WYKORZYSTANIE WĘGLA W UKŁADACH POLIGENERACYJNYCH W ZGAZOWANIU dr inż. Lucyna Więcław-Solny dr inż. Tomasz Chmielniak Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla w Zabrzu 1/38
Stan rozwoju komercyjnych technologii zgazowania 2/38
Porównanie stanu istniejących technologii zgazowania na świecie w latach 2007 i 2010 Paliwo Stan na rok 2010 (operating, construction, start-up) Stan na rok 2007 (operating, construction, start-up) % Węgiel Pozostałości naftowe MWth 36 315 30 825 18 Plants 53 45 MWth 17 938 18 454-3 Plants 56 59 Koks naftowy MWth 911 1 441-37 Plants 3 5 Biomasa/Odpady MWth 373 1 174 Plants 9 13-68 Sumarycznie MWth 55 537 51 894 Gasifiers 353 386 Plants 121 122 7 źródło: Worldwide Gasification Database (Excel file); available at http://www.netl.doe.gov/ technologies/coalpower/gasification/worlddatabase/index.html 3/38
80 000 100 000 Syngas, MWth 70 000 60 000 50 000 40 000 30 000 16 289 28 376 Planing Construction Operating Syngas, MWth 90 000 80 000 70 000 60 000 50 000 40 000 39 778 15 605 Planing Construction Operating 20 000 10 000 0 50 000 30 883 373 12 027 911 17 938 Coal Biomass/Waste Petcoke Petroleum 30 000 20 000 10 000 0 32 091 653 685 444 17 569 Entrained Bed Fluized Bed Fixed Bed 45 000 Syngas, MWth 40 000 35 000 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 0 23 029 11 779 11 317 7 093 4 006 Planing Construction Operating 6 852 15 170 14 957 8 112 4 510 Chemicals Gaseous fuels Liquid fuels Power Sumaryczna wydajność reaktorów zgazowania w zależności od: stosowanego paliwa, wytwarzanego produktu oraz głównych grup technologii zgazowania (stan obecny i prognozowany do roku 2016) źródło: Worldwide Gasification Database (Excel file); available at http://www.netl.doe.gov/ technologies/coalpower/gasification/worlddatabase/index.html 4/38
Konstrukcje reaktorów zgazowania 5/38
Przydatność technologii zgazowania dla rożnych węgli Rodzaj węgla Technologia Antracyt Kamienny duża zaw. części lotnych Kamienny mała zaw. części lotnych Brunatny Popiół >30% Zaw. miału >30% Lurgi/British Gas (BG) Winkler (HTW) złoże stałe 1 2 2 2 0 1 0 0 1 fluidalny 1 1 1 2 2 1 2 1) SHELL, Prenflo dyspersyjny/ suchy 1 2 2 2 0 2 Texaco dyspersyjny/ zawiesina 1 2 2 0 0 2 E-gas dyspersyjny/ zawiesina 1 2 2 0 0 2 0 nieprzydatny, 1 przydatny, 2 doskonały źródło: E. Suppe; How to Produce Methanol from Coal. Springer-Verlag, 1990 6/38
60 000 50 000 Planing Construction Operating Syngas, MWth 40 000 30 000 20 000 10 000 0 27 723 15 605 13 243 653 685 71 17 569 Entrained Bed Fluized Bed Fixed Bed Syngas, MWth 20 000 18 000 16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 3 495 8 418 5 801 Shell 1 150 4 377 GE 1 150 4 876 4 125 2 028 ECUST 4 451 Siemens 1 912 1 590 MHI 449 Planing Construction Operating Sumaryczna wydajność reaktorów wykorzystujących jako paliwo główne węgiel. A) podział na grupy technologiczne, B) podział na technologie (stan obecny i prognozowany do roku 2016) 4 902 E-GAS (ConocoPhillips) 7 258 Uhde PRENFLO 588 512 GTI U-GAS 55 16 LP Winkler 141 TRIG (KBR Transport Reactor) 685 17 569 Sasol Lurgi Dry Ash żródło: 2010 Worldwide Gasification Database (Excel file); available at http://www.netl.doe.gov/ technologies/coalpower/gasification/worlddatabase/index.html 7/38
Technologie zgazowania w złożu dyspersyjnym Technologia GE Energy/ Texaco Shell Conoco-Philips, E-gas Siemens Fuel Gasification Technology ECUST technology Sposób doprowadzania węgla zawiesina wodnowęglowa pył węglowy zawiesina wodnowęglowa pył węglowy (zawiesina wodnowęglowa) zawiesina wodnowęglowa (pył węglowy) Maks. zużycie węgla 2200 t/d 2000 t/d 2600 t/d 2000 t/d 2000 t/d Czynnik nośny woda 40 % azot woda 40 % azot Woda (azot, CO 2 ) Czynnik zgazowujący tlen 95 % tlen 95 % + para wodna tlen 95 % tlen 95 % + para wodna tlen 95 % + para wodna Temperatura i ciśnienie zgazowania 1480 C, 3 7 MPa 1400 1700 C, 2 3 MPa 1450 C, 3 MPa 1400 1800 C, 2-3 MPa 1300 1360 C, 4-6,5 MPa Sposób schładzania oraz temperatura za I schładzaczem gazu surowego Wymiennik ciepła schładzacz opromieniowany 760 C wtrysk zimniejszego gazu oraz schładzacz 900 C wtrysk paliwa (25 %) do gazu surowego 1040 C natrysk wodny 170 230 C natrysk wodny 220 250 C Wartość opałowa gazu, 9,1 MJ/Nm 3 11,6 MJ/Nm 3 10,4 MJ/Nm 3 11 MJ/Nm 3 Bd. Typowy skład gazu, % obj. H 2 CO CO 2 CH 4 37 47 14 <0,1 28 64 2 <0,1 30 49 12 6 27 64 3 <0,1 Slurry [18]* 38 48 14 bd. Dry [10] ** 24-28 65-62 4-6 bd. 8/38
Reaktory zgazowania Gaz Płaszcz Tlen Węgiel Ściana membranowa Komora zgazowania Wymurówka Węgiel/tlen Para wodna Woda Para Gaz syntezowy Chłodzenie wodne Żużel 9/38
Sprawność energetyczna instalacji źródło: Cost and Performance Baseline for Fossil Energy Plants, Volume 1: Bituminous Coal and Natural Gas to Electricity; raport DOE/NETL-2007/1281 10/38
Koszty instalacji źródło: Cost and Performance Baseline for Fossil Energy Plants, Volume 1: Bituminous Coal and Natural Gas to Electricity; raport DOE/NETL-2007/1281 11/38
Instalacje demonstracyjne w energetyce (reaktory przepływowe) 12/38
13/38
Produkcja energii elektrycznej oraz struktura paliw do jej produkcji ] Energy Efficiency Indicators for Public Electricity Production from Fossil Fuels IEA Information paper, 2008 14/38
Prognozowana struktura zużycia paliw na produkcję energii elektrycznej dla Polski w 2030 r Paliwo 2006 r 2030 r Węgiel kamienny 58 % 36% Węgiel brunatny 34% 21% OZE 3% 18,8% Paliwo jądrowe 0% 15,7% Gaz ziemny 3% 6,6% Produkty naftowe 1% 1,5% Pozostałe 0,5% 0,5% Produkcja energii elektrycznej, TWh 147,7 201,8 źródło: Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 r. Załącznik 2 do Projektu Polityki Energetycznej Polski do 2030 r. Ministerstwo Gospodarki 2009 15/38
Technologie Czystego Węgla MECHANICZNA PRZER ÓBKA WĘGLA SPALANIE ZGAZOWANIE PIROLIZA ENERGIA ELEKTRYCZNA CIEP ŁO GAZ SYNTEZOWY DLA CHEMII 16/38
Opcje technologiczne En. elektryczna i ciepło CO2 Nowa generacja technologii Powietrze Separacja powietrza Spalanie klasyczne Spalanie w tlenie Zgazowanie Zgazowanie CO2, H2O Separacja CO2 Separacja CO2 En. elektryczna i ciepło Reforming gazu CO2 Reforming gazu N2, O2, H2O CO2, H2O En. elektryczna i ciepło Spalanie Spalanie Synteza chemiczna H2O En. elektryczna i ciepło H20 Metanol Spalanie klasyczne Spalanie w tlenie Poligeneracja IGCC 17/38
Układ gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem węgla i usuwaniem CO 2 Wariant potencjalny w przypadku wejścia w życie uregulowań prawnych nakładających konieczność usuwania i sekwestracji dwutlenku węgla powietrze TLENOWNIA (ASU) zespół konwersji i oczyszczania gazów Sprężanie CO2 CO2 zespół energetyczny Wegiel surowy UKŁAD PRZYGOTOWANIA WĘGLA para tlen azot REAKTOR ZGAZOWANIA gaz Quench Filtracja Skruber KONWERSJA C O SELEXOL I stopień SELEXOL II stopień gaz TURBINA GAZOWA energia elektryczna zespół zgazowania Zgazowanie: reaktor dyspersyjny (Shell/Siemens/Texaco) Dyspozycyjność: 85 90 % Układ kondycjonowania gazu CLAUS SCOT siarka HRSG para TURBINA PAROWA Konwersja CO parą wodną (97%) Dwustopniowy proces absorpcji H 2 S i CO 2 : SELEXOL (siarka 99,7%; CO 2 90%) Odzysk siarki: CLAUS/SCOT 18/38
Koszty wytwarzania energii elektrycznej IGCC Koszty elektryczności, zł/mwh 400 350 300 250 200 150 100 50 0 IGCC bez CCS IGCC z CCS IGCC bez CCS + koszty EUA IGCC z CCS + koszty EUA 19/38
Koszty wytwarzania energii elektrycznej - IGCC Koszty elektryczności, zł/mwh 350 300 250 200 150 100 50 0 Koszty kapitałowe Stałe koszty operacyjne IGCC bez CCS Zmienne koszty operacyjne Koszty węgla IGCC z CCS Koszty TS&M CO 2 20/38
Koszty wytwarzania energii elektrycznej - IGCC Koszty elektryczności, zł/mwh 400 350 300 250 200 150 100 50 0 IGCC bez CCS IGCC z CCS Koszty kapitałowe Stałe koszty operacyjne Zmienne koszty operacyjne Koszty węgla Koszty TS&M CO 2 Koszt uprawnień do emisji CO 2 21/38
Warianty technologiczne analizy instalacji poligeneracyjnych Instalacja do produkcji paliw ciekłych Instalacja do produkcji wodoru Istalacja do produkcji metanolu Scenariusze: funkcjonowanie projektu w aktualnych uwarunkowaniach prawnych w zakresie polityki CO 2 (brak konieczności zakupu uprawnień do emisji) zakup 100% uprawnień do emisji CO 2 wariant CCS 22/38
Schemat technologiczny instalacji produkcja paliw ciekłych 23/38
Koszty wytwarzania paliw silnikowych Koszt paliw silnikowych, zł/mg 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 FT bez CCS FT z CCS FT bez CCS + koszty EUA FT z CCS + koszty EUA 24/38
Schemat technologiczny instalacji - wodór 25/38
Koszty wytwarzania wodoru Koszty wodoru, zł/mg 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 H2 bez CCS H2 z CCS H2 bez CCS + koszty EUA H2 z CCS + koszty EUA 26/38
Schemat technologicznyinstalacji - metanol 27/38
Produkcja metanolu z gazu syntezowego ze zgazowania węgla Wyprodukowany z węgla gaz syntezowy służyć może do syntezy metanolu. Surowiec ten nie jest obecnie produkowany w kraju i całość zapotrzebowania wynoszącego ok. 380 tys. Mg/rok pokrywane jest z importu. Uruchomienie w Polsce produkcji metanolu w ilości 500 tys. Mg/rok zabezpieczy rynek krajowy i korzystnie wpłynie na bilans importu. Metanol może również zostać wykorzystany jako dalszy surowiec dla przemysłu chemicznego. Połączenie inwestycji związanej z produkcją gazu syntezowego z nieuniknioną modernizacją gospodarki energetycznej spowoduje obniżenie kosztów wytwarzania zarówno energii jak i gazu i spowoduje wzrost konkurencyjności na rynku obu podmiotów biorących w udział w inwestycji. Wyprodukowany gaz syntezowy stanowić będzie ekwiwalent około 420 mln m 3 drogiego gazu ziemnego. 28/38
Koszty wytwarzania metanolu Koszty metanolu, zł/mg 1 200 1 000 800 600 400 200 0 MeOH bez CCS MeOH z CCS MeOH bez CCS + koszty EUA MeOH z CCS + koszty EUA 29/38
Efektywność ekonomiczna 12% 10% 8% IRR 6% 4% 2% 0% IGCC FT H2 MeOH 30/38
Rentowność produkcji - paliwa ciekłe Równoważna cena baryłki ropy naftowej w USD Uzasadniona ekonomicznie przy drogiej ropie naftowej Scenariusz 1 z posiadanymi uprawnieniami do emisji CO2 bez opłat Scenariusz 2 z nakładami na zakup 100% uprawnień do emisji CO2 (39 EUR/t) Scenariusz 3 z nakładami na zakup i montaż instalacji do transportu i składowania CO2 31/38
Rentowność produkcji - wodór Równoważna cena gazu ziemnego w zł/ 1000 m 3 Uniezależniająca przemysł chemiczny od niepewności dostaw i cen gazu ziemnego Scenariusz 1 z posiadanymi uprawnieniami do emisji CO2 bez opłat Scenariusz 2 z nakładami na zakup 100% uprawnień do emisji CO2 (39 EUR/t) Scenariusz 3 z nakładami na zakup i montaż instalacji do transportu i składowania CO2 32/38
Rentowność produkcji - metanol Równoważna cena gazu ziemnego w zł / 1000m 3 Opłacalna dla wszystkich przyjętych scenariuszy Scenariusz 1 z posiadanymi uprawnieniami do emisji CO2 bez opłat Scenariusz 2 z nakładami na zakup 100% uprawnień do emisji CO2 (39 EUR/t) Scenariusz 3 z nakładami na zakup i montaż instalacji do transportu i składowania CO2 33/38
Podsumowanie POLIGENERACYJNY UKŁAD WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ I PRODUKTÓW CHEMICZNYCH oparta na procesach zgazowania węgla umożliwia równoczesną produkcję energii elektrycznej, energii cieplnej i gazu syntezowego; Gaz syntezowy stanowi atrakcyjny surowiec dla przemysłu chemicznego np. produkcja metanolu, paliw płynnych lub wodoru dla dalszych syntez chemicznych; Najkorzystniejszą opłacalnością produkcji charakteryzuje się instalacja wytwarzania metanolu; atrakcyjność ekonomiczna produkcji wodoru jest uzależniona od cen gazu ziemnego, przy aktualnych krajowych cenach gazu ziemnego produkcja wodoru poprzez zgazowanie węgla jest opłacalna; atrakcyjność ekonomiczna przetwarzania węgla na paliwa ciekłe jest uzależniona od cen ropy naftowej - przy cenach ropy naftowej przekraczających 99 USD za baryłkę produkcja paliw ciekłych wykazuje opłacalność ekonomiczną; Dojrzałość przedstawionych technologii zgazowania i syntezy chemicznej pozwala na ich natychmiastowe wdrożenie; Rozwiązania technologiczne elektrowni poligeneracyjnych umożliwiają głęboką redukcję emisji zanieczyszczeń do środowiska; Ukierunkowanie energetyczno-chemiczne daje możliwość efektywnego wykorzystania węgla kamiennego podnosi pośrednio efektywność ekonomiczną górnictwa. 34/38
O przydatności gospodarczej W POLSCE POLIGENERACYJNYCH UKŁADÓW WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ I PRODUKTÓW CHEMICZNYCH z węgla, zadecydować powinny: prace analityczne, w tym wielowariantowe analizy ekonomiczne, zainteresowanie firm komercyjnych, systemowe rozwiązania strategiczne, wynikające z planów rozwojowych Polski, uwzględniające uzyskanie właściwej równowagi pomiędzy bezpieczeństwem energetycznym i konkurencyjnością przemysłu, a zrównoważonym rozwojem kraju. 35/38
DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ INSTYTUT CHEMICZNEJ PRZERÓBKI WĘGLA ul. Zamkowa 1; 41-803 Zabrze Telefon: 32 271 00 41 Fax: 32 271 08 09 E-mail: office@ichpw.zabrze.pl Internet: www.ichpw.zabrze.pl NIP: 648-000-87-65 Regon: 000025945 36/38