Stan rozwoju technologii spalania tlenowego

Transkrypt

1 Stan rozwoju technologii spalania tlenowego Autor: Tomasz Czakiert ("Rynek Energii" - 12/2017) Słowa kluczowe: spalanie tlenowe, separacja powietrza, wychwyt CO 2, koszt energetyczny Streszczenie. W artykule zaprezentowano aktualny status technologii tlenowego spalania (ang. oxy-fuel combustion), realizowanego w atmosferycznych paleniskach pyłowych i fluidalnych z wykorzystaniem paliw stałych. Wskazane zostały słabe i mocne strony dyskutowanego rozwiązan ia. Jednocześnie określono stan rozwoju technologii towarzyszących spalaniu tlenowemu, odnoszący się przede wszystkim do procesów separacji powietrza i wychwytu CO 2. Wspomniano także rolę recyrkulacji spalin. Zwrócono również uwagę na możliwości zmnie j- szenia potrzeb własnych, stanowiących główne ograniczenie dla ko mercjalizacji o mawianej technologii. Ostatecznie wskazane zostały pespektywy dalszego rozwoju omawianej technologii. 1. WSTĘP Idea spalania tlenowego została graficznie zaprezentowana na rys. 1. Górna część rysunku obrazuje konwencjonalne spalanie w powietrzu, gdzie CO 2 i inne zanieczyszczenia pozostają rozrzedzone w dużej objętości azotu atmosferycznego, przez co wychwyt CO 2 ze spalin wymaga zastosowania jednej z tzw. technologii post-combustion capture. Niedogodności tej pozbawione jest spalanie tlenowe, przedstawione w dolnej część rysunku. Rozwiązanie to oferuje bowiem silnie skoncentrowany strumień CO 2, który w końcowej fazie operacji CCUS (ang. Carbon Capture, Utilization, and Storage) poddany zostaje jedynie procesowi doczyszczania. Rysunek ten wskazuje jednocześnie na trzy kluczowe kwestie nierozerwalnie związane z realizacją spalania tlenowego. Pierwszą z nich stanowi separacja powietrza, która musi poprzedzać prowadzony proces spalania. Kolejną kwestią jest kontrola temperatury w samym palenisku, a ostatecznie wspomniane już doczyszczanie powstających gazów spalinowych. Rys. 1. Idea spalania tlenowego

2 Obecny stan wiedzy i techniki pozwala jednak bez trudu poradzić sobie z tymi wyzwaniami, integrując kocioł energetyczny z jednostką separacji powietrza ASU (ang. Air Separation Unit), układem recyrkulacji spalin FGR (ang. Flue Gas Recirculation) oraz jednostką doczyszczania CO 2 CPU (ang. CO 2 Processing Unit). Blokowy schemat elektrowni realizującej spalanie tlenowe według powyższej koncepcji przedstawiono na rys. 2. Rys. 2. Blokowy schemat elektrowni realizującej spalanie tlenowe 2. SEPARACJA POWIETRZA Znanych i dostępnych jest wiele różnych metod separacji powietrza, w tym techniki membranowe, chemiczne i magnetyczne [1]. Jednakże na dzień dzisiejszy, jedynie tec hnologia kriogenicznego frakcjonowania jest w stanie sprostać wymaganiom stawianym przez stacje ASU o dużych wydajnościach. Nie mniej jednak w przypadku małych jednostek energetycznych (< 25 MW e ), alternatywę w tym zakresie stanowić mogą również metody adsorpcyjne. Obecnie, największa na świecie jednostka separacji powietrza oferuje około 4000 ton tlenu na dobę z pojedynczego ciągu. Nie trudno zatem zauważyć, że w przypadku bloku o mocy 500 MW e gdzie zapotrzebowanie na tlen wynosi około ton O2 /dobę, oznaczałoby to przykładowo trzy ciągi o wydajności około 3500 ton O2 /dobę każdy. Jakkolwiek ilość tlenu o której tu mowa jest znacząca, to jednak należy zdawać sobie sprawę, że największa stacja separacji powietrza (8 pojedynczych ciągów), zlokalizowana w Ras Laffan w Katarze, dostarcza około ton O2 /dobę, co wciąż stanowi trzykrotność zapotrzebowania o którym mowa powyżej. Potwierdza to zatem techniczne zdolności produkcji tlenu w koniecznej ilości, nie mniej jednak słabym punktem tego rozwiązania pozostaje wciąż jego energochłonność. Zapotrzebowanie energetyczne jednostki ASU, w przypadku produkcji tlenu o wysokiej czystości (> 99,5%), utrzymuje się na poziomie 200 kwh/tonę O2 (rys. 3, wg. [2]). Przeprowadzone analizy termo-ekonomiczne, wiążące jakość tlenu i koszt jego produkcji z późniejszym składem spalin i kosztem doczyszczania CO 2, pokazały jednak, że w przypadku spalania tlenowego czystość O 2 powinna wynosić około 95%, co z kolei pozwala na ograniczenie potrzeb własnych jednostki ASU o około 25%. Dalszych oszczędności w tym zakresie poszukuje się na drodze termicznej integracji układu separacji powietrza z obiegiem parowym elektrowni, jak również zagospodarowania produktów odpadowych pozostających po produkcji tlenu. Rozważa się tu między innymi wykorzy-

3 stanie ciepła odpadowego pochodzącego ze stacji ASU do wstępnego podgrzewu wody obiegowej bądź azotu odpadowego który może zostać dalej użyty do podsuszania paliwa. Oddzielną kwestią jest koszy inwestycyjny związany z budową jednostki ASU, który szacuje się w przedziale tyś. Euro/(tonę O2 /dobę), w zależności od wielkości instalacji. Znacząca rozpiętość cenowa wynika tu jednak wyłącznie z efektu skali, szczególnie silnego w zakresie wydajności 1-10 tyś. ton O2 /dobę (rys. 4, wg. [3]), co w przypadku dużych instalacji pozwala zredukować koszty inwestycyjne nawet o 35%. Rys. 3. Zapotrzebowanie energetyczne jednostki ASU Rys. 4. Koszt inwestycyjny jednostki ASU

4 3. RECYRKULACJA SPALIN Spalanie węgla w czystym tlenie wydaje się jednak mało realne, tak ze względów technicznych jak i bezpieczeństwa. Chodzi tu przede wszystkim o wzrost temperatury adiabatycznej i podwyższone ryzyko eksplozji. Z tego powodu w układach realizujących spalanie tlenowe stosuje się recyrkulację spalin, która pozwala na utrzymanie temperatury (rys. 5, wg. [4]) umożliwiającej efektywne spalanie paliwa, w tym również zapobieganie aglomeracji popiołu. Poza tym, rozwiązanie to staje się konieczne dla zapewnienia odpowiednich warunków aerodynamicznych w palenisku, co wydaje się nabierać szczególnego znaczenia w przypadku kotłów fluidalnych. Nie mniej jednak, udział tlenu w atmosferze gazowej O 2 -CO 2 wymaga jego zwiększenia w porównaniu z powietrzem, co wynika przede wszystkim z różnych pojemności cieplnych azotu i ditlenku węgla. Rys. 5. Relacja pomiędzy udziałem tlenu w gazie O 2 -CO 2 i adiabatyczną temperaturą spalania Prace wielu badaczy, zarówno eksperymentalne jak i numeryczne [5], wskazują, że udział tlenu w atmosferze O 2 -CO 2 towarzyszącej spalaniu tlenowemu powinien zawierać się w przedziale 27-30%, co pozwala na utrzymanie temperatury w palenisku odpowiadającej konwencjonalnemu spalaniu w powietrzu, niezależnie od rozważanej technologii konwersji energii (kocioł pyłowy, fluidalny). Wartości te korespondują z kolei z wartościami wskaźnika stopnia recyrkulacji spalin RR (ang. Recirculation Ratio) na poziomie 68-74%, który definiowany jest jako stosunek masowego strumienia recyrkulowanych spalin do całkowitego strumienia spalin recyrkulowanych i poddawanych finalnej obróbce w układzie CPU. Nie bez znaczenia pozostaje tu również jakość zawracanych spalin, w rozumieniu stopnia ich zawilgocenia (tzw. sucha- lub mokra- recyrkulacja) [6]. Ostatecznie, stopień recyrkulacji spalin, a tym samym udział tlenu w atmosferze gazowej, zależeć będzie przede wszystkim od jakości

5 spalanego paliwa (zawartości wilgoci, kaloryczności, własności popiołu) oraz konstrukcji kotła (głównie lokalizacji i wydajności przewidzianych wymienników ciepła). Warto zwrócić przy tym uwagę (rys. 5, wg [4]), że udział ciepła odbieranego w konturze kotła typu CFB, poprzez ściany komory paleniskowej i separatora oraz pozostałe wymienniki zabudowane w komorze i układzie nawrotu w tym tzw. wymienniki Intrex, w odniesieniu do całkowitej ilości przejmowanego ciepła uwzględniającej powierzchnie zlokalizowane w ciągu konwekcyjnym, rośnie ze wzrostem adiabatycznej temperatury spalania, co ma miejsce podczas zwiększania udziału tlenu w doprowadzanej mieszance O 2 -CO 2 [7]. Analizując wymianę ciepła w warunkach spalania tlenowego należy pamiętać ponadto o rosnącej roli promieniowania, wynikającej z dobrych właściwości radiacyjnych gazów trójatomowych dominujących w tym przypadku w atmosferze gazowej, tj.: CO 2 który zastępuje pierwotnie odseparowany azot atmosferyczny oraz H 2 O którego wyższa koncentracja wynikać może zarówno ze zwiększonego obciążenia cieplnego paleniska jak również ze sposobu realizacji recyrkulacji spalin. 4. WYCHWYT CO 2 Gazy spalinowe opuszczające kocioł realizujący spalanie tlenowe zawierają obok CO 2 pewne ilości azotu, tlenu i pary wodnej. Skład spalin które ostatecznie trafiają do jednostki CPU zależeć będzie w głównej mierze od: czystości tlenu, wynikającej bezpośrednio ze skuteczności separacji powietrza, która odpowiada za obecność N 2 (+Ar) w ilości 1-6%, warunków procesowych, w znaczeniu nadmiaru tlenu i jakości paliwa, które odpowiadają za obecność O 2 w ilości 3-5% i H 2 O w ilości 10-40%, warunków eksploatacyjnych, w tym przede wszystkim szczelności układu kotłowego ograniczającej penetrację powietrza atmosferycznego do instalacji oraz sposobu realizacji recyrkulacji spalin, które odpowiadają odpowiednio za obecność O 2 /N 2 oraz H 2 O w spalinach. Na dzień dzisiejszy nie ma formalnie sprecyzowanych wymagań odnoszących się do jakości wychwytywanego CO 2, w rozumieniu obecności poszczególnych zanieczyszczeń i ich dopuszczalnej ilości. Nie mniej jednak, najczęściej wskazuje się, że czystość CO 2 przeznaczonego do transportu i geologicznego składowania powinna wynosić co najmniej 95%, przy stężeniu H 2 O bliskim zeru. Tym samym, na chwilę obecną jedyną z dostępnych technologii będącą w stanie sprostać łącznie wymaganiom w zakresie wydajności, efektywności i kosztów pozostaje (podobnie jak w przypadku jednostek ASU) separacja kriogeniczna. Przyjmuje się zatem, że zapotrzebowanie energetyczne bazowej jednostki CPU sięga kwh/tonę CO2 [8], przy założeniu wychwytu CO 2 na poziomie 90%. Nie mniej jednak, w przypadku statutu zeroemisyjnej elektrowni realizującej spalanie tlenowe konieczne staje się zastosowanie zaawansowanych konstrukcyjnie jednostek CPU (rys. 6, wg. [9]), doposażonych w moduł odpowiedzialny za wychwyt CO 2 z gazów opuszczających sekcję kriogeniczną. W

6 tego typu rozwiązania doskonale wpisują się techniki membranowe oraz adsorpcyjne, które w ujęciu globalnym pozwalają zatrzymać odpowiednio do 97% oraz 99% całkowitej ilości CO 2. Warto przy tym zaznaczyć, że rozbudowa jednostki CPU o moduł końcowego doczyszczania gazów wylotowych, oparty na metodzie VPSA (ang. Vacuum Pressure Swing Adsorption) podwyższa koszy inwestycyjne liczone wspólnie dla CPU i ASU o jedyne 5% [10]. Rys. 6. Blokowy schemat jednostki doczyszczania CO 2 5. KOSZT ENERGETYCZNY Realizacja spalania tlenowego nie pozostaje bez wpływu na sprawność neto elektrowni pracującej według tej technologii. Poniesiony z tego tytułu koszt energetyczny wynika przede wszystkim z potrzeb własnych jednostek separacji powietrza (ASU) i doczyszczania CO 2 (CPU) oraz strat występujących w układzie recyrkulacji spalin (FGR). Niemniej jednak, ilość energii konsumowanej w związku z produkcją tlenu jest średnio dwukrotnie większa w porównaniu do ilości zużywanej w procesie obróbki gazów spalinowych (rys. 7, wg. [11]). Rys. 7. Udział jednostek ASU i CPU oraz pozostałych urządzeń w potrzebach własnych elektrowni realizującej spalanie tlenowe Według różnych źródeł, spadek sprawności towarzyszący realizacji spalania tlenowego wynosi obecnie od 7 do 9 punktów procentowych, jakkolwiek niższe wartości odnoszą się zwykle do wysoko zoptymalizowanych i wewnętrznie zintegrowanych układów wytwarzania energii. Ostatnie optymistyczne doniesienia Air Liquide wskazują jednak na możliwość ogra-

7 niczenia strat energii, co w perspektywie roku 2020 miałoby skutkować obniżeniem spadku sprawności do około 5 punktów procentowych [12]. Oszczędności w tym zakresie poszukuje się między innymi w zaawanasowanych rozwiązaniach technologicznych układów separacji powietrza i doczyszczania CO 2, termicznej integracji obu układów z obiegiem siłowni parowej, wstępnym podgrzewem pozyskanego tlenu i właściwą organizacją recyrkulacji spalin (rys. 8, wg. [12]). Ponadto, zakłada się, że dalsze ograniczenie start energii jest możliwe, a poszukiwanie dodatkowych oszczędności powinno iść w kierunku optymalizacji procesu odsiarczania spalin, w tym stosowania wyłącznie suchych metod wychwytu SO 2. Rys. 8. Potencjalne możliwości ograniczenia strat energii w elektrowni realizującej spalanie tlenowe 6. PODSUMOWANIE Spalanie tlenowe wyrosło na dojrzałą technologię, gotową do demonstracji w dużej skali przemysłowej. Rozwiązanie to może być z powodzeniem rozważane zarówno w kategoriach budowy nowego bloku energetycznego jak i modernizacji istniejących jednostek wytwó r- czych. Podstawową zaletą spalania tlenowego jest silnie skoncentrowany strumień CO 2, uzyskiwany bezpośrednio z komory paleniskowej. Za towarzyszące temu niedogodności należy uznać z pewnością separację znaczących ilości powietrza oraz doczyszczanie gazów spalinowych poprzedzające transport i składowanie wychwyconego CO 2. Z uwagi na skalę, dla obu operacji proponuje się obecnie metodę kriogenicznego frakcjonowania. Nie mniej jednak, kluczowym mankamentem technologii spalania tlenowego jest niemały koszt energetyczny, który należy ponieść w związku z istotnie zwiększonymi potrzebami własnymi elektrowni. Szacuje się, że na dzień dzisiejszy trzeba by liczyć się ze spadkiem sprawności dochodzącym do 9 punktów procentowych, który w niedalekiej przyszłości (do roku 2020) ma szansę zostać zniwelowany do poziomu 5 punktów procentowych. Dlatego też, dynamika dalszego rozwoju technologii spalania tlenowego zależeć będzie w dużej mierze od postępu w pracach nad doskonaleniem istniejących metod separacji gazów, jak również głębokiej integracji po-

8 szczególnych zespołów bloku energetycznego. Nie bez znaczenia pozostają przy tym aspekty dotyczące uregulowań prawnych oraz świadomości ludności i nastów społecznych w miejscu planowanej inwestycji. LITERATURA [1] Smith A.R., Klosek J.: A review of air separation technologies and their integration with energy conversion processes. Fuel Processing Technology, 2001, Vol. 70, pp [2] Banaszkiewicz T., Chorowski M., Gizicki W.: Comparative analysis of oxygen production for oxy-combustion application. Energy Procedia, 2014, Vol. 51, pp [3] Chorowski M., Gizicki W., Grzegory P., Sielski P.: Metody kriogeniczne rozdziału powietrza, w: Nowak W., Chorowski M., Czakiert T. (Red.): Spalenie tlenowe dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanych z wychwytem CO 2 - Produkcja tlenu na potrzeby spalania tlenowego. Wydawnictwo Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa, 2014, str [4] Saastamoinen J., Tourunen A., Pikkarainen T., Häsä H., Miettinen J., Hyppänen T., Myöhänen K.: Fluidized bed combustion in high concentrations of O 2 and CO 2. Proc. of the 19th International Conference on Fluidized Bed Combustion, Vienna, Austria, [5] Buhre B.J.P., Elliott L.K., Sheng C.D., Gupta R.P., Wall T.F.: Oxy-fuel combustion technology for coal-fired power generation. Progress in Energy and Combustion Science, 2005, Vol. 31, pp [6] Kotowicz J., Job M.: Porównanie termodynamiczne zeroemisyjnych elektrowni gazowoparowych ze spalaniem tlenowym. Rynek Energii, 2016, nr 6, s [7] Muskala W., Krzywanski J., Czakiert T., Nowak W.: The Research of CFB Boiler Operation for Oxygen-Enhanced Dried Lignite Combustion. Rynek Energii, 2011, nr 1, s [8] Simonsson N., Anheden M., Dubettier R., Joly L., Lockwood F., Tranier J.P.: State of the art in large scale lignite oxyfuel plant development. Proc. of the 2nd IEA GHG International Conference on Oxyfuel Combustion, Yeppoon, Queensland, Australia, [9] Stromberg L.: Oxy-fuel combustion has come a long way, but. Proc. of the 2nd IEA GHG International Conference on Oxyfuel Combustion, Yeppoon, Queensland, Australia, 2011.

9 [10] Shah M.M.: Carbon dioxide (CO 2 ) compression and purification technology for oxy-fuel combustion, in: Zheng L. (Ed.): Oxy-fuel Combustion for Power Generation and Carbon Dioxide (CO 2 ) Capture. Woodhead Publishing Ltd., Cambridge, 2011, pp [11] Lockwood T.: Developments in oxyfuel combustion of coal. Report of IEA Clean Coal Centre, [12] Paufique C., Bourhy-Weber C., Tranier J.P.: Future oxycombustion systems. Proc. of the 3rd IEA GHG International Conference on Oxyfuel Combustion, Ponferrada, Spain, Current development of oxy-fuel combustion technology Key words: oxy combustion, air separation, CO 2 capture, energy penalty Summary. The paper deals with a current development of o xy-fuel co mbustion technology, which can be performed in both pulverized- and fluidized bed boilers fired with solid fuels. The strong and weak points of this technology are discussed. Moreover, the issues associated with air separation, CO 2 capture and other related processes are also analyzed in this paper. The important role of flue gas recirculation is mentioned as well. Furthermore, the possibilities to reduce the energy penalty are proposed, which is a key factor that limits the competitiveness of this technology on the energy market. Finally, the prospects of further development of the o xyfuel combustion technology are considered. Tomasz Czakiert, dr hab. inż. pracuje na stanowisku profesora nadzwyczajnego na Wydziale Infrastruktury i Środowiska Politechniki Częstochowskiej. tczakiert@is.pcz.czest.pl