PORÓWNANIE RÓŻNYCH STRUKTUR ZAAWANSOWANEJ TECHNOLOGICZNIE ZERO-EMISYJNEJ ELEKTROWNI GAZOWO-PAROWEJ ZE SPALANIEM TLENOWYM

Transkrypt

1 PORÓWAIE RÓŻYCH STRUKTUR ZAAWASOWAEJ TECHOLOGICZIE ZERO-EMISYJEJ ELEKTROWI GAZOWO-PAROWEJ ZE SPALAIEM TLEOWYM A COMPARISO OF DIFFERET STRUCTURES OF THE ADVACED ZERO EMISSIO POWER PLAT Janusz Kotowicz 1 Marcin Job 2 Mateusz Brzęczek 3 1 Politechnika Śląska, ul. Konarskiego 18, Gliwice janusz.kotowicz@polsl.pl 2 Politechnika Śląska, ul. Konarskiego 18, Gliwice marcin.job@polsl.pl 3 Politechnika Śląska, ul. Konarskiego 18, Gliwice mateusz.brzeczek@polsl.pl Słowa kluczowe: elektrownie gazowo-parowe, elektrownie zero-emisyjne, wychwyt CO 2, spalanie tlenowe, reaktor membranowy Streszczenie Zaawansowane technologicznie zero-emisyjne elektrownie gazowo-parowe stanowią technologię pozwalającą na produkcję energii elektrycznej z zerową emisją dwutlenku węgla i wysoką sprawnością. Utrata sprawności względem nowoczesnych elektrowni gazowoparowych bez technologii wychwytu CO 2 wynosi nawet poniżej 5 punktów procentowych. Koncepcja ta wykorzystuje reaktor membranowy, który zastępuje komorę spalania w turbinie gazowej. Reaktor ten realizuje trzy kluczowe funkcje: separację tlenu od powietrza w membranie wysokotemperaturowej, spalanie paliwa oraz ogrzewanie ubogiego w tlen powietrza. Ogrzane powietrze jest rozprężane w turbinie i zasila kocioł odzyskowy. Reaktor membranowy może pracować przy niskim lub podwyższonym poziomie ciśnienia. W pierwszym przypadku spaliny opuszczające reaktor zasilają dodatkowy kocioł odzyskowy, natomiast w drugim przypadku możliwe jest zastosowanie dodatkowej turbiny zasilanej spalinami. Separacja spalin, składających się niemal wyłącznie z CO 2 i H 2 O, jest ograniczona do ochłodzenia i wykroplenia wilgoci. W artykule przedstawiono różne struktury oraz wyniki analiz termodynamicznych elektrowni gazowo-parowych zintegrowanych z reaktorem membranowym. Abstract An advanced zero emission power plant (AZEP) is a technology allowing for electric energy production from natural gas with zero carbon dioxide emission and high efficiency. The efficiency penalty, related to modern natural gas combined cycle plant without CO 2 capture 1

2 installation, is even lower than 5 percentage points. This concept is based on the use of a membrane reactor, which is replacing the combustor. The reactor combines three key functions: oxygen separation from air through the high-temperature membrane, fuel combustion in internal reactor cycle, and heating the oxygen-depleted air. The hot air is expanded and subsequently feeds the steam cycle through a heat recovery steam generator. The membrane reactor can operate on low or higher pressure level. In the first case the flue gas leaving reactor may feed an additional heat recovery steam generator, while in the second case it is possible to apply an additional turbine powered by flue gas. Carbon dioxide separation from the flue gas, composed almost entirely of H 2 O and CO 2, is limited to the flue gas cooling and condensation of water vapor. The paper presents different structures and results of the thermodynamic analyzes of the natural gas combined cycle plants integrated with the membrane reactor. Wprowadzenie Elektrownie zasilane gazem ziemnym mają coraz większe znaczenie na rynku energii. Obecnie w Polsce głównym ograniczeniem jest wysoka cena gazu ziemnego, w 2013 roku wyprodukowano z tego paliwa 3,2% energii elektrycznej, jednak polityka energetyczna Polski do 2030 roku zakłada wzrost tego udziału do poziomu 6,6%. Wynika to przede wszystkim z konieczności dywersyfikacji źródeł energii oraz ograniczenia emisji dwutlenku węgla. Układy gazowo-parowe są korzystne ekologicznie, cechują się niskimi nakładami inwestycyjnymi i szybkim czasem budowy oraz dużą niezawodnością i elastycznością pracy. Przy uzyskiwanej obecnie sprawności 60% emisja CO 2 jest na poziomie 330 kgco 2 /MWh, tj. około 2,5-krotnie niższa od emisji nowoczesnych elektrowni węglowych, wynoszącej przeszło 800 kgco 2 /MWh. Szybki rozwój technologii gazowych pozwala na dalszy wzrost sprawności i zmniejszenie emisji szkodliwych substancji [1-5]. Przed energetyką stawiane są nowe wyzwania związane z ograniczeniem emisji CO 2. Obecnie szeroko rozwijanym rozwiązaniem są technologie wychwytu i magazynowania dwutlenku węgla CCS (ang. Carbon Capture and Storage). Mają one pozwolić na blisko zero-emisyjną produkcję energii elektrycznej z paliw kopalnych. Technologie CCS można podzielić na 3 podstawowe grupy: po spalaniu, przed spalaniem oraz spalanie tlenowe. Technologia spalania tlenowego polega na spalaniu paliwa w utleniaczu o podwyższonym udziale tlenu. Z procesu spalania wyeliminowany zostaje azot, a spaliny składają się głównie z dwutlenku węgla i pary wodnej. Umożliwia to separację CO 2 przy względnie niskim nakładzie energetycznym, ograniczającą się do usunięcia wilgoci ze spalin. atomiast konieczna jest separacja tlenu z powietrza, związana ze znacznym zapotrzebowaniem na energię elektryczną. Obecnie ze względu na wymagania związane z ilością i odpowiednią czystością tlenu rozpatrywane jest przede wszystkim zastosowanie tlenowni kriogenicznych. W literaturze opisywane są różne koncepcje układów zasilanych gazem ziemnym ze spalaniem tlenowym, np. w [6-9]. W większości przedstawianych konstrukcji wprowadzenie spalania tlenowego wiąże się jednak ze znacznym spadkiem sprawności na poziomie 7 9 pkt. proc. Zaawansowanym 2

3 rozwiązaniem wykorzystującym proces spalania tlenowego jest zastąpienie komory spalania turbiny gazowej przez reaktor MCM (ang. Mixed Conductive Membrane), w którym zachodzą 3 procesy: (I) separacja tlenu ze sprężonego powietrza przez membranę wysokotemperaturową; (II) blisko-stechiometryczne spalanie paliwa gazowego; (III) wymiana ciepła, czyli ogrzanie powietrza pozbawionego części tlenu. Powietrze te następnie jest rozprężane w turbinie gazowej i zasila kocioł odzyskowy z obiegiem parowym. Gazy spalinowe składają się niemal wyłącznie z CO 2 i H 2 O. Część z nich zostaje recyrkulowana, natomiast pozostała część jest wykorzystana energetycznie i następnie po uprzednim pozbawieniu wilgoci dwutlenek węgla jest sprężany i transportowany do miejsca składowania. W literaturze rozwiązania z reaktorem MCM są określane jako AZEP (ang. Advanced Zero Emission Plant) i znaleźć można dwie propozycje różniące się sposobem zagospodarowania energii spalin opuszczających obieg reaktora. Pierwszą koncepcją, przedstawioną m. in. w [10-12], jest zastosowanie podwyższonego ciśnienia w obiegu spalinowym reaktora i zasilanie spalinami turbiny gazowo-parowej (CO 2 /H 2 O). astępnie w kondensatorze dwutlenek węgla jest odseparowany od pary wodnej. Drugą koncepcją, przedstawioną m. in. w [13], jest skierowanie spalin do kotła odzyskowego, pozwalającego na zwiększenie mocy części parowej układu. Oba rozwiązania układu AZEP według autorów uzyskują zbliżone sprawności, przekraczające 50%. Spadek sprawności związany z zastosowaniem wychwytu CO 2 względem jednostek o podobnych parametrach pracy, szacowany jest na ok. 5 pkt. proc. Struktura elektrowni Ogólną strukturę analizowanych elektrowni AZEP przedstawiono na rys. 1. Łącznie omawiane są trzy warianty (A, B, i C) różniące się sposobem zagospodarowania spalin opuszczających reaktor membranowy. Układ składa się z: (I) obiegu turbiny gazowej z reaktorem membranowym oraz opcjonalnie dodatkową turbiną zasilaną spalinami z reaktora; (II) obiegu parowego z jednym lub dwoma kotłami odzyskowymi: pierwszym zasilanym powietrzem z turbiny gazowej i opcjonalnie drugim zasilanym spalinami opuszczającymi obieg reaktora; (III) instalacji separacji dwutlenku węgla składającej się z kondensatora i sekcji sprężarek CO 2. Modele wszystkich komponentów zostały wykonane w programie GateCycle TM [14]. 3

4 Turbina gazowa Reaktor Membranowy f Q paliwo O 2 Q 1c spaliny Wariant B,C powietrze Turbina CO 2 /H 2 O Wariant A 2a 3a 4a 2c Obieg parowy Wariant B Wariant A,C Kotły odzyskowe 3c H 2 O Separacja CO 2 KD CO 2 4c Sprężarka CO 2 5c KD Sprężarka Turbina G 5a 1a Filtr 0a powietrze Turbina parowa G Rys. 1. Ogólna struktura elektrowni gazowo-parowej z reaktorem membranowym AZEP (KD kondensator, G generator) Turbina gazowa z reaktorem membranowym Szczegółowy schemat turbiny gazowej z reaktorem membranowym, składającym się z membrany, wymienników ciepła oraz komory spalania, przedstawia rys. 2. W reaktorze wykorzystana jest wysokotemperaturowa membrana separacyjna typu four-end. Materiał, z którego wykonywane są takie membrany jest jonowym przewodnikiem tlenu w temperaturach C i wykorzystuje on różnicę ciśnień cząstkowych tlenu pomiędzy czynnikami znajdującymi się po obu stronach membrany. Sprężone powietrze zostaje ogrzane do temperatury pracy membrany (t MEM ) w wymiennikach WC3, WR oraz WC2. W membranie część tlenu z powietrza przenika do obiegu spalinowego realizowanego w reaktorze. Powietrze ubogie w tlen opuszczające membranę po dodatkowym ogrzaniu (w wymienniku WC1) kierowane jest do ekspandera. Spaliny w obiegu reaktora składają się niemal wyłącznie z CO 2 i H 2 O, a w module membranowym wzbogacone są w tlen. Powstały gaz o wysokiej zawartości tlenu, po uprzednim ochłodzeniu (WC3), kierowany jest do komory spalania i pełni funkcję utleniacza w procesie spalania gazu ziemnego. Gorące spaliny są ochładzane do temperatury pracy membrany, ogrzewając powietrze (WC1, WC2). Większość spalin skierowana jest powrotnie do membrany, a pozostały strumień jest ochładzany w wymienniku regeneracyjnym (WR) i opuszcza reaktor membranowy. W artykule analizowane są następujące warianty: Wariant A z zastosowanym niskim ciśnieniem w obiegu reaktora, wynoszącym p 1g = 110 kpa. Spaliny opuszczające reaktor pobierane są przed membraną i po ochłodzeniu w wymienniku regeneracyjnym kierowane są do kotła odzyskowego, zasilając dodatkowo obieg parowy. Wariant B z podniesionym ciśnieniem w obiegu reaktora do poziomu p 1g = 2000 kpa, co jest wartością bliską ciśnieniu powietrza w turbinie CO 2 /H 2 O (TC). Spaliny opuszczające 4

5 reaktor pobierane są przed membraną i po ochłodzeniu w wymienniku regeneracyjnym rozprężane są w turbinie do ciśnienia bliskiego atmosferycznemu. Rozprężone spaliny mają niski poziom temperatury, dlatego z pominięciem kotła odzyskowego kierowane są do instalacji separacji dwutlenku węgla. Wariant C stanowi połączenie zalet wariantów A i B. Ciśnienie w obiegu reaktora wynosi p 1g = 1400 kpa. Spaliny opuszczające reaktor pobierane są za wymiennikiem WC1 z temperaturą nieznacznie przekraczającą 1000 C i rozprężane w TC do ciśnienia bliskiego atmosferycznemu. W wariancie tym nie występuje wymiennik regeneracyjny. Dzięki tak dobranym parametrom pracy rozprężone spaliny mają temperaturę na poziomie około 620 C, dzięki czemu w następnym kroku zasilają dodatkowo obieg parowy. Reaktor membranowy 2.6a 2.7a Membrana WC3 WC2 7g 6g O 2 5g 4g CO 2 / H 2 O / O 2 W WC1 3g 1g Komora spalania paliwo CO 2 / H 2 O 2g f 2.1a 2.2a 2.3a Wariant A,B 4.1g 2.4a 2.5a Wariant C Turbina CO 2 /H 2 O WR spaliny 1c Wariant B,C Wariant A 2c 2a Turbina gazowa 3a Sprężarka Turbina G 1a Filtr 1.1a powietrze 4a powietrze Rys. 2. Schemat turbiny gazowej z reaktorem membranowym (WC wymiennik ciepła, WR wymiennik regeneracyjny, W wentylator) ajważniejsze założenia dla turbiny gazowej oraz reaktora membranowego zestawiono w tab. 1. Przyjęte parametry odpowiadają oferowanym obecnie przez producentów turbinom gazowym klasy F oraz G. Układ zasilany jest powietrzem o parametrach 15 C, 101,325 kpa oraz wilgotności względnej φ = 60%. Komora spalania zasilana jest gazem ziemnym o zawartości 100% CH 4, wartości opałowej W d = 50,049 MJ/kg i parametrach 15 C, 3,5 MPa. 5

6 Turbina chłodzona jest powietrzem pobieranym zza sprężarki. Zastosowany model chłodzenia wynika z równania przepływu ciepła w układzie łopatkowym turbiny i przedstawiony jest np. w [15,16]. Ekspander składa się z czterech stopni łopatkowych, chłodzone są 2 pierwsze stopnie. Strumień gazu chłodzącego przypadający na każdy stopień liczony jest indywidualnie wykorzystując zależność: gdzie: m, m c g k St t t c g.i b p.g c m g η c tb t (1) c.i c p.c m strumienie masowe gazu chłodzącego i zasilającego dany stopień ekspandera, k stosunek powierzchni chłodzonej łopatek do powierzchni przekroju wlotu gazu zasilającego (zwykle w granicach 6-10, założono k = 10), St liczba Stantona (wynosi ok ), η c efektywność chłodzenia (założono η c = 0.5), t b temperatura łopatek (przyjęto t b = 1000 C), t c.i, t g.i temperatura gazu chłodzącego i zasilającego na wlocie do danego stopnia ekspandera, c p.c, c p.g średnie ciepło właściwe gazu chłodzącego i zasilającego między temperaturą wlotową a temperaturą łopatek, 6

7 Tabela 1 Założenia dla turbiny gazowej i reaktora membranowego Parametr Wartość Moc turbiny gazowej, eltg, MW 200 Temperatura powietrza przed turbiną, t 3a, C 1500 Stosunek ciśnień w sprężarce, β, - 20 Sprawność izentropowa turbin, η it, η itc - 0,90 Sprawność izentropowa sprężarki, η ik, - 0,88 Sprawność izentropowa wentylatora, η iw, - 0,80 Sprawności mechaniczne turbin i sprężarki, η mt, η mtc, η mk, - 0,995 Sprawność generatora energii el., η mg, - 0,985 Wskaźnik potrzeb własnych układu gazowoparowego, Δ el, - 0,02 Współczynnik strat ciśnienia na wlocie, ζ 1, - 0,01 Ciśnienie gazów za ekspanderem, p 3a, kpa 105,5 Temperatura pracy membrany, t MEM, C 850 Temp. spalin przed wentylatorem, t 7g, C 600 Temp. spalin za komorą spalania, t 2g, C 1600 Temperatura spalin za WR, t 1c, C 620 Efektywność wymienników ciepła, η WC, η WR, - 0,995 Zawartość tlenu w spalinach za KS, (O 2 ) 2g, - 0,02 Ciśnienie za - wariant A 110,0 wentylatorem spalin, - wariant B 2000,0 p 1g, kpa - wariant C 1400,0 Straty ciepła w komorze spalania, δ KS, - 0,01 Straty ciśnienia w komorze spalania, ζ KS, - 0,045 Straty ciśnienia w wymiennikach, ζ WC, ζ WR, - 0,01 Obieg parowy Obieg parowy, przedstawiony ogólnie na rys. 1, zasilany jest powietrzem opuszczającym turbinę gazową poprzez trójciśnieniowy kocioł odzyskowy z przegrzewem pary wtórnej (KO). Ponadto w wariantach A oraz C występuje dodatkowy kocioł odzyskowy zasilany spalinami z reaktora membranowego. W podstawowym oraz dodatkowym KO jest wytwarzana para o takich samych parametrach. Odpowiednie strumienie pary za kotłami odzyskowymi są łączone i zasilają wspólną instalację turbiny parowej. Głównym strumieniem ciepła zasilającym obieg parowy jest powietrze, dlatego parametry pary świeżej i wtórnej są zoptymalizowane dla parametrów powietrza zasilającego. Temperatura spalin z reaktora membranowego jest dobrana tak, aby uzyskać wymagane parametry pary w dodatkowym kotle odzyskowym. ajważniejsze założenia dla części parowej układu zestawiono w tab. 2. 7

8 Tabela 2 Parametr Separacja dwutlenku węgla Założenia dla części parowej układu Wartość Temperatura pary świeżej przed TP, C 580,0 Ciśnienie pary świeżej przed TP, MPa 18,0 Temperatura pary wtórnej przed TP, C 580,0 Ciśnienie pary wtórnej przed TP, MPa 4,0 Ciśnienie pary niskoprężnej przed TP, Mpa 0,3 Ciśnienie w kondensatorze, kpa 5 Sprawność izentropowa turbiny parowej, - 0,90 Sprawność mechaniczna turbiny parowej, - 0,99 Efektywność wymienników ciepła w KO, - 0,99 - w podgrzewaczach wody: 0,01 Współczynnik - w parowaczach: 0,04 strat ciśnienia: - w przegrzewaczach pary: 0,03 Straty ciśnienia pary przed częścią wysokoprężną turbiny parowej, - 0,03 Straty ciśnienia pary przed pozostałymi częściami turbiny parowej, - 0,02 Spaliny opuszczające kocioł odzyskowy bądź turbinę CO 2 /H 2 O w kolejnym kroku zostają poddane procesowi przygotowania do magazynowania dwutlenku węgla. W pierwszej kolejności trafiają one do kondensatora, w którym są ochładzane do temperatury 30 C i następuje separacja fazowa wykroplonej wilgoci z gazowym dwutlenkiem węgla. Tak przygotowany gaz o zawartości ponad 90% CO 2 jest sprężany w 8-sekcyjnej sprężarce do ciśnienia 13 MPa. Ostatnia sekcja sprężarkowa pracuje jako pompa CO 2 w stanie nadkrytycznym. W sekcjach zastosowano identyczne stosunki ciśnień oraz międzysekcyjne ochładzanie strumienia CO 2 do temperatury 30 C, czemu towarzyszy wykroplenie dalszej części wilgoci. Założono sprawności izentropowe sprężarek równe 80%. Sprężony dwutlenek węgla w stanie nadkrytycznym jest gotowy do transportu do miejsca składowania. Analiza termodynamiczna Metodyka oceny sprawności Efektywność pracy elektrowni gazowo-parowych oceniana jest poprzez sprawność generacji energii elektrycznej. Sprawność brutto η el.b wyznaczana jest z zależności: 8

9 η gdzie: el.b moc elektryczna bloku brutto, eltg moc elektryczna turbiny gazowej, eltp moc elektryczna turbiny parowej, eltc moc elektryczna turbiny CO 2 /H 2 O, m pw d strumień energii chemicznej paliwa, el.b eltg eltp eltc el.b (2) m pwd m pwd Sprawności elektryczne części gazowej η eltg oraz części parowej η eltp wyrażane są zależnościami: η eltg m W eltg eltc (3) p d η eltp Q eltp (4) D gdzie: Q D Q 4a Q 1c (5) QD Q4 a Q1 c łączny strumień ciepła doprowadzony do kotłów odzyskowych, strumień ciepła w powietrzu za turbiną gazową, strumień ciepła w spalinach skierowanych do dodatkowego kotła odzyskowego. Sprawność elektryczna netto układu gazowo-parowego wyznaczana jest analogicznie do (2), uwzględniając dodatkowo potrzeby własne poszczególnych instalacji w obrębie elektrowni, tj. bloku gazowo-parowego Δ el, instalacji separacji dwutlenku węgla Δ CC, wentylatorów w reaktorze Δ W : eltg eltp el CC W el (6) m pwd Całkowity wskaźnik potrzeb własnych δ wyznaczany jest z równania: Rezultaty obliczeń i el CC W (7) el.b el.b Analiza termodynamiczna miała na celu uzyskanie podstawowych wielkości i wskaźników termodynamicznych oraz potrzeby własne wszystkich instalacji w obrębie układów. a potrzeby porównania wykonano także analizę układu odniesienia, jakim jest klasyczna elektrownia gazowo-parowa bez technologii wychwytu CO 2, oznaczona jako el.b el.b 9

10 wariant K. W elektrowni tej założono identyczne parametry pracy turbiny gazowej (t 3a = 1500 C, β = 20, konwekcyjne powietrzne chłodzenie turbiny) oraz obiegu parowego (para świeża 580 C/ 18 MPa, para wtórnie przegrzana 580 C/ 4 MPa), co w omawianych wariantach elektrowni AZEP. ajważniejsze wyniki analizy dla wszystkich wariantów zestawiono w tab. 3. Wybrane parametry charakterystyczne elektrowni Parametr A B C K Moc wewnętrzna turbiny it, MW 437,4 437,4 441,0 381,2 Moc wewnętrzna sprężarki ik, MW 231,0 231,0 234,6 175,4 Moc elektryczna turbiny gazowej eltg, MW 200,0 200,0 200,0 200,0 Moc elektryczna turbiny CO 2 /H 2 O, eltg, MW - 30,9 46,9 - Energia doprowadzonego paliwa m p W d, MW 563,2 563,2 618,3 497,5 Sprawność elektryczna części gazowej η eltg, - 0,3511 0,4099 0,3993 0,4020 Strumień ciepła w powietrzu do KO, MW 303,8 303,8 306,2 286,4 Strumień ciepła w spalinach do KO Łączny strumień ciepła zasilający KO Q 4 a, MW 51,4-56,5 - Q 1 c Q D, MW 355,2 303,8 362,6 286,4 Moc elektryczna instalacji turbiny parowej eltp, MW 124,4 106,1 127,0 103,0 Sprawność elektryczna instalacji turbiny parowej η eltp, - 0,3501 0,3491 0,3502 0,3598 Moc elektryczna brutto el.b, MW 324,4 336,9 373,9 303,0 Sprawność elektryczna brutto η el.b, - 0,5759 0,5982 0,6047 0,6092 Potrzeby własne części gazowej i parowej Δ el, MW 6,5 6,7 7,5 6,0 Potrzeby własne instalacji sprężania CO 2 Δ CC, MW 11,1 10,9 12,1 - Potrzeby własne wentylatorów spalin Δ W, MW 7,3 7,3 7,9 - Wskaźnik łącznych potrzeb własnych elektrowni δ, - 0,0767 0,0740 0,0736 0,0200 Moc elektryczna netto el, MW 299,5 312,0 346,4 297,0 Sprawność elektryczna netto η el, - 0,5317 0,5539 0,5602 0,5970 Produkcja dwutlenku węgla u CO2, kg/mwh 372,0 357,1 353,1 331,3 Emisja dwutlenku węgla e CO2, kg/mwh ~0,0 ~0,0 ~0,0 331,3 Tabela 3 W klasycznej turbinie strumień spalin zasilających ekspander jest większy od strumienia sprężanego powietrza o ilość doprowadzonego paliwa. Konstrukcja turbiny gazowej z reaktorem membranowym sprawia, że jej sprawność jest niższa niż w klasycznej turbinie gazowej o ok. 5 pkt. proc. (w wariancie A). Wynika to z faktu, że w przypadku układu z reaktorem membranowym strumień powietrza zasilającego ekspander jest niższy niż strumień sprężany o ilość tlenu odebranego w membranie, więc praca wykonana przez ekspander jest mniejsza. Z drugiej strony reaktor membranowy jest źródłem dodatkowego strumienia spalin, 10

11 którego odpowiednie wykorzystanie pozwala na wygenerowanie dodatkowej mocy w części parowej układu, bądź poprzez dodatkową turbinę spalinową. Spaliny opuszczające obieg reaktora składają się z 65,3% H 2 O, 32,7% CO 2 i 2,0% O 2. Strumień dwutlenku węgla przygotowany do transportu do miejsca składowania cechuje się wysoką czystością na poziomie 94,2% CO 2, przy zawartości poniżej 0,1% H 2 O. Uzyskano jednostkową energochłonność instalacji sprężania CO 2 na poziomie 0,097 kwh/kgco 2. Uwagi końcowe Zastosowanie reaktora membranowego w turbinach gazowych pozwala na odizolowanie procesu spalania, który zachodzi w obiegu wewnętrznym reaktora, od obiegu powietrznego turbiny gazowej. Dzięki temu spaliny nie są obciążone balastem w postaci azotu i separacja dwutlenku węgla polega jedynie na osuszeniu i sprężeniu spalin. iższa sprawność turbiny gazowej z reaktorem membranowym niż w przypadku klasycznej turbiny gazowej jest częściowo rekompensowana przez strumień gorących spalin opuszczających reaktor membranowy. We wszystkich omawianych wariantach elektrownie AZEP są rozwiązaniem mającym potencjał do ograniczenia ubytku sprawności związanego z wprowadzeniem wychwytu CO 2 względem układu odniesienia bez tej instalacji. W wariancie A z obiegiem reaktora pracującym na niskim ciśnieniu (110 kpa) spaliny trafiają do dodatkowego kotła odzyskowego, zwiększając moc części parowej układu. Rozwiązanie to pozwoliło uzyskać sprawność elektryczną netto elektrowni na poziomie 53,2%, czyli ok. 6,5 pkt. proc. niższą niż w elektrowni bez wychwytu CO 2. W wariancie B, gdzie w obiegu reaktora zastosowano ciśnienie zbliżone do ciśnienia w turbinie gazowej (2000 kpa), spaliny napędzają turbinę CO 2 /H 2 O, co pozwoliło na uzyskanie dodatkowej mocy rzędu 30,9 MW, zwiększając tym samym sprawność obiegu turbiny gazowej. Rozwiązanie to pozwoliło na uzyskanie sprawności elektrycznej netto równej 55,4%, a więc ubytek sprawności względem wariantu K wynosi zaledwie 4,3 pkt. proc. W wariancie C, gdzie zastosowano także podwyższone ciśnienie w obiegu reaktora (1400 kpa), spaliny pobierane są przy wyższej temperaturze i zasilają turbinę CO 2 /H 2 O, uzyskując dodatkowo 46,9 MW mocy elektrycznej. Dobór ciśnienia i temperatury pozwolił na wykorzystanie rozprężonych spalin dodatkowo w kotle odzyskowym, co przyniosło także wzrost mocy części parowej. Rozwiązanie to zwiększa zapotrzebowanie na paliwo, ale także podnosi moc elektrowni i pozwoliło na uzyskanie sprawności elektrycznej netto równej 56%, zarazem ograniczając ubytek sprawności względem układu odniesienia do 3,7 pkt. proc. Wyniki uzyskane przez elektrownie AZEP z przedstawionymi strukturami są znacznie korzystniejsze od elektrowni gazowo-parowych ze spalaniem tlenowym, bądź wykorzystujących technologię absorpcji chemicznej CO 2, które osiągają sprawności netto na poziomie 50-52%. Zaawansowane elektrownie AZEP po rozwiązaniu szeregu problemów naukowo-technicznych prowadzić mogą do niewielkich spadków sprawności wynikających z zastosowania wychwytu CO 2, nawet rzędu 3-4 punktów procentowych. 11

12 Piśmiennictwo [1] Chmielniak T, Rusin A, Czwiertnia K., Turbiny gazowe. Ossolineum, Wrocław [2] Badyda K., Miller A., Energetyczne turbiny gazowe oraz układy z ich wykorzystaniem. Kaprint, Lublin [3] Kotowicz J., Elektrownie gazowo-parowe. Kaprint, Lublin [4] Badyda K., Perspektywy rozwoju technologii turbin gazowych oraz bloków gazowoparowych. Rynek Energii 2014;4(113): [5] Miller A., Lewandowski J., Układy gazowo-parowe na paliwo stałe: perspektywy zastosowań i modelowanie matematyczne. WT, Warszawa [6] Liu C.Y., Chen G., Sipöcz., Assadi M., Bai X.S., Characteristics of oxy-fuel combustion in gas turbines. Applied Energy 2012;89: [7] Zhanga., Lior., Two novel oxy-fuel power cycles integrated with natural gas reforming and CO 2 capture. Energy 2008;33: [8] Kotowicz J., Job M., The thermodynamic and economic analysis of a gas turbine combined cycle plant with oxy combustion. Archives of thermodynamics 2013;4(35): [9] Kotowicz J., Job M., Brzęczek M., Porównanie termodynamiczne elektrowni gazowo - parowych bez i z wychwytem CO2. Rynek Energii 2014;3(112): [10] Kvamsdal H. M., Jordal K., Bolland O., A quantitive comparison of gas turbine cycles with CO 2 capture. Energy 2007;32: [11] Haag J. Ch., Hildebrandt A., Honen H., Assadi M., Kneer R., Turbomachinery simulation in design point and part-load operation for advanced CO2 capture power plant cycles. Proceedings of ASME Turbo Expo 2007, Montreal, Canada, May [12] Petrakopoulou F., Tsatsaronis G., Boyano A., Morosuk T., Exergoeconomic and exergoenvironmental evaluation of power plants including CO 2 capture. Chemical Engineering Research and Design 2011;89: [13] Sundkvist S. G., Julsrud S., Vigeland B., aas T., Budd M., Leistner H., Winkler D., Development and testing of AZEP reactor components. International Journal of Greenhouse Gas Control 2007;1: [14] GateCycle Version Manual. GE Enter Software, LLC. [15] Sanjay, Singh O., Prasad B.., Comparative performance analysis of cogeneration gas turbine cycle for different blade cooling means. International Journal of Thermal Sciences 2009;48: [16] Kotowicz J., Job M., Brzęczek M., The Characteristics of Ultramodern Combined Cycle Power Plants. Energy (doi: /j.energy ) 12