Czyste technologie węglowe

Transkrypt

1 Wydział Energetyki i Paliw AGH Czyste technologie węglowe (konspekt wykładu) Jan Górski Kraków, marzec 2010

2 Część 1: Współczesne problemy technologii energetyczych opartych na węglu

3 Wykorzystanie paliw - kontekst historyczny (od poł. XIXw.) (Zhang, 2004) lata

4 Energia a standard Ŝycia społeczeństw (Ziock, 2004)

5 Potrzeby energetyczne a emisje GHG (World Energy Outlook 2008) Do 2030r. zapotrzebowanie na energię wzrośnie o 45% (przy rocznym przyroście średnio 1.6%), w tym ok. 1/3 z paliw węglowych.

6 Krajowy rynek paliw pierwotnych (wg J.Popczyk, 2008)

7 Prognoza zuŝycia paliw i energii do 2030r. (

8 Prognoza emisji GHG do 2030r. (WEO 2008) (Scenariusz 550 zawartość do 550ppm CO2 w atmosferze do 2100r.)

9 PORÓWNANIE EFEKTYWNOŚCI PRODUKCJI CIEPŁA I ELEKTRYCZNOŚCI % E F E K T Oznaczenie: 1- El. Jądr.+ ogrz.el. 2- CHP + ogrz. el. 3- El.wod.+ogrz. el. 4- Kocioł wodny Y 5 El.Jądr. +P ciep. W N O Ś Ć Egzerg. Energet. 6- Sil.&Gen.+P ciep. 7- CHP +P ciep. 8- CHP&Reg.+P ciep. 9-CHP&OPal.+P ciep. 10- Ukł.Hybr.+P ciep. 11- El.wod.+P ciep.

10 Porównanie jednostkowej emisji szkodliwych gazów dla wybranych technologii (M. Klein, 2005) DLN, SCR (GTCC gas turbine combined cycle; GTCHP gas turbine CHP; BIO biomasa; IGCC integrated gasification combined cycle, DLN dry low NO x combustion /np.: EV burner/; SCR selective catalytic reduction; PM particulate matter)

11 Spalanie paliw zawierających węgiel (C) i wodór (H) ZaleŜnie od liczby atomów m oraz n obu tych pierwiastków w paliwie otrzymamy róŝną ilość CO2

12 Emisja CO2 w zaleŝności od sprawności dla róŝnych paliw (Bredesen, ChE&P, V.43/2004: 1129)

13 Koszt usuwania CO2 (wg Bolland, 2005)

14 Zasadnicze kierunki wykorzystania węgla efektywne spalania (kotły fluidalne - CFB i pyłowe - PF) zaawansowane techniki spalania (oxy-spalanie) systemy kogeneracji i poligeneracji zgazowanie paliw (metanol i paliwa silnikowe) bezpośrednie uwodornienie

15 Współczesne technologie węglowe (Chmielniak, 2007) W zakresie energetyki zawodowej praktyczne znaczenie mają obecnie następujące technologie węglowe: Klasyczny blok parowy z kotłem pyłowym (w tym nadkrytyczne), Bloki parowe z paleniskami fluidalnymi, Kombinowane układy gazowo-parowe dwupaliwowe (utylizujące gaz ziemny i węgiel), w tym: - klasyczny blok węglowy z gazową turbiną czołową, - układy gazowo-parowe (instalacja turbiny gazowej z kotłem odzyskowym sprzęŝona z węglowym kotłem pyłowym), Technologie węglowe w układach z turbinami gazowymi, w tym: - ciśnieniowe spalanie węgla w kotłach fluidalnych (ze złoŝem stałym i cyrkulacyjnym) - całkowite i częściowe zgazowanie węgla zintegrowane z układem gazowoparowym, Wysokotemperaturowe ogniwa paliwowe zintegrowane z układami zgazowania węgla.

16 Sprawności cieplne obiegów siłowni z zespołami gazowymi (wg SINTEF TR5269/2000)

17 Wpływ technologii spalania węgla na emisję C02 TECHNOLOGIA EMISJA CO2, kg/kwh Palenisko pyłowe 0,87 Cyrkulacyjne palenisko fluidalne 0,86 Ciśnieniowe palenisko fluidalne 0,82 Częściowe zgazowanie węgla i spalanie 0,78 Zgazowanie węgla i spalanie fluidalne 0,72

18 Kocioł fluidalny Alhstrom Pyropower

19 Parametry bloków nadkrytycznych w krajach UE Parametry Jedn. Schwarze Pumpe (Niemcy) Lippendorf 1,2 (Niemcy) Niederausse m K(BoA) (Niemcy) Pątnów Blok A (Polska) Esbjerg (Dania) Nordjylland (Dania) Łagisza (Polska) Węgiel - brunatny brunatny Brunatny brunatny kamienny kamienny Kamienny Moc brutto MW (kocioł fluid.) Temperatura pary świeŝej przed turbiną o C Ciśnienie pary świeŝej prze turbiną MPa 26,0 26,0 26,4 25,8 25,0 29,0 27,5 Temperatura pary wtórnie przegrzanej o C / Temperatura wody zasilającej o C Ciśnienie w skraplaczu kpa 35/46 38, / /50 Sprawność energetyczna netto % 41,0 42,3 45,2 41,0 45,0 47,0 43,0 Rok uruchomienia /98 99/

20 Emisja CO2 na 1MWe mocy dla bloków energetycznych w krajowych elektrowniach węglowych (Kurp, 2005) 1200, ,00 800,00 600,00 400,00 200,00 0,00 Blok 200 MW Blok 120 MW Blok 460 MW Blok 200 MW (na węglu brunatnym) Blok Blok Blok Blok 200 MW 120 MW 460 MW 200 MW węg. Brunat. 900 kg/mwh 950 kg/mwh 750 kg/mwh 1100 kg/mwh

21 Jednostkowa emisja CO2 dla wybranych technologii energetycznych (M. Klein, 2005)

22 Szacunkowe koszty separacji CO2 w elektrowniach w roku 2020 (wg danych programu ENCAP) Note: CO 2 Avoidance cost without transport and storage cost Pre-combustion Post-combustion Oxyfuel EUR/t CO Power plant and CCS technology improvement potential 0 Hard coal Lignite Natural Gas

23 Schemat ideowy przyszłościowej bezemisyjnej elektrowni opartej o zgazowanie węgla

24 Metody redukcji zanieczyszczeń - Uwagi ogólne Bierna analiza i ocena istniejącego stanu: Monitoring i kontrola usuwanych do otoczenia spalin oraz innych zanieczyszczeń (regulacje prawne i opłaty) Aktywne zapobieganie i obniŝanie poziomu zanieczyszczeń: Nowe technologie spalania Poprawa sprawności i czyste, przetworzone paliwa Oszczędzanie surowców i energii

25 Koszty wytwarzania energii w elektrowniach w roku 2020 (wg danych programu ENCAP) EUR/MWh Note: Power generation cost without CO2 transport and storage cost No capture Pre-combustion Post-combustion Oxyfuel Hard coal Lignite Natural Gas

26 Podstawowe grupy technologii wychwytywania oraz usuwania CO2

27 Przyszłość technologii węglowych zgazowanie?

28 Poglądowy schemat zgazowania węgla (Tajduś, 2006)

29 Zgazowanie węgla produkcja metanolu (wg. ŚciąŜko i in.,

30 Reakcje chemiczne w procesie gazyfikacji węgla moŝliwe opcje technologiczne

31 Technologia 3 (produkcja wodoru) z zastosowaniem ogniw paliwowych

32 Schemat instalacji do zgazowania węgla

33 Instalacja zgazowania z systemem oczyszczania gazu Foster-Wheller

34 Sprawności i koszty usuwania ditlenku węgla z siłowni energetycznych (status: 2004r.) PF+FGD NGCC IGCC CO 2 /O 2 Sprawność bazowa [%] Sprawność z usuwaniem CO 2 [%] Stopień usuwania CO 2 [%] Czystość usuniętego CO 2 [%] 99,2 99,4 99,8 99,9 Koszt usuwania CO 2 [$/tonę] Koszty inwestycji [$/kw] -bazowe -z usuwaniem CO PF+FGD (Pulverised Fuel + Flue Gas Desulphurisation), NGCC (Natural Gas Combined Cycle), IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle), CO2/O2 (Oxyfuel Combined Cycle with recirculation)

35 Sekwestracja CO2 dla potrzeb EOR (enhanced oil recovery)

36 Przydatność metod usuwania CO 2 z obiegów energetycznych Typ siłowni Metody Absorpcyjne (MEA ) Metody Adsorpcyjne (PSA/TSA) Metody kriogenicz. Metody membran. Absorpcja + membr. Adsorpcja + membr. PF+FGD NGCC IGCC CO 2 /O PF+FGD (Pulverised Fuel + Flue Gas Desulphurisation), NGCC (Natural Gas Combined Cycle), IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle), CO2/O2 (Oxyfuel Combined Cycle with recirculation) MEA monometyloamina, DEA dietanoloamina, ; PSA/VSA adsorpcja zmiennociśnieniowa, TSA adsorpcja termiczna;

37 Absorpcyjne usuwanie CO2 Kilka uwag wstępnych: Podczas bezpośredniego kontaktu cieczy i rozpuszczalnego w niej gazu, w objętości cieczy następuje pochłanianie gazu czyli absorpcja. Ciecz pochłaniająca gaz stanowi absorbent. W trakcie absorpcji następuje transportu substancji, który polega na przenikaniu masy przez warstwę graniczną rozdzielającą fazę gazową i ciekłą. Siła napędowa tego procesu, (moduł napędowy), wynika z róŝnicy stęŝeń składnika absorbowanego. Proces absorpcji odbywa się w absorberze.

38 Usuwanie CO2 ze spalin Separacja CO 2 ze strumienia gazów spalinowych jest najbardziej kosztownym sposobem sekwestracji (wg róŝnych źródeł jest to 60 70% kosztów całego procesu). Sposoby separacji spalin z gazów spalinowych oparte są na absorpcji chemicznej lub fizycznej (np. na węglu aktywnym, zeolitach), adsorpcji fizycznej w metanolu, glikolu etylenowym, a takŝe procesach kriogenicznych, które ze względu na koszt (schładzanie całego strumienia gazu) jest raczej mało efektywne do zastosowania w praktyce. Najbardziej efektywnymi procesami mogą być: Metody membranowe (zasada działanie podobna do filtracji), gwarantujące największą skuteczność i ciągłość procesu, jednak ich stan zaawansowania nie pozwala na szersze zastosowane w praktyce. Absorpcja CO2 przez monoetanoloaminę (MEA): Proces polega ona na kontaktowaniu spalin w absorberze z wodnym roztworem MEA (15-30%) wg reakcji 2HO-C 2 H 4 -NH 2 + CO 2 +H 2 O (HO-C 2 H 4 -NH 3 ) 2 CO 3

39 Schemat instalacji do absorpcji CO2 z uŝyciem MEA

40 Absorpcja CO2 ze spalin c.d. Metoda Bensona Fielda: Absorpcja pod ciśnieniem w gorącym roztworze węglanu potasu (roztwór 25 35%). W wyniku absorpcji w wodzie powstaje kwas węglowy, który reaguje z węglanem potasu, co prowadzi do powstania kwaśnego węglanu potasu: CO 2 + H 2 O HCO H+ K 2 CO 3 + HCO - 3 2KHCO 3 Temperatura roztworu absorbentu wynosi od -5 do 15 C. Ciecz myjącą z absorbera przetłacza się do desorbera, gdzie roztwór rozpręŝa się przy ciśnieniu 0,15 MPa. Kwaśny węglan potasu rozkłada się, a mieszaninę pary wodnej i CO2, opuszczającą desorber, chłodzi się. Po oddzieleniu skroplin otrzymuje się 99% czysty CO2, zaś zregenerowany roztwór węglanu potasu powraca z desorbera do absorbera.