ELEKTROWNIE GAZOWO-PAROWE Z ZAAWANSOWANYMI TECHNOLOGIAMI NISKOEMISYJNYMI

Transkrypt

1 ELEKTROWNIE AZOWO-PAROWE Z ZAAWANSOWANYMI TECHNOLOIAMI NISKOEMISYJNYMI Autorzy: Janusz Kotowicz, Marcin Job, Mateusz Brzęczek ("Rynek Energii"- 12/2017) Słowa kluczowe: elektrownie gazowo-parowe, elektrownie zeroemisyjne, wychwyt CO 2, absorpcja chemiczna CO 2, spalanie tlenowe, reaktor membranowy Streszczenie. Technologie wychwytu i magazynowania dwutlenku węgla stanowią rozwiązanie pozwalające na produkcję energii elektrycznej w elektrowniach zasilanych paliwami kopalnymi z zerową lub prawie zerową emisją gazów cieplarnianych, w tym dwutlenku węgla. W artykule przedstawiono charakterystykę elektrowni gazowo-parowych z zastosowanymi zaawansowanymi technologiami niskoemisyjnymi. Przedstawiono zasadę działania układu gazowo-parowego zintegrowanego z wychwytem CO 2 w technologii post-combustion, oraz dwóch układów gazowo-parowych z wychwytem CO 2 w technologii oxy-combustion: jednostki z recyrkulacją spalin w turbinie gazowej i zewnętrzną instalacją produkcji tlenu z powietrza oraz jednostki zintegrowanej z reaktorem membranowym wykorzystującym membranę jonowego transportu tlenu. Dokonano analizy termodynamicznej przedstawionych elektrowni, porównano ich sprawności wytwarzania energii elektrycznej oraz wyznaczono ubytek sprawności wynikający z zastosowania technologii niskoemisyjnych, określony względem elektrowni referencyjnej, niewyposażonej w instalację wychwytu CO WPROWADZENIE Polityka energetyczna Unii Europejskiej dążąca do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, a w szczególności dwutlenku węgla, przyczynia się do zwiększenia produkcji energii elektrycznej w elektrowniach zasilanych paliwami gazowymi, które uzyskują najkorzystniejsze charakterystyki ekologiczne wśród wszystkich paliw kopalnych i stanowią jedno z głównych źródeł energii wypierających węgiel w bilansie energetycznym w Unii Europejskiej [1]. Obecnie w Polsce od lat utrzymuje się bardzo niski udział paliw gazowych w produkcji energii elektrycznej, na poziomie 3-4%. Jednakże, biorąc pod uwagę restrykcje wprowadzane przez Unię Europejską, politykę energetyczną Polski, a także plany oraz obecnie realizowane inwestycje w bloki energetyczne zasilane paliwem gazowym, w najbliższych latach także w Polskiej energetyce oczekiwany jest wzrost znaczenia tego paliwa [2,3]. Skuteczna realizacja długoterminowych zadań stawianych przed światową energetyką wymaga niemal całkowitej rezygnacji z wykorzystania paliw kopalnych lub wprowadzenia technologii niskoemisyjnej, a nawet zeroemisyjnej produkcji energii z tych paliw. Biorąc pod uwagę dominującą rolę paliw kopalnych w sektorze energetyki, pierwsze rozwiązanie jest niewykonalne w najbliższych dekadach, dlatego intensywnie rozwijane są technologie niskoemisyjne, polegające na wychwycie i składowaniu dwutlenku węgla, czyli tzw. technologie CCS (ang. Carbon Capture and Storage). Wprowadzenie technologii CCS, ze względu na obecność do-

2 datkowych elementów i zwiększenie stopnia komplikacji jednostki wytwórczej, związane jest ze spadkiem efektywności produkcji energii elektrycznej oraz ze znacznym wzrostem kosztów budowy takich elektrowni. Wyróżniane są trzy metody wychwytu CO 2 : pierwotna przed spalaniem (ang. pre-combustion), wtórna po spalaniu (ang. post-combustion), oraz spalanie tlenowe (ang. oxy-combustion) [4]. 2. REFERENCYJNA ELEKTROWNIA AZOWO-PAROWA Elektrownią referencyjną, stanowiącą jednostkę odniesienia dla porównywanych elektrowni niskoemisyjnych, jest elektrownia gazowo-parowa bez instalacji wychwytu dwutlenku węgla, o budowie i osiągach odpowiadających najlepszym obecnie dostępnym rozwiązaniom. Struktura elektrowni referencyjnej, oznaczonej symbolem CCPP, przedstawiona została na rys. 1. W referencyjnej elektrowni wyróżniane są dwa podstawowe elementy, instalacja turbiny gazowej oraz instalacja turbiny parowej. Założono klasyczną strukturę turbiny gazowej o mocy elektrycznej uzyskanej na zaciskach generatora wynoszącej 200 MW. Powietrze o temperaturze 15 C, ciśnieniu 101,325 kpa i wilgotności 60%, sprężane jest w pojedynczej sprężarce K, a gorące spaliny uzyskane po spaleniu paliwa w komorze spalania KS rozprężane są w turbinie T. Paliwem zasilającym komorę spalania jest gaz ziemny o czystości 100% CH 4 i wartości opałowej W d = 50,049 MJ/kg. Ze względu na bardzo wysokie temperatury spalin w turbinie zastosowano otwarte chłodzenie łopatek powietrzem pobieranym zza sprężarki. Strumień powietrza pobieranego na potrzeby chłodzenia turbiny wyznaczany jest w oparciu o równania przepływu ciepła w układzie łopatkowym turbiny, zastosowany model chłodzenia opisany jest szerzej m. in. w [5,6]. Najważniejsze założenia dla turbiny gazowej zestawiono w tab. 1. Turbina gazowa (T) p powietrze 0a paliwo F Obieg parowy (OP) 3a KS 2a 1a N el TP (h) TP (i) TP (l) N el 4a T 1.1a K 3s(h) 4s(h) 3s(i) 4s(i) 2.2s(l) 3s(l) 8s 9s 4s KND 2.5s(i) 2.3s(h) 2.4s(i) 2.3s(i) 2.2s(i) P(i) 2s(i) P(h) 2s(h) OD 1s P(l) 2.1s(l) 2s(l) P 5s 6s 2.4s(h) 2.2s(h) 2.1s(i) 7s 5a 2.1s(h) KO Rys. 1. Struktura elektrowni gazowo-parowej CCPP (F filtr, generator, K sprężarka, KND kondensator, KO kocioł odzyskowy, KS komora spalania, OD odgazowywacz, P pompa, T turbina, TP turbina parowa; (h) dotyczy wysokiego, (i) średniego, (l) niskiego poziomu ciśnienia obiegu parowego)

3 Tabela 1 Założenia dla turbiny gazowej Parametr Wartość Moc turbiny gazowej, N elt, MW 200 Temperatura za komorą spalania, t 3a, C 1600 Stosunek ciśnień w sprężarce, β, - 28 Sprawność izentropowa turbiny, η it, - 0,90 Sprawność izentropowa sprężarki, η ik, - 0,88 Sprawności mechaniczne, η mt, η mk, - 0,995 Sprawność generatora energii el., η, - 0,985 Wskaźnik potrzeb własnych układu gazowo-parowego, ΔN el, - 0,02 Ciśnienie gazów za ekspanderem, p 3a, kpa 105,5 Straty ciepła w komorze spalania, δ KS, - 0,01 Straty ciśnienia w komorze spalania, ζ KS, - 0,04 W obiegu parowym zastosowano turbinę parową składającą się z trzech części: wysokoprężnej (h), średnioprężnej (i) oraz niskoprężnej (l). Turbina parowa napędzana jest parą wodną wytworzoną w trójciśnieniowym kotle odzyskowym z przegrzewem wtórnym pary, realizowanym przed częścią średnioprężną turbiny. Kocioł odzyskowy zasilany jest spalinami wylotowymi z turbiny gazowej. W dobranej strukturze odgazowywacz zasilany jest parą pobieraną z upustu w części niskoprężnej turbiny parowej. Temperatura i ciśnienie pary świeżej oraz wtórnie przegrzanej wynoszą odpowiednio 591 C/ 18,0 MPa oraz 591 C/ 4,0 MPa. Uzyskane temperatury pary wynikają z założenia minimalnego spiętrzenia temperatury na gorącym końcu kotła odzyskowego, równego 20 K. Ciśnienie pary niskoprężnej wynosi 0,3 MPa. Założono sprawność izentropową turbiny parowej na poziomie 0,9. Modele obliczeniowe zarówno instalacji turbiny gazowej, jak i instalacji turbiny parowej wykonane zostały z wykorzystaniem programu atecycle [7]. 3. ELEKTROWNIA AZOWO-PAROWA Z WYCHWYTEM CO 2 PO SPALANIU Metody wtórne wychwytu CO 2 opierają się na separacji tego gazu ze spalin opuszczających elektrownię. łówną zaletą tej metody jest brak ingerencji w proces spalania i w podstawową strukturę elektrowni, co sprawia, że jest łatwa do zaimplementowania w nowych, a także istniejących już elektrowniach spełniających szereg wymogów (tzw. elektrownie "captureready"). Separację CO 2 ze spalin można wykonać różnymi metodami, m. in. absorpcja fizyczna lub chemiczna, membrany niskotemperaturowe, czy też metody termoakustyczne [8-11]. Najbliższym komercyjnemu zastosowaniu rozwiązaniem jest absorpcja chemiczna, którą zastosowano także w badanej elektrowni, oznaczonej symbolem ABS, o strukturze przedstawionej na rys. 2. Prócz instalacji turbiny gazowej oraz obiegu parowego w elektrowni ABS obecne są dodatkowo dwie instalacje: jednostka absorpcji chemicznej JAC oraz jednostka sprężania dwutlenku węgla JS.

4 3c 2c SC 1c CO2 Jednostka absorpcji chemicznej (JAC) 6a oczyszczone spaliny CO2 do transportu KC KD KA Jednostka sprężania CO 2 (JS) Turbina gazowa (T) p powietrze 0a paliwo F KS 1a 3a 2a N el Obieg parowy (OP) TP (h) TP (i) 10s TP (l) N el 4a T 1.1a K 3s(h) 4s(h) 3s(i) 4s(i) 2.2s(l) 11s 3s(l) 8s 9s 4s KND 2.5s(i) 2.3s(h) 2.4s(i) 2.3s(i) 2.2s(i) P(i) 2s(i) P(h) 2s(h) OD 1s P(l) 2.1s(l) 2s(l) P 5s 6s 2.4s(h) 2.2s(h) 2.1s(i) 7s 5a 2.1s(h) KO Rys. 2. Struktura elektrowni gazowo-parowej z wychwytem CO 2 po spalaniu metodą absorpcji chemicznej ABS (KA kolumna absorbera, KD kolumna desorbera, SC schładzacz CO 2 ) Parametry pracy turbiny gazowej i obiegu parowego pozostają takie same, jak w elektrowni referencyjnej. Spaliny opuszczające kocioł odzyskowy są kierowane do jednostki absorpcji chemicznej JAC, gdzie w pierwszej kolejności są ochładzane do temperatury 40 C, wymaganej do procesu absorpcji. Następnie spaliny kierowane są do kolumny absorbera KA, gdzie następuje odwracalna reakcja chemiczna dwutlenku węgla zawartego w spalinach z obecnym w kolumnie absorbentem. Zastosowanym absorbentem jest MEA (monoetanolamina). Stopień wychwytu CO 2 wynosi 90%, natomiast pozostałe 10% CO 2 wraz ze spalinami kierowane jest do otoczenia. Roztwór MEA z CO 2, ogrzany w wymienniku regeneracyjnym, kierowany jest do kolumny desorbera KD, gdzie następuje regeneracja MEA i uwolnienie wychwyconego CO 2. W tym celu konieczne jest podgrzanie roztworu do temperatury 125 C. W modelu obliczeniowym nie modelowano procesów chemicznych zachodzących w kolumnie absorpcji i kolumnie desorpcji, natomiast wymagany strumień ciepła określono poprzez stałą energochłonność regeneracji absorbentu, założoną na poziomie 3,5 MJ/kgCO 2 [12]. Strumień ciepła dostarczany jest do kolumny desorbera w postaci pary o ciśnieniu 0,3 MPa, pobieranej z przelotni pomiędzy częścią średnioprężną a częścią niskoprężną turbiny parowej. Wprowadzenie

5 poboru pary w turbinie parowej na potrzeby regeneracji absorbentu przekłada się na obniżenie mocy generowanej przez turbinę parową. Wychwycony gaz kierowany jest do jednostki sprężania dwutlenku węgla JS, w której sprężany jest do ciśnienia 13 MPa w 8-sekcyjnej sprężarce z międzysekcyjnym chłodzeniem. Tak przygotowany gaz, znajdujący się w stanie nadkrytycznym, może być skierowany do miejsca składowania bądź utylizacji. Model obliczeniowy JS został wykonany wykorzystując program atecycle [7]. 4. ELEKTROWNIA AZOWO-PAROWA ZE SPALANIEM TLENOWYM I RECYRKULACJĄ SPALIN Metoda spalania tlenowego bazuje na wyeliminowaniu z procesu spalania azotu, czyli przeprowadzeniu spalania w warunkach czystego tlenu. Tak uzyskane spaliny składają się niemal wyłącznie z dwutlenku węgla i pary wodnej, a separacja CO 2 jest ograniczona do ochłodzenia spalin i kondensacji nadmiaru wilgoci ze spalin, co wymaga względnie niskiego nakładu energetycznego. Największym obciążeniem dla bloków energetycznych ze spalaniem tlenowym jest konieczność separacji tlenu z powietrza, która najczęściej realizowana jest w zewnętrznej jednostce separacji tlenu (ASU) i związana ze znacznym zapotrzebowaniem na energię elektryczną [4]. Można wyróżnić szereg technik separacji tlenu z powietrza, m. in. metody kriogeniczne, absorpcyjne, membranowe, a także układy hybrydowe membranowokriogeniczne [13-15]. Strukturę badanej elektrowni gazowo-parowej z recyrkulacją spalin i zewnętrzną jednostką separacji tlenu, oznaczonej symbolem OXY, przedstawiono na rys. 3. paliwo p Turbina gazowa (T) Obieg parowy (OP) 2o 2a KS 3a TP KU K T KND 1a 1.1a 4a spaliny (CO 2 / H 2O) KO 5a 1o utleniacz (O 2) Jednostka separacji tlenu (ASU) ASU powietrze produkty uboczne do otoczenia (N 2) Jednostka sprężania CO 2 (JS) CO 2 do transportu 3c KC 2c SK H 2 O 1c 6a H 2 O SS Rys. 3. Struktura elektrowni gazowo-parowej ze spalaniem tlenowym i recyrkulacją spalin OXY (KC sprężarka dwutlenku węgla, KU sprężarka utleniacza, SK separator kondensacyjny, SS schładzacz spalin)

6 Struktura obiegu parowego elektrowni OXY jest identyczna co w elektrowni referencyjnej CCPP, lecz wyższa temperatura spalin zasilających kocioł odzyskowy pozwoliła na uzyskanie wyższej temperatury pary świeżej oraz wtórnie przegrzanej, ograniczonej w omawianym modelu do poziomu 600 C. Ze względu na wprowadzenie recyrkulacji spalin zmianie uległa budowa turbiny gazowej. Spaliny opuszczające kocioł odzyskowy są kierowane do schładzacza spalin SS, którego zadaniem jest ochłodzenie spalin do temperatury 30 C wraz z kondensacją większości pary wodnej w nich zawartej. Ochłodzone spaliny dzielone są na dwa strumienie. łówny strumień spalin recyrkulowany jest do sprężarki K, a stopień recyrkulacji spalin regulowany jest tak, aby utrzymać stałą zawartość tlenu w spalinach za komorą spalania, równą 2%. Pozostały strumień spalin za SS opuszcza obieg turbiny gazowej i kierowany jest do instalacji sprężania dwutlenku węgla JS o identycznej strukturze i parametrach pracy co w elektrowni ABS, lecz ze względu na zawartość pary wodnej w wychwyconym gazie, zastosowano tutaj separator kondensacyjny SK. az roboczy w turbinie gazowej, składający się głównie z CO 2, posiada inne parametry termodynamiczne od powietrza, zawierającego przede wszystkim N 2, dlatego istotnej zmianie ulegają parametry pracy turbiny gazowej, w konsekwencji czego istotnemu zwiększeniu ulega stopień sprężania, który w tym przypadku wynosi β = 60. W turbinie gazowej obecna jest oddzielna sprężarka utleniacza KU. Strumień gazu chłodzącego łopatki turbiny pobierany jest jedynie zza głównej sprężarki K, natomiast sprężony utleniacz w całości jest kierowany do komory spalania. Utleniacz o składzie 99,5% O 2, 0,5% N 2, wytwarzany jest w hybrydowej membranowo-kriogenicznej jednostce separacji tlenu ASU. W części membranowej ASU następuje wstępne zwiększenie udziału tlenu w strumieniu zasilającym część kriogeniczną, co przekłada się na zmniejszenie tego strumienia i ograniczenie wielkości części kriogenicznej ASU. Pozwala to na ograniczenie energochłonności wytwarzania tlenu o ponad 10% w porównaniu do jednostki kriogenicznej [13]. W oparciu o dane literaturowe [15,16] założono energochłonność produkcji tlenu na poziomie 0,16 kwh/kgo 2. W przypadku elektrowni ze spalaniem tlenowym teoretyczny stopień wychwytu CO 2, nie uwzględniając nieszczelności i wycieków, wynosi 100%. 5. ELEKTROWNIA AZOWO-PAROWA ZINTEROWANA Z REAKTOREM MEMBRANOWYM W ostatnich latach intensywnie rozwijane są wysokotemperaturowe membrany jonowego transportu tlenu ITM (ang. Ion Transport Membrane). Membrany te, wykonane z ceramicznych materiałów (najczęściej z grupy perowskitów lub fluorytów), przy ogrzaniu do dostatecznie wysokiej temperatury (min. 700 C) cechują się przepuszczalnością jonów tlenu. Siłą napędową dla przepływu jonów tlenu przez membranę jest różnica ciśnień cząstkowych tlenu po obu stronach membrany [4]. Ze względu na wysokie temperatury pracy membrany ITM powstały koncepcje jej integracji z turbiną gazową, m. in. w postaci układów AZEP [17] i ZEITMOP [4]. Badana elektrownia gazowo-parowa zintegrowana z reaktorem membranowym,

7 o strukturze przedstawionej na rys. 4, oparta jest o koncepcję obiegu AZEP, dlatego także oznaczana jest tym symbolem. utleniacz (CO 2 / H 2O / O 2) 5g LHX paliwo W p 6g KS 4g 3g M 2.2a 2.3a 1g HHX spaliny (CO 2 / H 2O) 2g 2.4a Reaktor membranowy (RM) 1c Jednostka kondycjonowania CO 2 (CCU) CO 2 2c SK KC 3c 2.1a 2.5a 2.6a RHX 1.1g 1.2g TS H 2O Obieg parowy (OP) 2a Turbina gazowa (T) 3a TP K T KND 1a F 1.1a 0a powietrze 4a powietrze KO 5a Rys. 4. Struktura elektrowni gazowo-parowej z reaktorem membranowym AZEP (HHX, LHX, RHX wymienniki ciepła, M membrana ITM, TS turbina spalinowa, W wentylator) W porównaniu z elektrownią referencyjną CCPP, w elektrowni AZEP w miejsce komory spalania zastosowano reaktor membranowy. W elektrowni tej stosowana jest technologia spalania tlenowego podobnie do elektrowni OXY, poprzez spalanie w pół-zamkniętym obiegu z recyrkulacją części spalin, realizowanym w reaktorze membranowym i oddzielonym od otwartego obiegu powietrznego turbiny gazowej. Sprężone powietrze w reaktorze membranowym jest dzielone na dwa strumienie. łówny strumień przepływa kolejno przez wymiennik LHX, gdzie jest ogrzewane do temperatury 700 C, następnie przez membranę M, w której jest dalej ogrzewana i oddaje część tlenu do obiegu spalinowego, a na końcu przez wymiennik HHX, w którym ogrzewane jest do temperatury 1280 C. Pozostała część powietrza jest ogrzewana w wymienniku regeneracyjnym RHX, w którym nie ma obecnej części membranowej, do temperatury 1280 C. Po złączeniu strumieni ogrzane powietrze o zmniejszonej zawartości tlenu jest rozprężane w turbinie T i następnie zasila obieg parowy poprzez kocioł odzyskowy. Powietrze te, przy założeniu braku nieszczelności, nie posiada zanieczyszczeń i jest w całości oddawane do otoczenia. Spaliny w obiegu reaktora membranowego składają się głównie z dwutlenku węgla i pary wodnej. Znaczna część gorących spalin za komorą spalania jest recyrkulowana w obiegu i ogrzewa powietrze w wymiennikach ciepła HHX, LHX oraz membranie M, w której dodatkowo odbiera część tlenu z powietrza, stając się utleniaczem. Ochłodzony utleniacz kierowany jest do komory spalania. Pozostała część spalin, po ochłodzeniu w wymienniku RHX do temperatury 482 C, jest rozprężana w turbinie spalinowej TS i kierowana do jednostki sprężania dwutlenku węgla JS o strukturze identycznej, co w elektrowni OXY. Ilość recyrkulowanych spalin oraz ilość tlenu przekazanego przez

8 membranę dobrane są tak, aby uzyskać za komorą spalania spaliny o temperaturze 1300 C przy zawartości tlenu równej 2%. Temperatura spalin jest niższa niż w pozostałych analizowanych elektrowniach, co wynika z ograniczeń wytrzymałościowych ceramicznych wymienników ciepła (HHX, RHX) [17]. Ze względu na zmiany konstrukcyjne i niższą temperaturę, najwyższą sprawność elektrownia AZEP uzyskuje przy niższym stopniu sprężania w turbinie gazowej, wynoszącym β = 20, natomiast ciśnienie spalin za komorą spalania wynosi p 1g = 1,8 MPa. Szczegółowy opis modelu membrany ITM oraz reaktora membranowego przedstawiono w [18]. Obieg parowy elektrowni posiada identyczną strukturę i założenia, co w elektrowni referencyjnej CCPP, lecz przy założeniu spiętrzenia temperatur na gorącym końcu kotła odzyskowego uzyskano temperaturę pary świeżej i wtórnie przegrzanej równą 519 C. 6. WYNIKI ANALIZY TERMODYNAMICZNEJ Sprawność brutto wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach gazowo-parowych η el.b określana jest zgodnie z zależnością gdzie: η N N N el.b elt eltp el.b (1) m pwd m pwd N el.b N elt N eltp moc elektryczna brutto elektrowni gazowo-parowej, moc elektryczna turbiny gazowej, moc elektryczna turbiny parowej, m pw d strumień energii chemicznej paliwa. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej netto η el uwzględnia potrzeby własne elektrowni ΔN el, czyli moc pobieraną przez maszyny i urządzenia niezbędne dla prawidłowej pracy elektrowni oraz dodatkowe instalacje związane z zastosowaniem wychwytu CO 2 : N N N el el. b el el (2) m pwd m pwd N N N N N (3) el gdzie: ΔN P moc potrzeb własnych instalacji turbiny gazowej i obiegu parowego, ΔN JS P moc potrzeb własnych jednostki sprężania CO 2 (ABS, AZEP, OXY), ΔN ASU moc potrzeb własnych jednostki separacji tlenu (dla OXY), JS ASU RM

9 ΔN RM moc potrzeb własnych reaktora membranowego (dla AZEP). Całkowity wskaźnik potrzeb własnych elektrowni δ el stanowi stosunek mocy potrzeb własnych ΔN el do mocy brutto elektrowni N el.b. Sprawności elektryczne instalacji turbiny gazowej η elt oraz instalacji turbiny parowej η eltp opisane są zależnościami: η η elt eltp N m W elt (4) p N Q 4a d eltp (5) gdzie: Q 4a strumień ciepła w gorących gazach zasilających kocioł odzyskowy. Najważniejsze parametry charakterystyczne, będące wynikiem analiz przedstawionych elektrowni gazowo-parowych, pokazano w tabeli 2. Tabela 2 Wybrane parametry charakterystyczne elektrowni CCPP, ABS, OXY oraz AZEP Parametr CCPP ABS OXY AZEP Moc elektryczna turbiny gazowej N elt, MW 200,0 200,0 200,0 200,0 Energia doprowadzonego paliwa m p W d, MW 465,2 465,2 514,0 571,0 Sprawność elektryczna turbiny gazowej η elt, - 0,4299 0,4299 0,3891 0,3502 Strumień ciepła zasilającego KO, MW 254,3 254,3 308,2 336,1 Q 4 a Moc elektryczna instalacji turbiny parowej N eltp, MW 89,2 69,2 119,0 106,4 Sprawność elektryczna instalacji turbiny parowej η eltp, - 0,3485 0,2703 0,3862 0,3144 Moc elektryczna brutto elektrowni N el.b, MW 289,2 269,2 319,0 306,4 Sprawność elektryczna brutto elektrowni η el.b, - 0,6217 0,5786 0,6206 0,5366 Moc potrzeb własnych instalacji T i TP ΔN P, MW 5,8 5,4 6,4 6,1 Moc potrzeb własnych jednostki JS ΔN JS, MW - 7,5 9,7 11,4 Moc potrzeb własnych jednostki ASU ΔN ASU, MW ,9 - Moc potrzeb własnych reaktora membranowego ΔN RM, MW ,6 Całkowity wskaźnik potrzeb własnych elektrowni δ el, - 0,0200 0,0478 0,1253 0,0454 Moc elektryczna netto elektrowni N el, MW 283,4 256,3 279,0 292,5 Sprawność elektryczna netto elektrowni η el, - 0,6092 0,5510 0,5429 0,5122 Ubytek sprawności względem elektrowni referencyjnej Δη el, - - 0,0582 0,0663 0,0970 Produkowany dwutlenek węgla u CO2, kg/mwh 317,6 358,4 363,7 385,5 Emitowany dwutlenek węgla e CO2, kg/mwh 317,6 35,8 ~0,0 ~0,0

10 7. UWAI KOŃCOWE W artykule dokonano analizy termodynamicznej i zestawienia parametrów pracy czterech elektrowni gazowo-parowych: elektrowni referencyjnej CCPP bez instalacji wychwytu dwutlenku węgla, elektrowni ABS z instalacją wychwytu CO 2 po spalaniu metodą absorpcji chemicznej, a także dwóch elektrowni z instalacją wychwytu CO 2 w technologii spalania tlenowego - elektrowni OXY z recyrkulacją spalin w turbinie gazowej oraz elektrowni AZEP z turbiną gazową zintegrowaną z reaktorem membranowym. Uzyskana sprawność wytwarzania energii elektrycznej netto elektrowni referencyjnej CCPP na poziomie 0,6092 jest wartością odpowiadającą najlepszym obecnie działającym elektrowniom gazowoparowym. W elektrowni ABS parametry turbiny gazowej nie ulegają zmianie, natomiast zastosowanie wychwytu CO 2 skutkuje obniżeniem mocy turbiny parowej oraz koniecznością dostarczenia energii na potrzeby sprężania wychwyconego CO 2. Zastosowana metoda absorpcji chemicznej pozwala na wychwyt około 90% CO 2 zawartego w spalinach. W efekcie nastąpił ubytek sprawności netto o 5,82 pkt. proc. względem elektrowni referencyjnej CCPP, przy ograniczeniu emisji CO 2 z 317,6 do 35,8 kg/mwh. Elektrownie ze spalaniem tlenowym pozwalają na uzyskanie 100% efektywności wychwytu CO 2, nie uwzględniając możliwych nieszczelności i przecieków tego gazu. Turbina gazowa z recyrkulacją spalin w elektrowni OXY uzyskuje parametry pracy odmienne od klasycznej turbiny gazowej w elektrowni CCPP. Dzięki zmianie czynnika roboczego w turbinie gazowej z powietrza na recyrkulowane spaliny, zastosowano znacznie wyższy stopnień sprężania β = 60, nie przekraczając termicznych granic wytrzymałości stosowanych obecnie materiałów. Pozwoliło to na uzyskanie wysokiej sprawności brutto elektrowni OXY na poziomie η el.b = 0,6206, jednak wysokie potrzeby własne jednostek ASU oraz JS przyczyniają się do uzyskania niskiej sprawności netto elektrowni OXY η el = 0,5429. Oznacza to, że zastosowanie wychwytu CO 2 w technologii spalania tlenowego związane jest z ubytkiem sprawności na poziomie 6,63 pkt. proc. względem elektrowni referencyjnej CCPP. Podstawową zaletą elektrowni AZEP jest brak konieczności stosowania zewnętrznej jednostki separacji tlenu z powietrza, cechującej się dużą energochłonnością. Natomiast w reaktorze membranowym zintegrowanym z turbiną gazową generowana jest dodatkowa moc elektryczna za sprawą dodatkowej turbiny spalinowej TS. Taka konstrukcja stwarza potencjał do uzyskiwania znacznie wyższych sprawności netto elektrowni AZEP niż elektrowni OXY. Jednakże termiczna wytrzymałość ceramicznych wymienników ciepła w reaktorze membranowym ogranicza maksymalną temperaturę gazu zasilającego turbinę do poziomu 1280 C, podczas, gdy w pozostałych elektrowniach możliwe jest stosowanie temperatury za komorą spalania sięgającej 1600 C. Ograniczenie to sprawia, że w elektrowni AZEP uzyskiwane są niskie sprawności elektryczne zarówno w turbinie gazowej, jak i w

11 obiegu parowym. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej netto całej elektrowni, wynosząca η el = 0,5122, przekłada się na ubytek sprawności względem elektrowni referencyjnej CCPP na poziomie 9,7 pkt. proc. Sprawność niższa o ok. 3-4 pkt. proc. w porównaniu do elektrowni ABS oraz OXY sprawia, że elektrownia AZEP przy obecnych ograniczeniach nie jest konkurencyjnym rozwiązaniem. Niniejszy artykuł powstał w ramach badań statutowych Politechniki Śląskiej. LITERATURA [1] Energy and Climate Change. World Energy Outlook Special Report. International Energy Agency, Paris, France, [2] Badyda K., Trendy, uwarunkowania i perspektywy budowy bloków gazowo-parowych w Polsce. Rynek Energii 2013:108: [3] Kaproń H., Wasilewski A., az ziemny paliwem XXI wieku. Kaprint, Lublin, [4] Yantovsky E., órski J., Shokotov M., Zero Emissions Power Cycles. CRC Press, Boca Raton, USA, [5] Sanjay, Singh O., Prasad B. N., Influence of different means of turbine blade cooling on the thermodynamic performance of combined cycle. Applied Thermal Engineering 2008;28: [6] Kotowicz J., Job M., Brzęczek M., The characteristics of ultramodern combined cycle power plants. Energy 2015;92: [7] atecycle Version Manual. E Enter Software, LLC. [8] Skorek-Osikowska A., Kotowicz J., Janusz-Szymańska K., Comparison of the Energy Intensity of the Selected CO2-Capture Methods Applied in the Ultra-supercritical Coal Power Plants. Energy & Fuels 2012;26: [9] Chmielniak T., Wójcik K.: Wychwyt i transport CO2 ze spalin - efekty energetyczne i analiza ekonomiczna. Rynek Energii 2010;91: [10] Remiorz L., Koncepcja wykorzystania fali termoakustycznej w procesie separacji CO2. Rynek Energii 2012;101: [11] Wiciak., Kotowicz J., Experimental stand for CO2 membrane separation. Journal of Power Technologies 2011;91: [12] Mangalapally H.P., Hasse H., Pilot plant experiments for post combustion carbon dioxide caputre by reactive absorption with novel solvents. Energy Procedia 2011;4:1-8. [13] Berdowska S., Skorek-Osikowska A., Technology of oxygen production in the membrane-cryogenic air separation system for a 600 MW oxy-type pulverized bed boiler. Archives of Thermodynamics 2012;33: [14] Kotowicz J., Michalski S., Efficiency analysis of a hard-coal-fired supercritical power plant with a four-end high-temperature membrane for air separation. Energy 2014;64:

12 [15] Tranier J., Dubettier R., Darde A., Perrin N., Air Separation, flue gas compression and purification units for oxy-coal combustion systems. Energy Procedia 2011;4: [16] Darde A., Prabhakar R., Tranier J., Perrin N., Air separation and flue gas compression and purification units for oxy-coal combustion systems. Energy Procedia 2009;1: [17] Sundkvist S.., Julsrud S., Vigeland B., Naas T., Budd M., Leistner H., Winkler D., Development and testing of AZEP reactor components. International Journal of reenhouse as Control 2007;1: [18] Kotowicz J., Job M., Modeling a membrane reactor for a zero-emission combined cycle power plant. Journal of Power Technologies 2017;97:7-14. A COMBINED CYCLE POWER PLANTS WITH ADVANCED LOW EMISSION TECHNOLOIES Key words: gas-steam power plants, zero emission power plants, CO 2 absorption, oxygen combustion, membrane reactor Summary. Carbon dioxide capture and storage technologies are a solution allowing for electricity generation in power plants using fossil fuels with zero or nearly zero emissions of greenhouse gases, including carbon dioxide. The paper presents characteristics of combined cycle power plants with applied advanced low emission technologies. Principles of operation of the combined cycle unit integrated with the carbon capture in post-combustion technology, and two combined cycle units with the carbon capture in oxy-combustion technology: the unit with flue gas recirculation in the gas turbine and external air separation unit, and the unit integrated with the membrane reactor, using an ion transport membrane, are presented. Thermodynamic analyzes of presented power plants are conducted. Electricity generation efficiency of analyzed units is compared and the efficiency drop caused by the application of carbon capture technology, relative to the reference power plant without carbon capture, is determined. Janusz Kotowicz, Politechnika Śląska, ul. Konarskiego 18, liwice, janusz.kotowicz@polsl.pl Marcin Job, Politechnika Śląska, ul. Konarskiego 18, liwice, marcin.job@polsl.pl Mateusz Brzęczek, Politechnika Śląska, ul. Konarskiego 18, liwice, mateusz.brzeczek@polsl.pl