Analiza techniczno - ekonomiczna pilotowej elektrociepłowni zasilanej gazem PZW i węglem

Transkrypt

1 Analiza techniczno - ekonomiczna pilotowej elektrociepłowni zasilanej gazem PZW i węglem Autorzy: Piotr Mocek, Krzysztof Stańczyk - Zakład Oszczędności Energii i Ochrony Powietrza Głównego Instytutu Górnictwa ("Energetyka" - 4/2016) Streszczenie: Przedstawiono wyniki analizy techniczno - ekonomicznej współspalania węgla i gazu z procesu podziemnego zgazowania węgla (PZW) w instalacji energetycznej z kotłem fluidalnym. Obliczenia przeprowadzono dla mocy instalacji około 21 MW el i 40 MW th. Wielkość analizowanego zakładu odpowiada instalacji demonstracyjnej. Omówiono strukturę instalacji i określono parametry energetyczne głównych jej węzłów, koszty urządzeń oraz wybrane wskaźniki rentowności wyznaczono metodami statycznymi. Analizę przygotowano dla trzech rodzajów gazów pochodzących z: A - atmosferycznego PZW węgla kamiennego; B - ciśnieniowego PZW węgla kamiennego; C - ciśnieniowego PZW węgla brunatnego. Dla wskaźnika skojarzenia wynoszącego 20 % wyznaczona efektywność konwersji energii wynosi: 81,7 % dla wariantu A, 82 % dla wariantu B i 82,84 dla wariantu C. Całkowite koszty realizacji zakładu energetycznego w każdym z wariantów wynoszą: 182,76 mln. pln dla wariantu A oraz 184,17 i 180,78 dla wariantów B i C. Maksymalne obniżenie emisji CO2 wyznaczono w przypadku wariantu C - wynosiło 15,71 % redukcji emisji CO 2 w porównaniu ze spalaniem węgla w palenisku jednopaliwowym. Wstęp Podziemne zgazowanie węgla prowadzone jest bezpośrednio w złożu do którego podawany jest roztwór czynnika zgazowującego zawierający głównie H 2 O, O 2 i N 2. Produktem głównym jest gaz o niskiej lub średniej wartości opałowej. Wytwarzanie gazu w procesie podziemnego zgazowania węgla (PZW) nie osiągnęło jeszcze pełnej dojrzałości przemysłowej, a opanowanie tej technologii wymaga dalszych prac badawczych [1]. PZW jest trudną metodą konwersji węgla, co wynika przede wszystkim z możliwości wystąpienia skażeń środowiska przez wydzielone gazy jak również powstałe w procesie substancje organiczne. Dodatkową trudnością jest zapewnienie bezpieczeństwa środowiskowego po procesie i upewnienie się, że z powstałej kawerny nie będą wymywać się substancje organiczne i nieorganiczne. Jednak pomimo tych trudności prace związane z wykorzystaniem głęboko zalegających, lub trudnodostępnych złóż węgla są realizowane w świecie w szerokim zakresie [2-7]. Jednym z kierunków prowadzonych badań jest poszukiwane optymalnych metod wykorzystania energii wytworzonego w procesie gazu [7-18]. Składniki gazu z PZW można wykorzystać do dalszej konwersji chemicznej bądź bezpośrednio wykorzystać do wytwarzania ciepła i energii elektrycznej. Uzyskanie w procesie PZW gazu o wysokiej wartości opałowej wymaga: odpowiedniej lokalizacji georeaktora, zasilania instalacji czynnikiem zgazowującym o odpowiednim stosunku H 2 O/O 2, sprawnych w długotrwałej eksploatacji aparatów odpowiedzialnych za oczyszczanie gazu, czy wydzielenie pożądanego składnika z ich mieszaniny. Stosowane współcześnie technologie podziemnego zgazowania

2 przy ciśnieniach zbliżonych do ciśnienia hydrostatycznego występującego na głębokości zalegania złoża, umożliwiają uzyskanie gazu o wartości opałowej wynoszącej około 12 MJ/m 3 n przy znacznej zawartości CH 4 i CO 2. Pozwala to na jego separację i wydzielenie w postaci średniego gazu o dobrych parametrach energetycznych [7]. Efektywną metodą wykorzystania gazów słabych, o wartości opałowej 3,2-7 MJ/m 3 n i jednocześnie silnie zanieczyszczonych, pochodzących ze zgazowania w mieszaninie: powietrze, tlen, para wodna jest przemiana energii chemicznej w warunkach urządzeń energetycznych do energii elektrycznej i ciepła użytecznego. W pracy analizowane są możliwości zgazowania: A - węgla kamiennego pod ciśnieniem atmosferycznym w funkcjonującym zakładzie górniczym, B - węgla kamiennego pod ciśnieniem hydrostatycznym na głębokości zalegania złoża oraz C - węgla brunatnego - przy spełnieniu odpowiednich ograniczeń geologicznych zalegania złoża - również pod ciśnieniem hydrostatycznym [14]. Współpraca instalacji energetycznej z instalacją podziemnego zgazowania w obecnym stadium rozwoju tej technologii może wiązać się z jej ograniczoną dyspozycyjnością. Jest to typowe dla większości technologii zgazowania węgla w tym też konwencjonalnych technologii zgazowania [19]. W celu zmniejszenia ryzyka związanego z długotrwałym brakiem dostaw gazu PZW proponowane są realizacje urządzeń energetycznych, w których gaz byłby współspalany z innym łatwo dostępnym paliwem. W tym celu poszukuje się urządzenia spalania o odpowiedniej elastyczności paliwowej. Urządzenie takie powinno jednocześnie charakteryzować się relatywnie niskimi wymaganiami odnośnie czystości gazu PZW. Jedną z rozpatrywanych w Zakładzie Oszczędności Energii i Ochrony Powietrza Głównego Instytutu Górnictwa koncepcji spełniających takie założenia jest palenisko fluidalne ze złożem cyrkulującym typu CFB. Głównym czynnikiem determinującym przydatność do współspalania gazu słabego, lub średniego w mieszaninie z węglem jest możliwość prowadzenia odsiarczania w szerokim zakresie stężeń SO x w produktach spalania. Inną cechą fluidalnego spalania jest wyrównane pole temperatury w przestrzeni spalania. Umożliwia ono doprowadzenie gazu PZW w odpowiedni sposób do przestrzeni paleniskowej przy zachowaniu obciążenia cieplnego powierzchni ogrzewalnych kotła. W publikacji zestawiono wyniki analizy techniczno - ekonomicznej konwersji węgla i gazu z procesu podziemnego zgazowania węgla (PZW) w instalacji energetycznej funkcjonującej w skojarzeniu i wytwarzającej około 7,7 MWel i 40 MWth mocy. Omówiono strukturę instalacji oraz określono parametry energetyczne głównych węzłów instalacji. Koszty urządzeń i wybrane wskaźniki rentowności wyznaczono metodami statycznymi. Opracowanie przygotowano dla trzech rodzajów gazów pochodzących z: A - atmosferycznego PZW węgla kamiennego; B - ciśnieniowego PZW węgla kamiennego; C - ciśnieniowego PZW węgla brunatnego. Przyjęto, że stosunek strumienia energii pierwotnej doprowadzanej do kotła fluidalnego odniesiony do energii pierwotnej węgla wynosi około 1.

3 Dane wejściowe Do obliczeń wprowadzone zostały dane wejściowe dla gazu PZW, węgla współspalanego oraz powietrza (powietrza wentylacyjnego) podane w tablicy 1. Podstawowym paliwem stałym w wariancie A i B jest mieszanka węgla energetycznego i odpadów po procesie wzbogacania węgla, lub węgiel brunatny (dla wariantu C). Skład paliwa stałego przedstawiono w pozycji 3 tablicy 1. Powietrze spalania w wariancie A i B ujmowane jest bezpośrednio z dyfuzora szybu wentylacyjnego, a jego skład przedstawiono w tablicy 1, pozycja 5. Proces spalania analizowano przyjmując stosunek nadmiaru: dla spalania gazu z PZW =1,1 i dla spalania węgla =1,25. Podany dla wariantów A i B skład paliwa stałego pochodzi z wymieszania węgla energetycznego z odpadami po wzbogacaniu węgli. Tablica. 1. Podstawowe parametry paliw używane w obliczeniach Lp. Wielkość, wymiar Wariant A B C 1. Skład gazu PZW, % obj. C 2 + CH 4 CO CO 2 H 2 H 2 O H 2 S N 2 +reszta 0,22 1,18 14,75 12,83 18,23 2,53 0,12 50,14 0,02 12,00 3,73 5,28 5,91 9,73 0,05 63,28 0,20 14,28 15,88 6,88 4,07 40,81 0,04 17,84 2. Wartość opałowa gazu wilgotnego, MJ/kg 3,97 5,35 15,94 3. Paliwo stałe (stan roboczy), % mas. C H O N S A W (mieszanka) 30,54 1,72 4,38 0,45 0,43 43,27 19,21 4. Wartość opałowa węgla energ., MJ/kg 12,00 12,25 5. Powietrze suche, % obj.: CH 4 N 2 CO 2 O 2 Ar 0,65 77,36 0,30 20,77 0,92 6. Wartość opałowa wilgotnego powietrza, MJ/kg 0, Temperatura gazu PZW na wprowadzeniu rurociągu do zakładu energetycznego, o C (węgiel brunatny) 28,16 2,17 10,72 0,72 1,06 4,67 52,5 0 78,09 0,03 20,96 0,93

4 Analizowany układ energetyczny Schemat układu energetycznego przedstawiony został na rysunku 1. Opisuje on całość instalacji zgazowania i energetycznej konwersji. Analiza części podziemnej instalacji prowadzona była tylko w zakresie pozwalającym na określenie składu gazu PZW. Węgiel zgazowywany jest powietrzem 1 podawanym z dmuchawy. Rozwiązanie układu podawania czynnika zgazowującego jest zależne od przyjętej technologii (wariant A - niskociśnieniowy, warianty B i C - ciśnieniowe) i w niniejszej pracy nie zostało opisane. Część powietrza jest wzbogacana w instalacji separacji tlenu ASU d. Tlen zbierany jest w zbiorniku c. Azot z instalacji ASU zbierany jest w zbiorniku b, z którego wykorzystywany jest do inertyzacji instalacji. Czynnik zgazowujący podawany jest rurociągami doprowadzającymi x. Gaz PZW odbierany jest rurociągiem produktów w. Gaz surowy 4 jest odpylany w cyklonie e i przesyłany do węzła oczyszczania i odzysku części strumienia entalpii fizycznej gazu f. Powietrze podgrzane za węzłem f w punkcie 6 trafia do wentylatora powietrza spalania. Gaz PZW poprzez wentylator h i układ regulacji podziału gazu i wprowadzany jest do kotła fluidalnego k. W kotle spalane jest też paliwo stałe 11 z zasobnika j. Kontur cyrkulacji zewnętrznej w palenisku zrealizowany jest poprzez cyklon l i układ dozowania sorbentu m z zasobnika n. Sorbent podawany jest do zasobnika ze źródła 12. Konwersja energii wytworzonej w procesie spalania odbywa się poprzez obieg wodno/parowy walczakowy. Podgrzew wody zasilającej odbywa się w ciągu konwekcyjnym o. Przegrzew pary jest realizowany w ciągu konwekcyjnym o i pęczkach opromieniowanych umieszczonych w górnej części komory k. Parowacz stanowią rury ryflowane w ścianach szczelnych paleniska i cyklonu l. Para świeża 10 ekspanduje w turbinie kondensacyjnej t. Obieg zamyka się przez układ kondensacji u poprzez wymienniki regeneracyjne niskociśnieniowe (nieumieszczone na rysunku) i wymiennik mieszankowy / odgazowywacz s. Spaliny za podgrzewaczem powietrza w ciągu konwekcyjnym są odpylane w elektrofiltrze r i poprzez wentylator odciągowy v trafiają do komina 9. Rys. 1. Instalacja zgazowania i współspalania paliwa stałego i gazu PZW

5 Wyniki obliczeń Wyniki analizy energetycznej i środowiskowej Obliczenia wykonano z wykorzystaniem dwóch aplikacji. Metodą własną, prowadzoną dla analizy konwersji chemicznej paliw i oczyszczania gazu PZW) [20] analizowano proces zgazowania. W programie CycleTempo 5.0 [21] Obliczano parametry obiegu energetycznego. Efektywność ekonomiczną wyznaczano z pomocą arkusza kalkulacyjnego. Wybrane wyniki analiz energetycznych i wyznaczone emisje wybranych zanieczyszczeń zostały przedstawione w tablicy 2. Tablica 2. Wybrane parametry eksploatacyjne instalacji energetycznej Lp. Parametr, wymiar Wariant A B C 1. Moc elektryczna (w skojarzeniu),mwel cieplna wymiennika ciepłowniczego, MWth potrzeb własnych, MWel 21,03(7,66) 39,6 0,772 21,41(7,77) 40,32 0,808 21,07(7,67) 39,68 0, Zapotrzebowanie na gaz PZW, Gg/rok 204,35 154,83 49,67 3. Zapotrzebowanie na węgiel Gg/rok 69,25 69,25 69,25 4. Maksymalna sprawność wytwarzania energii elektrycznej netto, % 35 35,1 35,5 5. Stopień wykorzystania energii paliwa netto, dla 81,7 82,0 82,84 wytwarzania w skojarzeniu, % 6. Strumień gazu nadmiarowego spalanego we flarze, 10,215 7,74 2,48 Gg/rok 7. Woda uzdatniona, m 3 /rok Uzupełnienie strat wody z układu chłodzenia, m 3 /rok Powietrze sprężone, m 3 /rok Ścieki z instalacji demi, m 3 /rok Żużle, szlamy, Mg/rok Azot do inertyzacji instalacji, Mg/rok Emisja CO 2, Gg/rok 193,0 144,0 134,6 14. Emisja, CO 2 w odniesieniu do bloku zasilanego węglem, % mas. +21,9-10,1-15,71 Na rysunku 2 przedstawiono uproszczony wykres Sankey'a instalacji energochemicznej konwersji do energii elektrycznej i ciepła.

6 Rys. 2. Wykresy Sankey'a dla instalacji energochemicznej zgazowania i spalania przy stopniu skojarzenia 0,2 dla wariantu A Na rysunku 3 przedstawiono schemat energetycznej części instalacji z naniesionymi wybranymi wynikami symulacji wariantu A. Umieszczone na rysunku 3 wyniki są rezultatem analizy dla pracy w kondensacji. W części modelowania obiegu wykorzystano strukturę paleniska z pozycji [22]. Wyniki rachunku opłacalności inwestycji Przyjęto, że gaz PZW jest produkowany w odrębnej instalacji, z którą zakład energetyczny rozlicza się na zasadach rynkowych. Dlatego nie analizowano kosztów inwestycji dla części podziemnej i urządzeń PZW. Do oceny opłacalności inwestycji zastosowano metodę statyczną - prostego okresu zwrotu [23]. Przyjęta do obliczeń cena gazu PZW wynosi 0,20 pln./m 3 n, czyli 4,44 pln./gj. W tablicy 3 zestawiono podstawowe dane do kosztów eksploatacyjnych. Piętnastoletni okres rozliczenia przyjęty został z uwagi na fakt, że inwestycja tego rodzaju obarczona jest znacznym stopniem ryzyka. W tablicy 4 zamieszczono zestawienie przychodów i wydatków funkcjonowania instalacji oraz związanych z nimi efektów ekonomicznych. Przedstawione dane dotyczą wartości nominalnych cen określonych dla VII miesiąca 2015 roku podanych w tablicy 3.

7 1.013 bar 15 o C 60 % wilg , kg/ s Powietrze spalania (pierwotne, wtórne) Węgiel do paleniska kotła Strumień masowy 2.44, kg/ s Skład, % mas. (r): C30.54; H 1.72; O 4.38; N 0.45; S 0.43; A 43.27; W Temperatura, 20 o C Wartość opałowa, 12 MJ/ kg 90 bar 290 o C kg/ s Wentylatory powietrza spalania -310 kw 7 bar 210 o C 2869 kj/ kg , kg/ s 1 bar 99.6 o C 2577 kj/ kg , kg/ s Uszczelnienie turbny 1.4 bar 212 o C 2898 kj/ kg 0.57, kg/ s G 1 bar 99.6 o C 2576 kj/ kg 1.761, kg/ s MW M Sorbent Strumień masowy, 0.15 kg/ s Skład, % mas. (r): SiO Al2O Fe2O CaCO MgCO Temperatura, 20 o C Do świecy Powietrze sprężone bar 207 o C 1.15 bar 121 o C 1.4 bar 109 o C 458 kj/ kg , kg/ s 10.4 bar 89.6 o 89, bar 530, o C C 376 kj/ kg kg/ s 3463, kj/ kg , kg/ s Skład spalin suchych Elektrofiltr lp Parametr, wymiar Wartość 1 Strumień masowy, kg/ s Temperatura, o C Ciśnienie, bar Strumień entalpii, kw Skład obj. w gazie wilgotnym (udziały objętościowe): CO80 ppm; CO2 14,61 %; O2 2,31 %; N2 70,07 %; SOx 500 ppm; NOx 290 ppm kw Powietrze do podajnika pyłu 6 Pył, mg/ m 3 n , bar 65, o C 1.126, kg/ s Popiół Gaz PZW z instalacji oczyszczania Strumień masowy, 7.20 kg/ s Temperatura 60 o C Ciśnienie 1.13 bar Strumień entalpii chemicznej, MW Skład, % obj. w gazie wilgotnym: CO14.75; CO ; CH4 1.18; H ; H2O2.53; N ; H2S+COS 0.12; C Wartość opałowa gazu, MJ/ kg 3.97 Azot do inertyzacji Rys. 3. Wyniki dla wariantu A współspalania gazu PZW z węglem naniesione na strukturę instalacji energetycznej

8 Tablica 3. Główne dane przyjęte do analiz ekonomicznych Lp. Parametr, wymiar Wartość 1. Koszty stałe Oprocentowanie kredytu w stosunku rocznym, % Okres rozliczenia, lat Rata roczna, % Koszt personelu, pln./(osoba*rok) Utrzymanie ruchu i konserwacja, % Podatki, ubezpieczenia, koszty pozostałe, % , ,0 2,0 2. Cena sprzedaży energii elektrycznej, pln./mwh Cena sprzedaży ciepła, pln./gj Stawka za gaz PZW, pln./gj 4,44 5. Stawka za węgiel + muły (po wymieszaniu), pln./gj 8,40 6. Ceny za wodę, ścieki i środki pomocnicze Woda uzdatniona. pln./m 3 Woda chłodząca, pln./m 3 Ścieki, pln./m 3 Powietrze sprężone, pln./1000 m 3 n Odpady paleniskowe, pln./mg Azot do inertyzacji, pln./m 3 n 1,95 0,070 13,68 25, Tablica 4. Analiza rentowności dla nominalnych warunków (Cena sprzedaży: energia elektryczna pln./mwh; ciepło - 40 pln./gj; oplata za emisję CO 2-10 euro/mg; cena gazu PZW 4,44 pln./gj) Wariant A B C kamienny - brunatny - kamienny - zgazowanie atmosferyczne, 21,03 MWel brutto zgazowanie pod ciśnieniem hydrostatycznym, 21,41 MWel brutto Lp. Wielkość Jednostka 1. Koszt inwestycji mln. pln. 182,76 184,17 180,78 2. Suma kosztów stałych mln. pln./rok 25,28 25,46 25,02 3. Suma kosztów zmiennych mln. pln./rok 22,62 20,34 19,40 Łączne koszty 4. eksploatacyjne mln. pln./rok 47,89 45,80 44,42 Dochody ze sprzedaży Wytwarzanie - Energia elektryczna MWh/rok Wytwarzanie - Ciepło GJ/rok Dochód ze sprzedaży energii elektrycznej mln. pln./rok 9,66 9,80 9,68 5. Dochód ze sprzedaży ciepła mln pln./rok 44,96 45,78 45,05 6. Zysk roczny mln. pln./rok 6,73 9,78 10,30 7. Prosty okres zwrotu lata 27,17 18,84 17,55 zgazowanie pod ciśnieniem hydrostatycznym, 21,07 MWel brutto

9 Na efekt ekonomiczny funkcjonowania instalacji w największym stopniu wpływają koszt sprzedaży ciepła i energii elektrycznej i opłaty za emisje CO 2, w mniejszym zaś stopniu oddziałuje cena gazu PZW. W rozpatrywanych warunkach cenowych wytwarzanie tylko energii elektrycznej nie przynosi zwrotu z inwestycji, z tego względu rozpatrywano funkcjonowanie instalacji w skojarzeniu. Wytwarzana moc cieplna i elektryczna w skojarzeniu podana została w tablicy 4. Główne parametry kosztowe przyjęte w analizach charakteryzują się istotnym stopniem zmienności. Z tego powodu należało przeprowadzić obliczenia wariantowe. Na rysunkach 4 i 5 zamieszczono analizy prostego okresu zwrotu, a w tablicy 5 zamieszczono zakresy zmienności i wartości głównych parametrów określone przy wyznaczaniu każdego z wykresów. Tablica 5. Zakres zmienności parametrów dla analiz wariantowych l.p. Numer rysunku 4 a 4 b 5 a 5 b 1. Cena sprzedaży energii elektrycznej, pln./mwh Cena sprzedaży ciepła, pln./gj Cena zakupu gazu PZW, pln./gj 4,44 4,44 1,10-8,10 4,44 4. Cena uprawnień do emisji CO 2, euro/mg CO Na rysunku 4a zamieszczono zależność prostego okresu zwrotu od ceny energii elektrycznej. Widoczne jest, że wariantami mieszczącymi się pod linią 15-letniego okresu zwrotu są warianty B i C. Obydwa osiągają przyjęty piętnastoletni okres zwrotu dla ceny sprzedaży energii elektrycznej wynoszącej 190 i 191 pln./mwh. Wariant A osiąga zakładany piętnastoletni próg dopiero dla ceny 248 pln./mwh. W przypadku ceny sprzedaży ciepła (rysunek 4b) inwestycja zwraca sie w przyjętym okresie dla sprzedaży w cenie conajmniej 41,6 pln./gj (wariant C), 41,9 pln./gj (wariant B), a opłacalność dla wariantu A możliwa jest dopiero przy cenie sprzedaży ciepła większej, niż 44 pln./gj. Na rysunku 5a przedstawiono wpływ ceny zakupu gazu PZW na prosty okres zwrotu inwestycji. Widoczne jest, zwłaszcza w wariancie A i B, że nie wpływa ona w znaczny sposób na rentowność. W analizach przyjęto, że gaz z PZW nie powinien być droższy od paliwa stałego. Przyjmuje się, ze cena węgla stanowi górny pułap ceny gazu. Założenie takie przyjęto, ponieważ technologia PZW ma rację bytu tylko wtedy, gdy będzie tańsza od klasycznych metod wydobycia węgla.

10 a. b. Rys. 4. Prosty okres zwrotu z inwestycji w zależności od: a. ceny zakupu gazu PZW; b. Kosztu sprzedaży ciepła a. b. Rys. 5. Prosty okres zwrotu inwestycji w zależności od: a. ceny sprzedaży wygenerowanej energii elektrycznej; b. kosztów opłat z tytułu emisji CO 2 Zależność okresu zwrotu inwestycji od ceny emisji CO 2 widoczna jest na rysunku 4b. W obliczeniach analizowano szeroki zakres kosztu związanego z emisją wynoszący od 0 do 20 euro/mg CO 2. Opłata z tytułu emisji może ulegać istotnemu obniżeniu z uwagi na relatywnie niski koszt wydzielenie CO 2 z gazu PZW przed przesłaniem go do instalacji energetycznej. Jak widoczne jest na rysunku 5 b praktycznie powyżej ceny emisji CO 2 wynoszącej 7 euro/mg CO 2 w żadnym przypadku inwestycja nie osiąga piętnastoletniego okresu zwrotu.

11 Podsumowanie W ramach analizy określono wybrane wskaźniki energetyczne, środowiskowe i ekonomiczne realizacji pilotowej instalacji energetycznej, współspalającej węgiel z gazem z procesu podziemnego zgazowania węgla w palenisku fluidalnym z zawiesiną cyrkulującą. W wyniku przeprowadzonych analiz uzyskano następujące istotne informacje: a. wyznaczone sprawności konwersji energii pierwotnej paliwa (gaz PZW + węgiel) wynoszą odpowiednio w wariancie: A - 81,7 %, B - 82 % oraz C - 82,4 % dla funkcjonowania urządzeń w skojarzeniu. Maksymalna sprawność elektryczna netto to 35 % dla wariantu A oraz 35,1 i 35,4 % dla wariantów B i C. Najwyższe wskaźniki w przypadku wariantu C wynikają z największej wartości opałowej gazu, b. w przypadku wariantów B i C zastosowanie gazu z procesu PZW wiąże się ze zmniejszeniem emisji CO 2 (odpowiednio o 10,1 i 15,7 % wartości względnej) w odniesieniu do emisji z paleniska tego samego rodzaju zasilanego samym węglem. Zastosowanie gazu z procesu PZW prowadzonego pod ciśnieniem atmosferycznym prowadzi do wzrostu emisji CO 2. Jest tak, gdyż podczas zgazowania przy ciśnieniu atmosferycznym nie można stosować tak wysokich nadmiarów procesowych wody, (przez co powstaje mniej wodoru), jak to ma miejsce w przypadku wariantów B i C. Jednocześnie warunki termodynamiczne reakcji zgazowania atmosferycznego nie sprzyjają powstawaniu metanu, c. warianty B i C wykazują pozytywne wyniki analiz ekonomicznych. Znaczne ryzyko inwestycyjne związane jest z nieprzewidywalnym poziomem cen na rynku energii elektrycznej i uprawnień emisyjnych, d. w analizie ekonomicznej uwzględniono dodatkowe kwoty związane z wdrażaniem nowej technologii na rynek. Jednocześnie skala instalacji demonstracyjnej charakteryzuje się mniejszymi sprawnościami w porównaniu do układów energetycznych większych mocy. Wobec uzyskanych wskaźników technologia ta wykazuje pozytywne wskaźniki zwrotu z inwestycji, e. w analizach ekonomicznych przyjmuje się, że cena zakupu gazu z procesu PZW nie może być wyższa od ceny jednostki energii z węgla. Jest to podstawowy czynnik warunkujący efektywność procesu podziemnego zgazowania węgla.

12 Literatura [1] Imran M., Kumar D., Kumar N., Qayyum A., Saed A., Bhatti M.S.: Environmental concerns of underground coal gasification. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2014, 31, [2] Mocek P., Zamiar R., Jachimczyk R., Gowarzewski R., Świądrowski J., Gil I., Stańczyk K.: Selected issues of operating 3 MW underground coal gasification installation. Eksploatacja i Niezawodność - Maintenance and Reliability, 2015, 17, [3] Osborne Ed. D.: The coal handbook: Towards Cleaner Production: Coal Production 1. Woodhead Publishing Series, [4] Yong C., Jie L., Zhangqing W., Xiaochun Z., Chenzi F., Dongyu L., Xuan W.: Forward and reverse combustion gasification of coal with production of high-quality syngas in a simulated pilot system for in situ gasification. Applied Energy 2014, 131, [5] Wiatowski M., Stańczyk K., Świądrowski J., Kapusta K., Cybulski K., Krause E., Grabowski J., Rogut J., Howaniec N., Smoliński A.: Semi-technical underground coal gasification (UCG) using the shaft method in Experimental Mine "Barbara". Fuel 2012, 99, [6] Yang L., Zhang X., Liu S., Yu L., Zhang W.: Field test of large-scale hydrogen manufacturing from underground coal gasification (UCG). International Journal of Hydrogen Energy 2008, 33, [7] Swan Hills Synfuels. Swan Hills In-situ coal gasification technology development final outcomes report. Alberta Innovates - Energy and Environment Solutions Report [8] van der Riet M.: Underground coal gasification. Energize 3(2008) [9] van der Riet M.: Innovative clean coal technologies (CCT) for power generation, Effective Coal Mining and Extraction Techniques Conf. 2007, Johannesburg, XI [10] Zieleniewski M., Brent A.C.: Evaluating the costs and achievable benefits of extending technologies for uneconomical coal resources in South Africa: the case of underground coal gasification. Journal of Energy in Southern Africa 19(2008) [11] Creedy DP, Saghafi A, Lama R (1997).: Gas control in underground coal mining, IEA Coal Research, IEA CR/91 pp120, IV 1997.

13 [12] Nakaten N, Azzam R, Kempka T. Sensitivity analysis on UCG CCS economics. International Journal Greenhouse Gas Con 2014; 26: [13] Nakaten N, Schluter R., Azzam R, Kempka T.: Development of a techno - economic model for dynamic calculation of cost of electricity, energy demand and CO 2 emissions of an integrated UCG-CCS process. Energy 66(2014) [14] Mocek P., Bieniecki M.: Modelling and configuration of electricity and heat generation systems using gas from underground lignite gasification. Chemik 68(2014) [15] Gil I., Niemotko K., Mocek P.: Review of the possibilities of heat and electricity generation from the underground coal gasification process gases. Polish Mining Review 2(2013) [16]. Gil I., Mocek P. Modeling combustion of the gas from oxygen underground coal gasification in the jet stirred reactor. Archivum Combustionis 33(2013) [17] Rozpondek M., Góral J.: Aspekty energetyczne zastosowania gazu z podziemnego zgazowania węgla. Przegląd Górniczy 70(2014) [18] McVey T.: Final report: Techno economic Evaluation of Underground Coal Gasification for Power Generation. Lawrence Livermore National Laboratory LLNL-TR [19] Barness I.: Recent operating experience and improvement of commercial IGCC IEA CCC Report. [20] Mocek P., Sarhosis V., Murugesan K., Thomas H.,T. R., Stańczyk K.: Effect of UCG injection parameters on syngas characteristics of South Wales coal. Seventh International Conference on Clean Coal Technologies, Kraków [21] [22] Ziębik A., Rusinowski H., Szega M., Kita M., Pawłowska J.: Ocena energetyczna eksploatacji bloku ciepłowniczego z zastosowaniem procedury zaawansowanej walidacji danych pomiarowych. Energetyka 10(2005) [23] W. Behrens, P. M. Hawranek, Poradnik przygotowania przemysłowych studiów feasibility, wyd. II poprawione i rozszerzone, UNIDO, Warszawa 1993.