Systemowe uwarunkowania integracji układu CCS z blokiem węglowym 1. Wstęp

Transkrypt

1 Systemowe uwarunkowania integracji układu CCS z blokiem węglowym Prof. dr hab. inż. Janusz Kotowicz Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechnika Śląska 1. Wstęp Ograniczenie antropogenicznej emisji gazów cieplarnianych jest głównym wyzwaniem jakie stawiane jest przed energetyką XXI wieku. Emisja tych gazów związana jest ze spalaniem paliw kopalnych i ma zasadniczy wpływ na globalne zmiany klimatu. Udział paliw kopalnych w wytwarzaniu energii przez najbliższych lat pozostanie znaczący. Z pośród paliw kopalnych zasadnicze znaczenie posiada węgiel, związane jest to z jego dużymi i równomiernie rozłożonymi na świecie zasobami oraz stosunkowo stabilną ceną. Z tych powodów pomimo wzrostu produkcji z odnawialnych źródeł, węgiel pozostanie głównym paliwem w układach wytwarzania elektryczności. Aktualnie około 39% światowej produkcji elektryczności jest produkowana z tego palia. Szacuje się, że około TWh energii będzie wytwarzanych przy wykorzystaniu technologii węglowych w 2030 roku, co odpowiada 194% energii wytwarzanej w 2000 roku. W Polsce w 2010 roku udział energii elektrycznej wytwarzanej z węgla wynosił 93%. Średnia sprawność wytwarzania energii elektrycznej w Polskich elektrowniach opalanych węglem zbliża się do 40, przy średniej emisji 855 kg CO 2 /MWh. W zależności od scenariusza rozwoju kraju, udział węgla w produkcji elektryczności w 2030 roku przewiduje się w zakresie 57 67%. Uwzględniając te wielkości konieczne są prace nad opracowaniem struktury i konstrukcji nowych bloków energetycznych o wysokiej sprawności, pozwalających radykalnie ograniczyć emisję CO 2. Dlatego też rząd Polski wraz z Narodowym Centrum Badań i Rozwoju rozpoczął w 2010roku Strategiczny Program Badań: Zaawansowane technologie pozyskiwania energii. W ramach tego programu realizowane są następujące zadania: 1) Opracowanie technologii dla wysokosprawnych zero-emisyjnych bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO 2 ze spalin. 2) Opracowanie technologii spalania tlenowego dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanych z wychwytem CO 2. 3) Opracowanie technologii zgazowania węgla dla wysokoefektywnej produkcji paliw i energii elektrycznej. 4) Opracowanie zintegrowanych technologii wytwarzania paliw i energii z biomasy, odpadów rolniczych i innych. Przedstawione w pracy rezultaty obliczeń są wynikiem prac zespołów badawczych Instytutu Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w trakcie realizacji wyżej wymienionego zadania 1 i 2. Powszechnie już wiadomo że zastosowanie instalacji CCS wiąże się z istotnym obniżeniem sprawności netto bloków energetycznych. Duże nadzieje w zakresie redukcji energii zużywanej w procesie wychwytu CO 2 wiąże się z tzw. technologią oxy-spalania, powodującej zasadniczy wzrost stężenia CO 2 w spalinach opuszczających kocioł. W technologii tej węgiel 1

2 spalany jest w mieszaninie tlenu i recyrkulowanych spalin. Wskutek tego spaliny składają się głównie z dwutlenku węgla i pary wodnej. Po wykropleniu pary wodnej stężenie dwutlenku węgla w spalinach przekracza 90%. W ten sposób redukowane jest zużycie energii do procesu oczyszczania i sprężania nawet do wartości leżącej w dolnej części przedziału kwh/t CO2 [1,2]. W technologii oxy-spalania zasadniczym problemem jest produkcja tlenu i jej energochłonność. W analizowanej w artykule elektrowni może to być około 1000 ton na dzień. Tylko kriogeniczna separacja jest na tyle dojrzałą technologią, że przy jej wykorzystaniu można takie ilości tlenu wytwarzać i to przy jego czystości powyżej 95%. Wiąże się to jednak z dużą energochłonnością tego procesu, standardowo około 240 kwh/t O2. W konsekwencji sprawność elektrowni obniża się o 8 12 punktów procentowych w porównaniu do elektrowni z konwencjonalnym spalaniem powietrznym [3,4,5,6]. Zmniejszenie tej utraty sprawności poszukuje się zarówno przez wprowadzenie technologicznie nowych rozwiązań produkcji tlenu (np. membrany wysokotemperaturowe HTM) [7,8,9,10,11], jak i integrację wszystkich elementów układu. W artykule pokazano także rezultaty obliczeń bloku o parametrach supernadkrytycznych i mocy 900 MW z instalacją wychwytu CO 2 ze spalin ("post-combustion") metodą absorpcji chemicznej. Zwrócono uwagę zarówno na technologiczną konieczność integracji instalacji CCS z blokiem węglowym jak i możliwe do osiągnięcia z tej integracji korzyści termodynamiczne (wzrostu mocy i sprawności). 2. Elektrownie pracujące w technologii oxy spalania Uproszczony schemat elektrowni typu oxy przedstawiono na rysunku 1. Składa się ona z następujących elementów [12]: a) turbiny parowej na parametry nadkrytyczne lub supernadkrytyczne o określonej mocy i znanych parametrach pary świeżej i wtórnie przegrzanej (np. 600MW, 650 C/30 MPa, 670 C/6 MPa); b) instalacji separacji powietrza (ASU), w której produkuje się tlen. Rozpatruje się separację kriogeniczną, przy użyciu membran wysokotemperaturowych HTM (typu three-end lub four-end) oraz kriogeniczno-membranową (przy użyciu membran polimerowych); c) kotła parowego pyłowego lub fluidalnego zasilanego węglem kamiennym lub brunatnym o znanych charakterystykach; d) instalacji przygotowania i sprężania do ciśnienia 150 bar dwutlenku węgla (CCS), powstałego w procesie spalania. 2

3 Rys. 1. Schemat elektrowni (K - kocioł, ASU - instalacja separacji powietrza, SW - suszarka węgla, SSP - suszarka spalin, EF - elektrofiltr, W1 - wentylator wyciągowy spalin, W2 - wentylator spalin recyrkulowanych, TP -turbina parowa (w - część wysokoprężna, ś - część średnioprężna, n - część niskoprężna), ODG - odgazowywacz, KND - kondensator, PS - pompa skroplin, GPO - główna pompa obiegowa, RPW - regeneracyjny podgrzewacz wody) Sprawność wytwarzania energii elektrycznej netto zależy od mocy elektrycznej generowanej w generatorze sprzężonym z turbiną parową ( N ), sumy mocy potrzeb własnych elektrowni ( Σ N AUX ), strumienia paliwa ( m& PAL ) oraz wartości opałowej paliwa ( W d ). Sprawność ta w badanej elektrowni określana jest za pomocą następującego wzoru: Nel ΣN AUX η el,netto = (1) m& W Równanie (1) wykorzystując wskaźnik potrzeb własnych (δ ) i sprawność termiczną kotła ( η B ) można zapisać w postaci: W równaniu (4) wyrażenie N & ΣN = N el el PAL d AUX δ (2) Q& = & d η B (3) mpal Wd η el,netto N el = ηb 1 & Q d ( δ ) el Qd nazywane jest sprawnością termiczną obiegu parowego, która po pomnożeniu przez sprawność kotła daje tzw. sprawność wytwarzania energii elektrycznej bloku brutto. Jeżeli założymy, że moc turbiny parowej oraz parametry pary doprowadzonej do niej są znane (Punkt A1 i A2 na rys. 1) to określony jest również strumień (4) 3

4 ciepła doprowadzonego do obiegu parowego ( Q ) (i wyprowadzonego z kotła). Wynika stąd, że sprawność badanej elektrowni jest funkcją sprawności termicznej kotła i wskaźnika potrzeb własnych. Ten ostatni można przedstawić jako sumę wskaźnika potrzeb własnych instalacji ASU ( δ ASU wzorem: ), instalacji CCS ( δ CCS ), kotła ( B ASU CCS d B δ ) i turbiny parowej ( δ ST ), zgodnie z δ = δ + δ + δ + δ (5) 3. Sposoby zwiększania sprawności złożonych struktur elektrowni Sprawność wytwarzania energii elektrycznej w badanym układzie wyraża zależność (4). Jeżeli założymy że ilość ciepła doprowadzonego z kotła parowego do turbiny parowej jest taka sama ( Q& d = const ) ale poczynione będą działania powodujące wzrost mocy elektrycznej turbiny parowej o o Nel, wzrost sprawności kotła o B N AUX to sprawność takiego układu wyniesie [13]: η N = + N Q& ST el el el, netto 1 d η i obniżenie mocy potrzeb własnych N N AUX AUX ( η + ) B ηb Nel Różnica między wzorem (6) i (4) wynosi: N el Nel N AUX ηel, netto = ηb + ηb ( 1 δ ) + ηtk Q& Q& Q& Na rysunku 9 pokazano zależność (7) przy założeniach, i N = 0, 1 N [13]. AUX el d d d (6) (7) η tk = 80,69 %, δ = 10,89 % Rys. 2. Wykres zależności przyrostu sprawności bloku od sumy przyrostu mocy elektrycznej oraz zmniejszenia potrzeb własnych bloku 4

5 W równaniu (7) pierwszy człon związany jest ze wzrostem mocy turbiny parowej, człon drugi ze wzrostem sprawności kotła, a człon trzeci z obniżeniem mocy potrzeb własnych. Zapisać je możemy więc w następujący sposób: η = η + η + η (8) el, netto Poszczególne trzy człony z równania (8) przedstawiono na rysunku 10 w funkcji związanych z nimi parametrami ( N el Nel, η B η B, N N ) [13]. AUX AUX Rys. 3. Wykres zależności przyrostu sprawności bloku od przyrostów poszczególnych członów równania (8) Z rysunku 3 wynika, że ewentualne działania związane z takim samym procentowym wzrostem mocy układu, sprawności kotła lub obniżeniu potrzeb własnych skutkują różnym wzrostem sprawności całego układu. Żadnego z działań nie należy jednak pomijać. W rzeczywistości nie są one również rozdzielone, bowiem np. wzrost sprawności kotła czy mocy turbiny parowej (przy stałym strumieniu ciepła doprowadzonym do kotła) skutkują zmianą wskaźnika potrzeb własnych. Zasadnicze znaczenie ma tutaj integracja wszystkich elementów elektrowni (od a) do d)) wymienionych wcześniej w punkcie 2. W pracy rozpatrzono następujące działania: A. Działanie prowadzące do poprawy sprawności całej instalacji (Zależność 4) głównie poprzez poprawę sprawności kotła. Zasadniczo można tego dokonać poprzez: (1) suszenie paliwa (2) organizację spalin recyrkulowanych B. Działanie zmierzające do zwiększenia mocy turbiny parowej lub generowania mocy elektrycznej w układach ORC. 4. Integracja układów elektrowni pracującej w technologii oxy spalania 4.1. Integracja instalacji ASU z suszarką węgla [14,15] Suszenie paliwa wymaga integracji instalacji ASU oraz suszarki węgla znajdującej się w instalacji kotłowej. Do suszenia wykorzystuje się pozbawiony wilgoci oraz podgrzany w 5

6 kotle azot, będący produktem odpadowym instalacji ASU. Zabieg ten jest szczególnie korzystny w przypadku węgla brunatnego, który ma dużą zawartości wilgoci. Na rysunku 4, 6 i 7 pokazano wpływ suszenia węgla na: sprawność termiczną kotła (Zal. 3), współczynnik potrzeb własnych instalacji (Zal. 2 i 5) oraz sprawności netto całego układu (Zal. 1). Są to obliczenia własne, szczegóły można znaleźć np. w [14,15,16]. Wyniki obliczeń przedstawione tutaj zrealizowano dla bloku o mocy 600 MW i parametrach pary świeżej i wtórnie przegrzanej odpowiednio równych 600 C/29 MPa i 620 C/5 MPa. Instalacja ASU wykorzystuje technologię membran wysokotemperaturowych HTM typu three-end, dlatego przedstawione wykresy 4 6 są w funkcji stopnia odzysku tlenu w membranie (jest to stosunek masowy ilości tlenu odseparowanego w membranie do całkowitej ilości tlenu zawartego w powietrzu doprowadzanym do instalacji ASU). Na rysunku 4 pokazano rezultaty obliczeń sprawności termicznej kotła (zależność 3) w funkcji stopnia odzysku tlenu w membranie HTM. Stopień odzysku tlenu zmieniano w zakresie od 0,4 do 0,89 (maksymalny możliwy). Rys. 4. Sprawność termiczna kotła w funkcji stopnia odzysku tlenu w membranie. Obliczenia zrealizowana dla układu bez suszenia węgla oraz z suszeniem węgla do zawartości wilgoci w osuszonym węglu równej 10% lub 20%. Z pokazanych obliczeń wynika, że proces suszenia ma zasadniczy wpływ na podniesienie sprawności termicznej kotła. 6

7 Rys. 5. Wartość opałowa paliwa w funkcji stopnia odzysku tlenu w membranie. Na rys. 5. przedstawiono zależność wartości opałowej paliwa w funkcji stopnia odzysku tlenu w membranie. Dla osuszenia węgla do 10% oraz stopni odzysku tlenu mniejszych niż 0,47 wartość opałowa paliwa utrzymuje się na mniej więcej stałym poziomie około kj/kg, zaś dla osuszenia węgla do 20% i stopni odzysku tlenu mniejszych niż 0,58 wynosi ona kj/kg. Punktem odniesienia jest wartość opałowa dla scenariusza bez suszenia: 9960 kj/kg. Na rys. 6. pokazano zsumowane wartości współczynników potrzeb własnych dla poszczególnych badanych wariantów układu w funkcji stopnia odzysku tlenu w HTM. Najniższym wskaźnikiem potrzeb własnych bloku charakteryzuje się wariant bez suszenia węgla. Pozostałe dwa warianty (suszenie węgla do zawartości 10% i 20% wilgoci w węglu wysuszonym) cechują się zbliżonym wskaźnikiem potrzeb własnych bloku. Rys. 6. Sumaryczne wskaźniki potrzeb własnych układu w funkcji stopnia odzysku tlenu w membranie Na rys. 7. pokazano sprawność netto całego układu dla wszystkich trzech badanych przypadków. Dla osuszenia węgla do 10% zawartości wilgoci sprawność maksymalna 7

8 wyniosła 39,20% (dla stopnia odzysku tlenu równego 0,47), natomiast dla osuszenia węgla do 20% wilgoci sprawność maksymalna wyniosła 38,63% (dla stopnia odzysku tlenu równego 0,60). Rys. 7. Sprawność netto układu w funkcji stopnia odzysku tlenu w membranie W obu przypadkach z suszeniem paliwa ekstremum sprawności netto bloku pokrywa się z osiągnięciem granicznej wartości opałowej wysuszonego paliwa. Na prawo od ekstremów spadek sprawności netto jest ściśle związany z niedostatecznym osuszeniem paliwa, a co za tym idzie z jego niższą wartością opałową. Dzieje się tak ze względu na niedostateczną ilość medium suszącego (ciepła) doprowadzonego do instalacji suszenia paliwa Wewnętrzna integracja kotła [13] W układach z oxy spalaniem zastosować można tzw. "recyrkulację suchą" lub "recyrkulację mokrą" [16,17]. W obydwu przypadkach następuje zawrócenie części spalin opuszczających kocioł, a następnie zmieszanie ich z czystym tlenem produkowanym w instalacji ASU, tak aby utleniacz na wlocie do komory paleniskowej kotła zawierał ściśle określone stężenie tlenu (zazwyczaj 30%). W "recyrkulacji suchej" (linie przerywane na rys. 1) spaliny zawracane są do kotła za osuszaczem spalin (SSP), mają więc niewielką zawartość wilgoci (10 %) i niską temperaturę (46 C). W "recyrkulacji mokrej" spaliny pobierane są za elektrofiltrem (EF), mają wysoką zawartość wilgoci i dużo wyższą temperaturę niż w pierwszym przypadku. Takie dwa różne sposoby integracji ASU i instalacji kotła prowadzą do różnych sprawności. Na rys. 8 i 9 pokazano rezultaty obliczeń sprawności kotła, potrzeb własnych instalacji ASU oraz sprawności brutto i netto całego układu. Obliczenia wykonano dla bloku o mocy brutto 600 MW i parametrach pary świeżej i wtórnie przegrzanej odpowiednio równych 650 C/30 MPa i 670 C/6 MPa. Zasilany jest on węglem kamiennym i jest wyposażony w wysokotemperaturową membranę separacyjną HTM typu four-end []. Wszystkie wielkości przedstawione na rys. 8 i 9 wyznaczono podobnie jak poprzednio w funkcji stopnia odzysku tlenu w ASU. Linią ciągła pokazano rezultaty obliczeń dla "recyrkulacji suchej", przerywaną 8

9 dla "recyrkulacji mokrej". Zwrócić należy uwagę, że wskaźnik δ ASU jest ujemny, co oznacza, że układ separacji powietrza nie pobiera mocy elektrycznej lecz ją generuje (np. dla R = 0,6 wynosi ona około 75,4 MW a dla R = 0,95 około 17,9 MW). Wytwarzana moc zmniejsza się ze wzrostem stopnia odzysku tlenu, jednocześnie wzrasta sprawność kotła z 66,5 % do 82,3 %. Wzrost tej sprawności związany jest ze zmniejszeniem zużycia paliwa, a w konsekwencji zmniejsza sie strumień wytwarzanych spalin i moc potrzebna do napędu urządzeń zainstalowanych w instalacji CCS i w kotle. Sprawność brutto i netto badanej elektrowni (rys. 1) z "recyrkulacją mokrą" jest zawsze wyższa niż z "recyrkulacją suchą". Różnica dla stopnia odzysku tlenu 0,95 wynosi 1,4 punktu procentowego dla sprawności brutto i 1 punkt procentowy dla sprawności netto. Rys. 8. Sprawność termiczna kotła oraz wskaźnik potrzeb własnych tlenowni w funkcji stopnia odzysku tlenu w membranie separacyjnej (linia ciągła - recyrkulacja sucha; linia przerywana - recyrkulacja mokra) 9

10 Rys. 9. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej bloku brutto oraz netto w funkcji stopnia odzysku tlenu w membranie separacyjnej (linia ciągła - recyrkulacja sucha; linia przerywana - recyrkulacja mokra) 4.3. Integracja instalacji ASU i CCS z turbiną parową [13] Działanie zmierzające do zwiększenia mocy turbiny parowej, poprzez integrację cieplną instalacji ASU i CCS z turbiną parową. Chodzi tutaj o wykorzystanie ciepła odpadowego z tych instalacji (ASU i CCS) w obiegu turbiny parowej. Prowadzi to do zastąpienia parowych wymienników regeneracyjnych nisko i/lub wysokoprężnych przez wymienniki spalinowe. Metodę taką autorzy zaproponowali w [18] i optymalizowali (rozwinęli) w [19,20,21]. Likwidacja upustu (lub upustów) pary wiąże się z koniecznością doprowadzenia strumienia ciepła Q & dz. Strumień ten wynika z założenia, że zadaniem wymienników spalinowych (gazowych) jest podgrzewanie wody obiegowej lub kondensatu w zakresie wynikającym z zastąpionych przez nie parowych podgrzewaczy regeneracyjnych. Zakłada się także, że parametry czynnika roboczego na wlocie i wylocie z kotła (woda zasilająca, para świeża i para wtórnie przegrzana) pozostają takie same, tym samym pozostaje stały strumień ciepła doprowadzony do obiegu parowego. Likwidacja upustów parowych zwiększa strumień pary przepływającej przez turbinę co pozwala wygenerować dodatkową moc Nel. Dysponując określonym strumieniem Q dz do likwidacji wybieramy ten upust, który daje największą sprawność: η = N Q (9) z Na rys. 10 pokazano sprawność wytwarzania energii elektrycznej netto bloku opisanego w poprzednim punkcie (600 MW, 650 C/30 MPa, 670 C/6 MPa) z wykorzystaniem ciepła odpadowego z instalacji ASU i CCS oraz bez jego wykorzystania w obiegu turbiny parowej. Wzrost sprawności układu może przekraczać 3 punkty procentowe. el dz Rys.10. Wykres zależności sprawności wytwarzania energii elektrycznej bloku netto od stopnia odzysku tlenu w membranie separacyjnej (linia przerywana - układ bez zastąpienia 10

11 wymienników regeneracyjnych, linia ciągła - zastąpienie wymienników regeneracyjnych poprzez integrację ASU i CCS z turbiną parową) 5. Blok węglowy z instalacją wychwytu CO 2 ze spalin ("post-combustion") metodą absorpcji chemicznej Na rys. 11 pokazano koncepcje bloku 900 MW z instalacją wychwytu CO 2 ze spalin metodą absorbcyjną [22,23]. Wychwycony dwutlenek węgla jest sprężany w stacji sprężarek do ciśnienia wymaganego do transportu (153 bar). Pokazany blok jest przedmiotem badań w Strategicznym Programie Badawczym "Zaawansowane technologie pozyskiwania energii" zadaniu nr 1 "Opracowanie technologii dla wysokosprawnych "zero-emisyjnych" bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO 2 ze spalin". Parametry pary świeżej i wtórnie przegrzanej mają odpowiednio wartości 35 MPa/700 C i 7,5 MPa/720 C. Są to jak wydaje się najwyższe parametry rozpatrywane aktualnie na świecie. Pozostałe ważniejsze parametry bloku 900 MW pokazano w tabeli 1. Turbina parowa składa się z jednoprzepływowej części wysokoprężnej WP, dwuprzepływowej części średnioprężnej SP oraz dwuprzepływowej części niskoprężnej NP. Turbina parowa wyposażona jest w pięć niskoprężnych podgrzewaczy regeneracyjnych RH1 RH5 (w tym wymiennik mieszankowy RH4) oraz w trzy podgrzewacze wysokoprężne RH6 RH8. Tabela 1. Podstawowe parametry bloku 900 MW Parametr Temperatura pary świeżej na wylocie z kotła, C 702 Ciśnienie pary świeżej na wylocie z kotła, MPa 35,75 Temperatura pary świeżej na wlocie do turbiny, C 700 Ciśnienie pary świeżej na wlocie do turbiny, MPa 35 Temperatura pary wtórnie przegrzanej na wylocie z kotła, C 721 Ciśnienie pary wtórnie przegrzanej na wylocie z kotła, MPa 7,5 Temperatura pary wtórnie przegrzanej na wlocie do turbiny, C 700 Ciśnienie pary w przelotni SP/NP, MPa 0,5 Temperatura wody zasilającej, C 330 Sprawność wewnętrzna grupy stopni części WP turbiny, % 90 Sprawność wewnętrzna grupy stopni części SP turbiny, % 92 Sprawność wewnętrzna grupy stopni części NP turbiny, % 92 Straty mechaniczne turbiny, MW 0,9 Temperatura spalin na wylocie z kotła, C 110 Sprawność energetyczna kotła, % 95,0 Współczynnik nadmiaru powietrza, - 1,2 Wartość opałowa węgla kamiennego, MJ/kg 23 Sprawność generatora, % 99,8 Sprawność pomp, % 85,0 Sprawność wymienników regeneracyjnych, % 99,5 Wartość 11

12 Rys.11. Schemat bloku 900 MW z instalacją separacji i sprężania CO 2 (K - supernadkrytyczny kocioł parowy, WP - część wysokoprężna turbiny parowej, SP - część średnioprężna turbiny parowej, NP - część niskoprężna turbiny parowej, KND - kondensator, RH - podgrzewacze regeneracyjne wody, PS - pompa skroplin, GPO - główna pompa obiegowa, G - generator, SE - silnik elektryczny, ABS - absorber, DES - desorber, REG - wymiennik regeneracyjny aminy, WSP - wentylator wyciągowy spalin, CHSP - chłodnica spalin, CHAM - chłodnica aminy, SEP1 - osuszacz spalin, SEP2 - osuszacz CO 2, P1 - pompa aminy bogatej, P2 - pompa odseparowanych skroplin) 6. Integracja instalacji wychwytu i sprężania CO 2 z blokiem parowym Instalacje wychwytu CO 2 ze spalin zaznaczono na rys. 11. Spaliny z kotła przesyłane są do instalacji przy użyciu wentylatora (WSP). Po ochłodzeniu w chłodnicy dostają się do absorbera gdzie za pomocą sorbentu pozbawiane są dwutlenku węgla. Spaliny bez CO 2 i po wykropleniu wilgoci w separatorze fazowym, emitowane są przez chłodnię kominową do otoczenia. Sorbent bogaty w rozpuszczony w nim dwutlenek węgla przepływa przez pompę (P1) oraz wymiennik regeneracyjny do desorbera. W desorberze w wyniku podgrzania przez ciepłą parę wodną, bogaty roztwór aminy uwalnia CO 2. Dwutlenek węgla po odseparowaniu wilgoci trafia do stacji sprężarek, skąd transportowany jest do miejsca składowania. Amina oraz woda spływają do komory desorbcyjnej i dalej do reboilera (wymiennika ciepła) zasilanego parą z bloku energetycznego. Część roztworu sorbentu (bogatsza) wraca do 12

13 kolumny desorbcyjnej, a pozostała część przez wymiennik regeneracyjny i chłodnicę trafia do absorbera Doprowadzenie ciepła i energii elektrycznej z bloku parowego Jak wyżej wspomniano do regeneracji sorbentu w instalacji separacji CO 2 potrzebne jest ciepło, którego ilość zależy od energochłonności tego procesu. Nośnikiem tego ciepła jest para, którą można pobrać z instalacji turbiny. Temperatura do jakiej należy podgrzać sorbent T wpływa na wybór miejsca poboru pary, określa bowiem ciśnienie w miejscu poboru [24] p = p T + 1 ζ (10) ( ) ( ) s T s gdzie: T - temperatura podgrzania sorbentu, ΔT s - spiętrzenie temperatury w wymienniku, ζ - straty ciśnienia między turbiną a wymiennikiem desorbera. Dobierając miejsce poboru pary do instalacji separacji CO 2 należy oprócz temperatury podgrzania sorbentu mieć na uwadze konieczny do tego procesu strumień ciepła. Ze względu na dużą ilość pary, którą należy skierować do regeneracji sorbentu oraz zmienność tego strumienia wraz ze zmianą obciążenia, najlepszym miejscem jej poboru jest przelotnia między częścią SP a NP turbiny (Rys. 11). Parametry pary między tymi częściami powinny zapewniać odpowiednią temperaturę podgrzania sorbentu i jednocześnie nie dopuścić do termicznej degradacji sorbentu. W zadaniu 1 projektu strategicznego "Zaawansowane technologie pozyskiwania energii" analizowane są różnej klasy sorbenty o różnej energochłonności od 1 5 MJ/kgCO 2. Przyjmując zastosowanie sorbentu aminowego, T wyniesie ok. 125 C. Założono, że ΔT s = 5K oraz ζ = 0,02. Dla powyższych wartości ciśnienie w upuście, z którego pobierana będzie para do instalacji wychwytu wyniesie 0,27 MPa. Strumień pary kierowany do regeneracji sorbentu przyjąć można na podstawie zależności [24]: g s mco2 R m p = (11) i i η ( p sk ) wc gdzie: q s - energochłonność sorbentu, m CO2 - strumień dwutlenku węgla, R - stopień odzysku CO 2, i p - entalpia pary zasilającej wymiennik, i sk - entalpia skroplin opuszczających wymiennik, η wc - sprawność wymiennika ciepła. Na rys. 12 przedstawiono sprawność brutto i netto [24] pokazanej na rys. 11 elektrowni w funkcji energochłonności sorbentu dla mocy znamionowej układu. Sprawność netto uwzględnia wszystkie potrzeby własne bloku, w tym stacji sprężarek CO 2. 13

14 Rys.12. Sprawność analizowanego bloku w funkcji energochłonności sorbentu W tabeli 2 na podstawie [24] zamieszczono podstawowe wskaźniki pracy bloku o mocy 900 MW, projektowanego przy podanych wcześniej założeniach, bez oraz z instalacją CCS (dla obciążenia projektowego tj. 900 MW). Rezultaty pokazano przy wykorzystaniu w kotle zarówno węgla kamiennego jak i brunatnego. Założono zastosowanie w instalacji wychwytu 30 procentowego roztworu MEA o energochłonności 3,5 MJ/kg CO2. Różnica w sprawności brutto przy węglu kamiennym wynosi 6,5 punktu procentowego dla obydwu badanych instalacji. Przyczyną tej utraty jest integracja bloku z aminową instalacją wychwytu CO 2 i pobór pary do tej instalacji. W przypadku węgla brunatnego ta różnica wynosi 7,4 punktów procentowych. Różnica w sprawności netto pomiędzy badanymi układami bez i z instalacją CCS wynosi 9 i 10,4 punktów procentowych odpowiednio dla węgla kamiennego i brunatnego. Tabela 2. Podstawowe parametry bloku 900 MW Parametr Wartość Paliwo Węgiel kamienny Węgiel brunatny CCS brak zast. brak zast. Strumień pary świeżej, kg/s 605,0 695,0 605,0 718,0 Strumień ciepła doprowadzonego w kotle, MW 1697,8 1950,2 1697,8 2014,8 Sprawność obiegu, % 51,98 45,18 51,98 43,72 Moc elektryczna brutto, MW 900,0 900,0 900,0 900,0 Moc elektryczna netto, MW 832,5 770,1 832,5 754,3 Sprawność bloku brutto, % 50,1 43,6 47,4 40,0 Sprawność bloku netto, % 46,3 37,3 43,9 33,5 Strumień CO 2 w spalinach, kg/s 171,1 196,6 207,5 246, Wyprowadzenie lub konwersja ciepła z instalacji CCS Integracja instalacji CCS z blokiem węglowym polega również na odprowadzeniu ciepła chłodzenia z instalacji separacji i sprężania CO 2 do chłodni kominowej. Zaznaczono to na rysunku 11 kolorem niebieskim (tu wpisać odcień koloru na druku). Główne strumienie ciepła 14

15 odprowadzane są w dwóch chłodnicach i dwóch separatorach H 2 O (jeden ze spalin, drugi z CO 2 ) oraz chłodnic międzystopniowych sprężarek CO 2. Wielkości te zestawiono w tabeli 3. Tabela 3. Moc cieplna w MW konieczna do odebrania z instalacji CCS Separator CO 2 /H 2 O (SEP2) 163,7 Chłodnica spalin (CHSP) 12,6 Chłodnica sorbentu (CHAM) 135,9 Separator Spaliny/H 2 O (SEP1) 161,8 Chłodnice sprężarek CO 2 79,1 Razem 552 Sumaryczna wartość mocy z tabeli 3 po podzieleniu przez strumień wychwyconego CO 2 pozwala wyznaczyć wskaźnik zapotrzebowania na chłodzenie instalacji CCS równy 3,76 MJ/kgCO 2. Trzeba zwrócić uwagę, że strumień ciepła oddawanego przez parę w skraplaczu wynosi 740 MW. Dodając do tego strumień ciepła z chłodzenia urządzeń potrzeb własnych bloku uzyskujemy około 770 MW. Moc cieplna z tabeli 3 stanowi około 72% tej ostatniej wartości. Moc cieplna instalacji CCS może być wykorzystana w obiegu turbiny parowej, co poprzez likwidację parowych podgrzewaczy regeneracyjnych prowadzi do wzrostu mocy turbiny ΔN el tak jak to opisano szczegółowo w punkcie 4.3. W tabeli 4 w oparciu o [25] zebrano rezultaty obliczeń wzrostu mocy turbiny parowej przy wykorzystaniu ciepła z instalacji CCS (z chłodnic sprężarek CO 2 ) do podgrzewu kondensatu w układzie regeneracji. Rozpatrywano dwa warianty (Obydwa dla węgla kamiennego i brunatnego): A - wykorzystuje się 86,7 MW ciepła, B - 79,4 MW. Występująca sprawność w tabeli 4 i 5 wyznaczono z zależności: N el N spr + N el η = (12) m& W gdzie: N el - moc brutto turbiny parowej (900 MW), N spr - moc elektryczna sprężarki CO 2, m & - strumień energii chemicznej paliwa. PAL W d PAL Tabela 4. Wzrost mocy układu i jego sprawność przy wykorzystaniu ciepła z instalacji CCS do podgrzewu wody zasilającej w układzie turbiny parowej Parametr Wartość Paliwo Węgiel kamienny Węgiel brunatny Wariant A B A B ΔN el, MW 17,5 14,5 21,9 17,7 η, % 46,1 46,3 43,0 43,2 Ciepło z instalacji CCS można także wykorzystać do wytwarzania dodatkowej mocy elektrycznej w obiegu ORC. Zasada działania Organicznego Obiegu Rankiene'a jest analogiczna do klasycznego obiegu Clausiusa - Rankiene'a. Różnica polega na wykorzystaniu innego medium roboczego jakim jest ciecz o niskiej temperaturze wrzenia (niskowrząca) i małej entalpii parowania. Umożliwia to wykorzystanie ciepła niskotemperaturowego do produkcji energii elektrycznej. d 15

16 W tabeli 5 wykorzystując [25] zebrano rezultaty obliczeń wzrostu mocy układu i jego sprawności poprzez wykorzystanie ciepła w ORC. Obliczenia zrealizowano dla tych samych wariantów jak w tabeli 4. Przedziały mocy w tabeli 5 wynikają z obliczeń prowadzonych dla różnych mediów roboczych (R21, hexan, heptan). Tabela 5. Wzrost mocy układu i jego sprawność przy wykorzystaniu ciepła z instalacji CCS do podgrzewu medium roboczego w układzie ORC Parametr Wartość Paliwo Węgiel kamienny Węgiel brunatny Wariant A B A B ΔN el, MW 21,8 23,9 15,5 15,7 26,4 29,1 20,3 20,6 η, % 46,4 46,5 46,4 43,2 43,4 43,3 Porównanie wyników zawartych w tabelach 4 i 5 wskazuje, że wyższe przyrosty mocy (ΔN el ) i sprawności uzyskano przy wykorzystaniu ciepła z instalacji CCS w układzie ORC niż w układzie turbiny parowej. 7. Podsumowanie W artykule analizowano dwie elektrownie z instalacjami CCS. Pierwsza pracuje w technologii oxy-spalania, a druga w technologii post-combustion z wychwytem CO 2.ze spalin metodą absorpcji chemicznej. Struktury obydwu elektrowni są bardzo złożone. Dlatego pokazano ogólną metodologię zwiększania sprawności złożonych struktur elektrowni. Integrację instalacji CCS z blokiem węglowym w przypadku układu pracującego w technologii post-combustion jest koniecznością technologiczną. Integracja ta jest wielopoziomowa. Z bloku (kotła) do instalacji wychwytu CO 2 metodą absorpcji chemicznej doprowadzane są spaliny i ciepło w postaci pary z przelotni turbiny parowej. Ochłodzone spaliny pozbawione dwutlenku węgla emitowane są przez chłodnie kominową, a skroplona para wraca do instalacji turbiny. Ciepło odpadowe z instalacji CCS wyprowadzane jest przez chłodnię kominową do otoczenia, a energia elektryczna do napędu urządzeń w instalacji CCS dostarczana jest z bloku. W artykule pokazano wpływ integracji cieplnej instalacji CCS z blokiem na sprawność i moc całej elektrowni. W tym zakresie przedstawiono wpływ energochłonności sorbentu i sposobu wykorzystania ciepła odpadowego (z instalacji CCS) na osiągi elektrowni. W ten sposób podkreślono, że właściwa integracja instalacji CCS i bloku to konieczność termodynamiczna. Elektrownia pracująca w technologii oxy-spalania składa się z układów: turbiny parowej, instalacji ASU, kotła parowego i instalacji CCS. W artykule pokazano, że zasadnicze znaczenie dla sprawności elektrowni ma integracja wszystkich wymienionych układów. Szczególnego znaczenia nabiera tutaj: a) integracja instalacji ASU z suszarką węgla; b) wewnętrzna integracja kotła - taka jak organizacja recyrkulacji spalin; 16

17 c) integracja instalacji ASU i instalacji CCS z instalacją turbiny parowej dla zwiększenia mocy tej ostatniej. W przyszłości w tym zakresie analizowane także będzie zastosowanie ORC. Podziękowanie. Wyniki przedstawione w niniejszym artykule zostały uzyskane z prac badawczych współfinansowanych przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w ramach Kontraktu SP/E/1/67484/10 Strategiczny Program Badawczy Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: Opracowanie technologii dla wysokosprawnych zero-emisyjnych bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO 2 ze spalin. oraz Kontraktu SP/E/2/66420/10 - Strategiczny Program Badań - Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: opracowanie technologii spalania tlenowego w kotłach pyłowych i fluidalnych, zintegrowanych z wychwytywaniem CO 2. Literatura [1] Daarde A, Prabhakar R, Trainier J-P, Perrin N. Air separation and flue gas compression and purification units for oxy-coal combustion systems. Energy Procedia 2009;1: [2] Pipitone G, Bolland O. Power generation with CO 2 capture: technology for CO2 purification. International Journal of Greenhouse Gas Control 2009;3: [3] Kather A, Gunter S. The oxycoal process with cryogenic oxygen supply. Naturwissenschaften 2009;96(9):1-18. [4] Davison J. Performance and costs of power plants with capture and storage of CO 2. Energy 2007;32: [5] Liszka M, Ziębik A. Coal-fired oxy-fuel power unit - Process and system analysis. Energy 2010;35: [6] Skorek-Osikowska A, Kotowicz J, Janusz-Szymańska K. Comparsion of the energy intensivity of the selected CO 2 -capture methods applied in the ultra-supercritical coal power plants. Energy and Fuels 2012;26(11): [7] Yantovski E, Gorski J, Smyth B, ten Elshof J. Zero-emission fuel-fired power plants with ion transport membrane. Energy 2004;29: [8] Engels S, Beggel F, Modigell M, Stadler H. Simulation of a membrane unit for oxyfuel power plant under consideration of realistic BSCF membrane properties. Journal of Membrane Science 2010;359: [9] Castillo R. Thermodynamic analysis of a hard coal oxyfuel power plant with high temperature three-end membrane for air separation. Applied Energy 2011;88: [10] Stadler H, Beggel F, Habermehl M, Persigehl B, Kneer R, Modigell M, Jeschke P. Oxyfuel coal combustion by efficient integration of oxygen transport membranes. International Journal of Greenhouse Gas Control 2011;5:

18 [11] Pfaff I, Kather A. Comparative thermodynamic analysis and integration issues of CCS steam power plant based on oxy-combustion with cryogenic or membrane based air separation. Energy Procedia 2009;1: [12] Michalski S. Analiza termodynamiczna i ekonomiczna nadkrytycznej elektrowni na węgiel kamienny z jonową membraną do separacji powietrza. Rynek Energii Nr 2(105), 2013, [13] 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 (w końcowej fazie wydawania). [14] Kotowicz J., Balicki A. Methods of enhancing the overall efficiency of a lignite-fired oxyfuel power plant with CFB boiler and membrane-based air separation unit. Energy conversion and management (w końcowej fazie wydawania). [15] Kotowicz J., Dryjańska A., Balicki A., Wpływ wybranych parametrów na sprawność kotła CFB typu oxy. Rynek Energii Nr 2(99), 2012, [16] Toftegaard M, Brix J, Jensen P, Glarborg P, Jensen A. Oxy-fuel combustion of solid fuels. Progress in Energy and Combustion Science 2010;36: [17] Buhre B, Elliott L, Sheng C, Grupta R, Wall T. Oxy-fuel combustion technology for coal-fired power generation. Progress in Energy and Combustion Science 2005;31: [18] Kotowicz J, Chmielniak T, Janusz-Szymańska K. The influence of membrane CO 2 separation on the efficiency of a coal-fired power plant. Energy 2010;3: [19] Kotowicz J, Janusz-Szymańska K. Influence of membrane CO 2 separation on the operating characteristics of a coal-fired power plant. Chemical and Process Engeenering 2010;31(4): [20] Kotowicz J, Bartela Ł. Optimisation of the connection of membrane CCS installation with a supercritical coal-fired power plant. Energy 2012;38(1): [21] Janusz-Szymańska K, Kotowicz J. Analysis of CO 2 membrane separation in the ultrasupercritical coal fired power plant (in Polish). Rynek Energii 2011;94(3): [22] Chmielniak T. Opracowanie technologii dla wysokosprawnych "zero emisyjnych" bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO 2 ze spalin. Program strategiczny: Zaawansowane technologie pozyskiwania energii, Zadanie [23] Łukowicz H., Chmielniak T. Wróblewski W., Stępczyńska-Drygas K., Rulik S. Dobór konfiguracji turbiny. Analiza liczby wylotów do skraplacza. Współpraca turbiny z układem chłodzenia. Sprawozdanie merytoryczne za okres Zaawansowane technologie pozyskiwania energii. Zadanie nr. 1. [24] Łukowicz H., Bochon K., Mroncz M. Analiza pracy bloku po jego zintegrowaniu z instalacją separacji CO 2. Optymalizacja struktur obiegu cieplnego zintegrowanego z instalacją separacji CO 2 dla różnych sorbentów. Sprawozdanie merytoryczne za okres 18

19 Zaawansowane technologie pozyskiwania energii. Zadanie nr. 1. [25] Łukowicz H., Witkowski A., Rulik S., Kochaniewicz A. Badanie możliwości wykorzystania ciepła odpadowego z instalacji CO2 w obiegu ORC i w układzie podgrzania kondensatu obiegu głównego. Optymalizacje termodynamiczne. Sprawozdanie merytoryczne za okres Zaawansowane technologie pozyskiwania energii. Zadanie nr