Geri Dön

Deniz tipi karbon tutum sistemlerinin incelenmesi

Investigation of marine type carbon capture system

PDF İndir

  1. Tez No: 938309
  2. Yazar: ENGİN GÜLER
  3. Danışmanlar: PROF. DR. SELMA ERGİN
  4. Tez Türü: Doktora
  5. Konular: Gemi Mühendisliği, Marine Engineering
  6. Anahtar Kelimeler: Belirtilmemiş.
  7. Yıl: 2025
  8. Dil: Türkçe
  9. Üniversite: İstanbul Teknik Üniversitesi
  10. Enstitü: Lisansüstü Eğitim Enstitüsü
  11. Ana Bilim Dalı: Gemi İnşaatı ve Gemi Makineleri Mühendisliği Ana Bilim Dalı
  12. Bilim Dalı: Gemi İnşaatı ve Gemi Makineleri Mühendisliği Bilim Dalı
  13. Sayfa Sayısı: 194

Özet

Sera gazı emisyonlarının azaltılmasına yönelik ilgi ve alınan önlemler her geçen yıl dünya çapında daha yüksek seviyelere ulaşmaktadır. Uluslararası Denizcilik Örgütü (IMO), 2008 yılından bu yana çalışmalarını önemli ölçüde hızlandırmış ve uluslararası deniz taşımacılığından kaynaklanan karbondioksit (CO2) emisyonlarını azaltmak için bir dizi kural ve düzenleme uygulamaktadır. Bu tez çalışması, kara tesislerinde %90 seviyelerine varan CO2 azaltma potansiyeline sahip karbon tutum ve depolama sistemlerinin (CCS) denizcilik endüstrisinde CO2 emisyonlarını azaltmak için kullanımını incelemektedir. CCS sistemlerinin CO2 emisyonlarını azaltmadaki üstünlüğüne rağmen bazı dezavantajları bulunmaktadır. Çalışmanın amacı, sistemin en büyük dezavantajları olan sistem maliyetlerinin azaltılması, CO2'yi ayırmak için gereken enerji miktarının ve güç kaybının azaltılması ve sistemin fizibilitesinin artırılmasıdır. Bu çalışma kapsamında, farklı sıvılaştırılmış doğal gaz (LNG) taşıyıcı gemi tipleri için soğutma, ısıtma ve güç sistemlerinin farklı entegrasyon seviyelerinde CCS sistemlerine entegre edilmesinin termoekonomik analizini araştırmaktadır. Bu amaçla, ana güç, konvansiyonel atık ısı geri kazanımı (WHR), buharlaşan doğal gazı (BO-NG) sıvılaştırma, CO2 yakalama, CO2 sıvılaştırma ve organik Rankine çevrimi (ORC) sistemleri Aspen HYSYS programı ile modellenmiş ve simüle edilmiştir. Termoekonomik analizler, çalışmada kullanılan gemilerin referans sistemlerinin, incelenen farklı entegrasyon seviyelerindeki soğutma, ısıtma ve yardımcı güç sistemlerinin CCS sistemleri ile değiştirilmesi sonucunda ortaya çıkan maliyet artışı ve CO2 emisyonundaki azalma değerleri baz alınarak gerçekleştirilmiştir. Termoekonomik analiz sonuçları genetik algoritma yöntemi ile optimize edilmiştir. Belirtilen çalışmalara ek olarak LNG taşıyıcıları için yakıt olarak reforme edilmiş NG kullanan yenilikçi bir katı oksit yakıt pili (SOFC)-içten yanmalı makine (ICE)-CCS entegre sistemi önerilmektedir. Entegre sistemlerin termodinamik modelleri yine Aspen HYSYS programı ile simüle edilmiş ve enerji, ekserji, ekonomi ve çevre (4E) analizleri gerçekleştirilmiştir. SOFC ayrıca elektrokimyasal olarak modellenmiş ve SOFC çalışma sıcaklığı, akım yoğunluğu ve bozunmaya bağlı çalışma süresinin etkileri araştırılmıştır. 4E analiz sonuçlarına göre en uygun yakıt pili çalışma sıcaklığı, akım yoğunluğu ve çalışma süresi parametreleri belirlenmiş ve akım yoğunluğu değişimine bağlı olarak yakıt pilindeki kayıpların etkisi incelenmiştir. Önerilen sisteme alternatif olarak SOFC-ICE-buhar türbini (ST) entegrasyonlu H2 yakıtlı başka bir sistem modellenmiş ve bu iki sistem ile halihazırda gemilerde bulunan güç sistemlerinin 4E analizleri yapılarak sonuçlar karşılaştırılmıştır. Bu çalışmada ayrıca, CCS sisteminin performansının, değişen ana makine yüklerinde bir geminin yaşam döngüsü boyunca emisyonları ve maliyetleri nasıl etkilediği incelenmiştir. Bu bulgulara dayanarak, tasarım geliştirmeleri ve modifikasyonları yapılmaktadır. Amaç, denizcilik sektöründe CCS sistemlerinin uygulanmasına ilişkin kapsamlı bir genel bakış sağlamaktır. Bu nedenle, farklı boyutlardaki tanker, konteyner, kuru yük, LNG taşıyıcı, ro-ro, ro-pax, soğutuculu gemi, genel kargo ve off-shore destek (OSV) gemilerinin çalışma profillerini hesaplamak için istatistiksel veriler kullanılmıştır. Ana makineler, literatürden belirlenen farklı gemi tiplerinin güç ihtiyaçlarına uygun olarak seçilmiştir. Gemilerin güç sistemlerinin termodinamik modellemesi, motor üreticisi parametreleri ile gerçekleştirilmiştir. Termodinamik modelleme aynı zamanda geminin CO2 sıvılaştırma ve karbon yakalama sistemlerini simüle etmek için de kullanılmıştır. Son olarak, Kamsarmax tipi bir dökme yük gemisi için CCS sisteminin tasarımında maksimum normalleştirilmiş motor yükü seçiminin emisyonlar ve maliyet üzerindeki etkileri araştırılmıştır. Uygun varsayımlar kullanılarak CCS sisteminin tekno-ekonomik analizleri farklı gemi tipleri için gerçekleştirilmiştir. Son olarak gemilerin CCS sisteminde iyonik sıvıların çözücü olarak kullanılması konusunda deneysel çalışmalar yapılmıştır. Deneysel çalışmada çözücü olarak iyonik sıvıların kullanıldığı yenilikçi bir gemi CCS sistemi geliştirilmesi amaçlanmıştır. Deney kapsamında CO2 tutumu için yenilikçi iyonik sıvılar sentezlenmiş, karakterize edilmiş, gemi baca gazına uygun koşullarda CO2 çözme etkinlikleri ve çeşitli termodinamik özelikleri deneysel olarak belirlenmiştir ve literatürde özellikleri iyi bilinen monoetanolamin sıvısı ile karşılaştırılmıştır. Üstün özelliklere sahip olduğu tespit edilen bir iyonik sıvı (IL) için CCS sisteminde kullanılması durumunda oluşan avantaj ve dezavantajlar incelenmiştir. Gerçekleştirilen analizler sonucunda CCS sisteminin kullanılmasının, LNG taşıyıcıları için Avrupa birliği karbon vergisini ödemekten daha uygun maliyetli olduğu ve denizcilik endüstrisi adına CO2 emisyonlarını azaltmak için umut verici bir çözüm olabileceği gösterilmiştir. Toplam yaşam döngüsü maliyeti (LCC), BO-NG ve CO2 sıvılaştırma çevrimlerinin entegre edilmesiyle azaltılabilir. Ana makinelerde yakıt olarak soğutma potansiyeli yüksek olan LNG'nin kullanılması, bu entegrasyonda toplam LCC azaltmak için en iyi çözümdür. Optimizasyon sonuçları, BO-NG'nin sıvılaştırılması için çalışma basıncı seçiminin çok kritik olduğunu göstermektedir. Optimum CO2 depolama basıncı, CO2'nin sadece soğuk LNG ile soğutulduğu en düşük basınçtır. Bir başka sonuç olarak, ORC'nin sistemlere entegrasyonu, başlangıç maliyeti ve bazı durumlarda nispeten düşük verimi nedeniyle sistemin toplam LCC'sini artırmaktadır. Ayrıca, ORC entegrasyonunun CCS sisteminin ekserji kaybını kısmen tolere edebilmektedir. Entegre sistemin toplam ekserji verimi %64,5'tir. Egzoz gazı ve deniz suyu ile çevreye aktarılan ekserji oldukça az iken, ekserji yıkımı önemli düzeydedir. Toplam ekserji yıkımının %59,9'unu ana güç sisteminin, %28,3'ünü ORC ve karbon yakalama sistemlerinin, %11,9'unu ise CO2 ve BO-NG sıvılaştırma sistemlerinin oluşturduğu tespit edilmiştir. Çok yüksek ekserji yıkımına rağmen, ana makine tasarımını sınırlayan parametreler nedeniyle ana güç sisteminden kaynaklanan ekserji yıkımını azaltma potansiyelinin düşük olduğu değerlendirilmektedir. ORC ve karbon yakalama sistemlerindeki ısı değiştiricilerin (HEX) ekserji kaybı 8,45 MW'tır ve HEX'lerin ekserji verimi nispeten düşüktür, bu nedenle ekserji yıkımını azaltma potansiyeli yüksektir. Önceki sonuçlarla birlikte, ORC ve karbon yakalama sistemlerinin ısıl tasarımındaki iyileştirmeler, incelenen entegre sistemin ekserji kaybını büyük ölçüde azaltacaktır. LNG taşıyıcı gemilerde SOFC kullanımı incelendiğinde reforme edilmiş yakıtlı SOFC veriminin H2 yakıtlı SOFC'ye göre en az %20,6 daha düşük olduğu sonucuna varılmıştır. Kayıp mekanizmaları incelendiğinde, farkın büyük ölçüde parazitik kayıplar ve elde edilen Nernst potansiyeli ile ilgili olduğu görülmektedir. Bozunma etkisi nedeniyle SOFC çalışma süresi arttıkça CO2 azaltma oranı, enerji ve ekserji verimleri zamanla azalmaktadır. Maliyeti en aza indiren SOFC çalışma süresi, seçilen koşullara bağlı olarak yaklaşık 35,000 saat olarak hesaplanmıştır. Önerilen SOFCICE- CCS entegrasyonu alternatif SOFC-ICE-ST entegrasyonu ile karşılaştırıldığında 35,000 saatlik SOFC ömründe sistemlerin ortalama toplam enerji verimleri sırasıyla %44,1 ve %57,5, CO2 azaltım oranları ise %76,1 ve %96,9 olarak hesaplanmıştır. Düşük verimine rağmen CCS-SOFC-ICE entegrasyonu, CCS-ICE entegrasyonuna kıyasla sadece atık ısıyla iki kattan daha fazla CO2 yakalayabilmiştir. SOFC-ICE-CCS entegrasyonunda tutucu ve sıyırıcı kolonlar ICE-CCS entegrasyonuna kıyasla oldukça küçüktür. Boyutların küçültülmesi, ağırlık kaybını azaltacağı, geminin yerleşimini kolaylaştıracağı ve stabiliteyi artıracağı için önemlidir. Önerilen sistemlerin ekserji akışı ve yıkımı incelendiğinde, SOFC sistemindeki ekserji kaybının, özellikle reforme edilmiş yakıt kullanımı ve atık ısı potansiyelinden daha az yararlanılması nedeniyle alternatif sisteme kıyasla düşük olduğu görülmektedir. Önerilen sistemin maliyetini en aza indiren koşulların sıcaklık için yaklaşık 900°C ve akım yoğunluğu için 2,5 kA/m2 olduğu bulunmuştur. Bu koşullar altında CO2 azaltım maliyeti yaklaşık 711,1 $/ton olarak hesaplanırken, alternatif SOFC-ICE-ST sistem entegrasyonunda aynı koşullar altında maliyet 1310 $/ton olarak hesaplanmıştır. İncelenen sistemlerin maliyet bileşenleri analiz edildiğinde, her iki sistemin de ilk yatırım maliyetinin işletme maliyetinden çok daha büyük olduğu, SOFC-ICE-CCS sistemi için maliyetin çoğunun SOFC'den, SOFC-ICE-ST sistemi için ise H2 depolama tankından kaynaklandığı görülmüştür. Yüksek özgül yakıt tüketimi makine veriminin düşük olduğunu gösterse de egzoz sıcaklığını artırdığı için yüksek bir atık ısı potansiyeline neden olur. Böylece CO2 rejenerasyonu artar. Buna göre CCS sisteminin düşük verimli makineye sahip bir gemiye uygulanması daha avantajlı olacaktır. Ana makineleri aynı olmasına rağmen, küçük bir tankerin CCS sistemi, küçük bir dökme yük gemisinden %32,2 daha fazla CO2 yakalamıştır. Bu durum gemilerin operasyonel profili ile ilgilidir. CO2'nin rejenerasyonunda sadece atık ısı kullanılırsa, tüm gemi tiplerinde en az %30'luk bir yakalama oranı elde edilir. Yüksek özgül yakıt tüketimine sahip makinelere sahip gemiler için bu oran %55'i aşabilir. Tankerler ve dökme yük gemileri için gemilerin kargo kapasitesi arttığında, navlun kaybı maliyeti büyük ölçüde düşmekte ve önemini yitirmektedir. Konteynerler, soğutuculu gemiler ve küçük gemi tipleri için günlük kiralama ücreti kargo kapasitesine kıyasla büyüktür ve navlun kaybı maliyeti oldukça yüksektir. Ekstra yakıt maliyeti LNG taşıyıcıları hariç tüm gemi tiplerinde neredeyse aynıdır. CCS sisteminin ihtiyaç duyduğu güç hemen hemen tüm gemilerde ana makine tarafından sağlanan gücün %2,5'i kadardır. LNG taşıyıcılarında CO2'yi soğutmak için soğuk LNG kullanıldığından soğutma çevrimi güç tüketimi ve ilk yatırım maliyeti düşüktür. Buna ek olarak, LNG ile çalışan makinelerin özgül yakıt tüketimi önemli ölçüde daha düşüktür ve yakıt daha ucuzdur. Böylece, LNG taşıyıcılarında birim CO2 kütlesi başına maliyet %40,3-54,2 oranında azalmaktadır. Kamsarmax tipi bir dökme yük gemisi için %75 MCR normalleştirilmiş maksimum yüke göre yapılan tasarımda, CCS sisteminin LCC'si %55'lik MCR'ye göre yapılan tasarımdan %17,9, yakalanan CO2 miktarı %10,3 daha düşüktür. İyonik sıvıların gemilerdeki CCS sisteminde kullanılması ile ilgili deneysel çalışma sonuçları iki adet sıvı için elde edilmiştir. 1,1,3,3-Tetrametilguanidin imidazolyum sıvısı ağırlıkça %30 MEA içeren sulu çözeltiye kıyasla ilk 10 dakikalık kısımda 2 kattan daha fazla CO2 çözmüştür. İncelenen IL'nin Q-Flex tipi LNG taşıyıcısı için CCS sisteminde kullanılması tutulan CO2 oranını %39,9'dan %90'a çıkarmış, maliyeti %26,9 azaltmıştır.

Özet (Çeviri)

The interest and measures taken to reduce greenhouse gas emissions are reaching higher levels worldwide every year. Since 2008, the International Maritime Organization (IMO) has significantly accelerated its efforts and implemented a series of rules and regulations to reduce carbon dioxide (CO2) emissions from international maritime transport. This thesis examines the use of carbon capture and storage systems (CCS), which have the potential to reduce up to 90% CO2 in onshore facilities, to reduce CO2 emissions in the maritime industry. Despite the superiority of CCS systems in reducing CO2 emissions, they have some disadvantages. The main aims of the study are to reduce the system costs, which are the biggest disadvantages of the system, to reduce the amount of energy and power loss required to capture and liquefication of CO2 and to increase the feasibility of the system. This study investigates the thermoeconomic analysis of integrating cooling, heating and power systems into CCS systems at different integration levels for different liquefied natural gas (LNG) carrier ship types. For this purpose, the main power, conventional waste heat recovery (WHR), liquefaction of boil-off natural gas (BONG), CO2 capture, CO2 liquefaction and organic Rankine cycle (ORC) systems are modeled and simulated with Aspen HYSYS software. Thermoeconomic analyses were performed based on the cost increase and CO2 emission reduction resulting from the replacement of the reference systems of the ships used in the study with CCS systems for cooling, heating and auxiliary power systems at different levels of integration. The results of the thermoeconomic analysis were optimized with the genetic algorithm method. In addition to the mentioned studies, an innovative solid oxide fuel cell (SOFC)-internal combustion engine (ICE)-CCS integrated system using reformed natural gas as fuel for LNG carriers is proposed. Thermodynamic models of the integrated systems are simulated with Aspen HYSYS software and energy, exergy, economy and environment (4E) analyses are performed. The SOFC is also electrochemically modeled and the effects of SOFC operating temperature, current density and degradation-dependent operating time are investigated. According to the 4E analysis results, the optimum fuel cell operating temperature, current density and operating time parameters are determined and the effect of losses in the fuel cell due to current density variation is analyzed. As an alternative to the proposed system, another H2-fueled system with SOFC-ICE-steam turbine (ST) integration is modeled and the results are compared by performing 4E analyses of these two systems and the conventional power systems currently on board ships. This study also examines how the performance of the CCS system affects emissions and costs over the life cycle of a ship at varying main engine loads. Based on these findings, design improvements and modifications are made. The aim is to provide a comprehensive overview of the implementation of CCS systems in the maritime sector. Therefore, statistical data were used to calculate the operating profiles of different sizes of tanker, container, dry bulk, LNG carrier, ro-ro, ro-pax, reefer, general cargo and offshore support vessels. The main engines were selected in accordance with the power requirements of different ship types identified from the literature. Thermodynamic modeling of the ships' power systems is performed with engine manufacturer parameters. Thermodynamic modeling is also used to simulate the ship's CO2 liquefaction and carbon capture systems. Finally, the effects of the choice of the maximum normalized engine load on emissions and cost in the design of the CCS system for a kamsarmax type bulk carrier are investigated. Techno-economic analyses of the CCS system using appropriate assumptions are carried out for different ship types. Finally, experimental studies were carried out on the use of ionic liquids as solvents in ship CCS systems. In the experimental study, it was aimed to develop an innovative ship CCS system using ionic liquids as solvents. Within the scope of the experiment, innovative ionic liquids for CO2 capture were synthesized, characterized, and their CO2 dissolving efficiency and various thermal properties were experimentally determined under conditions suitable for ship flue gas. The studied ionic liquids were compared with monoethanolamine liquid whose properties are well known in the literature. The advantages and disadvantages of using an ionic liquid (IL) with superior properties in the CCS system were analyzed. As a result of the analysis carried out in the study, it was shown that the use of CCS system is more cost-effective than paying the European Union carbon tax for LNG carriers and can be a promising solution to reduce CO2 emissions for the shipping industry. The total life cycle cost (LCC) can be reduced by integrating BO-NG and CO2 liquefaction cycles. The use of cold LNG as fuel for the main engines is the best solution to reduce the total LCC in this integration. Optimization results show that selecting the operating pressure for liquefaction of BO-NG is very critical. The optimum CO2 storage pressure is the lowest pressure at which CO2 is cooled only by cold LNG. As a further conclusion, the integration of ORC into systems increases the total LCC of the system due to its initial cost and in some cases relatively low efficiency. Yet, the ORC integration can partially tolerate the exergy loss of the CCS system. The total exergy efficiency of the integrated system is 64.5%. While the exergy transferred to the environment through exhaust gas and seawater is quite small, the exergy destruction is over 34 MW. Of the total exergy destruction, 59.9% is accounted for by the main power system, 28.3% by the ORC and carbon capture systems, and 11.9% by the CO2 and BO-NG liquefaction systems. Despite the high exergy destruction, the potential to reduce the exergy destruction from the main power system is considered to be low due to the parameters limiting the main engine design. Although 2.49 MW of exergy destruction occurs from heat exchangers (HEX) in the CO2 and BO-NG liquefaction system, the potential to reduce the exergy loss is low due to the very high exergy efficiency of HEXs. The exergy loss of HEXs in ORC and CCS is 8.45 MW and the exergy efficiency of HEXs is relatively low, so the potential to reduce exergy destruction is high. The total exergy efficiency of the CO2 liquefaction and BO-NG reliquefaction systems is calculated to be as high as 95.3%, while for ORC and CCS it is 25.3%. Together with the previous results, improvements in the thermal design of the ORC and CCS systems would greatly reduce the exergy loss of the integrated system. SOFC usage for LNG carriers shows that the efficiency of SOFC with reformed fuel is at least 20.6% lower than that of SOFC with H2 fuel. When the loss mechanisms are analyzed, it is seen that the difference is mainly related to parasitic losses and the obtained Nernst potential. Due to the degradation effect, the CO2 reduction rate, energy and exergy efficiencies decrease over time as the SOFC operating time increases. The cost-minimizing SOFC operating time is calculated to be approximately 35,000 hours, depending on the conditions chosen. The initial investment cost of SOFC, degradationreducing cell design and more comprehensive degradation models should be emphasized in the future. When the proposed SOFC-ICE-CCS integration is compared with the alternative SOFC-ICE-ST integration, the average total energy efficiencies of the systems are calculated as 44.1% and 57.5%, and CO2 reduction rates as 76.1% and 96.9%, respectively, for a SOFC lifetime of 35,000 hours. The energy efficiency of the ICE system is 52.8%. With the integration of H2 fueled SOFC-ICE-ST, it is possible to both increase energy efficiency and achieve almost zero emission transportation at sea despite cell degradation. Despite its low efficiency, the CCSSOFC- ICE integration can reduce CO2 with waste heat by 76.1% due to its ability to operate at higher temperatures and higher heat potential, while only 30-35% of CO2 with waste heat could be captured in the CCS-ICE integration without SOFC. In SOFC-ICE-CCS integration, the absorber and stripper columns are considerably smaller compared to ICE-CCS integration. On a Q-Flex type vessel, the SOFC-ICE integration captures only 34.6% of CO2, while the diameters of the trap and stripper columns are 2.8 and 3.2 meters, while in the SOFC-ICE-CCS integration the diameters are 1.4 and 1.8 meters respectively. Reducing the dimensions is important as it reduces weight loss, facilitates the layout of the vessel and increases stability. When the exergy flow and destruction of the proposed systems are analyzed, it is seen that the exergy loss in the SOFC system is low compared to the alternative system, especially due to the use of reformed fuel and less utilization of waste heat potential. The conditions that minimize the cost of the proposed system are found to be about 900°C for temperature and 2.5 kA/m2 for current density. Under these conditions, the CO2 reduction cost is calculated as approximately $711.1/ton CO2, while the cost of the alternative SOFC-ICE-ST system integration is calculated as $1310/ton CO2 under the same conditions. When the cost components of the studied systems are analyzed, it is seen that the initial investment cost of both systems is much larger than the operating cost, and most of the cost for the SOFC-ICE-CCS system is due to the SOFC, while for the SOFC-ICE-ST system it is due to the H2 storage tank. Various results have been obtained on the use of CCS system on different types of ships considering their operational profiles. Although high specific fuel consumption indicates low engine efficiency, it leads to a high waste heat potential as it increases the exhaust temperature. Thus, CO2 regeneration increases. Accordingly, it would be more advantageous to apply the CCS system to a ship with a low efficiency engine. Despite having the same main engines, the average CO2 captured by the CCS system of a small tanker and a small bulk carrier is 323.3 and 244.5 kg/h respectively. The operational profile of the vessels explains why the amount of CO2 captured from the tanker is about 32.2% higher than from the dry bulk carrier. If only waste heat is used for CO2 regeneration, a capture rate of at least 30% is achieved for all vessel types. For ships with engine with high specific fuel consumption, this can exceed 55%. In general, the amount of LCC per unit ton of CO2 decreases as the average amount of CO2 captured increases. However, parameters such as ship operation profile, fuel typerelated price, daily charter rate, voyage duration and the associated CO2 storage period can change this trend. For vessels with long voyage durations, such as very large crude carrier (VLCC) tankers, the CO2 storage time increases, thus increasing the cost of the CO2 storage tank and the initial investment cost (CAPEX). The average CO2 storage time for VLCC is 730 hours, 290 hours for Suezmax and 200 hours for Aframax. The CAPEX values for these 3 vessels are 129.7, 119.4 and 124.8 $/ton CO2 respectively. For tankers and bulk carriers, when the cargo capacity of the vessels increases, the loss of freight cost drops dramatically, approaching below $1/ton CO2 for VLCC, Chinamax and very large dry bulk vessel types. For containers, reefers and small vessel types, the daily charter rate is large compared to the cargo capacity and the loss of freight cost is quite high. The extra fuel cost is almost the same for all vessel types except for LNG carriers. The power required by the CCS system is 2.5% of the power provided by the main engine on almost all vessels. Since LNG carriers use cold LNG to cool the CO2, the cooling cycle power consumption and initial investment cost are low. In addition, the specific fuel consumptions of LNG-powered engines are significantly lower and fuel is cheaper. Thus, the cost per unit mass of CO2 on LNG carriers is reduced by 40.3-54.2%. The cost of solvent loss is quite low for all ship types and no significant differences are observed for various ship types. For a Kamsarmax type bulk carrier, an increase in fuel price from $500/ton to $1500/ton increases the LCC by 26.7-27.9%. An increase in the daily charter rate from $10000 to $30000 increases the LCC by only 2.5-2.9%. Compared to a design based on 75% maximum continuous rate (MCR) for a Kamsarmax type bulk carrier, the amount of CO2 captured is only about 4-5% less in a design based on 55% MCR for loads at 55% MCR and below. In the design based on 75% MCR normalized maximum load, the LCC of the CCS system is $206.2/ton CO2, while in the design based on 55% MCR the LCC drops to $169.4/ton CO2. While this change in design reduces the cost by 17.9%, it only reduces 10.3% of the CO2 captured over the life cycle for a kamsarmax bulk carrier. Compared to a conventional vessel, the design based on 55% MCR reduces the achieved energy efficiency design index value by only 22.5%, while the design based on 75% MCR reduces it by 39.5%. The resulting energy efficiency existing ship index (EEXI) values would be reduced by 28.8% and 31.6% respectively. There is no major difference in terms of EEXI. The results of the experimental study on the use of ionic liquids as solutions in shipboard CCS systems were obtained for two liquids. Although 1,1,3,3,3- Tetramethylguanidine phenol liquid can rapidly dissolve CO2 at a partial pressure of 15 kPa and a temperature of 50 °C, its total dissolving capacity is quite low compared to the commonly used aqueous solution containing 30 wt% monoethanolamine (MEA) and is considered to be unsuitable for operation in ship flue gas conditions. The CO2 dissolving efficiency of 1,1,3,3,3-Tetramethylguanidine imidazolium ([TMGH][Im]) liquid at 15 kPa partial pressure and 50 °C temperature was experimentally determined and it dissolved more than 2 times more CO2 in the first 10 minutes compared to aqueous solution containing 30 wt% MEA. When the CO2 dissolving efficiency of [TMGH][Im] liquid at 50 °C temperature and 5 kPa partial pressure was examined, a significant decrease was observed compared to 15 kPa partial pressure. The environmental and cost impacts of using ionic liquids in the CCS system for the QFlex type LNG carrier were analyzed. Although some pump work increases due to increased viscosity, this increase is estimated to be as low as approximately 0.3% of the total energy requirement. It was estimated that the absorption column height and cost decreased by 26.9% and the waste heat potential increased by 86.3% due to regeneration at low temperatures. While it was calculated that only 39.9% of CO2 could be captured during the life cycle with the waste heat potential of the studied ship, it was predicted that CO2 could be feasibly captured above 90% due to the higher waste heat potential of the studied ionic liquid and low regeneration enthalpy. With the increased CO2 capture capacity, the CO2 capture cost per unit tonne was estimated to decrease by 24.3%.

Benzer Tezler

  1. Tez No

    634322

    Gemiler için çözücü bazlı karbon tutma sistemlerinin incelenmesi

    An investigation on the solvent based carbon capture systems for ships

    ENGİN GÜLER

    Yüksek Lisans

    Türkçe

    Türkçe

    2020

    Gemi Mühendisliğiİstanbul Teknik Üniversitesi

    Gemi İnşaatı ve Gemi Makineleri Mühendisliği Ana Bilim Dalı

    PROF. DR. SELMA ERGİN

  2. Tez No

    507592

    LNG applications in marine transport

    Denizcilikte sıvılaştırılmış dogal gaz uygulamaları

    DENİZ DERELİ

    Yüksek Lisans

    İngilizce

    İngilizce

    2018

    Makine Mühendisliğiİstanbul Teknik Üniversitesi

    Makine Mühendisliği Ana Bilim Dalı

    DR. ÖĞR. ÜYESİ HİKMET ARSLAN

  3. Tez No

    887269

    Environmental assessment of alternative marine fuels and installations

    Alternatif deniz yakıtlarının ve sistemlerinin çevresel açıdan değerlendirilmesi

    BUĞRA ARDA ZİNCİR

    Doktora

    İngilizce

    İngilizce

    2024

    Gemi Mühendisliğiİstanbul Teknik Üniversitesi

    Deniz Ulaştırma Mühendisliği Ana Bilim Dalı

    PROF. DR. YASİN ARSLANOĞLU

  4. Tez No

    863522

    Variability of takeoff distance and climate rate due to climate factors

    İklim faktörlerine bağlı kalkış mesafesi ve tırmanma oranı değişikliği

    ŞEYDA YALÇINKAYA ÇAĞLIYAN

    Yüksek Lisans

    İngilizce

    İngilizce

    2024

    Meteorolojiİstanbul Teknik Üniversitesi

    Meteoroloji Mühendisliği Ana Bilim Dalı

    DR. ÖĞR. ÜYESİ DENİZ DEMİRHAN

  5. Tez No

    652678

    Gemi yakıtlarında hidrojen katkısının kullanımı; bir dizel motordaki salım değerleri üzerine etkisinin analizi

    Use of hydrogen additive in ship fuels; an analysis of the effect on emissions in a diesel engine

    YAVUZ ALİ IŞIK

    Yüksek Lisans

    Türkçe

    Türkçe

    2020

    Gemi MühendisliğiDokuz Eylül Üniversitesi

    Gemi Makineleri İşletme Mühendisliği Ana Bilim Dalı

    DR. ÖĞR. ÜYESİ BURAK KÖSEOĞLU

Geri Dön