WPŁYW SYSTEMU SEPARACJI CO 2 NA EFEKTYWNOŚĆ ELEKTROWNI WĘGLOWEJ NA PARAMETRY NADKRYTYCZNE

Transkrypt

1 Str. 8 Rynek Energii Nr 2(93) WPŁYW SYSTEMU SEPARACJI CO 2 NA EFEKTYWNOŚĆ ELEKTROWNI WĘGLOWEJ NA PARAMETRY NADKRYTYCZNE Janusz Kotowicz, Katarzyna Janusz-Szymańska Słowa kluczowe: ograniczenie emisi CO 2, ASU, wychwyt CO 2 Streszczenie. W artykule badano wpływ systemu separaci CO 2 na sprawność węglowego bloku energetycznego. Do badań wybrano blok węglowy z kotłem pyłowym o mocy elektryczne 460 MW i parametrach pary świeże 27,8 MPa/ 580 C i wtórnie przegrzane do temperatury 600 C. Blok ten osiąga sprawność netto równą 41,43% (wg LHV). Analizowano dwa przypadki: pierwszy z zastosowaniem spalania tlenowego oraz drugi z zastosowaniem separaci membranowe CO 2 ze spalin powstałych przy spalaniu powietrznym. Zastosowanie kotła zasilanego tlenem z kriogeniczne instalaci separaci powietrza oraz sprężanie powstałych w tym procesie spalin do ciśnienia 20,68 MPa powodue utratę sprawności netto bloku o 9,08 punktu procentowego. Obliczono, że zastosowanie membranowe separaci CO 2 i dalsze ego sprężanie do 20,68 MPa spowodue utratę sprawności netto o 6,13 punktu procentowego. Zaproponowane w artykule wykorzystanie ciepła z procesu separaci i sprężania w układzie turbiny parowe spowodue obniżenie sprawności wytwarzania energii elektryczne netto o 5,29 punktu procentowego. 1. WPROWADZENIE Jeżeli paliwa kopalne, a w szczególności węgiel ma nadal stanowić znaczący udział w produkci energii elektryczne, należy skupić się na poszukiwaniu takich rozwiązań, które pozwolą na radykalne zmnieszenie emisi CO 2 powstaącego przy ego spalaniu do atmosfery ziemskie. Światowa nauka oraz przemysł rozwiaą technologie, które podnoszą sprawność energetyczną przemiany węgla w energię elektryczną. Wadą tych technologii est na razie brak wystarczaące redukci emisi ditlenku węgla do atmosfery. Dlatego poszukue się również skutecznych metod odseparowania i w dalsze koleności usunięcia tego gazu (CCS ang. Carbon Capture and Storage). Połączenie nowych technologii czystego węgla z koncepcą wychwytywania i składowania CO 2 pozwoli wytwarzać w niedalekie przyszłości energię elektryczną z węgla przy niemal zerowe emisi CO 2 do atmosfery [2,6]. Aktualnie badania prowadzone są dla kilku różnych typów systemów CCS, które zapewniaą skuteczność działania na tyle wysoką, że realne est ich stosowanie we współczesnym przemyśle. Zaliczyć do nich należy [3,4,7]: wychwyt CO 2 po procesie spalania (ang. postcombustion methods), wychwyt CO 2 przed procesem spalania (ang. precombustion methods), spalanie w atmosferze tlenu (ang. oxy-combustion). 2. CHARAKTERYSTYKA BLOKU WĘGLOWEGO Raconalne wykorzystanie paliw kopalnych ma miesce w blokach energetycznych o wyższych parametrach pary. Zaliczamy do nich bloki energetyczne o parametrach nadkrytycznych i ultra nadkrytycznych. Sprawność brutto wytwarzania energii elektryczne w takich blokach est powyże 45%, a nawet 50% [1]. Do analizy układu bloku energetycznego, w którym zastosowano instalacę CCS wybrano blok węglowy z kotłem pyłowym o mocy elektryczne 460 MW i parametrach pary świeże 27,8 MPa/ 580 C oraz pary wtórne 5,67MPa/ 600 C [7]. Układ ten posiada 8 wymienników regeneracynych na nitce kondensatu i wody zasilaące kocioł podgrzewaąc ą ostatecznie do temperatury 298,3 C. W układzie tym zastosowano turbinę parową generuącą energię elektryczną w ilości 18 MW na potrzeby własne bezpośrednio związane z podniesieniem ciśnienia wody zasilaące kocioł przez pompy. Schemat układu przedstawiono na rys.1. Wyznaczono: sprawność termiczną układu parowego wynoszącą 47,6%, sprawność kotła na poziomie 88,2% przy niecałkowitym stopniu spalenia na poziomie 1%, sprawność netto układu liczoną wg LHV równą 41,43%. Całkowite potrzeby własne bloku energetycznego z kotłem pyłowym wynoszą 46 MW, co dae produkcę energii elektryczne netto na poziomie 430 MW. Temperatura spalin wylotowych z kotła est na poziomie 371 C i wykorzystywane są one do podgrzania powietrza kierowanego do kotła.

2 Nr 2(93) Rynek Energii Str. 9 Rys. 1. Schemat bloku energetycznego W wymienniku tym spaliny schładzane są do temperatury 153 C. Współczynnik nadmiaru powietrza w komorze paleniskowe kotła utrzymue się na poziomie 1,18, natomiast udział tlenu w spalinach opuszczaących kocioł wynosi 3%. Parametry w głównych punktach układu zestawiono w tabeli 1. Układ taki emitue 1612,5 Mg/h spalin o procentowym udziale CO 2 w spalinach mokrych wynoszącym 14,0 %, co dae emisę ditlenku węgla wynoszącą 336,77 Mg CO2 /h. Aby ograniczyć emisę CO 2 do środowiska zaproponowano wykorzystanie dwóch różnych technologii CCS: t. spalanie węgla w atmosferze tlenowe oraz wychwyt CO 2 ze spalin metodami membranowymi. Tabela 1 Wybrane parametry układu referencynego Parametr charakterystyczny N el,b MW 476,2 N el,n MW 430 η el,b,ref - 0,4584 η el,n,ref - 0,4143 Strumień, Mg/h Ciśnienie, MPa Temperatura, C ,0 27, , ,3 5, , ,50 0, , ,7 1, , ,0 1, , ,0 33, , ,2 0, , ,7 0, , ,0 0, , ,0 0, ,0 3. ANALIZA ENERGETYCZNA ELEKTROWNI Z KOTŁEM ZASILANYM TLENEM ORAZ Z INSTALACJĄ CCS Zastosowanie czystego tlenu zamiast powietrza w procesie spalania pozwala na zwiększenie zawartości CO 2 w spalinach do poziomu powyże 90% oraz na obętościowe ograniczenie ilości spalin (nie są one rozrzedzone przez azot) [8]. Tlen doprowadzany do procesu spalania powstae w tlenowni (ASU ang. Air Separation Unit), w które następue rozdział powietrza atmosferycznego na azot i tlen. Do analizy wybrano kriogeniczną instalacę separaci tlenu, którą dodano do struktury bloku energetycznego. Jego dalsza modyfikaca została przeprowadzona poprzez dołożenie instalaci układu sprężania i ochładzania spalin celem przygotowania ich do składowania. Jednym ze skutków prowadzenia procesu spalania paliw w czystym tlenie est wzrost temperatury kalorymetryczne procesu spalania. Jest to efekt braku balastu azotowego pochłaniaącego ciepło. W celu wychłodzenia komory paleniskowe, kontroli temperatury płomienia i minimalizaci powstawania NO x, popiołu i żużla oraz uniknięcia stosowania niekonwenconalnych materiałów, strumień spalin est częściowo zawracany. W konsekwenci spalanie paliw odbywa się w środowisku mieszaniny tlenu o wysokie czystości oraz spalin. Pozostały strumień spalin est oczyszczany, a pozostały ditlenek węgla est sprężany i transportowany do miesca składowania lub wykorzystywany w innym procesie przemysłowym. Recyrkulowane spaliny są podgrzewane w wymienniku spalinowym powyże temperatury punktu rosy. Również tlen z ASU est mieszany z recyrkulowa-

3 Str. 10 Rynek Energii Nr 2(93) nymi spalinami i kierowany est do rekuperatora by podnieść temperaturę czynnika wprowadzanego do kotła, a tym samym sprawność całego układu. Utrzymywano stałą wartość tlenu w spalinach na wyściu z kotła wynoszącą 3,0% zarówno dla układu referencynego z kotłem pyłowym oraz dla bloku oxy. Schemat instalaci kriogeniczne tlenu oraz kocioł pyłowy wraz z parametrami w charakterystycznych punktach przedstawiono na rys. 2. Część parowa układu energetycznego nie uległa zmianie i est ona taka sama ak dla bloku referencynego (rys.1). Rys. 2. Schemat instalaci ASU Selektywność procesu rozdzielania kriogenicznego wynika z różnych warunków kondensaci poszczególnych składników. W procesie tym powietrze est sprężane, a następnie schładzane do bardzo niskich temperatur. Po skropleniu powietrze rozdzielane est metodą destylaci na tlen i azot. Sprężenie powietrza do ciśnienia 4,62 bar [7] wymaga doprowadzenia mocy do kompresora w ilości 67,7 MW. Następnie powietrze to est ochładzane i rozprężane w kolumnie destylacyne i w temperaturze około 7,8 C i ciśnieniu nieznacznie wyższym od ciśnienia otoczenia są odbierane u dołu kolumny tlen, natomiast w górne części kolumny azot. Powstałe spaliny w kotle (CO 2 =0,904, O 2 =0,033, H 2 O=0,0036, SO x =0,011, N 2 =0,013) po ochłodzeniu w wymienniku spalinowym częściowo są recyrkulowane i wraz z tlenem kierowane do kotła, natomiast pozostała część spalin est kierowana do instalaci sprężania i upłynniania celem przygotowania CO 2 do transportu. Separowane gazy spalinowe kierowane do rurociągu są chłodzone do temperatury około 32,2 C. Zastosowano czterostopniowy proces sprężania ditlenku węgla z chłodzeniem międzystopniowym do temperatury 32,2 C. Każdy kompresor charakteryzował się tym samym stosunkiem ciśnienia. Ciśnienie końcowe ditlenku węgla opuszczaącego instalacę CCS wynosiło 20,68 MPa. Schemat instalaci sprężania CO 2 przedstawiono na rys.3. Rys. 3. Instalaca sprężania CO 2 Zapotrzebowanie na energię instalaci CCS zostało wyznaczone na poziomie 38,4 MW. W rezultacie całkowite potrzeby własne bloku oxy wynoszą 144,5 MW (stanowią około 30,41% mocy brutto bloku). Cały CO 2 generowany przez spalenie paliwa est w 100% odzyskiwany z końcową czystością CO 2 wynoszącą 93,8%. Spadek sprawności liczony wg LHV w wyniku zastosowania instalaci wychwytu CO 2 dla bloku oxy, a więc z uwzględnieniem mocy potrzebne dla ASU est na poziomie 9,08 punktu procentowego, co powodue obniżenie sprawności netto bloku z 41,43% do 32,35%. 4. ANALIZA ENERGETYCZNA ELEKTROWNI Z INSTALACJĄ CCS WYKORZYSTUJĄCĄ MEMBRANOWĄ SEPARACJĘ CO2 ZE SPALIN Do badań separaci ditlenku węgla ze spalin wybrano membrany hybrydowe ceramiczno polimerowe, które charakteryzuą się dość wysoką wartością współczynnika przenikalności dla CO 2 oraz wysokim współczynnikiem selektywności. Założono: stałą temperaturę równą 40 C na wlocie do modułu membranowego, współczynnik przenikalności dla CO 2 równy 20m 3 (STP)/(m 2 h bar) oraz współczynnik selektywności wynoszący 200. Przymuąc podciśnienie za modułem membranowym 30 mbar, które wywołuą dwie pompy próżniowe (ozn. VP1 i VP2 na rys.4) z chłodzeniem międzystopniowym, to zaporzebowanie na moc tych urządzeń wynosi 27,46 MW. Stanowi to 5,77 % mocy brutto bloku. Wyznaczona czystość separowanego CO 2 est na poziomie 86,2% a stopień odzysku CO 2 wynosi 90 %. Schemat bloku energetycznego z instalacą wychwytu CO 2 ze spalin przedstawiono na rys.4. W dalszym ciągu przeprowadzono obliczenia sprężania CO 2 do ciśnienia 20,62 MPa z zastosowaniem czterech kompresorów z chłodzeniem międzystopniowym do temperatury 32,2 C. Zapotrzebowanie na energię całe instalaci wychwytu i sprężania ditlenku węgla wynosi 65,31 MW, co stanowi 13,71 % mocy brutto bloku. Po uwzględnieniu potrzeb własnych bloku (przyęto e na takim samym poziomie ak dla bloku referencynego) sprawność wytwarzania energii elektryczne netto obniża się do poziomu 35,12%.

4 Nr 2(93) Rynek Energii Str. 11 Rys.4. Schemat bloku zintegrowanego z instalacą CCS W celu zmnieszenia straty sprawności bloku energetycznego możliwe est wykorzystanie ciepła pochodzącego z chłodzenia spalin i separowanego oraz sprężanego CO 2 w układzie regeneraci turbiny parowe. Dzięki takie integraci możliwe est częściowe zlikwidowanie upustów parowych w części średnio i niskoprężne turbiny parowe, a w konsekwenci także zmiana strumienia pary wyprowadzone z części niskoprężne turbiny. Wówczas układ taki generue dodatkową moc ΔN el. Jednocześnie następue wzrost sprawności wytwarzania energii elektryczne w układzie. Ilość ciepła odebrana z chłodzenia spalin przed modułem membranowym oraz od sprężonego CO 2 wyznaczono równą 115 MW. Jest to wystarczaąca ilość ciepła by analizować zastąpienie trzech wymienników regeneracynych w części niskoprężne turbiny. Zastąpienie wymienników RH1 RH3 w układzie regeneraci powodue likwidacę upustów parowych turbiny (od 11 do 13), a w konsekwenci zmianę wielkości strumienia pary wyprowadzone z układu. Zmiana strumienia pary płynące przez turbinę pozwala wygenerować dodatkową moc określoną zależnością [5]: N el em g m h h14, (1) gdzie: punkt układu ( = 11 13), co ostatecznie daę dodatkową moc równą ΔN el = 5,56 MW. Wówczas sprawność wytwarzania energii elektryczne bloku zintegrowanego z instalacą CCS kształtue się na poziomie 36,14%. 5. PODSUMOWANIE Proces wychwytu i składowania ditlenku węgla (CCS) est brany pod uwagę ako edna z głównych możliwości ograniczenia emisi CO 2 do atmosfery w perspektywie nabliższych lat przy wykorzystaniu paliw kopalnych. W pracy analizowano blok węglowy z kotłem pyłowym o parametrach nadkrytycznych o mocy 460MW i sprawności wytwarzania energii elektryczne brutto rzędu 45,85% oraz netto wynoszące 41,43%. Blok ten emitue 93,55 kg CO2 /s. W celu ograniczenia te emisi zaproponowano zastosowanie spalania tlenowego (kocioł oxy) oraz wychwyt CO 2 ze spalin powstałych przy spalaniu powietrznym przy wykorzystaniu układów opartych o membranową separacę CO 2. Wykorzystanie czystego tlenu w procesie spalania węgla prowadzi do ograniczenia ilości powstałych spalin, które w główne mierze składaą się z ditlenku węgla oraz wody. Również taki układ zapewnia wychwycenie całe emisi ditlenku węgla. Jednak separaca tlenu z powietrza wiąże się z dodatkowymi nakładami energetycznymi. Dla kriogeniczne instalaci ASU zapotrzebowanie na energię est rzędu 67,7 MW, natomiast moc instalaci sprężania CO 2 wymaga doprowadzenia energii w ilości 38,4 MW. W konsekwenci prowadzi to do obniżenia sprawności netto bloku energetycznego do poziomu 32,35%. Drugim sposobem na ograniczenie emisi CO 2 est wykorzystanie procesów wychwytu CO 2 ze spalin. Zastosowanie instalaci membranowe do separaci tego gazu zapewnia wychwycenie 90% emisi ditlenku, co ogranicza emisę do niecałych 9,4 kg CO2 /s. Cała instalaca CCS wymaga doprowadzenia energii

5 Str. 12 Rynek Energii Nr 2(93) elektryczne w ilości 65,31 MW, co skutkue obniżeniem sprawności wytwarzania energii elektryczne netto z 41,43% do 35,12%. Dalsze zwiększenie sprawności wytwarzania energii elektryczne netto do wartości 36,14% uzyskano wykorzystuąc ciepło z procesu przygotowania, separaci i sprężania CO 2 w obiegu parowo-wodnym turbiny parowe. Przedstawione w artykule wyniki zostały uzyskane w badaniach współfinansowanych przez Narodowe Centrum Badań i Rozwou w ramach umowy SP/E/2/66420/10 Strategiczny Program Badawczy Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: Opracowanie technologii spalania tlenowego dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanych z wychwytem CO 2 oraz w ramach umowy SP/E/1/67484/10 Strategiczny Program Badawczy Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: Opracowanie technologii dla wysokosprawnych zero-emisynych bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO 2 ze spalin. LITERATURA [1] Chmielniak T.: Rola różnych rodzaów technologii w osiągnięciu celów emisynych w perspektywie do Rynek Energii 2011, nr 1(92), str [2] Chmielniak T., Kosman G., Łukowicz H.: Integraca instalaci wychwytu CO 2 z kondensacynymi blokami energetycznymi. Rynek Energii 2008, nr 6(79), str [3] Corti A., Fiaschi D., Lombardi L.: Carbon dioxide removal in power generation using membrane technology. Energy 2004, 29, pp [4] Göttlicher G., Pruschek R.: Comparison of CO 2 removal systems for fossil - fuelled power plant processes. Energy Conversion and Managment 1997, vol. 38, str. S173 S178. [5] Kotowicz J., Chmielniak T., Janusz-Szymańska K.: The influence of membrane CO 2 separation on the efficiency of a coalfired power plant. Energy, 35, 2010, pp [6] Kotowicz J., Janusz K.: Sposoby redukci emisi CO 2 z procesów energetycznych. Rynek Energii 2007, nr 1(68), s [7] Seltzer A., Fan Z., Robertson A.: Conceptual Design of Supercritical O 2 -Based PC Boiler. Final Report, DE-FC26-04NT2207, November [8] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł.: Model kotła oxy na parametry nadkrytyczne analiza wybranych parametrów. Rynek Energii 2010, nr 5 (90), s INFLUENCE OF CO 2 SEPARATION ON THE EFFICIENCY OF THE SUPERCRITICAL COAL FIRED POWER PLANT Key words: CO 2 emission reduction, ASU, CO 2 capture Summary. In this paper the influence of CO 2 separation system on the efficiency of a coal power plant was presented. For the analysis the pulverized coal power plant with the electric power rating at 460 MW, parameters of live steam 27.8 MPa/ 580 C and the temperature of reheated steam equal 600 C was selected. This power plant achieves a net efficiency equal to 41.43% (according to LHV). Two cases were analyzed. First, using oxy combustion technology in which oxygen is supplied from cryogenic air separation unit (ASU) and the second, with the use of CO 2 membrane separation from flue gases arising from burning coal in the air. The use of oxy boiler, powered with oxygen from cryogenic ASU, and further compression of the exhausts arisen in this process up to the pressure of MPa causes the efficiency decrease of 9.08 percentage points. It was calculated, that the use of membrane CO 2 separation and its further compression to the same pressure (20.68 MPa) will cause efficiency decrease only by about 6.13 percentage points. The use of waste heat from the separation process in the steam turbine cycle was proposed in this paper. It will decrease the electricity generation net efficiency by about 5.29 percentage points. Janusz Kotowicz, dr hab. inż. Prof. Politechniki Śląskie. Jest Dziekanem Wydziału Inżynierii Środowiska i Energetyki Politechniki Śląskie w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, Gliwice. anusz.kotowicz@polsl.pl Katarzyna Janusz-Szymańska, dr inż. Jest adiunktem w Zakładzie Miernictwa i Automatyki Procesów Energetycznych w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskie w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, Gliwice. katarzyna.anusz-szymanska@polsl.pl