Ocena stanu aktualnego i perspektyw rozwoju czystych technologii węglowych w możliwych do zastosowania w siłowniach energetycznych w Polsce wraz z opracowaniem charakterystyk techniczno- ekonomicznych RAPORT KOŃCOWY Warszawa 2008-06-30 1z 28
Plan prezentacji Metodologia analizy Lista analizowanych obiektów Charakterystyka technologii 1. PC opis technologii 2. IGCC opis technologii 3. Elektrownia ze spalaniem tlenowym opis technologii 4. Elektrownia z poligeneracją opis technologii Zestawienie nakładów inwestycyjnych Zestawienie kosztów eksploatacyjnych Podsumowanie 2z 28
Metodyka obliczeń Założenia projektowe (DOE/NETL, EPRI, Euroelectic, ZEP, informacja własna) Symulacje pracy bloku energetycznego (Chemcad, własne procedury) Wstępne wyniki obliczeń (parametry termiczne, kaloryczne, zużycie i produkcja) Nie Czy kryterium spełnione? Porównanie wyników, kalibracja modelu Tak Ostateczne wyniki obliczeń (parametry termiczne, kaloryczne, zużycie i produkcja) 3z 28
Stan odniesienia rozwoju technologii Elektrownia na parametry nadkrytyczne (powietrze) 2010 r. Elektrownia parowo-gazowa 2020 r. Elektrownia z oxyspalaniem 2025 r. 4z 28
Elektrownia z kotłami pyłowymi przewidywany stan rozwoju technicznego Konfiguracja Typ Nazwa technologii Lata Temp.pary ( o C) Moc brutto (MW e ) WK bez CCS WK z CCS WB bez CCS WB z CCS Oxyspalanie WK z CCS Oxyspalanie WB z CCS Elektrownia na parametry nadkrytyczne bez usuwania, transportu i składowania CO 2 Elektrownia na parametry nadkrytyczne z usuwaniem, transportem i składowaniem CO 2 Elektrownia na parametry nadkrytyczne bez usuwania, transportu i składowania CO 2 Elektrownia na parametry nadkrytyczne z usuwaniem, transportem i składowaniem CO 2 Elektrownia z kotłem w technologii spalania tlenowego z usuwaniem, transportem i składowaniem CO 2 Elektrownia z kotłem w technologii spalania tlenowego z usuwaniem, transportem i składowaniem CO 2 Sprawność brutto (%) Sprawność netto (%) Jedn. nakł. inwest. * ($/kw e ) 2005 600 400 46 43 1800 2010 600 800 46 43 1800 2015 720 1000 51 46 2000 2020 720 1000 51 46 2000 2025 720 1000 51 46 2000 2030 720 1000 52 47 2100 2005 - - - - - 2010 600 800 34 28 3100 2015 720 1000 39 33 3200 2020 720 1000 42 36 3200 2025 720 1000 42 36 3200 2030 720 1000 43 37 3300 2005 600 400 45 41 1900 2010 600 800 45 41 1900 2015 720 1000 50 45 2100 2020 720 1000 50 45 2100 2025 720 1000 51 45 2100 2030 720 1000 51 45 2100 2005 - - - - - 2010 600 800 33 27 3300 2015 720 1000 38 32 3400 2020 720 1000 40 35 3400 2025 720 1000 41 35 3400 2030 720 1000 41 35 3400 2005 - - - - - 2010 - - - - - 2015 - - - - - 2020 - - - - - 2025 600 800 41 29 3400 2030 600 800 41 29 3400 2005 - - - - - 2010 - - - - - 2015 - - - - - 2020 - - - - - 2025 600 800 40 28 3600 2030 600 800 40 28 3600 5z 28
Elektrownia parowo-gazowa IGCC przewidywany stan rozwoju technicznego Typ Nazwa technologii Lata Moc brutto (MW e ) WK bez CCS WK z CCS WB bez CCS WB z CCS Elektrownia z poligeneracją Elektrownia na gaz ze zgazowania węgla bez usuwania, transportu i składowania CO 2 Elektrownia na gaz ze zgazowania węgla z usuwaniem, transportem i składowaniem CO 2 Elektrownia na gaz ze zgazowania węgla bez usuwania, transportu i składowania CO 2 Elektrownia na gaz ze zgazowania węgla z usuwaniem, transportem i składowaniem CO 2 Produkcja energii elektrycznej i wodoru Konfiguracja Reaktory Turbiny Sprawność Sprawność zgazowania brutto (%) netto (%) Sztuk Sztuk 2005 2010 280 1 1gazowa, 1parowa 47 42 2500 2015 750 2 2 gazowe, 1parowa 50 42 2100 2020 750 2 2 gazowe, 1parowa 52 44 2000 2025 750 1 1gazowa, 1parowa 50 46 2000 Jedn. nakł. inwest. * ($/kw e ) 2030 750 1 1gazowa, 1parowa 50 46 2000 2005 - - - - - - 2010 - - - - - - 2015 690 2 2 gazowe, 1parowa 44 32 3200 2020 690 2 2 gazowe, 1parowa 46 34 3000 2025 690 1 1gazowa, 1parowa 45 38 2600 2030 690 1 1gazowa, 1parowa 45 38 2600 2005 2010 280 2 1gazowa, 1parowa 44 39 2700 2015 750 2 2 gazowe, 1parowa 46 39 2300 2020 750 2 2 gazowe, 1parowa 48 40 2100 2025 750 1 1gazowa, 1parowa 47 43 2100 2030 750 1 1gazowa, 1parowa 47 43 2100 2005 - - - - - - 2010 - - - - - - 2015 690 2 2 gazowe, 1,parowa 41 30 3400 2020 690 2 2 gazowe, 1parowa 43 31 3200 2025 690 1 1gazowa, 1parowa 42 35 2800 2030 690 1 1gazowa, 1parowa 42 35 2800 2025 350 2 1gazowa, 1parowa - - - 6z 28
Parametry paliwa modelowego Parametr Węgiel kamienny Węgiel brunatny Wartość opałowa, MJ/kg 21,285 11,526 Zawartość siarki, % 1,0 0,38 Zawartość azotu, % 1,18 0,53 Zawartość wodoru, % 3,26 2,48 Zawartość tlenu, % 7,7 8,05 Zawartość popiołu, % 19,73 6,27 Zawartość węgla, % 55,81 32,31 Zawartość wilgoci, % 11,32 50,0 7z 28
PC - opis technologii Podstawowa jednostka elektrowni: kocioł pyłowy, trójstopniowy turbozespół parowy, przegrzew pary, Sprawność energetyczna kotła: 92% (węgiel kamienny), 90% (węgiel brunatny), Parametry pary świeżej zapewniające warunki nadkrytyczne, Kocioł wyposażony będzie w niskoemisyjne palniki naścienne oraz dysze OFA dla ograniczenia emisji NO x metodą pierwotną, Chłodzenie wodą w obiegu zamkniętym (chłodnie kominowe), Kocioł wyposażony będzie w następujące instalacje oczyszczania spalin: instalację odazotowania DeNO x typu katalitycznego SCR (dwa reaktory, sprawność odazotowania: 86%), instalację odpylania (dwa filtry workowe - sprawność odpylania 99,8%), instalację odsiarczania spalin DeSO x (metoda mokra wapienna z produkcją gipsu, sprawność 98%), wariantowo, blok energetyczny wyposażony będzie ponadto w instalację usuwania (sprawność deco 2 =90%, metoda aminowa Fluor Econamine FG Plus) i sprężania CO 2 ; W latach 2015-2030 można spodziewać się zastosowania metody membranowej i tzw. technologii chilled ammonia (inne parametry pracy i koszty co uwzględniono), Moc zainstalowana ok. 800 MW. 8z 28
Schemat bilansowy bloku Woda Powietrze Zwrot kondensatu Para 17 Spaliny 13 14 18 8 F. workowy 10 Went. wyciągowy IOS 11 16 Moduł Econamine FG+ 21 9 5 Dossanie denox Popiół 12 Kamień wapienny 15 Gips 19 20 CO 2 Komin 1 Powietrze pierwotne 2 Kocioł Przegrzew (1) Sprężarka CO 2 Para świeża 3 Powietrze wtórne 4 Przegrzew (2) Część WP Część SP Część NP 6 Strumień węgla 7 Energia elektryczna Żużel Skraplacz Woda zasilająca Układ regeneracji 9z 28
Schemat instalacji usuwania CO 2 przy użyciu u MEA Schemat instalacji CCS przy użyciu u MEA Chemiczna absorpcja CO 2 Termiczna desorpcja CO 2 10 z 28
IGCC opis technologii Zgazowanie: reaktor dyspersyjny z suchym doprowadzeniem paliwa, Dyspozycyjność układu: 85%, Układ wytwarzania tlenu: separacja kriogeniczna (95%v O 2 ) Układ przygotowania paliwa: suszenie (5% węgiel kamienny/8% węgiel brunatny), Układ oczyszczania gazu: Odpylanie: cyklon/filtr ceramiczny/scruber, Odsiarczanie: technologia Selexol (I stopień; sprawność 99,7%), Odzysk siarki: technologia Claus/Scot, Układ usuwania CO 2 : Konwersja CO parą wodną (układ dwustopniowy/ stopień konwersji CO 97%), Usuwanie CO 2 - technologia Selexol (II stopień; sprawność 95%), Układ generacji energii: układ kombinowany turbina gazowa/turbina parowa), Moc zainstalowana ok. 700 MW. 11 z 28
Schemat bilansowy IGCC bez i z usuwaniem CO 2 12 z 28
Schemat technologiczny IGCC ASU CO 2 Węgiel Węgiel D D G G O 2 ASU O 2 Gaz Gaz H 2 S H 2 S C SR C CO 2 Gaz GT GT Siarka HRSG Energia elektryczna HRSG ST Para Para Energia elektryczna Legenda: D - Przygotowanie węgla G - Reaktor zgazowania ASU - Tlenownia C - Oczyszczanie/Konwersja gazu/usuwanie CO 2 SR - Odzysk siarki GT - Turbina gazowa HRSG - Kocioł odzysknicowy ST - Turbina parowa 13 z 28
Elektrownia z blokiem pracującym cym w technologii spalania tlenowego - opis technologii Podstawowa jednostka elektrowni: kocioł pyłowy przystosowany do spalania tlenowego, trójstopniowy turbozespół parowy, przegrzew pary, Sprawność energetyczna kotła: 92% (węgiel kamienny), 90% (węgiel brunatny), Parametry pary świeżej zapewniające warunki nadkrytyczne, Tlen o czystości 95 % dostarczany będzie z tlenowni wykorzystującej metodę kriogenicznego rozdziału powietrza, Kocioł wyposażony będzie w niskoemisyjne palniki naścienne oraz dysze OFA dla ograniczenia emisji NO x metodą pierwotną, Chłodzenie wodą w obiegu zamkniętym (chłodnie kominowe), Kocioł wyposażony będzie w następujące instalacje oczyszczania spalin: instalację odazotowania DeNO x typu katalitycznego SCR (dwa reaktory, sprawność odazotowania: 86%), instalację odpylania (dwa filtry workowe - sprawność odpylania 99,8%), instalację odsiarczania spalin DeSO x (metoda mokra wapienna z produkcją gipsu, sprawność 98%), instalację usuwania (sprawność deco 2 =90%, metoda aminowa Fluor Econamine FG Plus) i sprężania CO 2 ; Moc zainstalowana ok. 800 MW. 14 z 28
Schemat bilansowy bloku 3 Powietrze atmosferyczne 1 Sprężarka 2 Tlenownia 28 29 Sprężarka CO 2 II stopień 30 CO 2 do transportu 4 Sprężarka CO 2 I stopień Suszenie i 26 oczyszczanie 27 CO 2 Do atmosfery 5 Went. powietrza pierwotnego 7 18 25 Woda odpadowa Dossanie 24 23 6 10 Przegrzewacz Woda do IOS 12 F. workowy 14 Wentylator wyciągowy 17 Went. powietrza wtórnego 8 Kocioł 13 15 Węgiel 9 IOS 20 11 19 16 Żużel Przegrzewacz Zawiesina wapnia Gips 22 21 15 z 28
Elektrownia z poligeneracją opis technologii Zgazowanie: reaktor dyspersyjny z suchym doprowadzeniem paliwa, Dyspozycyjność układu: 85%, Układ wytwarzania tlenu: separacja kriogeniczna (95%v O 2 ) Układ przygotowania paliwa: suszenie (5% węgiel kamienny/8% węgiel brunatny), Układ oczyszczania gazu: Odpylanie: cyklon/filtr ceramiczny/scruber, Odsiarczanie: technologia Selexol (I stopień; sprawność 99,7%), Odzysk siarki: technologia Claus/Scot, Układ usuwania CO 2 : Konwersja CO parą wodną (układ dwustopniowy/ stopień konwersji CO 97%), Usuwanie CO 2 - technologia Selexol (II stopień; sprawność 95%), Separacja wodoru: instalacja PSA o skuteczności 85 %, Układ generacji energii: układ kombinowany turbina gazowa/turbina parowa), Moc zainstalowana ok. 350 MW. 16 z 28
Schemat poligeneracji z usuwaniem CO 2 powietrze TLENOWNIA (ASU) zespół konwersji i oczyszczania gazów CO2 Sprężanie CO2 produkcja wodoru PSA wodór UKŁAD PRZYGOTOWANIA WĘGLA para tlen azot REAKTOR ZGAZOWANIA Quench Filtracja Skruber KONWERSJA C O SELEXOL I stopień SELEXOL II stopień gaz gaz resztkowy zespół zgazowania CLAUS SCOT TURBINA GAZOWA energia elektryczna siarka HRSG para TURBINA PAROWA zespół energetyczny 17 z 28
Schemat technologiczny IGCC ASU Energia elektryczna Energia elektryczna CO 2 O 2 Węgiel D G Gaz C Gaz GT HRSG Para ST H 2 S Węgiel D G O 2 ASU Gaz H 2 S SR C CO 2 PSA Siarka Gaz resztkowy H 2 Legenda: D - Przygotowanie węgla G - Reaktor zgazowania ASU - Tlenownia C - Oczyszczanie gazu (pył,siarka)/ Konwersja CO/Usuwanie CO 2 SR - Odzysk siarki PSA- Separacja wodoru GT - Turbina gazowa HRSG - Kocioł odzysknicowy ST - Turbina parowa 18 z 28
Estymacja kosztów - podstawowe dane i założenia Nakłady inwestycyjne oraz koszty operacyjne układów technologicznych wytwarzania energii elektrycznej z węgla wyznaczone zostały w oparciu o dane raportów amerykańskich i europejskich firm konsultingowych, a w szczególności Worley Parsons Group Inc., EPRI, Bechtel Corp., Siemens, Szacunki nakładów inwestycyjnych dokonywane są na etapie identyfikacji możliwości inwestycyjnych (studium opportunity), dla którego dokładność szacunków kosztów zawiera się w zakresie ± 30%, Przyjmuje się, że inwestycje realizowane są dla warunków polskich na zielonej trawie, Wszystkie koszty prezentowane są jako overnight costs na bazie grudnia 2006 roku (kapitalizacja odsetek w okresie budowy nie jest brana pod uwagę ze względu na dokładność szacunków), Szacunki kosztów prowadzone są cenach stałych bez uwzględniania inflacji i eskalacji cen w latach następnych, Koszty aparatów i urządzeń obejmują inicjujące wyposażenie ich w chemikalia i katalizatory, Wydatki nieprzewidziane zawierają koszt ryzyka procesowego i projektowego, Premia za ryzyko inwestorskie (Owner s Costs) nie jest uwzględniana w kosztach kapitałowych, Całkowite nakłady inwestycyjne (TCR Total Capital Requirement) obejmują nakłady na majątek trwały (TPC Total Plant Cost, bez Owner s Costs) oraz koszty rozruchu instalacji (ok. 2% TPC bez wydatków nieprzewidzianych) i zapotrzebowanie na kapitał obrotowy. 19 z 28
Nakłady ady inwestycyjne 8000 7394 6997 7000 6060 6366 Nakłady inwestycyjne, mln zł 6000 5000 4000 3000 2000 4146 4342 4817 5235 5024 5253 5089 1000 0 PC-WK PC-WK z CCS PC-WB PC-WB z CCS IGCC-WK IGCC-WK z CCS IGCC-WB IGCC-WB z CCS Oxy-WK Oxy-WB POLI-WK 20 z 28
Jednostkowe koszty inwestycyjne (*) - na moc odpowiadającą energii użytecznej w produktach 12000 10601 11289 10408 10592 10706 11368 10000 Nakłady inwestycyjne, zł/kw 8000 6000 4000 5529 5948 7700 8104 8103 2000 0 PC-WK PC-WK z CCS PC-WB PC-WB z CCS IGCC-WK IGCC-WK z CCS IGCC-WB IGCC-WB z CCS Oxy-WK Oxy-WB POLI-WK (*) 21 z 28
Koszty eksploatacyjne (bez kosztów w paliwa) (*) dotyczy kosztów wytwarzania wodoru 300 Koszty transportu, składowania i monitoringu CO2 Koszty paliwa Zmienne koszty operacyjne 250 234 230 Stałe koszty operacyjne Koszty kapitałowe Koszty elektryczności, zł/mwh 200 150 100 140 136 147 206 143 200 186 182 127 50 0 PC-WK PC-WK z CCS PC-WB PC-WB z CCS IGCC-WK IGCC-WK z CCS IGCC-WB IGCC-WB z CCS Oxy-WK Oxy-WB POLI-WK (*) 22 z 28
PODSUMOWANIE Zakres pracy Celem pracy jest wykonanie wstępnej analizy możliwości zastosowania czystych technologii węglowych dla elektrowni zeroemisyjnych. Dokonano wyboru konfiguracji potencjalnych technologii energetycznych dla zeroemisyjnych elektrowni węglowych, Opracowano charakterystyki technologiczne wybranych wariantów technologicznych, oszacowano nakłady inwestycyjne i wyznaczono koszty operacyjne. 23 z 28
PODSUMOWANIE Nakłady inwestycyjne Nakłady inwestycyjne na elektrownię z kotłami pyłowymi i usuwaniem CO 2 znacząco przekraczają nakłady inwestycyjne dla elektrowni bez usuwania CO 2. Nakłady inwestycyjne na budowę IGCC bez usuwania CO 2 są generalnie większe, przy czym dodanie instalacji usuwania CO 2 nie powoduje już tak drastycznego wzrostu nakładów. Natomiast jednostkowe nakłady inwestycyjne dla elektrowni z kotłami pyłowymi i usuwaniem CO 2 i IGCC są porównywalne. Nakłady inwestycyjne dla elektrowni ze spalaniem węgla w atmosferze tlenu są zbliżone do elektrowni z IGCC z usuwaniem CO 2. 24 z 28
KIERUNKI STRATEGII WDRAŻANIA ANIA TECHNOLOGII WOLNYCH OD EMISJI CO 2 W ENERGETYCE W perspektywie krótkoterminowej (lata 2010-2015) Spalanie w kotłach pyłowych nadkrytycznych węgla (o lepszych parametrach) i w kotłach fluidalnych cyrkulacyjnych (węgli o większej zawartości popiołu) przy możliwie najwyższych parametrach przegrzewu pary. 25 z 28
KIERUNKI STRATEGII WDRAŻANIA ANIA TECHNOLOGII WOLNYCH OD EMISJI CO 2 W ENERGETYCE W perspektywie średnioterminowej (lata 2015-2025) Zgazowanie węgla w zintegrowanych układach parowo gazowych. Zgazowanie węgla połączone z wytwarzaniem energii elektrycznej i produktów chemicznych. 26 z 28
KIERUNKI STRATEGII WDRAŻANIA ANIA TECHNOLOGII WOLNYCH OD EMISJI CO 2 W ENERGETYCE W perspektywie długoterminowej (po roku 2030 tj poza horyzontem Raportu 2030) Bezpośrednie spalanie węgla w kotłach pyłowych nowej konstrukcji w mieszaninie tlenu i dwutlenku węgla (po roku 2030). Zgazowanie węgla połączone z wytwarzaniem wodoru (nowe techniki poligeneracyjne) + energetyka wodorowa (po roku 2050). 27 z 28
DZIĘKUJ KUJĘ ZA UWAGĘ I ZAPRASZAM DO WSPÓŁPRACY PRACY 28 z 28