissions industrielles.
Note 2 à l'article: Le terme «séquestration» est utilisé également comme synonyme de «stockage». Cependant, le
terme «stockage» est à privilégier car la «séquestration» est plus générique et peut également se rapporter à des
processus biologiques (absorption du carbone par les organismes vivants).
Note 3 à l'article: L’expression «à long terme» sous-entend la période minimale requise pour que le stockage
géologique du CO soit considéré comme une option d’atténuation des changements climatiques efficace et sûre
d’un point de vue environnemental.
Note 4 à l'article: Le terme «captage, utilisation et stockage du dioxyde de carbone» (CUSC) sous-entend que
l’isolement de l’atmosphère pourrait être associé à un résultat bénéfique. Le CUSC est intégré dans la définition
du CSC dans la mesure où le stockage du CO dans des formations géologiques permet de l’isoler à long terme. Le
CUC est le captage et l’utilisation du carbone sans stockage dans des formations géologiques.
Note 5 à l'article: Il convient que le CSC garantisse également l’isolation, à long terme, du CO des océans, lacs,
alimentations en eau potable et autres ressources naturelles.
[SOURCE: ISO 27917:2017, définition 3.1.1]
3.1.6
combustibles carbonés
tout combustible solide, liquide ou gazeux contenant des atomes de carbone
3.1.7
installation de captage
processus et équipement associé produisant un flux de CO
3.1.8
absorption chimique
processus dans lequel le CO est absorbé par réaction chimique
3.1.9
efficacité du captage de CO
efficacité du captage
efficacité d’élimination du CO de l’installation de captage calculée comme le rapport de la quantité de CO
2 2
captée sur la quantité totale de CO présente dans l’effluent gazeux à l’entrée de l’installation de captage
Note 1 à l'article: L’efficacité du captage de CO est exprimée sous forme de pourcentage.
3.1.10
CO capté
quantité absolue de CO pur capté par l’installation de captage
3.1.11
flux de CO
flux essentiellement constitué de dioxyde de carbone
[SOURCE: ISO 27917:2017, définition 3.1.1, modifiée — La note a été supprimée.]
3.1.12
condensat
eau produite par condensation de vapeur, par exemple un retour de l’installation de captage en post-
combustion (PCC) vers le cycle vapeur et/ou une chaudière auxiliaire
3.1.13
désulfuration poussée de l’effluent gazeux
FGD poussée
unité d’élimination du SO placée en aval du procédé principal de désulfuration de l’effluent gazeux
prévu pour abaisser la teneur en SO au niveau requis par l’installation de captage de CO
2 2
Note 1 à l'article: Également appelée FGD de «polissage».
Note 2 à l'article: Dans le cas où les réglementations locales n’imposent pas de FGD, et qu’une FGD est prévue aux
fins du procédé CSC, la nouvelle unité sera considérée comme une FGD poussée.
3.1.14
déshydrateur
système et/ou équipement d’élimination de l’humidité
3.1.15
eau déminéralisée
eau dont les matières minérales et les sels ont été éliminés
[SOURCE: Cette source n’existe que dans la langue anglaise.]
3.1.16
DéNOx
procédé ou équipement utilisé pour éliminer les NOx de l’effluent gazeux
3.1.17
effluent
liquide rejeté dans l’environnement
3.1.18
émissions spécifiques du combustible
quantité de composé généré par une combustion totale, par unité d’énergie thermique libérée
3.1.19
centrale électrique hôte
centrale électrique d’où l’effluent gazeux est envoyé vers l’installation de captage en post-
combustion (PCC)
3.1.20
impuretés
substances hors CO faisant partie intégrante du flux de CO , qui peuvent être issues des matériaux
2 2
source ou du procédé de captage, ou être ajoutées en conséquence d’un mélange pour le transport, ou
être libérées ou formées suite au stockage souterrain et/ou à des fuites de CO
[SOURCE: ISO 27917:2017, définition 3.2.12, modifiée — Les Notes 1 et 2 ont été supprimées.]
3.1.21
interface
limite commune mécanique, thermique, électrique ou fonctionnelle entre deux éléments d’un système
[SOURCE: ISO 10795:2011, définition 1.120, modifiée — L’abréviation «I/F» a été supprimée.]
3.1.22
indicateur clé de performance
mesure pertinente de performance pour l’installation de captage en post-combustion (PCC) intégrée à
une centrale électrique
4 © ISO 2018 – Tous droits réservés
3.1.23
incertitude de mesure
incertitude de mesure
incertitude
paramètre non négatif qui caractérise la dispersion des valeurs attribuées à un mesurande, à partir des
informations utilisées
Note 1 à l'article: L’incertitude de mesure comprend des composantes provenant d’effets systématiques, telles
que les composantes associées aux corrections et aux valeurs assignées des propriétés physiques, ainsi que
l’incertitude définitionnelle. Parfois, on ne corrige pas des effets systématiques estimés, mais on insère plutôt
des composantes associées de l’incertitude.
Note 2 à l'article: Le paramètre peut être, par exemple, un écart-type appelé incertitude-type (ou un de ses
multiples) ou la demi-étendue d’un intervalle ayant une probabilité de couverture déterminée.
Note 3 à l'article: L’incertitude de mesure comprend en général de nombreuses composantes. Certaines peuvent
être évaluées par une évaluation de type A de l’incertitude à partir de la distribution statistique des valeurs
provenant de séries de mesurages et peuvent être caractérisées par des écarts-types. Les autres composantes,
qui peuvent être évaluées par une évaluation de type B de l’incertitude, peuvent aussi être caractérisées par
des écarts-types, évalués à partir de fonctions de densité de probabilité fondées sur l’expérience ou d’autres
informations.
Note 4 à l'article: En général, pour des informations données, on sous-entend que l’incertitude de mesure est
associée à une valeur déterminée attribuée au mesurande. Une modification de cette valeur entraîne une
modification de l’incertitude associée.
Note 5 à l'article: «L’évaluation de type A de l’incertitude» est définie comme une évaluation d’une composante de
l’incertitude de mesure par une analyse statistique des valeurs mesurées obtenues dans des conditions définies
de mesurage. «L’évaluation de type B de l’incertitude» est définie comme une évaluation d’une composante de
l’incertitude de mesure par d’autres moyens qu’une évaluation de type A de l’incertitude.
[SOURCE: Guide ISO/IEC 99:2007, définition 2.26, modifiée — Le terme «étalons» dans la Note 1 a été
remplacé par «propriétés physiques» et une Note 5 a été ajoutée.]
3.1.24
PM
matière particulaire comprenant PM , PM et/ou la matière particulaire en suspension totale
2,5 10
[SOURCE: ISO 25597:2013, définition 3.21]
3.1.25
élimination particulaire
action consistant à éliminer la matière particulaire du flux d’effluent gazeux
3.1.26
installation de captage en post-combustion (PCC)
processus et équipement associé produisant un flux de CO à partir de gaz de combustion
3.1.27
instrumentation installée en permanence
instrumentation installée dans la centrale électrique et dans l’installation de captage à des fins de
contrôle et de surveillance
3.1.28
captage de CO en post-combustion
captage du dioxyde de carbone du flux d’effluent gazeux produit par combustion d’un combustible carboné
[SOURCE: Cette source n’existe que dans la langue anglaise.]
3.1.29
flux de CO produit
flux produit par un procédé de captage et de compression/liquéfaction du CO
3.1.30
système de retraitement
système utilisé pour régénérer les absorbants de CO dans l’installation de captage en post-combustion
(PCC) par élimination des sels thermiquement stables produits par la réaction d’acides organiques et
inorganiques avec la ou les amines dans les absorbants
3.1.31
instrumentation redondante
instrumentation prévue en doublon, nécessaire au fonctionnement de l’installation en cas de défaillance
d’instrumentation similaire destinée à mesurer les mêmes paramètres
3.1.32
centrale électrique de référence
centrale électrique considérée comme représentative de la production d’électricité sans captage du CO
Note 1 à l'article: Il s’agit soit d’une centrale électrique réelle, soit d’une centrale électrique hypothétique.
3.1.33
régénération
procédé appliqué à un absorbant après utilisation afin qu’il retrouve son pouvoir absorbant
3.1.34
chaleur rejetée
chaleur dissipée dans l’environnement par un équipement de refroidissement
3.1.35
consommation spécifique d’absorbant
quantité d’absorbant de CO qui est consommée pour capter et comprimer/liquéfier une tonne de CO
2 2
3.1.36
réduction spécifique des émissions de CO
diminution nette calculée des émissions de CO par unité de puissance électrique en sortie d’une centrale
électrique de référence, obtenue par la mise en œuvre du procédé de captage en post-combustion (PCC)
dans la centrale électrique hôte
Note 1 à l'article: Cette mesure de réduction des émissions est normalisée par rapport à la puissance électrique
en sortie de la centrale électrique.
[SOURCE: ISO 27917:2017, définition 3.2.8, modifiée — L’expression «scénario de référence et le résultat
du projet de CSC» a été remplacée par «par unité de puissance électrique en sortie d’une centrale
électrique de référence, obtenue par la mise en œuvre du procédé de captage en post-combustion (PCC)
dans la centrale électrique hôte».]
3.1.37
consommation spécifique de produits chimiques
quantité de produits chimiques qui est consommée pour capter et comprimer/liquéfier une tonne de CO
3.1.38
consommation spécifique d’énergie électrique équivalente
consommation globale d’énergie électrique attribuée au captage et à la compression/liquéfaction d’une
tonne de CO
3.1.39
consommation spécifique d’énergie électrique
énergie électrique consommée pour capter et comprimer/liquéfier une tonne de CO
3.1.40
consommation spécifique d’énergie thermique
énergie thermique consommée pour capter et comprimer/liquéfier une tonne de CO
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3.1.41
conditions de référence
conditions servant de point de référence par rapport auquel les résultats de l’évaluation de la performance
peuvent être ajustés à des fins de comparaison des résultats consignés et d’intercomparaison
Note 1 à l'article: Voir l’Annexe E qui présente des conditions de référence standard utilisées à titre de point de
référence pour ajuster les résultats de l’évaluation de la performance.
3.1.42
centrale électrique thermique
centrale électrique qui convertit la chaleur, par exemple la chaleur libérée par la combustion de
combustibles carbonés, en électricité
3.1.43
point de raccordement
point de connexion entre une installation d’alimentation en utilités et l’installation de captage en post-
combustion (PCC)
Note 1 à l'article: Ce point se situe à la limite de l’installation de captage en post-combustion (PCC).
3.1.44
effluent gazeux traité
effluent gazeux dont la concentration en CO a été abaissée après un passage dans une installation de
captage en post-combustion (PCC)
3.1.45
utilités
services annexes nécessaires à la mise en œuvre d’un procédé, tels que de la vapeur, de l’électricité, de
l’eau de refroidissement (CW), de l’eau déminéralisée, de l’air comprimé, un dispositif de refroidissement
et une évacuation des effluents
3.1.46
gaz d’évent
gaz autres que les effluents gazeux ou les effluents gazeux traités, qui sont intentionnellement rejetés
dans l’atmosphère
3.1.47
chaleur perdue
chaleur générée par un procédé, qui se dissiperait normalement dans l’environnement si des mesures
spéciales pour son utilisation n’étaient pas mises en œuvre
3.1.48
eau usée
eau en excédent du circuit de l’eau, que l’on évacue
[SOURCE: ISO 1213-1:1993, définition 5.1.18]
3.1.49
base humide
état d’un solide, tel qu’un combustible, ou d’un gaz, tel qu’un effluent gazeux, qui contient de l’humidité
3.2 Abréviations
CCS Carbon dioxide Capture and Storage (captage et stockage du dioxyde de carbone)
CW Cooling Water (eau de refroidissement)
DP Differential Pressure (pression différentielle)
FGD Flue Gas Desulfurization (désulfuration de l’effluent gazeux)
FSE Fuel Specific Emission (émissions spécifiques du combustible)
GTCC Gas Turbine Combined Cycle (turbine à gaz à cycle combiné)
HP haute pression
HRSG Heat Recovery Steam Generator (générateur de vapeur de récupération de chaleur)
IP Intermediate Pressure (moyenne pression)
KPI Key Performance Indicator (indicateur clé de performance)
LHV Lower Heating Value (pouvoir calorifique inférieur)
LP Low Pressure (basse pression)
MP moyenne pression
NOx Nitrogen Oxides (oxydes d’azote)
a
PCC Post-Combustion Capture (captage de CO en post-combustion)
PM Particulate Matter (matière particulaire)
SAC Specific Absorbent Consumption (consommation spécifique d’absorbant)
SCC Specific Chemical Consumption (consommation spécifique de produits chimiques)
SCWD Specific Cooling Water Duty (besoins spécifiques en eau de refroidissement)
SEC Specific Electrical Energy Consumption (consommation spécifique d’énergie électrique)
SEEC Specific Equivalent Electrical Energy Consumption (consommation spécifique d’énergie
électrique équivalente)
SOx Sulphur Oxides, Sulfur Oxides (oxydes de soufre)
SRCE Specific Reduced CO Emission (réduction spécifique des émissions de CO )
2 2
STEC Specific Thermal Energy Consumption (consommation spécifique d’énergie thermique)
a
L’abréviation PCC est souvent utilisée pour la combustion du charbon pulvérisé. Dans le présent
document, elle désigne le captage de CO en post-combustion.
3.3 Symboles
Les symboles mathématiques suivants sont présentés à titre de préliminaire à la révision des variables
et formules des Articles 5, 6 et 9 fondée sur les directives ISO et les normes pertinentes.
c Capacité calorifique massique de l’eau de refroidissement (CW) [kJ/(kg K)]
p CW
ΔE Augmentation relative de l’entrée d’énergie de l’installation par [-]
unité de production
FSE Émissions spécifiques du combustible [kg/kJ]
h Enthalpie massique de la vapeur [kJ/kg]
vapeur
h Enthalpie massique du condensat [kJ/kg]
condensat
LHV PCI d’un combustible [kJ/kg]
combustible
P Puissance électrique requise d’une pompe à eau de refroidisse- [MW]
CW
ment (CW)
P Variation de puissance de sortie brute due à l’extraction de [MW]
LGP
vapeur réalisée sur le cycle de vapeur de la centrale électrique
hôte et/ou sur une unité auxiliaire
P Puissance électrique requise de l’installation de captage en [MW]
PCC
post-combustion (PCC)
P Puissance de sortie nette d’une centrale électrique de référence [MW]
NET,réf
P Puissance de sortie nette d’une centrale électrique avec une [MW]
NET,cap
installation de captage en post-combustion (PCC)
Pression absolue d’un flux de gaz [kPa]
p
e
p Pression de l’eau de refroidissement (CW) du côté alimentation [kPa]
CWin
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p Pression de l’eau de refroidissement (CW) du côté retour [kPa]
CWout
Débit massique d’un flux de CO produit après compression [t/h]
q
mCO _comp_a
Débit massique d’un flux de CO produit avant compression [t/h]
q
mCO _comp_b
Débit massique d’un flux de CO produit [t/h]
q
mCO
Débit massique d’émissions de CO générées par une centrale [t/h]
q
mCO ,réf
électrique de référence
Débit massique d’émissions de CO générées par une centrale [t/h]
q
mCO e,cap
électrique avec une installation de captage en post-combus-
tion (PCC)
q Débit massique de vapeur en entrée d’une installation de cap- [kg/h]
m vapeur
tage en post-combustion (PCC)
q Débit massique de condensat en sortie d’une installation de [kg/h]
m condensat
captage en post-combustion (PCC)
q Débit de consommation d’absorbant au niveau d’une installation [kg/h]
m absorbant
de captage en post-combustion (PCC)
q Débit de consommation d’un produit chimique au niveau d’une [kg/h]
m pd chimique
installation de captage en post-combustion (PCC)
q Débit volumique à une condition de mesure ou une condition [m /h]
V
spécifique
q Débit volumique aux conditions de température standard [m /h]
Vr
(273,15 K) et de pression standard (100 kPa)
Débits volumiques de CO au niveau d’une entrée d’une instal- [m /h]
q
VrCO in
lation de captage en post-combustion (PCC) sur base sèche aux
conditions de température standard (273,15 K) et de pression
standard (100 kPa)
Débits volumiques de CO au niveau d’une sortie d’une instal- [m /h]
q
VrCO out
lation de captage en post-combustion (PCC) (côté émissions
d’effluent gazeux traité) sur base sèche aux conditions de tem-
pérature standard (273,15 K) et de pression standard (100 kPa)
q Débit volumique d’un effluent gazeux en entrée d’une installa- [m /h]
Vreffluent gazeux in
tion de captage en post-combustion (PCC) sur base sèche aux
conditions de température standard (273,15 K) et de pression
standard (100 kPa)
q Débit volumique d’un effluent gazeux en sortie d’une installa- [m /h]
Vreffluent gazeux out
tion de captage en post-combustion (PCC) sur base sèche aux
conditions de température standard (273,15 K) et de pression
standard (100 kPa)
Débit volumique d’un flux de CO produit après compression sur [m /h]
q
VrCO comp_a
base sèche aux conditions de température standard (273,15 K)
et de pression standard (100 kPa)
Débit volumique d’un flux de CO produit avant compression sur [m /h]
q
VrCO comp_b
base sèche aux conditions de température standard (273,15 K)
et de pression standard (100 kPa)
SAC Consommation spécifique d’absorbant [kg/t]
SCC Consommation spécifique de produits chimiques [kg/t]
SCWD Besoins spécifiques en eau de refroidissement [m /t]
SEC Consommation spécifique d’énergie électrique [kWh/t]
SEEC Consommation spécifique d’énergie électrique équivalente [kWh/t]
SRCE Réduction spécifique des émissions de CO [t/MWh]
STEC Consommation spécifique d’énergie thermique [GJ/t]
T Température de l’eau de refroidissement (CW) du côté ali- [K]
CWin
mentation
T Température de l’eau de refroidissement (CW) du côté retour [K]
CWout
T Température moyenne d’un flux de gaz [K]
S
w Pourcentage massique
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.