EKOOGICZNY EFEKT SPRZĘŻENIA NADKRYTYCZNEGO BOKU WĘGOWEGO Z INSTAACJĄ TURBINY GAZOWEJ Autorzy: Łukasz Bartela, Anna Skorek-Osikowska ( Rynek Energii kwiecień 010) Słowa kluczowe: nadkrytyczne bloki węglowe, nadbudowa turbiną gazową, nadkrytyczny kocioł odzyskowy Streszczenie. W artykule przedstawiono wyniki obliczeń termodynamicznych dla układu, w którym dokonano nadbudowy nadkrytycznego bloku węglowego (SCPP, tzw. bloku referencyjnego) przez instalację turbiny gazowej wraz z układem odzysku ciepła. Prócz turbiny gazowej komponentami wchodzącymi w zespół nadbudowy był nadkrytyczny kocioł odzyskowy oraz dwa spalinowe wymienniki ciepła. Obecność wymienników pozwoliła na zastąpienie regeneracji ciepła w części parowo-wodnej bloku i w konsekwencji uzyskanie większej mocy generowanej przez zespół turbiny parowej. Dla bloku referencyjnego oraz przyjętej struktury dwupaliwowego układu hybrydowego (MFC) określono wskaźniki oceny efektywności termodynamicznej oraz ekologicznej w tym przypadku w kontekście emisji podstawowego gazu cieplarnianego jakim jest ditlenek węgla. Badania przeprowadzono dla określonego modelu turbiny gazowej - GE MS9171. W analizie uzmienniano poziomy dwóch, zdefiniowanych w treści artykułu, stopni zastąpienia regeneracji. Wartości wyznaczanych wskaźników efektywności termodynamicznej oraz ekologicznej uzyskanych dla dwóch wybranych stopni zastąpienia regeneracji zestawiono z wartościami wskaźników określonych dla trzech alternatywnych technologii, tj.: nadkrytycznego bloku węglowego zintegrowanego z instalacją CCS (SCPP+CCS), układem turbin gazowych (SCGT) oraz kombinowanym blokiem gazowo-parowym (CCGT). 1. WPROWADZENIE W Polsce produkcja energii elektrycznej w 95% oparta jest na wykorzystaniu węgla [3]. Popularność tego paliwa wynika przede wszystkim z jego ogólnej dostępności oraz stosunkowo niskiej ceny. Dynamicznie wzrastające w ostatnich latach wymogi ekologiczne są odpowiedzialne jednak za istotne przewartościowania jeśli chodzi o popularność poszczególnych technologii energetycznych i tym samym spadek popularności konwencjonalnych technologii węglowych. Obecnie ogromny nacisk kładzie się na ograniczenie emisji ditlenku węgla i w związku z tym promowanie instalacji jego wychwytu i składowania (CCS, ang. Carbon Capture and Storage). Wychwyt ditlenku węgla może być realizowany na kilka sposobów, między innymi w procesie: adsorpcji, absorpcji, separacji kriogenicznej i membranowej. Wciąż istniejące bariery techniczne, ekonomiczne i prawne powodują jednak, iż żadna z wymienionych technologii najprawdopodobniej nie będzie gotowa do komercyjnego wdrożenia przed rokiem 05. Inną atrakcyjną metodą ograniczania emisji szkodliwych substancji, w tym przypadku jednak pozwalającą na zwiększenie energetycznej sprawności wytwarzania energii elektrycznej, jest nadbudowa bloków węglowych turbiną gazową, która prowadzi do budowy tzw. hybrydowych układów wielopaliwowych (MFC ang. Multi-Fuel ybryd Cycle). Układy te cechują się przede wszystkim niską emisją zanieczyszczeń, wysoką sprawnością produkcji energii elektrycznej, wysoką elastycznością paliwową, czy też zmniejszonymi kosztami eksploatacyjnymi [5,6]. Stosowną klasyfikację technologii nadbudowy przedstawiono w [,9].. CARAKTERYSTYKA DWUPAIWOWEGO UKŁADU YBRYDOWEGO Badany układ hybrydowy powstał przez nadbudowę nadkrytycznego bloku węglowego. Bloki nadkrytyczne stanowią obecnie w Polsce najbardziej rozwijaną technologię generowania energii elektrycznej. W przypadku tych układów dzięki znacznie wyższym sprawnościom konwersji energii pierwotnej paliw węglowych na energię użyteczną bloki te pozwalają na znaczne ograniczenie jednostkowej emisji
gazów szkodliwych. Rozwijane technologie CCS mają w przyszłości stanowić dopełnienie dla dziś budowanych bloków nadkrytycznych. Na rys. 1 przedstawiono schemat układu referencyjnego nadkrytycznego bloku węglowego (obszar niezaciemniony) wraz z koncepcją jego nadbudowy turbiną gazową (obszar zaciemniony). Koncepcja bloku referencyjnego odpowiada współczesnym strukturom bloków nadkrytycznych. W skład układu wchodzą: nadkrytyczny kocioł węglowy (SCB) z wtórnym przegrzewaczem pary, turbina parowa (ST), generator energii elektrycznej (G), kondensator (CND), pompy skroplin oraz kondensatu, odgazowywacz (DA), schładzacz pary (SC) oraz 7 wymienników regeneracyjnych zasilanych parą z upustów turbiny parowej. Cztery wymienniki realizują podgrzew skroplin (R - zasilane parą z części niskoprężnej), a 3 podgrzew wody zasilającej (R - zasilane parą z części wysoko- i średnioprężnej turbiny). Blok referencyjny charakteryzują następujące podstawowe wielkości: moc elektryczna brutto: 60,0 MW sprawność bloku brutto: 0,48 sprawność bloku netto: 0,44 ciśnienie pary pierwotnej: 8,5 MPa temperatura pary pierwotnej: 600 C temperatura pary wtórnej: 60 C ciśnienie w skraplaczu: 5 kpa sprawność kotła węglowego: 0,95 sprawności wewnętrzne wszystkich grup stopni turbiny parowej: 0,90 sprawności pomp: 0,85 Rys. 1. Struktura nadbudowy układu referencyjnego Bazując na wcześniejszych pracach [8,9] za rozwiązanie mogące być ciekawą alternatywą wobec bloku referencyjnego uznano układ stanowiący blok referencyjny nadbudowany przez turbinę gazową wraz z trzypoziomowym układem odzysku ciepła ze spalin ją opuszczających. Jak pokazano to na rys. 1 na trzy poziomowy system odzysku ciepła składa się: nadkrytyczny kocioł odzyskowy (SRSG), wysokoprężny wymiennik spaliny/woda zastępujący wysokoprężne wymienniki regeneracyjne (E) oraz niskoprężny wymiennik spaliny/woda zastępujący niskoprężne wymienniki regeneracyjne (E). Układy
równoległe zawierające w swojej strukturze nadkrytyczny obieg parowy nie były do tej pory stosowane w praktyce. Niewątpliwie innowacyjnym elementem tego typu instalacji jest kocioł odzyskowy pracujący przy nadkrytycznych parametrach pary. W literaturze spotyka się propozycje rozwiązań technicznych oraz przykłady obliczeń symulacyjnych takich kotłów [1,4]. W prowadzonej analizie przez nadbudowę rozumieć należy nie tyle fizyczną nadbudowę istniejącego układu, co odpowiednie sprzężenie technologii zgodnie z założoną strukturą, przy którym skalowaniu podlegać mogą również komponenty bloku referencyjnego. W prowadzonych badaniach nad układem MFC wykorzystano turbinę GE MS9171, którą w warunkach nominalnych charakteryzują następujące podstawowe parametry pracy: stosunek ciśnień w sprężarce: 1,3 temperatura spalin na wlocie do turbiny: 1180,3 C temperatura spalin na wylocie z turbiny: 54,9 C sprawność turbiny gazowej: 0,33 sprawność wewnętrzna sprężarki: 0,90 sprawność wewnętrzna turbiny: 0,9 W obliczeniach układu z turbiną gazową jako paliwo wykorzystano gaz ziemny o składzie: (C 4 )=0,9733, (N )=0,0086, (C 6 )=0,0081, (C 3 8 )=0,0046, (CO )=0,008, (C 4 10 )=0,006, oraz umowne parametry otoczenia zgodne z ISO, tj.: t I =15ºC, p I =101,3 kpa, I =60%. W przypadku nadkrytycznego kotła odzyskowego zdecydowano się na konstrukcję jednociśnieniową. W strefie wysokich temperatur równolegle do wymienników części nadkrytycznej zabudowany jest wtórny przegrzewacz pary. Temperatury oraz cieśnienia czynników roboczych odpowiadają parametrom czynników odbierających ciepło w kotle węglowym. Chęć osiągnięcia określonych temperatur pary świeżej oraz pary wtórnie przegrzanej z uwagi na ograniczony poziom temperatury spalin opuszczających turbinę gazową wymaga zastosowania systemu dopalania. Założono, iż dopalanie realizowane jest oddzielnie na dwóch strumieniach spalin, tj. na strumieniu spalin trafiających do wtórnego przegrzewacza pary (tutaj paliwo doprowadzane jest dla osiągnięcia temperatury pary przegrzanej na poziomie 60 C, przy założeniu efektywności wymiennika na poziomie 0,9) oraz strumieniu spalin trafiających do wymienników części nadkrytycznej. Spaliny przepływające przez przegrzewacz wtórny po jego opuszczeniu mieszają się ze spalinami opuszczającymi część nadkrytyczną. Dla ograniczenia strat egzergii mieszaniu podlegają spaliny o tych samych temperaturach. Dla części nadkrytycznej kotła odzyskowego założono spiętrzenie temperatur na gorącym końcu równe 30 K (w związku z tym do systemu dopalania doprowadzane jest paliwo w ilości pozwalającej na osiągnięcie temperatury spalin na poziomie 630 C) oraz minimalne przewężenie temperatur (pinch point) na poziomie 10 K. W części nadkrytycznej modelu kotła odzyskowego wprowadzono podział na 0 sekcji. Każda sekcja modelowana była dla uzyskania stałego przyrostu temperatury pary/wody ( T=15,5 K). Umożliwiło to uzmiennienie pojemności cieplnej pary/wody oraz spalin od temperatury oraz ciśnienia i w konsekwencji uzyskanie krzywoliniowych przebiegów temperatur tych czynników w funkcji strumienia ciepła przekazywanego w kotle odzyskowym. Dla zamodelowania kotła odzyskowego zgodnie z przedstawionymi założeniami konieczne było doprowadzenie do niego odpowiednich strumieni wody zasilającej oraz pary opuszczającej wysokoprężną część turbiny parowej. Założono przy tym, iż stosunek mocy cieplnych przegrzewacza wtórnego oraz części nadkrytycznej jest taki sam jak ma to miejsce w przypadku kotła węglowego, zarówno w przypadku bloku referencyjnego, jak i po jego nadbudowie.
Dla przedstawionych założeń odnoszących się do kotła odzyskowego przy jego współpracy z wybraną turbiną gazową określono strumień wody zasilającej kocioł odzyskowy. Wyniósł on 5,08 kg/s. Dzięki znajomości temperatur czynników w odpowiednich charakterystycznych punktach układu (pkt. 1, 3, 40, 78 rys. 1) możliwe było określenie strumienia pary przepływającej przez wtórny przegrzewacz kotła odzyskowego. Wyniósł on 44,40 kg/s. Wymienniki zabudowane na strumieniu spalin opuszczających kocioł odzyskowy pozwalały na częściowe zastąpienie regeneracji wysoko-, jak i niskoprężnej. W analizie uzmienniono stopnie zastąpienia obu poziomów regeneracji (od 0 do maksymalnie 1), które odpowiednio zdefiniowano zależnościami: r m& 7' =, (1) m& 7 r m& 65' =. () m& 65 Założono przy tym, że zabudowane wymienniki spalinowe pozwalają na podgrzew wody do temperatury odpowiadającej temperaturze do jakiej podgrzewana jest woda w wymiennikach regeneracyjnych, tj. t 75' = t75, t 70' = t70. Przyjęto również, iż efektowność każdego z wymienników nie może ε ε 0,95, natomiast temperatura spalin opuszczających E = gr E gr osiągnąć wartości powyżej ( ) ( ) = wymienniki nie może być niższa od poziomu granicznego ( t ) = VIII gr 85 C. W przypadku zwiększania stopnia zastąpienia wymienników regeneracyjnych wysokoprężnych r, dla określonego obciążenia kotła węglowego, maleje strumień pary upustowej zasilającej te wymienniki. Z uwagi na warunek utrzymania niezmiennego (w odniesieniu do układu referencyjnego) stosunku mocy cieplnej przegrzewacza wtórnego do mocy cieplnej części nadkrytycznej strumień pary nadmiarowej nie podlegał wtórnemu przegrzewowi, ale łączył się z parą wtórnie przegrzaną po odpowiednim zdławieniu przed wlotem do części IP turbiny parowej.układ hybrydowy modelowano dla osiągnięcia mocy netto równej mocy netto bloku referencyjnego: ( ) = ( N ) 546,5 MW N. (3) el, MFC n el,ref = n Wobec tego nadbudowa daną turbiną gazową oraz określoną konfiguracją wymienników wchodzących w skład układu odzysku ciepła prowadziła do odpowiedniego zmniejszenia mocy turbiny parowej. Moc ta wynikała z zależności: elst, MFC ( N el,mfc ) N elgt,mfc N elpw, MFC N = +. (4) n Dla osiągnięcia wymaganej mocy turbiny parowej, przy określonych założeniach dla danych wartości wielkości r i r skalowaniu podlegała moc cieplna kotła węglowego. Założono, iż zmiana wielkości kotła węglowego nie wpływa na zmianę sprawności urządzenia. Obliczenia realizowane były iteracyjnie. 3. WSKAŹNIKI OCENY Dla oceny efektu termodynamicznego oraz ekologicznego nadbudowy nadkrytycznego bloku węglowego turbiną gazową zgodnie ze strukturą pokazaną na rys. 1 oraz założeniami przedstawionymi w punkcie posłużono się następującymi wskaźnikami:
sprawność przyrostowa wykorzystania dodatkowego paliwa gazowego: E& ch c ( ηel,ref ) n η =, (5) E& ch g redukcja emisji CO uzyskana dzięki wprowadzeniu dodatkowego paliwa gazowego, wyrażona w kgco /kj chg E& ch g eco,g E& ch c eco,c γ CO =, (6) & E ch g emisja jednostkowa CO z bloku wielopaliwowego, wyrażona w MgCO /MWh el E& ch w eco,c + E& ch g eco,g ε =, (7) gdzie: E & CO N E & ch = E& c ( el,mfc ) n - zmiana energii chemicznej paliwa węglowego w stosunku do układu referencyjnego, E& η - sprawność wytwarzania energii elektrycznej netto w układzie ), ( el,ref ) n ( ch c ch c,mfc ch c, REF referencyjnym, e CO - emisja jednostkowa CO obciążająca jednostkę energii chemicznej paliwa (g gazu, c węgla), E & ch g strumień energii chemicznej gazu. Sprawność przyrostowa, która dla przedstawionych założeń zdefiniowana jest zależnością (5) wykorzystywana jest często w analizach układów wielopaliwowych. W obliczeniach założono, iż węgiel zaoszczędzony (w odniesieniu do układu referencyjnego) dzięki wprowadzeniu paliwa gazowego wykorzystywany jest w układzie autonomicznym o takiej samej sprawności energetycznej netto co układ referencyjny. Z uwagi na fakt, iż w mianowniku zależności (5) występuje strumień energii chemicznej paliwa gazowego sprawność przyrostowa służyć może porównaniu bloku wielopaliwowego z układami wykorzystującymi wyłącznie paliwo gazowe. Zdefiniowana zależnością (6) redukcja emisji CO będąca następstwem sprzężenia technologii jest wielkością określającą ekologiczny efekt przejścia na wielopaliwowość. Emisja jednostkowa (7) wyraża ilość wyemitowanego CO na jednostkę produkcji energii elektrycznej netto. Wielkość wykorzystywana jest dla określania ekologicznego potencjału rozpatrywanej technologii. Służyć może jako miara oceny przy porównywaniu różnych technologii energetycznych opartych na wykorzystaniu paliw węglowych oraz węglowodorowych. W przypadku referencyjnego układu SCPP ε CO = 0,7944 MgCO /MWh el. 4. REZUTATY Z PRZEPROWADZONYC BADAŃ Na rys. przedstawiono izolinię wartości dla trzech wskaźników oceny zdefiniowanych przez zależności (5)-(7). Przy wykorzystaniu w układzie MFC turbiny gazowej GE MS9171 nie jest możliwe całkowite zastąpienie regeneracji wysokoprężnej oraz zastąpienie regeneracji niskoprężnej ( r = 1, r = 1). Przeszkodą ku temu są przyjęte ograniczenia dla temperatury spalin opuszczających układ wymienników ciepła E oraz E, jak również ograniczenie nałożone na efektywność wymiennika E. W przypadku braku odbioru ciepła od spalin dla zastąpienia regeneracji ( r = 0, r = 0), a więc funkcjonowaniu w układzie odzysku ciepła wyłącznie nadkrytycznego kotła odzyskowego SRSG dla wskaźników wyrażonych zależnościami (5), (6) i (7) uzyskano odpowiednio
wartości: 0,469, 0,1593 kgco / kj ch g, 0,6643 MgCO / MWh el. Ekstremalne wartości (najlepsze z termodynamicznego oraz ekologicznego punktu widzenia) uzyskano dla r = 0, 434, r = 4, 333 przy granicznych wartościach temperatury spalin ( ε i wyniosły one 0,5399, ) gr VIII 0,1749 kgco / kj ch g, 0,618 MgCO / MWh el. t oraz efektywności ( E ) gr W dalszej części analizy dokonano porównania efektu termodynamicznego oraz ekologicznego sprzężenia bloku SCPP z instalacją turbiny gazowej i w konsekwencji stworzenia układu MFC z innymi popularnymi technologiami energetycznymi wykorzystującymi jako paliwo węgiel, bądź gaz ziemny. W tym celu dokonano odpowiednich obliczeń, bądź też zaczerpnięto dane z literatury przedmiotu. Celem tego było zestawienie najważniejszych wskaźników określających efektywność termodynamiczną oraz ekologiczną przedmiotowego układu MFC z wartościami tych wskaźników określonych dla najpopularniejszych, alternatywnych technologii rozpatrywanych w obrębie energetyki zawodowej. W przypadku układu MFC wartości zestawione w formie słupków na rys. 3 i rys. 4 uzyskano dla r = 0,401, r = 4, 585, dla których to stopni zastąpienia regeneracji uzyskano wartości temperatury t = oraz efektywność wymiennika wysokociśnieniowego E ε = 0,90. spalin VIII ( t VIII ) gr E Dodatkowych obliczeń dokonano dla następujących technologii energetycznych: nadkrytycznego bloku węglowego współpracującego z membranową instalacją wychwytu ditlenku węgla (SCPP+CCS, rezultaty zaczerpnięto z [7]), prostego układu turbin gazowych opartego na wykorzystaniu turbiny o parametrach pracy odpowiadających maszynie GE MS9171 (SCGT), kombinowanego układu gazowo-parowego opartego na wykorzystaniu turbiny gazowej o parametrach pracy odpowiadających maszynie GE MS9171 (CCGT) rozpatrzono układ z kotłem odzyskowym trójciśnieniowym. Układ referencyjny SCPP charakteryzuje się zdecydowanie najwyższym wskaźnikiem emisji jednostkowej. Sprzężenie tego układu z membranową instalacją CCS (SCPP+CCS) pozwala na osiągnięcie bardzo niskiej wartości emisji jednostkowej (0,0905 MgCO /MWh el ), ale okupione jest istotnym spadkiem sprawności netto (o 8,01 punktów procentowych). Powodem tego jest znaczny wzrost zapotrzebowania na energię potrzeb własnych wynikającą z konieczności napędu pompy próżniowej oraz sprężarek mających za zadanie przygotować wychwycony CO do transportu oraz składowania. Nadbudowa układu SCPP turbiną gazową oraz układem odzysku ciepła ze spalin opuszających tę maszynę pozwala na wzrost sprawności brutto oraz sprawności netto w odniesieniu do układu referencyjnego - odpowiednio o,04 oraz 3,46 punktu procentowego. Osiągnięcie wyższego przyrostu w przypadku sprawności netto wynika ze znacznego zmniejszenia energetycznych potrzeb własnych dla układu MFC. Jest to skutkiem przede wszystkim zmniejszenia potrzeb własnych związanych z gospodarką węglową (napęd młynów węglowych, wentylatora ciągu w kotle węglowym). Przejście na dwupaliwowość bardzo istotnie zmniejsza jednostkową emisję ditlenku węgla. Osiągnięto tutaj wartość, która jest tylko nieznacznie wyższa od emisji jednostkowej jaką charakteryzowała by się praca autonomicznych turbin gazowych (SCGT). Porównania tego typu mogą mieć charakter teoretyczny, bowiem inwestycje w układy SCGT w tym zakresie mocy mogą być rozpatrywane wyłącznie dla produkcji energii elektrycznej w szczycie zapotrzebowania.
Rys.. Wpływ stopnia zastąpienia regeneracji wysoko- ( r ) i niskoprężnej ( r ) na sprawność przyrostową ( η ), redukcję emisji CO ( γ CO ) oraz emisji jednostkową CO ( ε ) CO, MFC Rys. 3. Sprawności brutto oraz netto analizowanych układów
Rys. 4. Emisja jednostkowa CO dla analizowanych układów Z rozpatrywanych technologii najefektywniejszym pod względem termodynamicznym jest układ CCGT. Niska wartość sprawności brutto, jak na rozwiązanie z kotłem trójciśnieniowym, wynika z zastosowania w nim turbiny gazowej o stosunkowo niskiej sprawności, tj. 0,33. Osiągana sprawność netto dla układu CCGT, tj. 0,556 jest niższa od sprawności przyrostowej osiągniętej dla układu MFC, tj. 0,5386. Fakt ten potwierdza termodynamiczną zasadność sprzężenia układu SCPP z instalacją turbiny gazowej oraz trójpoziomowym układem odzysku ciepła. 5. PODSUMOWANIE Przedstawione rezultaty oraz wnioski z przeprowadzonych badań pozwalają na określenie technologii MFC mianem technologii o wysokiej efektywności energetycznej. Niewątpliwie o wdrożeniu dwupaliwowych układów gazowo-węglowych w polskim systemie elektroenergetycznym decydować będzie analiza ekonomiczna. Należy spodziewać się tutaj kluczowego znaczenia dwóch czynników, tj. ceny gazu ziemnego oraz ceny pozwoleń do emisji CO. Ze względu na to, że jednostkowa emisja CO obciążająca paliwo gazowe jest znacznie mniejsza w stosunku do emisji z węgla należy się liczyć z korzystnym wpływem nadbudowy na całkowity koszt zakupu pozwoleń do emisji. Dalsze ograniczenie emisji CO w rozpatrywanej technologii dwupaliwowej będzie możliwe wraz z rozwojem układów wychwytu i składowania CCS, włącznie z mniej energochłonnymi technologiami wychwytu CO przed procesem spalania (pre-combustion), szczególnie predysponowanymi dla paliw gazowych. ITERATURA [1] Alobaid F., Strohle J., Epple B., Kim.G.: Dynamic simulation of a supercritical once-through heat recovery steam generator during load changes and start-up procedures. Applied Energy 86 (009) 174 18 [] Bartela Ł., iszka M.: Szeregowe sprzężenie nadkrytycznego bloku węglowego z instalacją turbiny gazowej. Rynek Energii, Nr 6(85), 009, s.111-116. [3] Chmielniak T., Trela M.: Diagnostics of New-generation Thermal Power Plants. IFFM Publishers. Gdańsk 008
[4] Dumont M.N, elen G.: Mathematical modelling and design of an advanced once-through heat recovery steam generator. Computers and Chemical Engineering 8 (004) 651 660. [5] ansen S., Jensen S.E.: ybrid units at Map Ta Phut are first of a kind, Modern Power Systems, August 000. [6] ansen S., Sørensen.D.: Process design and optimization of the Avedore multifuel power plant, Proceedings of the 16th International Conference on Efficiency, Costs, Optimization, and Environmental Impact of Energy Systems ECOS, Copenhagen003. [7] Kotowicz J., Chmielniak T., Janusz-Szymańska K.: The Influence of Membrane CO Separation on the Efficiency of a Coal-fired Power Plant. Energy, 35(010):841 850. [8] Kotowicz J., iszka M., Bartela Ł.: Simulation Analysis of Multi-fuel ybrid Cycles. Proceedings of the 6th International Pittsburgh Coal Conference, September 0-3, 009, Pittsburgh, PA, USA. [9] Ziębik A., Kotowicz J., iszka M., Bartela Ł.: Układy kombinowane z instalacjami turbin gazowych (układy równoległe i szeregowe). PBZ nadkrytyczne bloki węglowe. PBZ MEiN 4//006, temat: I..4/, Gliwice 008. ECOOGIC EFFECT OF SUPERCRITICA COA FIRED UNIT CONNECTION WIT GAS TURBINE INSTAATION Key words: supercritical coal fired power plant, repowering with gas turbine installation, supercritical heat recovery steam generator Summary. The paper shows the results of calculations for a concept assuming the connection of the supercritical coal-fired power plant (SCPP, so-called reference unit) with the gas turbine installation and heat recovery system. The components of this system were: a supercritical heat recovery steam generator and two flue-gases heat exchangers used for preheating of condensate and of feed water. The presence of heat exchangers permits to replace regeneration and to obtain in consequence higher nominal power rating of steam turbine. For the reference unit and assumed structure of multi-fuel hybrid cycle (MFC) the key indicators of the thermodynamic and ecologic evaluation were defined. The analyses were carried out for assumed gas turbine model, i.e. GE MS9171. In the course of investigation the levels of defined in the paper ratios of regeneration replacement were changed. The values of thermodynamic and ecologic effectiveness obtained for two specified values of regeneration replacement ratios were compared with values of effectiveness indicators obtained for reference unit and 3 alternative technologies. These technologies were: supercritical coal-fired power plant integrated with CCS installation (SCPP+CCS), simple cycle gas turbine (SCGT) and combined cycle gas turbine (CCGT). Praca naukowa finansowana ze środków na naukę w latach 007-009 jako projekt badawczy zamawiany PBZ-MEiN-4//006. Łukasz Bartela, dr inż. Jest asystentem w Zakładzie Miernictwa i Automatyki Procesów Energetycznych w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, 44-100 Gliwice. E-mail: lukasz.bartela@polsl.pl Anna Skorek-Osikowska, dr inż. Jest adiunktem w Zakładzie Miernictwa i Automatyki Procesów Energetycznych w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, 44-100 Gliwice. E-mail: anna.skorek@polsl.pl