Ź ródła ciepła i energii elektrycznej

Ź ródła ciepła i energii elektrycznej Analiza energetyczna bloku parowego z sekwestracją dwutlenku węgla Steam power plant with carbon dioxide capture JANUSZ BUCHTA W artykule przedstawione zostały wyniki obliczeń symulacyjnych układu cieplnego bloku o mocy 900 MW na parametry ultra-nadkrytyczne z instalacją wychwytywania dwutlenku węgla metodą absorpcyjną. Dokonano oceny wpływu instalacji zintegrowanej z obiegiem cieplnym na sprawność bloku. Rozpatrzono przypadek całkowitego i częściowego wychwytu dwutlenku węgla. Słowa kluczowe: blok energetyczny, CCS The paper presents results of simulations of the thermal cycle of the 900 MW supercritical power unit with CCS installation based on chemical absorption. An assessment of an influence of the CCS installation integrated with the thermal cycle on power plant efficiency was made. Both full and partial separation of from the flue gas were considered. Keywords: steam power unit, CCS Wstęp Unia Europejska w swej polityce ochrony klimatu zmierza do obniżenia emisji dwutlenku węgla o 20% do roku 2020, a w perspektywie roku 2050 o 50%. Zmusi to właścicieli istniejących elektrownii węglowych do budowy instalacji wychwytywania ze spalin i jego składowania (CCS). Wśród rozpatrywanych metod ograniczenia emisji dwutlenku węgla przez energetykę węglową wyróżnić można technologie post-combustion, pre-combustion oraz oxy-combustion. Instalacje post-combustion mogą stanowić kluczowe rozwiązanie dla polskiej energetyki, co wynika z dominacji w naszym kraju elektrowni i elektrociepłowni wyposażonych w pyłowe kotły węglowe. Wśród perspektywicznych technologii separacji z gazów wylotowych wskazuje się: absorpcję chemiczną, adsorpcję fizyczną, separację membranową oraz metody kriogeniczne. Metody te są w fazie opracowywania oraz badań w instalacjach pilotażowych. Ich celem jest integracja elementów instalacji CCS, optymalizacja procesu oraz legalizacja łańcucha technologii CCS. Dostępne są liczne publikacje dotyczące metod wychwytywania dwutlenku węgla oraz integracji instalacji CCS z obiegiem cieplnym elektrowni [1-7]. Obieg referencyjny Dla potrzeb analizy bloku energetycznego na parametry ultranadkrytyczne przyjęto obieg porównawczy (wyjściowy), którego schemat cieplny przedstawiono na rys. 1. Jest to obieg z pojedynczym przegrzewem międzystopniowym, układem podgrzewu regeneracyjnego z ośmiomia podgrzewaczami regeneracyjnymi (powierzchniowymi PR1 PR7 i mieszankowym ODG) oraz schładzaczem pary (SCH) zasilanym krzyżowo z pierwszego upustu części SP turbiny. W obiegach porównawczych przyjęto opcjonalnie napęd elektryczny pompy wody zasilającej (obieg E rys. 1) bądź napęd turbinowy pompy wody zasilającej (obieg T). Turbina napędzająca pompę wody zasilającej (PWZ) jest zasilana parą z tego samego upustu turbiny głównej co odgazowywacz. Układ tego typu jest często stosowany dla bloków energetycznych o mocach większych od 300 MW. Główną zaletą tego sposobu napędu pompy wody zasilającej jest możliwość regulacji jej wydajności poprzez zmianę prędkości obrotowej. Obliczenia bilansowe obiegu zostały wykonane za pomocą programu IPSEpro firmy SIMTECH. Poniżej przedstawiono podstawowe założenia dotyczące obiegu referencyjnego: moc elektryczna bloku 900 MW parametry pary świeżej na dopływie do turbiny 650 C / 30 MPa parametry pary wtórnie przegrzanej na dopływie do turbiny 670 C / 5,9 MPa temperatura wody zasilającej kocioł 310 C ciśnienie w odgazowywaczu 1,15 MPa dr inż. Janusz Buchta Politechnika Łódzka, Instytut Elektroenergetyki Rys.1. Struktura schematu cieplnego dla obiegu referencyjnego (obieg E) 13

Ź ciśnienie w skraplaczu 5 kpa sprawność kotła ( kam./ brun.) 94,5% / 90% wartość opałowa paliwa ( kam./ brun.) 23,8 / 7,65 MJ/kg stopni części WP turbiny 90% stopni części SP turbiny 92% stopni części NP turbiny 85% ostatniego stopnia części NP turbiny 80% W tablicy 1 przedstawiono podstawowe wskaźniki oraz strumienie masy czynników roboczych dla obiegu wyjściowego opalanego węglem kamiennym i brunatnym. Wskaźniki zostały wyznaczone na podstawie obliczeń bilansowych obiegu wykonanych w programie IPSEpro. Dla przyjętego obiegu referencyjnego, obliczenia bilansowe pozwoliły na określenie wartości strumieni masy bądź objętości poszczególnych czynników roboczych. W dalszej kolejności zostały określone moce zapotrzebowane przez poszczególne grupy urządzeń potrzeb własnych. Z punku widzenia układów elektrycznych potrzeb własnych istotna jest moc elektryczna pobierana przez poszczególne grupy odbiorów, głównie silnikowych. Dlatego podawane w dalszej części niniejszego artykułu moce są sumarycznymi mocami elektrycznymi grup urządzeń potrzeb własnych bez określania liczby zainstalowanych urządzeń. Zestawienie mocy elektrycznych poszczególnych grup urządzeń potrzeb własnych, stanowiących obciążenie układu potrzeb własnych bloku 900 MW w warunkach nominalnych zostało przedstawione w tablicy 2. Na tej podstawie określone zostały moce netto bloku oraz jego sprawności netto w rozpatrywanych konfiguracjach (tablica 3). Tabela 1. Parametry charakteryzujące obieg referencyjny w konfiguracji E i T Parametr kam. brun. kam. brun. sprawność brutto, % 49,10 46,77 47,47 45,21 strumień masy pary, t/h 2 228 2 228 2305 2305 strumień masy paliwa, kg/s 76,84 251,6 79,48 260,3 strumień masy powietrza do kotła, kg/s 713,6 853,1 738,1 882,4 strumień masy spalin z kotła, kg/s 775 1076 802 1113 strumień w spalinach, kg/s 168,6 213,9 174,4 221,3 strumień wody chłodzącej, kg/s 19 620 19 620 20 320 20 320 strumień skroplin, kg/s 394,1 394,1 407,7 407,7 jedn. zużycie paliwa, kg/kwh 0,3074 1,006 0,3179 1,041 jedn. emisja, kg/kwh 0,674 0,856 0,698 0,885 Tabela 2. Zestawienie mocy elektrycznej stanowiącej obciążenie układu potrzeb własnych bloku 900 MW w warunkach nominalnych (moce w kw) dla obiegów E i T Lp. Nazwa grupy urządzeń 1. Kotłownia kam. brun. kam. brun. 1.1 Młyny węglowe 5 240 11 440 5 420 11 840 1.2 Wentylatory młynowe 1 620-1 670-1.3 Wentylatory powietrza 4 760 5 690 4 920 5 890 1.4 Wentylatory spalin 6 260 10 540 6 480 10 900 1.5 Pompa cyrkulacyjna kotła - - - - 1.6 Inne odbiory kotłowni 400 400 410 410 2. Elektrofiltry 700 1 100 720 1 140 3. Maszynownia 3.1 Pompy wody zasilającej 29 940 29 940 - - 3.2 Pompy kondensatu głównego 1 130 1 130 1 170 1 170 3.3 Pompy kondensatu oczyszczonego 400 400 410 410 3.4 Pompy wody ruchowej 650 650 670 670 3.5 Pompy próżniowe 250 250 260 260 3.6 Pompy skroplin regeneracyjnych 230 230 240 240 3.7 Inne napędy 300 300 310 310 4. Pompy wody chłodzącej 5 740 5 740 5 950 5 950 5 IOS 5.1 Pompy cyrkulacyjne 1 800 5 400 1 860 5 590 5.2 Urządzenia pomocnicze 400 1 200 410 1 240 6. Przygotowanie wody 800 800 830 830 7. Urządzenia odpopielania, sprężarki 1 200 1 500 1 240 1 550 8. Nawęglanie 600 1 500 620 1 550 9. Inne urządzenia 1 200 1 500 1 200 1 500 RAZEM 63 620 79 710 34 790 51 450 Model obiegu z wychwytem dwutlenku węgla W przeprowadzonej analizie założono usuwanie w systemie post-combustion z wykorzystaniem metody absorpcji chemicznej. W metodzie absorpcyjnej oczyszczanie spalin następuje w wieżach absorpcyjnych, gdzie dwutlenek węgla reaguje z rozpuszczalnikami chemicznymi tworząc nietrwały związek chemiczny, który następnie ulega rozpadowi pod wpływem ciepła, pozwalając odzyskać pierwotny rozpuszczalnik i strumień. Typowymi rozpuszczalnikami są MEA (monoetanoloamina C 2 H 7 NO), DEA (dwuetanolo amina), amoniak (NH 3 ), węglan potasu (K 2 CO 3 ) oraz inne sorbenty. Proces może być stosowany przy niewielkich stężeniach, odpowiadających jego zawartości w spalinach kotłowych, ale spaliny muszą być wcześniej oczyszczone z dwutlenku siarki, tlenu i węglowodorów. Istotnym parametrem rozpuszczalników jest ich energochłonność określana w odniesieniu do 1 tony wychwyconego. Dostępne obecnie aminy charakteryzują się energochłon nością 2,7 4,2 GJ/t. Zastosowanie w przyszłości mieszanin amin (MEA-MDEA) powinno zredukować energochłonność do 1,2-2,4 GJ/t [1, 5]. Układ służący do procesu absorpcji składa się z dwóch elementów. Pierwszy z nich stanowi absorber, w którym zachodzi wychwytywanie dwutlenku węgla. Drugim urządzeniem jest desorber, w którym następuje desorpcja czyli uwalnianie wcześniej zaabsorbowanego i odzysk sorbentu. Rozpuszczalnik nasycony dwutlenkiem węgla jest poddawany regeneracji poprzez ogrzanie, co wymaga dostarczenia dodatkowego ciepła. Wówczas następuje zerwanie wiązania chemicznego i uwolnienie czystego dwutlenku węgla z rozpuszczalnika. Proces regeneracji sorbentu jest jedną z głównych przyczyn znacznego zmniejszenia sprawności obiegu elektrowni. Związane jest to z dużym poborem ciepła wykorzystywanego w procesie desorpcji. Ciepło może być dostarczane z wykorzystaniem części pary pozyskanej z turbiny powodując, iż produkcja energii elektrycznej może znacznie się zmniejszyć wskutek zmniejszenia przepływu masowego pary przez niskoprężną część turbiny. Wychwycony dwutlenek węgla jest sprężany, oziębiany, skraplany i transportowany na miejsce składowania. Instalacja wychwytywania dwutlenku węgla ze spalin wylotowych wymaga dużej ilości energii. Z tego względu, sens jej stosowania dotyczy jedynie bloków o dużej sprawności. Do obliczeń modelowych, jako porównawczy, przyjęty został układ cieplny bloku z napędem parowym pom- 14 11/2013 www.informacjainstal.com.pl

Tabela 3. Parametry charakteryzujące blok 900 MW Parametr kam. brun. moc brutto, MW 900 kam. brun. moc netto, MW 836,4 820,3 865,2 848,6 sprawność brutto, % 49,10 46,77 47,47 45,21 sprawność netto, % 45,63 42,63 45,64 42,63 py wody zasilającej (obieg T). Z obliczeń bilansowych wykonanych w programie IPSEpro dla obiegu referen cyjnego (obieg T) uzyskano nominalny strumień pary z kotła 2305 t/h, zaś sprawność brutto bloku 47,47% dla węgla kamiennego i 45,21% dla węgla brunatnego. Odpowiednio strumień w spalinach wynosi 174,4 kg/s oraz 221,3 kg/s. W kolejnym kroku analizy dokonano modyfikacji obiegu referencyjnego (obieg T) poprzez zastosowanie zintegrowanego układu wychwytywania i sprężania, w którym zastosowano absorpcyjną instalację CCS z wykorzystaniem amin jako sorbentu. Schemat cieplny bloku wyposażonego w instalację CCS przyjęty do analizy przedstawiono na rys. 2. W standardowych bibliotekach programu IPSEpro nie ma elementów, które pozwalałyby na modelowanie procesu wychwytywania ze spalin. Instalację CCS odwzorowano zatem poprzez wymiennik ciepła (niezbędnego do regeneracji sorbentu) zasilany parą pobieraną z turbiny (blok DESORPCJA). Ważnym zagadnieniem z punktu widzenia sprawności energetycznej bloku jest integracja instalacji CCS z układem cieplnym. Z tego powodu zastosowano odzysk ciepła powstającego w procesie sprężania i wprowadzono je do układu regeneracji niskociśnieniowej. Elementem integracji instalacji CCS z obiegiem jest także odpowiedni dobór temperatury pary dla regeneracji sorbentu. Dla celów niniejszej analizy przyjęto temperaturę 127 C, co odpowiada ciśnieniu 0,247 MPa w stanie nasycenia, natomiast temperaturę po stronie sorbentu na poziomie 122 C. Powyżej tej temperatury może nastąpić termiczny rozkład sorbentu. Założono, że wychwycony dwutlenek węgla będzie sprężany do ciśnienia 10 MPa w celu jego transportu rurociągiem do miejsca składowania. Proces sprężania odbywa się trójstopniowo w połączonych szeregowo sprężarkach (S1 S3), w których stopień sprężania wynosi 3,7. Praca sprężania oraz straty występujące w jej trakcie powodują znaczny wzrost temperatury (do 167 C). Po każdym stopniu sprężania gaz jest schładzany do temperatury 50 C, a uzyskane w ten sposób ciepło może być wykorzystane do podgrzania skroplin w układzie cieplnym elektrowni poprzez wymienniki W2 W4. Odzysk ciepła pozwala na zlikwidowanie upustów w części niskoprężnej turbiny. Ponadto założono, że na wylocie z instalacji służącej do desorpcji, temperatura wynosi 120 C, a ciśnienie 0,2 MPa. W wymienniku W1 następuje schłodzenie przed pierwszym stopniem sprężania S1. Wyniki obliczeń modelowych Rys. 2. Struktura schematu cieplnego bloku z napędem parowym pompy wody zasilającej (TPWZ) oraz instalacją CCS zintegrowaną ze obiegiem cieplnym Obliczenia symulacyjne obiegu cieplnego bloku z instalacją CCS wykonano w konfiguracji obiegu przedstawionej na rys. 2 oraz założeniu, że sprawność tego procesu wynosi 90%, a zapotrzebowanie na ciepło do regeneracji sorbentu wynosi 2,2 GJ/t. Spodziewane znaczne obniżenie sprawności jednostek wytwórczych posiadających instalację CCS powoduje, że optymistyczne zapowiedzi uruchomienia w roku 2020 komercyjnych, pełnoskalowych instalacji CCS, zostały odsunięte w czasie. Zanim zostaną zbudowane instalacje komercyjne, wcześniej pojawią się instalacje demonstracyjne z częściowym wychwytem. Dla celów analizy rozpatrzono jednostkę wytwórczą z pełnym oraz częściowym wychwytem o następujących jednostkowych poziomach emisji : 500 g/kwh, 350 g/kwh. Początkowo założono, że kocioł dostarcza nominalny strumień pary (2305 t/h) wówczas nie ulega zmianie strumień masy paliwa do kotła. W takim przypadku wzrost zapotrzebowania na ciepło przez instalację regeneracji sorbentu pociąga za sobą spadek mocy generatora. Związane jest to z poborem pary do desorpcji, która nie wykona pracy w części NP turbiny. Rozpatrywane obiegi charakteryzują się ubytkiem mocy brutto bloku wskutek przyjęcia założenia stałego wydatku pary z kotła i poborem pary przez instalację CCS do regeneracji sorbentu. Ubytek mocy elektrycznej turbozespołu wskutek poboru pary do regeneracji sorbentu wynosi 62,2 i 76,8 MW odpowiednio dla węgla kamiennego i brunatnego. Spadek sprawności brutto wynosi zaś 3,28 oraz 3,85 punktu procentowego. Dla zrekompensowania ubytku mocy i uzyskania mocy brutto 900 MW konieczne jest zwiększenie wydajności kotła. W dalszej analizie rozpatrzono następujące układy i oznaczenia: obieg CCS-1 obieg z turbinowym napędem PWZ, z instalacją CCS o energochłonności procesu desorpcji 2,2 GJ/t, o wydajności kotła 2305 t/h i z ubytkiem mocy generatora oraz pełnym wychwytem ; obieg CCS-2 obieg z turbinowym napędem PWZ, z instalacją CCS o energochłonności procesu desorpcji 2,2 GJ/t 900 MW oraz pełnym wychwytem ; obieg CCS-3 obieg z turbinowym napędem PWZ, z instalacją CCS o energochłonności procesu desorpcji 2,2 GJ/t 900 MW i częściowym wychwytem do poziomu jednostkowej emisji 350 g/kwh; obieg CCS-4 obieg z turbinowym napędem PWZ, z instalacją CCS o energochłonności procesu desorpcji 2,2 GJ/t 900 MW i częściowym wychwytem do poziomu jednostkowej emisji 500 g/kwh. Sprężanie wymaga napędu sprężarek, moc elektryczna pobierana przez napędzające je silniki dla obiegów CCS-2 wynosi: dla bloku na kamienny 15

Ź P SP = 58,6 MW, dla bloku na brunatny P SP = 75,7 MW. Oprócz sprężarek, instalacja CCS wymaga zastosowania dodatkowych urządzeń dla potrzeb własnych w postaci wentylatorów i pomp w układzie absorpcji i regeneracji sorbentu. Całkowitą moc pobieraną w układzie wychwytywania oszacowano następująco: dla bloku na kamienny P CCS = 71,6 MW, dla bloku na brunatny P CCS = 92,5 MW. Analogicznie jak dla obiegów referencyjnych określono moce elektryczne poszczególnych grup urządzeń dla potrzeb własnych. Ponieważ w obiegach CCS 2 CCS 4 zwiększyły się wydajności kotła i strumienie innych czynników roboczych, zatem wzrosło zapotrzebowanie na moc dla pozostałych urządzeń. W analizowanych obiegach z częściowym wychwytem oczyszczaniu w instalacji CCS (z 90% sprawnością) podlegają następujące części strumienia spalin: dla węgla kamiennego 33,8% oraz 57,8% (odpowiednio dla emisji 500 i 350 g/kwh), dla węgla brunatnego 51,4% oraz 69,9% (odpowiednio dla emisji 500 i 350 g/ kwh). Dla rozpatrywanych obiegów dokonano porównania wskaźników charakteryzujących poszczególne warianty. Wskaźniki zamieszczono w tablicy 4. Wskaźniki poszczególnych obiegów na kamienny zilustrowano na wykresach (rys. 3) Tabela 4. Porównanie obiegów na kamienny i brunatny E T CCS-1 CCS-2 CCS-3 CCS-4 CCS nie nie tak tak tak tak energochłonność CCS, GJ/t - - 2,2 2,2 2,2 2,2 kamienny emisja, kg/kwh 0,674 0,698 0,075 0,075 0,35 0,5 moc brutto, MW 900 900 837,8 900 900 900 moc netto, MW 836,4 865,2 738,0 792,9 824,3 841,5 moc potrzeb własnych, MW 63,6 34,8 99,8 107,1 75,7 58,5 sprawność brutto, % 49,10 47,47 44,19 44,19 45,40 46,09 sprawność netto, % 45,63 45,64 38,92 38,92 41,58 43,09 wydajność kotła, t/h 2228 2305 2305 2476 2410 2374 strumień masy paliwa, kg/s 76,84 79,48 79,48 85,38 83,11 81,87 brunatny emisja, kg/kwh 0,856 0,885 0,097 0,097 0,35 0,5 moc brutto, MW 900 900 823,2 900 900 900 moc netto, MW 820,3 848,6 689,3 753,7 783,7 801,6 moc potrzeb własnych, MW 79,7 51,4 133,9 146,3 116,3 98,4 sprawność brutto, % 46,77 45,21 41,36 41,36 42,40 43,04 sprawność netto, % 42,63 42,63 34,63 34,63 36,92 38,33 wydajność kotła, t/h 2228 2305 2305 2520 2458 2421 strumień masy paliwa, kg/s 251,6 260,3 260,3 284,5 277,6 273,4 Rys. 3. Porównanie obiegów: moc brutto, netto i potrzeb własnych, jednostkowa emisja, sprawności brutto i netto dla obiegów na kamienny Podsumowanie Zastosowanie instalacji CCS pociąga za sobą spadek sprawności bloku i duży wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną przez potrzeby własne. Ubytek sprawności bloku wyposażonego w absorpcyjną instalację CCS zależy od energochłonności zastosowanego sorbentu. Wdrożenie instalacji CCS w energetyce wymaga znacznych nakładów inwestycyjnych i spowoduje wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej. W ostatnich latach zaniechano, bądź odłożono w czasie realizację kosztownych, demonstracyjnych instalacji CCS (Bełchatów, Longannet, Jänschwalde). W ramach współfinansowanego przez NCBiR Programu Strategicznego Zaawansowane technologie pozyskiwania energii, zbudowano pierwszą w Polsce mobilną, pilotową instalację do wychwytu. W lipcu 2013 roku Parlament Europejski zgodził się na wycofanie z rynku 900 mln uprawnień do emisji, co spowoduje wzmocnienie bodźców ekonomicznych do prac nad rozwojem technologii CCS. 16 11/2013 www.informacjainstal.com.pl

LITERATURA [1] Praca zbiorowa pod redakcją T. Chmielniaka i A. Ziębika: Obiegi cieplne nadkrytycznych bloków weglowych, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2010. [2] Wang M., Lawal A., Stephenson P., Sidders J., Ramshaw C.: Post-combustion capture with chemical absorption: A state-of-the-art review. Chemical Engineering Research and Design, 89 (2011), s. 1609 1624 [3] Rakowski J.: Perspektywiczne możliwości ograniczania emisji z elektrowni węglowych, Energetyka nr 4/2010. [4] Sztekler K., Panowski M., Klajny R.: Analiza adsorpcyjnego układu oczyszczania spalin kotłowych na potrzeby sekwestracji dwutlenku węgla. Systems, vol. 14, 2010, s. 186-192. [5] Romeo L.M., Espatolero S., Bolea I.: Designing a supercritical steam cycle to integrate the energy requirements of amine scrubbing, International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 2, Issue 4, October 2008, s. 563-570. [6] Łukowicz H., Mroncz M.: Analysis of the possibilities of steam extraction from a condensing 900 MW turbine for the carbon dioxide separation system. Archiwum Energetyki, tom XLII (2012), nr 3-4, s. 71-84. [7] Kotowicz J., Janusz-Szymańska K.: Influence of separation on the efficiency of the supercritical coal fired power plant. Rynek Energii 94 (2011), 3, s. 53-56. Przedstawione w pracy wyniki zostały uzyskane w badaniach współfinansowanych przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w ramach umowy SP/E/1/67484/10 Strategiczny Program Badawczy Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: Opracowanie technologii dla wysokosprawnych zeroemisyjnych bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem ze spalin. 17