PORÓWNANIE TERMODYNAMICZNE ZEROEMISYJNYCH ELEKTROWNI GAZOWO - PAROWYCH ZE SPALANIEM TLENOWYM

Transkrypt

1 PORÓWAIE TERMODYAMICZE ZEROEMISYJYCH ELEKTROWI GAZOWO - PAROWYCH ZE SPALAIEM TLEOWYM Autorzy: Janusz Kotowicz, Marcin Job ("Rynek Energii" - grudzień 2016) Słowa kluczowe: elektrownia gazowo-parowa, instalacja wychwytu CO 2, spalanie tlenowe Streszczenie. Spalanie tlenowe stanowi jedną z obiecujących technologii wychwytu CO 2, polegającą na eliminacji azotu z procesu spalania i uzyskaniu spalin składających się głównie z CO 2 i H 2 O, co pozwala na uproszczenie procesu separacji CO 2 w porównaniu do pozostałych technologii jego wychwytu.w artykule przedstawiono analizę termodynamiczną elektrowni gazowo-parowych ze spalaniem tlenowym i recyrkulacją spalin. Ze względu na wysoką zawartość pary wodnej w spalinach, można stosować recyrkulację mokrą spalin lub też wprowadzić częściowe osuszanie spalin recyrkulowanych. Przedstawiono parametry charakterystyczne oraz dokonano porównania elektrowni z mokrą oraz suchą recyrkulacją spalin. 1. WPROWADZEIE Dynamiczny rozwój elektrowni gazowo-parowych w ostatnich dziesięcioleciach idzie w parze ze wzrostem wykorzystania gazu ziemnego w światowej energetyce. a wysoką popularność tego typu elektrowni wpływa szereg zalet, wśród których najważniejszymi są: wysoka sprawność wytwarzania energii elektrycznej (przekraczająca 60%), niskie koszty inwestycyjne, szybki czas budowy, niski poziom emisji szkodliwych gazów, a także wysoka niezawodność oraz elastyczność pracy [1,2]. Głównym wyzwaniem stawianym przed współczesną energetyką jest ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, a w tym przede wszystkim CO 2. W tym celu prowadzone jest wiele działań długoterminowych, takich jak, zwiększanie efektywności wytwarzania energii elektrycznej, wykorzystywanie odnawialnych źródeł energii, oraz obniżanie energochłonności w sferze przemysłowej i komunalnej. Efekty wspomnianych działań odczuwalne mogą być dopiero w perspektywie najbliższych dekad, dlatego jednocześnie kładziony jest nacisk na działania przynoszące znaczne ograniczenie emisji gazów cieplarnianych w okresie przejściowym, w którym dominującą rolę w produkcji energii elektrycznej wciąż będą pełnić paliwa kopalne. W tym celu rozwijane są technologie wychwytu i magazynowania dwutlenku węgla CCS (ang. carbon capture and storage). Zastosowanie tych technologii ma umożliwić produkcję energii elektrycznej z paliw kopalnych, w tym gazu ziemnego, z niemal zerową emisją dwutlenku węgla oraz innych gazów cieplarnianych do atmosfery [3,4].

2 Jedną z obiecujących technologii wychwytu CO 2 rozpatrywanych dla elektrowni gazowoparowych jest spalanie tlenowe, które opiera się na spalaniu paliwa w atmosferze utleniacza o podwyższonym udziale tlenu. Efektem realizacji spalania tlenowego jest eliminacja azotu z procesu spalania i uzyskanie spalin składających się w głównej mierze z CO 2 i H 2 O. Dzięki temu proces separacji CO 2 sprowadza się do usunięcia pary wodnej ze spalin, co sprawia, że instalacja wychwytu CO 2 jest uproszczona w porównaniu do pozostałych technologii separacji CO 2 [5,6]. W literaturze spotykane są różne koncepcje elektrowni z turbinami gazowymi oraz gazowo parowych wykorzystujących spalanie tlenowe, np. [6-9]. W przypadku technologii spalania tlenowego konieczna jest separacja tlenu z powietrza, związana ze znacznym zapotrzebowaniem na energię elektryczną. Obecnie jedynie kriogeniczne jednostki separacji tlenu stanowią dojrzałą technologię spełniającą wymagania związane z ilością i czystością produkowanego utleniacza [10]. Rozwijane są także inne metody, cechujące się niższą energochłonnością, m. in. wykorzystujące membrany niskotemperaturowe i wysokotemperaturowe, oraz procesy adsorpcyjne [11,12]. Szczególnie atrakcyjne wydają się jednostki hybrydowe membranowo-kriogeniczne, mające pozwolić na zmniejszenie energochłonności procesu produkcji tlenu w porównaniu do samodzielnych tlenowni kriogenicznych przy zachowaniu wymaganych parametrów utleniacza [13,14]. 2.STRUKTURA MODELU ELEKTROWI Podstawowymi elementami przedstawionego modelu elektrowni gazowo-parowej są instalacja turbiny gazowej oraz obieg parowy zasilany poprzez kocioł odzyskowy. Ze względu na zastosowane spalanie tlenowe konieczna jest recyrkulacja spalin, które pełnią funkcję balastu w zastępstwie za azot. Taki obieg nazywany jest pół-zamkniętym obiegiem ze spalaniem tlenowym SCOC (ang. semi-closed oxy-combustion cycle). Prócz podstawowych elementów w strukturze elektrowni można wyróżnić jednostkę separacji tlenu z powietrza ASU (ang. air separation unit) oraz jednostkę kondycjonowania dwutlenku węgla CCU (ang. carbon dioxide conditioning unit). Modele wszystkich komponentów, za wyjątkiem ASU, wykonane zostały wykorzystując oprogramowanie GateCycle [15]. Strukturę zeroemisyjnej elektrowni gazowo-parowej ze spalaniem tlenowym przedstawiono na rys. 1. KU 2o 1a K paliwo 2a 1.1a p KS Turbina gazowa (TG) 3a T G 4a spaliny (CO2 / H2O) Obieg parowy (O TP KD 5a KO Rys. 1. Struktura elektrowni gazowo parowej ze spalaniem tlenowym: ASU jednostka separacji tlenu, G generator, K sprężarka, KC sprężarka dwutlenku węgla, KD kondensator, KO kocioł odzyskowy, KS komora spalania, KU sprężarka utleniacza, T turbina, TP turbina parowa, SK separator kondensacyjny, SS schładzacz spalin 1o Jednostka separacji tlenu (ASU) utleniacz (O2) ASU powietrze produkty uboczne do otoczenia (2) Jednostka kondycjonowania SK CO2 (CCU) 2c 3c CO2 do transportu KC H2O 1c 6a H

3 Turbina gazowa składa się ze sprężarki K, do której kierowane są spaliny recyrkulowane zza schładzacza spalin SS, osobnej sprężarki utleniacza KU, który dostarczany jest przez jednostkę ASU, komory spalania KS oraz turbiny T. Spaliny opuszczające turbinę gazową zasilają obieg parowy poprzez kocioł odzyskowy (KO), a następnie kierowane są do schładzacza spalin, którego zadaniem jest dochłodzenie spalin i utrzymywanie ich temperatury na stałym poziomie. Element ten pozwala wyeliminować ewentualny wpływ zmian parametrów turbiny parowej na pracę turbiny gazowej. ierecyrkulowana część spalin za SS kierowana jest do jednostki kondycjonowania CO 2. Sprężanie utleniacza w osobnej sprężarce i mieszanie ze spalinami dopiero w komorze spalania pozwala na ograniczenie zużycia tlenu i poprawę czystości wychwyconego CO 2. Moc elektryczna turbiny gazowej eltg wyznaczana jest wykorzystując zależność: ik iku eltg it mt G (1) mk gdzie: it - moc wewnętrzna turbiny, ik, iku - moce wewnętrzne sprężarek, η mt, η mk - sprawności mechaniczne turbiny i sprężarek, η G -sprawność generatora. Sprawność elektryczną turbiny gazowej η eltg określono w odniesieniu do strumienia energii chemicznej paliwa ( m pwd ) ze wzoru η eltg eltg. (2) m pwd W modelu założono temperaturę spalin za komorą spalania na poziomie t 3a = 1600 C. Stopień recyrkulacji spalin dobierany jest w oparciu o założenie stałej zawartości tlenu za komorą spalania na poziomie 2%.Komora spalania zasilana jest gazem ziemnym w temperaturze i ciśnieniu 15 C/ 3,5 MPa, o zawartości 100% CH 4 i wartości opałowej W d = 50,049 MJ/ kg. Sprężanie paliwa do wymaganego ciśnienia następuje wewnątrz modułu komory spalania. W turbinie zastosowano otwarte konwekcyjne chłodzenie układu łopatkowego, w którym wymagany strumień gazu chłodzącego pobierany jest zza głównej sprężarki K. Wykorzystany model chłodzenia przedstawiono m. in. w [16,17]. ajważniejsze założenia dla modelu turbiny gazowej zestawiono w tab. 1. Tabela 1. Założenia dla modelu turbiny gazowej Parametr Wartość Moc turbiny gazowej, eltg, MW 200,0 Temperatura spalin na wylocie z komory spalania, t 3a, C 1600 Sprawność izentropowa sprężarek, η ik, η iku, - 0,88 Sprawność izentropowa ekspandera, η it, - 0,90 Sprawności mechaniczne sprężarek i turbiny, η mk, η mt, - 0,995 Sprawność generatora, η G, - 0,985 Sprawność energetyczna komory spalania, η KS, - Względna strata ciśnienia na komorze spalania, ζ KS, - Względna strata ciśnienia w kotle odzyskowym, ζ KO, - Ciśnienie spalin opuszczających ekspander, p 4a, kpa Wskaźnik potrzeb własnych części gazowej i parowej układu δ GP, - 0,99 0,040 0, ,5 0,02

4 Dobór temperatury spalin recyrkulowanych (t 1a = t 6a ) ma istotny wpływ na pracę turbiny gazowej ze względu na wysoką zawartość wilgoci w spalinach, dlatego w artykule przedstawiono porównanie dwóch elektrowni różniących się tą temperaturą. W pierwszym układzie, oznaczonym symbolem OXY_M, zastosowano recyrkulację mokrą, w której temperatura spalin recyrkulowanych, przyjęta na poziomie t 6a = 90 C, jest na tyle wysoka, że nie dochodzi do kondensacji pary wodnej spalinach. Spaliny recyrkulowane składają się z 65,1% H 2 O, 32,6% CO 2, 2% O 2 i 0,03% 2. W drugim porównywanym układzie, oznaczonym jako OXY_S, zastosowana jest recyrkulacja sucha, gdzie spaliny w SS ochładzane są do niższej temperatury z kondensacją i odprowadzeniem części wilgoci. Założono tutaj temperaturę spalin t 6a = 30 C. W efekcie spaliny w sprężarce składają się z 92,5% CO 2, 4,2% H 2 O, 2,4% O 2 i 0,9% 2. Gorące spaliny opuszczające turbinę gazową zasilają obieg parowy poprzez kocioł odzyskowy KO. Struktura kotła odzyskowego zależy od temperatury spalin zasilających. Dla temperatur t 4a < 740 C zastosowano trójciśnieniowy kocioł odzyskowy z przegrzewem wtórnym pary. Ciśnienie pary świeżej wynosi 18,0 MPa, natomiast pary wtórnie przegrzanej 4,0 MPa. Dla wysokich temperatur spalin strumienie pary średniego oraz niskiego ciśnienia dążą do zera, dlatego dla temperatur t 4a 740 C kocioł odzyskowy przyjmuje strukturę jednociśnieniową z przegrzewem wtórnym. Dla tej struktury ciśnienie pary wtórnie przegrzanej wynosi 6,0 MPa. iezależnie od struktury temperatura pary świeżej i wtórnej wynosi 600 C. Szczegółową strukturę obiegu parowego z kotłem odzyskowym, założenia oraz dobór optymalnych parametrów przedstawiono w [18]. Sprawność elektryczną części parowej η eltp opisuje zależność η eltp Q eltp, (3) 4a gdzie: eltp moc elektryczna turbiny parowej, Q 4 a - strumień ciepła w spalinach zasilających kocioł odzyskowy Utleniacz dostarczany do turbiny gazowej produkowany jest w hybrydowej membranowokriogenicznej jednostce separacji tlenu ASU. Założono czystość utleniacza na poziomie 99,5% obj., natomiast pozostały 1% stanowi azot. W części membranowej wytwarzany jest strumień powietrza o podwyższonym udziale tlenu, który kierowany jest do części kriogenicznej, gdzie uzyskiwany jest utleniacz o wymaganej czystości. Hybrydowe ASU analizowane są m. in. w [14,19]. W opisywanym modelu nie rozpatrywano szczegółowej budowy ASU, a posłużono się wskaźnikiem jednostkowej energochłonności produkcji tlenu. Obecnie najwięksi producenci kriogenicznych ASU deklarują możliwość produkcji tlenu o założonej czystości 99,5% przy energochłonności na poziomie 0,175 0,185 kwh/ kg czystego tlenu [10,20,21]. Zastosowanie membrany pozwala na znaczne ograniczenie strumienia gazu w części kriogenicznej, prowadząc do zmniejszenia jej wymiarów i zapotrzebowania na

5 moc, finalnie pozwalając na ograniczenie energochłonności procesu separacji tlenu względem jednostek kriogenicznych nawet o ponad 10%. Dlatego dla tlenowni hybrydowej założono energochłonność E.ASU = 0,165 kwh/kgo 2. Moc pobierana przez ASU, wyrażona w MW, opisana jest równaniem: ASU 3,6 m O E. ASU, (4) 2 gdzie: m O -masowy strumień czystego tlenu. 2 ierecyrkulowana część spalin kierowania jest do jednostki kondycjonowania CO 2, gdzie w pierwszej kolejności gaz jest ochładzany do temperatury 30 C i osuszany w separatorze kondensacyjnym SK. astępnie osuszony gaz zawierający ponad 90% CO 2 sprężany jest do ciśnienia 13 MPa. W tym celu wykorzystano 7-sekcyjny układ sprężarek z chłodzeniem międzysekcyjnym do temperatury 30 C, sprężający do ciśnienia 6,5 MPa. astępnie gaz zostaje ochłodzony do 15 C i skroplony w ciśnieniu podkrytycznym. Wymagane ciśnienie skroplonego gazu osiągane jest z wykorzystaniem pompy ciekłego CO 2. Tak przygotowany gaz może być transportowany do miejsca składowania lub praktycznego wykorzystania. Efektywność pracy elektrowni oceniana jest poprzez sprawność wytwarzania energii elektrycznej. Sprawność brutto elektrowni gazowo-parowej η el.b wyznaczana jest w oparciu o zależność: η el.b eltg eltp el.b. m pwd m (5) pwd Sprawność elektryczna netto η el uwzględnia dodatkowo całkowite potrzeby własne elektrowni Δ el : el el. b el el. m pwd m (6) pwd Potrzeby własne elektrowni Δ el stanowią sumę potrzeb własnych maszyn i urządzeń w instalacjach turbiny gazowej i obiegu parowego Δ GP, a także dodatkowych instalacji w obrębie struktury elektrowni, tj. jednostki separacji tlenu Δ ASU oraz jednostki kondycjonowania CO 2 Δ CCU. Zatem. (7) el GP CCU ASU

6 Sprawność η eltg, - Temperatura t 4a, C Strumień ciepła Q 4a, MW Całkowity wskaźnik potrzeb własnych elektrowni δ el wyznaczany jest w odniesieniu do mocy brutto elektrowni el.b zgodnie z zależnością: el el. (8) el.b 3. WYIKI AALIZY TERMODYAMICZEJ ELEKTROWI Analiza termodynamiczna przedstawiona w [18] wykazała, że dla turbin gazowych ze spalaniem tlenowym i recyrkulacją spalin, gdzie gaz roboczy składa się głównie z CO 2 i H 2 O, optymalne stopnie sprężania β są znacznie wyższe niż w przypadku klasycznych turbin gazowych z otwartym obiegiem powietrznym. W niniejszym artykule przedstawiono wyniki dla zakresu β = Wybór maksymalnej wartości β podyktowany jest wytrzymałością materiałów stosowanych do budowy elementów turbiny gazowej narażonych na wysokie temperatury i ciśnienia. Istotna jest maksymalna temperatura łopatek sprężarki, obecnie określana na poziomie 600 C. W przypadku rozpatrywanych modeli maksymalne temperatury gazu za sprężarką, uzyskane dla β = 60, nieznacznie przekraczają omawianą granicę i wynoszą odpowiednio 651 C dla OXY_M, 653 C dla utleniacza w obu modelach oraz 448 C dla OXY_S. W pierwszej kolejności, na rys. 2, przedstawiono sprawność elektryczną turbiny gazowej dla obu rozpatrywanych modeli. Dla układów gazowo-parowych istotny jest także potencjał wykorzystania spalin opuszczających turbinę gazową i zasilających kocioł odzyskowy. Strumień ciepła w spalinach oraz ich temperaturę t 4a przedstawiono na rys. 3. Q 4 a 0,390 0,385 0,380 0,375 0,370 OXY_S 0,365 OXY_M 0, Stopień sprężania β, - Rys. 2. Sprawność elektryczna turbiny gazowej η eltg w funkcji stopnia sprężania β t (OXY_S) t (OXY_M) Q (OXY_S) Q (OXY_M) Stopień sprężania β, - Rys. 3. Temperatura t 4a i strumień ciepła Q 4a spalin opuszczających turbinę gazową w funkcji stopnia sprężania β W zakresie niższych spręży wyższą sprawnością η eltg legitymuje się model OXY_M, natomiast w modelu OXY_S wzrost sprawności wraz ze sprężem jest większy, przy β = 54 następuje przecięcie i powyżej tej wartości model OXY_S uzyskuje wyższą sprawność η eltg niż

7 Moc eltp, MW Sprawność η eltp, - OXY_S. Istotnie różnią się strumienie spalin opuszczających turbinę gazową w obu modelach. W OXY_S strumień ciepła w spalinach jest od 4,2% (dla β = 40) do 6,0% (dla β = 60) niższy niż w OXY_M, jednak przy zachowaniu znacznie wyższego potencjału termicznego spalin, których temperatura w OXY_S jest wyższa o C niż w OXY_M. Omawiane parametry spalin zasilających komorę spalania przekładają się na moc elektryczną generowaną w części parowej eltp oraz sprawność elektryczną części parowej η eltp, które przedstawiono na rys el (OXY_S) η el (OXY_S) s el (OXY_M) η el (OXY_M) m 0,41 0, , , , , Stopień sprężania β, - Rys. 4. Moc elektryczna eltp i sprawność elektryczna η eltp turbiny parowej w funkcji stopnia sprężania β W zakresie β od 52 do 60 charakterystyki mocy elektrycznych turbin parowych eltp w obu wariantach są przeciwnie proporcjonalne do uzyskiwanych sprawności turbiny gazowej η eltg (rys. 2). Dla stopni sprężania poniżej 52 następuje lekkie załamanie tego trendu w modelu OXY_S i uzyskuje on moc eltp zbliżoną do modelu OXY_M pomimo niższych sprawności η eltg. Widoczne szczególnie na wykresie sprawności η eltp (rys. 4) załamanie w modelu OXY_S przy β = 52 jest efektem przekroczenia granicy temperatury spalin t 4a = 740 C (rys. 3) i poniżej tej wartości β następuje zmiana struktury obiegu parowego z trójciśnieniowej na jednociśnieniową. Konsekwencją tej zmiany jest zahamowany wzrost sprawności i mocy turbiny parowej przy dalszym zmniejszaniu β. Sprawności wytwarzania energii elektrycznej brutto dla obu modeli przedstawiono na rys. 5. W modelu OXY_M maksymalną sprawność brutto na poziomie η el.b = 0,6238 uzyskano dla β = 58, natomiast sprawność powyżej 0,62 uzyskiwana jest w całym analizowanym zakresie. a sprawność brutto w modelu OXY_S dla β poniżej 52 istotny wpływ ma ograniczenie maksymalnej sprawności obiegu parowego, przez co sprawność ta spada do poziomu 0,6126 dla β = 40. atomiast dla wyższych stopni sprężania w tym przypadku nie ma wyraźnego optimum w przeciwieństwie do modelu OXY_M, a sprawność wyraźnie wzrasta wraz ze zwiększaniem β, uzyskując w badanym zakresie maksymalnie η el.b = 0,6245 dla β = 60.

8 Sprawność η el, - Wskaźnik potrzeb własnych δ el, - Sprawność η el.b, - 0,626 0,624 0,622 0,620 0,618 0,616 OXY_S 0,614 OXY_M 0, Stopień sprężania β, - Rys. 5. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej brutto elektrowni η el.b w funkcji stopnia sprężania β Istotny dla elektrowni ze spalaniem tlenowym jest wskaźnik potrzeb własnych δ el, od którego zależy finalnie uzyskiwana sprawność wytwarzania energii elektrycznej netto η el. Oba te parametry dla badanych modeli elektrowni przedstawiono na rys. 6. 0,546 0,544 0,542 0,540 0,131 0,130 0,129 0,128 0,538 0,127 0,536 η el (OXY_S) η el (OXY_M) 0,126 0,534 δ el S(OXY_S) δ el M(OXY_M) 0,125 0,532 0, Stopień sprężania β, - Rys. 6. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej netto elektrowni η el.b i wskaźnik potrzeb własnych δ el w funkcji stopnia sprężania β Charakterystyki sprawności netto η el w funkcji β obu elektrowni mają przebiegi zbliżone do sprawności brutto η el.b (rys. 5). Wskaźnik potrzeb własnych δ el jest większy w modelu OXY_M, mieszcząc się w zakresie od 0,1297 do 0,1304, podczas gdy w modelu OXY_S przyjmuje wartości δ el = 0,1290-0,1269. W konsekwencji niższych wartości δ el w modelu OXY_S punkt przecięcia obu krzywych sprawności przesunął się z β = 57 dla η el.b do β = 50 dla η el. Powyżej tej wartości w modelu OXY_S uzyskiwana jest wyższa sprawność netto, maksymalnie osiągając η el = 0,5452 przy β = 60. Maksymalną sprawność netto w modelu OXY_M, wynoszącą η el = 0,5429 uzyskano ponownie dla β = 58. Uzyskane najważniejsze charakterystyczne parametry porównywanych modeli elektrowni ze spalaniem tlenowym dla optymalnych stopni sprężania zestawiono w tabeli 2.

9 Tabela 2. Wybrane parametry charakterystyczne dla modeli elektrowni OXY_S i OXY_M Parametr OXY_S OXY_M Stopień sprężania sprężarki β, Moc wewnętrzna turbiny it, MW 374,26 487,06 Moc wewnętrzna sprężarki ik, MW 141,83 253,16 Moc wewnętrzna sprężarki Utleniacza iku, MW Moc elektryczna turbiny Gazowej eltg, MW 26,67 27,02 200,00 200,00 Energia chemiczna paliwa m p W d, MW 514,04 518,59 Sprawność turbiny gazowej η eltg, - 0,3891 0,3857 Strumień ciepła na wylocie z turbiny gazowej Q 4a, MW Temperatura spalin na wylocie z turbiny gazowej t 4a, C Moc elektryczna turbiny parowej eltp, MW Sprawność elektryczna turbiny Parowej η eltp, - 308,18 337,00 718,6 652,8 121,03 123,49 0,3927 0,3664 Moc brutto elektrowni el.b, MW 321,03 323,49 Sprawność brutto elektrowni η el.b, - 0,6245 0,6238 Potrzeby własne TG i TP Δ GP, MW 6,42 6,47 Potrzeby własne ASU Δ ASU, MW 24,67 25,32 Potrzeby własne CCU Δ CCU, MW 9,66 10,16 Łączne potrzeby własne Δ el, MW 40,75 41,95 Wskaźnik potrzeb własnych δ el, - 0,1269 0,1297 Moc netto elektrowni el, MW 280,28 281,54 Sprawność netto elektrowni η el, - 0,5452 0,5429 Czystość sprężonego CO 2 (CO 2 ) 3c, - 0,965 0, WIOSKI I PODSUMOWAIE Analiza termodynamiczna wykazała, że pomimo znacznie różniących się składów spalin recyrkulowanych, oba analizowane modele elektrowni uzyskały zbliżone sprawności zarówno turbiny gazowej η eltg (rys. 2), jak i całej elektrowni gazowo-parowej η el (rys. 6). Różnice sprawności w badanym zakresie sięgały maksymalnie do 0,5 %. Model elektrowni z recyrkulacją mokrą OXY_M uzyskuje wyższe sprawności netto niż model elektrowni z recyrkulacją suchą OXY_S dla zakresu niższych stopni sprężania β < 50. Dalszy wzrost sprawności w modelu OXY_M powyżej tej wartości β jest nieznaczny, do osiągnięcia maksimum przy β = 58, powyżej którego sprawność zaczyna spadać. Z kolei mo-

10 del elektrowni OXY_S wykazuje wyższy potencjał w obszarze wysokich stopniach sprężania (β > 50), gdzie, w przeciwieństwie do modelu OXY_M, utrzymuje się wyraźny trend wzrostowy i nie osiąga on swojego optimum w badanym zakresie. Kierując się jedynie kryterium uzyskiwanych sprawności wytwarzania energii elektrycznej nie można jednoznacznie wskazać, które z analizowanych rozwiązań elektrowni jest korzystniejsze. Wyróżniono także aspekty wskazujące na perspektywy rozwoju rozpatrywanych elektrowni. W modelu OXY_S mniejszy strumień ciepła opuszcza turbinę gazową i zasila kocioł odzyskowy niż w modelu OXY_M, natomiast spaliny cechują się znacznie wyższą temperaturą, co sprawia, że oba modele uzyskują zbliżoną moc turbiny parowej, a ponadto w przypadku rozwoju parametrów części parowej elektrowni model OXY_S wykazuje większy potencjał wzrostu sprawności. Lepsze wykorzystanie utleniacza w modelu OXY_S prowadzi do uzyskania wyższej czystości wychwyconego CO 2 oraz zmniejszenia potrzeb własnych jednostek ASU i CCU w porównaniu do modelu OXY_M. Ponadto wyższa czystość wychwyconego CO 2 pozwala na zasilanie elektrowni paliwem o gorszym składzie (zawierającym więcej azotu i innych gazów niepalnych) lub zastosowanie utleniacza o niższej czystości, w konsekwencji uzyskując niższą energochłonność ASU i dalsze zmniejszenie wskaźnika potrzeb własnych, przy zachowaniu wymagań dotyczących minimalnej czystości wychwyconego CO 2. iskie temperatury sprężanego gazu oraz wysokie temperatury spalin opuszczających turbinę gazową w modelu OXY_S sprzyjają możliwości stosowania wyższych stopni sprężania (β > 60) i uzyskania dalszego wzrostu sprawności przy wykorzystaniu obecnie dostępnych materiałów i bez konieczności stosowania np. chłodzenia międzysekcyjnego w sprężarce spalin. iższe moce wewnętrzne sprężarki i turbiny w modelu OXY_S przekładają się na ich mniejsze gabaryty, ograniczenie strat mechanicznych, a także możliwość uzyskania niższej ceny produkcji turbiny gazowej niż w modelu OXY_M. W modelu OXY_M schładzacz spalin SS jest niewielkim wymiennikiem ciepła, ponieważ w minimalnym stopniu ochładza spaliny. atomiast w modelu OXY_S schładzacz spalin jest dużym wymiennikiem, w którym dodatkowo następuje kondensacja pary wodnej, więc jest to element znacznie droższy niż jego odpowiednik w modelu OXY_M. Możliwa jest jednak kompensacja tej wady poprzez wykorzystanie odebranego w SS ciepła niskotemperaturowego, np. do wstępnego podgrzewu wody ciepłowniczej w przypadku uciepłownienia elektrowni.

11 LITERATURA [1] Chmielniak T.: Technologie energetyczne. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice [2] Kotowicz J.: Elektrownie gazowo parowe. Wydawnictwo KAPRIT, Lublin [3] Kotowicz J., Janusz K.: Sposoby redukcji emisji CO 2 z procesów energetycznych. Rynek Energii 2007;1(68): [4] Kanniche M., Gros-Bonnivard R., Jaud P., Valle-Marcos J., Amann J. M., Bouallou C.:Precombustion, post-combustion and oxy-combustion in thermal power plant for CO 2 capture. International Journal of Greenhouse Gas Control 2008;2:9-20. [5] Zheng L.:Oxy-fuel combustion for power generation and carbon dioxide (CO 2 ) capture. Woodhead Publishing Limited, [6] Yantovsky E., Górski J., Shokotov M.: Zero Emissions Power Cycles. CRC Press, [7] Sanz W., Jericha H., Moser M., Heitmeir F.: Thermodynamic and Economic Investigation of an Improved Graz Cycle Power Plant for CO 2 Capture. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power 2005;127: [8] Kvamstal H. M., Jordal K., Bolland O.: A quantitive comparison of gas turbine cycles with CO 2 capture. Energy 2007;32: [9] Kotowicz J., Job M., Brzęczek M.: Porównanie termodynamiczne elektrowni gazowo - parowych bez i z wychwytem CO2. Rynek Energii 2014;3(112): [10] Darde A., Prabhakar R., Tranier J., Perrin.: Air separation and flue gas compression and purification units for oxy-coal combustion systems. Energy Procedia 2009;1: [11] Smith A.R., Klosek J.: A review of air separation technologies and their integration with energy conversion process. Fuel Processing Technology 2001;70: [12] Remiorz L.: Koncepcja wykorzystania fali termoakustycznej w procesie separacji CO 2. Rynek Energii 2012;4(101): [13] Burdyny T., Struchtrup H.: Hybrid membrane/cryogenic separation of oxygen from air for use in the oxy-fuel process. Energy 2010;35: [14] Berdowska S., Skorek-Osikowska A.: Technology of oxygen production in the membranecryogenic air separation system for a 600 MW oxy-type pulverized bed boiler.archives of Thermodynamics 2012;33(3): [15] GateCycle Version Manual. GE Enter Software, LLC.

12 [16] Kotowicz J., Job M., Brzęczek M.: The characteristics of ultramodern combined cycle power plants. Energy 2015;92: [17] 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: [18] Kotowicz J., Job M.: Optymalizacja parametrów części parowej układu gazowo-parowego ze spalaniem tlenowym i instalacją wychwytu CO 2. Rynek Energii 2013;4(107): [19] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Kotowicz J.: A comparative thermodynamic, economic and risk analysis concerning implementation of oxy-combustion power plants integrated with cryogenic and hybrid air separation units. Energy Conversion and Management 2015;92: [20] Tranier J., Dubettier R., Darde A., Perrin.: Air Separation, flue gas compression and purification units for oxy-coal combustion systems. Energy Procedia 2011;4: [21] Higginbotham P., White V., Fogash K., Guvelioglu G.: Oxygen Supply for Oxycoal CO 2 Capture. Energy Procedia 2011;4: THERMODYAMIC COMPARISO OF ZERO-EMISSIO COMBIED CYCLE POWER PLATS WITH OXY-COMBUSTIO Key words: combined cycle power plants, carbon capture installation, oxy - combustion Summary. One of the promising carbon capture technologies is the oxy-combustion, based on the elimination of nitrogen from the combustion process and, therefore, obtaining the flue gases consisting mainly CO 2 and H 2 O. This allows to simplify the CO 2 separation process, compared to the other carbon capture technologies. The paper present the thermodynamic analysis of the zero-emission combined cycle power plants with oxycombustion and flue gas recirculation. Due to the high water vapor content in the flue gas, can be applied wet recirculation or with partial drying of recirculated flue gas. Characteristic parameters for both power plants with wet and dry flue gas recirculation are presented and compared. Janusz Kotowicz, prof. dr hab. inż. Jest Prorektorem ds. Współpracy z Otoczeniem Społeczno-Gospodarczym oraz Dyrektorem Instytutu Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, Gliwice, janusz.kotowicz@polsl.pl Marcin Job, mgr inż. jest doktorantem w Zakładzie Miernictwa i Automatyki Procesów Energetycznych w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, Gliwice, marcin.job@polsl.pl