Elektrownie opalane węglem bez emisji CO 2

1 Elektrownie opalane węglem bez emisji CO 2 Autorzy: Tadeusz Halawa, Ludwik Harasimowicz - Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. ( Energetyka grudzień 2008) Zmiany klimatyczne stanowią wyzwanie do ograniczania emisji gazów cieplarnianych. W związku z tym w Unii Europejskiej są zaostrzane przepisy dotyczące ograniczania emisji CO 2 i innych szkodliwych dla otoczenia gazów i pyłów emitowanych do atmosfery, głównie przez elektrownie spalające węgiel kamienny i brunatny. W wielu krajach od lat prowadzone są działania mające na celu zwiększenie sprawności elektrowni spalających węgiel i gaz, co w pewnym zakresie ogranicza emisję CO 2 [1]. Komisja Europejska w 2005 r. powołała Platformę Technologiczną TP ZEP (European Technology Platform on Zero Emission Fosil Fuel Power Plants). Ma ona funkcjonować do 2020 r. Potwierdza to wiodącą rolę Unii Europejskiej w zakresie redukowania emisji CO 2 w celu ograniczania globalnego ocieplania. Zadaniem jej jest wspieranie placówek badawczych i przedsiębiorstw wdraŝających nowe rozwiązania techniczne związane ze wzrostem sprawności elektrownii oraz demonstrowanie nowych instalacji na drodze do budowania elektrowni z prawie zerową emisją CO 2 co autorzy określają bez emisji CO 2 [2]. W Karcie Energetycznej wydanej 10.01.2007 Komisja Europejska m.in. odniosła się do problemu emisji CO 2 przez elektrownie węglowe stwierdzając, Ŝe nowe obiekty energetyczne na paliwa kopalne budowane po roku 2020 będą musiały stosować technologie CCT (Clean Coal Technology), co oznacza stawianie w elektrowniach instalacji do wychwytywania transportu i składowania CO 2 [3]. Platforma Technologiczna TP-ZEP ma wpływ na przyspieszanie wdroŝeń do produkcji nowoczesnych urządzeń i instalacji dla elektrowni spalających węgiel dzięki wspieraniu z funduszy UE placówek badawczych i wykonawców nowych konkurencyjnych rozwiązań technologicznych wdraŝanych do produkcji. Tabela 1 przedstawia obecnie dopuszczalne wartości emisji do atmosfery SO 2, NO x, CO 2 i pyłu oraz przewidywane na przyszłość moŝliwe ich zmniejszenie. Dotyczy to elektrowni spalających pył węglowy (PCC Pulwerised Coal Combustion) i elektrownie w technologii IGCC (Integrated Generation Combustion Cycle) [4]. Wartości te zaproponowano na podstawie śledzonego postępu

2 technologicznego w tym zakresie. Nie został podany termin osiągnięcia proponowanych ograniczonych wartości gazów i pyłu emitowanych do atmosfery w odniesieniu do technologii PCC ze spalaniem paliwa w tlenie jak i technologii zgazowania IGCC. Pierwszy wiersz tabeli 1 dotyczy obecnie dopuszczalnych wartości koncentracji zanieczyszczeń emitowanych do elektrowni w technologii PCC; wiersz drugi dotyczy technologii IGCC. Następne dwa odnoszą się do elektrowni, które będą stosować technologię ze spalaniem paliwa w tlenie z zerową emisją CO 2 PCC-ZET oraz zgazowania węgla w tlenie IGCC-ZET (Zero Emision Technology), co ułatwia wychwytywanie CO 2 ze spalin w celu uzyskania prawie zerowej emisji CO 2. Tabela 1. Obecnie dopuszczalne wartości koncentracji emisji zanieczyszczeń i proponowane ich zmniejszenie przy 6% nadmiarze O 2 w spalinach przy powietrznym i tlenowym spalaniu węgla [4] emisja w spalinach Technologia SO 2 mg/m 3 PCC 100-200 usuwalne w 98% IGCC usuwalne w 98-99% PCC-ZET tymczasowo tymczasowo usuwalne w <100 <100 80% moŝliwe <30 moŝliwe <50 IGCC-ZET <25 <25 >80% usuwalne NO x CO 2 cząstki stałe mg/m 3 mg/m 3 mg/m 3 100-200 700-900 10-25 <75 <1 Uwagi spalanie powietrzne (obecne wartości) <10 spalanie paliwa w tlenie <1 zgazowanie paliwa w tlenie Obecnie rozeznane są trzy technologie budowy bloków energetycznych bez emisji CO 2. Pierwszą technologią tlenowego spalania pyłu węglowego w kotłach i wychwytywania CO 2 ze spalin (PCC-ZET) od lat zajmuje się firma Vattenfall. W 2008 roku nastąpi uruchomienie doświadczalnej elektrowni o mocy 30 MW zlokalizowanej w pobliŝu elektrowni Schwarze Pumpe [4]. Składowanie CO 2 w wyrobisku po kopalni soli ma nastąpić po 2010 roku. Komisja Europejska częściowo wspiera finansowo to przedsięwzięcie objęte programem ENCAP (ENhanced CAPture of CO 2 ), który jest koordynowany przez firmę Vattenfall. Prowadzone przez 3 lata badania eksploatowanej elektrowni pozwolą projektantom zweryfikować projekty bloków energetycznych w technologii PCC-ZET o mocy 600 MW i 1000 MW.

3 Drugą technologię IGCC-ZET rozpracowała firma RWE Power AG, która finansuje budowę elektrowni opalanej węglem brunatnym bez emisji CO 2. Węgiel jest zgazowywany w sposób ciągły w celu otrzymywania bogatego w wodór gazu słuŝącego do napędu turbiny gazowej skojarzonej z turbiną parową. Unia Europejska wspiera prace dotyczące konstrukcji palników do turbin gazowych na gaz bogaty w wodór (Program Ramowy UE6 RP ENCAP). Obecnie jest budowana elektrownia tej technologii o mocy 450 MW. Rozpoczęcie produkcji energii elektrycznej przez tę elektrownię bez emisji CO 2 łącznie z jego składowaniem w złoŝu pogazowym w pobliŝu Morza Północnego ma nastąpić w 2014 roku. Trzecia technologia przebadana na modelach i symulacji numerycznej przez firmę Foster Wheeler dotyczy tlenowego spalania węgla kamiennego w kotle z cyrkulacyjną warstwą fluidalną (CFB). Obecnie w Elektrowni Łagisza firma Foster Wheeler buduje blok energetyczny o mocy 460 MW z kotłem CFB ze spalaniem powietrznym na parametry nadkrytyczne w technologii BENSON. Po roku 2010 firma ta przeprowadzi na tym kotle próby tlenowego spalania węgla kamiennego co wcześniej zostało sprawdzone na modelach. Zdaniem specjalistów z firmy Foster Wheeler kotły CFB nadają się do spalania tlenowego paliwa. W związku z tym umoŝliwi to łatwe przechodzenie ze spalania powietrznego węgla na spalanie tlenowe w cyrkulacyjnym złoŝu fluidalnym, co moŝna będzie realizować zaleŝnie od ceny energii elektrycznej i opłat za emisję CO 2 [11]. Tą technologię łatwo równieŝ wprowadzić w elektrowniach z kotłami CFB na węgiel brunatny. Zespół autorów Topper J., Aumueller A., Henderson C., Meier H. [4] przedstawił poglądowo na rysunku 1 waŝniejsze prace naukowo-badawcze i konstrukcyjne, jakie powinny być wykonane w latach 2005 do 2025 na drodze do uruchomienia produkcji elektrowni w technologii PCC-ZET. Wymieniono na nim waŝniejsze prace badawcze i wdroŝeniowe (R&D) łącznie z demonstracją elektrowni węglowej w technologii PCC o zwiększonej sprawności z instalacją do wychwytywania CO 2 ze spalin w celu składowania ich w złoŝu podziemnym. Na tym rysunku podano równieŝ waŝniejszą grupę prac badawczych dotyczącą opracowania nowych efektywnych metod i technologii usuwania ze spalin zawartości SO 2, NO x, pyłów i rtęci. Te wysokosprawne instalacje mają być demonstrowane około roku 2010. Inna grupa zagadnień dotyczy optymalnej technologii tlenowego spalania pyłu węglowego (PCC), co moŝe być zademonstrowane około 2010 roku. Ponadto do roku 2015 przewidziano wdroŝenie w przemyśle hutniczym produkcji materiałów do kotłów na Ultra-Super-Krytyczne (USC) parametry pary (700 o C). Komisja Europejska częściowo finansuje te prace, które są objęte projektem COMTES 700 (Component Test facility for 700 o C Power Plant). Budowa kotłów na Ultra-Super Krytyczne parametry pary ma zwiększyć sprawność

4 elektrowni opalanych węglem do 50%, a elektrowni opalanych gazem do 60%. Przed rokiem 2020 moŝna oczekiwać demonstracji bloku energetycznego z kotłem PCC na Ultra Super Krytyczne parametry pary (USC) bez wychwytywania CO 2. Między 2020 i 2025 rokiem ma być demonstrowana nowoczesna instalacja o duŝej sprawności do wychwytywania CO 2 ze spalin i oczyszczania z zawartości wody i SO 2 które to czynniki powodują korozję rur. Program ENCAP finansuje prace badawcze i wdroŝeniowe (R&D) związane z opracowaniem i demonstracją efektywniejszej instalacji do wychwytywania CO 2 w duńskiej elektrowni o mocy 400 MW. Chodzi tu o opracowanie tanich metod wychwytywania CO 2 ze spalin, przy zastosowaniu nowych rozpuszczalników do absorpcji CO 2. Nowy i tańszy rozpuszczalnik powinien ograniczać ubytki reagentu w czasie eksploatacji płuczki CO 2 oraz wpływać na ograniczenie korozji metali. 2005 2015 2025 Nadkrytyczna technologia PCC ~ 45% LHV Rozpoznanie metod usuwania rtęci ze spalin Zmniejszenie kosztów instalacji do usuwania SO 2, NO x i cząstek stałych Wychwytywanie CO 2 ze spalin: demonstracja w duŝej elektrowni Postęp w wychwytywaniu CO 2 R&D: nowe rozpuszczalniki, integracja ciepła, inne absorbenty, membrany kontaktowe, adsorpcja, programy testowe spalania tlenowego węgla Demonstracja USC PCC bez wychwytywania CO 2 Pierwsza handlowa dostawa do nowych elektrowni PCC-ZET i modernizowanych Demonstracja duŝej elektrowni z technologią tlenowo-węglową Komercyjnie dostepne technologie USC PCC bez wychwytywania CO 2 Nowoczesne elektrownie w technologii PCC-ZET Demonstracja technologii tlenowo-węglowej Technologia ITM otrzymywania tlenu w elektrowniach Rys. 1. Droga do zaawansowanej technologii PCC ZET

5 W celu zmniejszenia kosztów uzyskiwania tlenu potrzebnego do spalania wprowadzona zostanie technologia jonowych membran (ITM), która jest tańsza od obecnie stosowanej metody kriogenicznej ze względu na mniejszy pobór mocy. W efekcie wzrośnie sprawność bloków energetycznych i obniŝą się koszty eksploatacyjne elektrowni bez emisji CO 2. Gotowość dostaw przemysłowych elektrowni z zerową emisją CO 2 w technologii PCC ZET przewidziano przed rokiem 2015 (Rys. 1). Komercyjne dostawy duŝej elektrowni z wychwytywaniem CO 2, transportem i gromadzeniem w złoŝu podziemnym mogą nastąpić około 2025 (Rys. 1). Podobny plan realizacji prac badawczych i wdroŝeniowych jak dla elektrowni z kotłami PCC został sporządzony dla elektrowni z technologią IGCC-ZET [4]. Technologia tlenowego spalania węgla w elektrowniach bez emisji CO 2 Spalanie tlenowe węgla w kotłach pyłowych (02PCC) zostało szczegółowo rozeznane na modelach. Pracami tymi kieruje firma Vattenfall przy wsparciu finansowym UE poprzez Ramowy Program ENCAP-Phase 2 [5]. W roku 2008 zostanie zakończona budowa elektrowni doświadczalnej o mocy 30 MW przewidziana do 10 letniej eksploatacji. W tym czasie, zwłaszcza przez pierwsze 3 lata, będą prowadzone badania w warunkach przemysłowych poszczególnych instalacji. Będzie to pierwsza w świecie elektrownia w technologii PCC-ZET z podziemnym składowaniem CO2, powstała przy współpracy około 30 placówek badawczych i firm budujących elektrownie. Elektrownia ta ma słuŝyć sprawdzeniu rozwiązań konstrukcyjnych i technologicznych zainstalowanych tam urządzeń. W celach badawczych przewidziane jest spalanie pyłu węgla brunatnego w atmosferze powietrza a takŝe suchego węgla brunatnego w tlenie. Badany będzie wpływ temperatury spalin w recyrkulacji na optymalną sprawność kotła. Oprócz badań składu spalin z dodatkiem tlenu i pary wodnej w recyrkulacji będzie badana równieŝ instalacja odsiarczania spalin. Zbierane będą doświadczenia ze spalania tlenowego paliwa, interakcja między procesami oraz inne efekty. PosłuŜą one zwiększeniu sprawności elektrowni i zmniejszeniu kosztów produkcji ciepła, które będzie dostarczane do pobliskich odbiorców przemysłowych, w tym do elektrowni Schwarze Pumpe. Przewidziano przechowywanie CO 2 w zbiornikach pod ciśnieniem 20 bar i w temperaturze 35 o C Pojemność zbiorników ma starczyć na 3 do 4 dni. pracy elektrowni. Czysty CO 2 pod ciśnieniem 110 Bar będzie transportowany do złoŝa podziemnego po kopalni soli. Długość rurociągu wyniesie do 300 km. Wyniki badań eksploatacji elektrowni doświadczalnej bez emisji CO 2 posłuŝą projektantom do ewentualnej weryfikacji projektu bloku o mocy 600 MW i 1000 MW w technologii PCC ZET.

6 Kotły w technologii PCC wymagają modyfikacji w celu przystosowania ich do spalania pyłu węglowego w tlenie. WaŜnym jest utrzymywanie szczelności kotła, aby nie dostawało się powietrze z zewnątrz w tym równieŝ poprzez instalację palników a takŝe do poszczególnych stopni na drodze spalin. Spalanie paliwa kopalnego w czystym tlenie wymaga recyrkulacji większej części spalin oczyszczonych z pyłu w celu ograniczenia temperatury płomienia. Ilość wytworzonych gazów przy spalaniu tlenowym paliwa jest trzykrotnie mniejsza niŝ w technologii powietrznego spalania pyłu węglowego. Recyrkulacja spalin zastępuje brak azotu, który występuje przy powietrznym spalaniu paliwa. Większa ilość potrzebnego tlenu do spalania paliwa jest mieszana ze spalinami w recyrkulacji przed wejściem do kotła, natomiast mała ilość tlenu jest doprowadzana oddzielnie do palników w celu utrzymania stabilnego płomienia. Porównanie składu emisji gazów zawartych w spalinach powstałych w wyniku spalania węgla brunatnego w tlenie PCC-ZET i spalania powietrznego podano w tabeli 2. Przy powietrznym spalaniu węgla brunatnego ilość spalin wynosi 1,78 kg/kwh, przy tlenowym (O2PCC) 0,60 a przy spalaniu tlenowym suchego węgla brunatnego 0,39 kg/kwh [6]. Na Rys. 2. przedstawiono schemat blokowy elektrowni w technologii PCC-ZET. Recyrkulacją objęte jest około 2/3 spalin wylotowych z kotła. Z uwagi na niewielką ilość NO x w spalinach moŝe być zbędne instalowanie urządzenia do usuwania tego składnika spalin. Tabela 2. Porównanie składu emisji gazów ze spalania węgla brunatnego w technologii powietrznego spalania i tlenowego spalania (kg/kwh) [6] Zawartość składników w spalinach Rodzaj spalania Spalanie powietrzne pyłu węgla brunatnego CO 2 H 2 O N 2 Inne O 2, Ar 0,32 0,24 1.17 0,05 Spalanie w tlenie pyłu węgla brunatnego 0,32 0,24 0,01 0,03 Spalanie w tlenie suchego pyłu węgla brunatnego 0,31 0,05 0,01 0,02

7 3 5 6 10 11 12 13 14 N 2 O 2 Argon 4 popiół odsiarczanie spalin H 2O CO 2 100 bar N 2 tlenownia 7 15 9 8 węgiel brunatny 2 1 kocioł G O 2 16 suchy węgiel brunatny Rys. 2. Schemat modelu bloku elektrowni bez emisji CO 2 opalanej węglem brunatnym wg technologii PCC-ZET [8] 1 kocioł 9 podgrzewacz tlenu 2 suszenie węgla brunatnego 10 odsiarczanie spalin 3 spręŝarki powietrza 11 kondensacja pary ze spalin 4 oddzielanie tlenu 12 spręŝanie CO 2 5 elektrostatyczne wytrącanie pyłu ze spalin 13 suszenie gazu 6 wentylator spalin 14 usuwanie zbędnych gazów 7 wentylator spalin w recyklingu 15 spręŝanie CO 2 8 podgrzewacz spalin 16 zbiornik wody zasilającej kocioł W tabeli 3 dla porównania zestawiono waŝniejsze parametry bloku energetycznego w technologii PCC i bloku w technologii PCC-ZET w elektrowni na węgiel brunatny.

8 Tabela 3. Parametry bloku energetycznego w technologii PCC i bloku w technologii PCC-ZET w elektrowni na węgiel brunatny [7] Parametry elektrowni w technologii : Parametry PCC PCC-ZET Moc w paliwie 2026 MW 100% 2026 MW 100 % Straty chłodzenia 1093MW 53,9% 1084 MW 53,5% Potrzeby własne 68 MW 3,4% 45 MW 2,2% Tlenownia - - 137 MW 6,8% SpręŜanie CO 2 - - 71 MW 3,5% Moc netto 865 MW - 689 MW - Sprawność netto - 42,7% 34%* *Przy stosowaniu metody kriogenicznej. Metoda kriogeniczna otrzymywania tlenu z powietrza jest energochłonna i wg Strömberga [7] tlenownia pobiera 137 MW jak podano w tabeli 3, dlatego w przyszłości zostanie zastąpiona przez Jonowe Membrany Transportowe (ITM). W ten sposób sprawność netto elektrowni moŝe wzrosnąć o około 4-5% to jest nawet do wartości 39% przy stosowaniu w elektrowni z instalacją do odsiarczania spalin [7]. W tabeli nr 4 podano waŝniejsze parametry badanego na modelach procesu wytwarzania energii elektrycznej przez blok energetyczny o mocy brutto 920 MW z kotłem pyłowym na węgiel brunatny ze spalaniem tlenowym (PCC-ZET) [6]. W wyniku optymalizacji uzyskano sprawność netto elektrowni równą 40,6% łącznie ze spręŝaniem CO 2 do ciśnienia 100 bar. ZałoŜono przy tym, Ŝe moc pobierana przez wszystkie kompresory na bloku wynosi 200 MW. W wyniku optymalizacji część tej mocy moŝe być zmniejszona przez wykorzystanie ciepła wydzielanego przez spręŝarki w tlenowni i takŝe pełnym wykorzystaniem ciepła ze spalin [8]. Podobną analizę wykonał Hellfritsch S. i Gampe U. posługując się podobnym modelem bloku o mocy 1000 MW. Porównanie waŝniejszych parametrów modelowanego bloku energetycznego o mocy 920 MW i bloku energetycznego o mocy 1000 MW [8] opalanych węglem brunatnym zestawiono w tabeli 4.

9 Tabela 4. Uzyskane wartości parametrów w procesie symulacji bloku energetycznego o mocy 920 MW [6] i bloku o mocy 1000 MW [8] opalanych węglem brunatnym Parametr Jednostka Moc bloku Moc bloku Moc bloku energetycznego brutto MW 920 MW 1000 MW Moc netto z uwzględnieniem separacji i spręŝania CO 2 MW 663 MW 688 Moc w paliwie (surowy węgiel brunatny) MW 1633 MW 1790 Ilość węgla brunatnego t/h 715,4 Ilość suchego węgla brunatnego t/h 279 Zapotrzebowanie tlenu t/h 505 Ilość pary świeŝej t/h 2313 2465 Parametry pary świeŝej Parametry pary przegrzanej o C/bar 600/290 600/275 o C/bar 620/58 620/60 Ciśnienie w kondensatorze bar 0,040 0,040 Ilość oddzielanego CO 2 t/h 552 Emisja CO 2 kg/mwh 51 Udział odseparowanego CO 2 % 98 95 Sprawność netto elektrowni z uwzględnieniem spręŝania CO 2 % 40,6 38,45 Badania w elektrowni o mocy 30 MW w technologii PCC-ZET przy zastosowaniu tlenowni z technologią membran jonowych (ITM) wpłyną na przedstawione w tabeli 3 wyniki modelowania. Instalacje do separacji CO 2 są komercyjnie dostępne. Koszt budowy tej elektrowni wyceniono na 40 mln EURO [9]. Celem budowy tej elektrowni jest między innymi sprawdzenie wiarygodności projektu elektrowni demonstracyjnej o mocy 250 MW bez emisji CO 2 [9]. Wytwarzanie energii elektrycznej wg technologii IGCC-ZET z usuwaniem i składowaniem CO 2 Obecnie z inicjatywy RWE Power AG przy wsparciu Unii Europejskiej została zaprojektowana elektrownia z wychwytywaniem, transportem i składowaniem CO 2 o mocy brutto 450 MW. Elektrownia ta będzie produkować wyłącznie energię elektryczną przy zastosowaniu technologii IGCC-ZET. JuŜ w latach 90-tych produkowano zgazowywacze na węgiel kamienny bez oddzielania CO 2. Przed rokiem 2000 zademonstrowano proces zgazowania węgla brunatnego jak równieŝ wysokosprawną instalację do oddzielania CO 2 z gazu palnego (płuczka), który zawiera

10 duŝą ilość wodoru. Gaz ten napędza turbinę gazową skojarzoną z turbiną parową. Rozwiązanie konstrukcyjne palników do gazu bogatego w wodór częściowo finansowała Unia Europejska w programie ENCAP (projekt HEGSA EU 5RP) podobnie jak projekt elektrowni wspieranej finansowo przez program ENCAP EU6RP. Na rys. 3 podano waŝniejsze instalacje elektrowni w technologii IGCC-ZET. Węgiel brunatny dostarczany do elektrowni jest kruszony w młynach bijakowych i suszony w instalacji WTA w wirującej warstwie węgla podawanego w sposób ciągły [1]. Zgazowanie węgla następuje w obecności pary wodnej i tlenu w temperaturze 800 do 900 0 C pod ciśnieniem 35 bar. Otrzymywany gaz zawiera głównie CO i H 2. Po zawróceniu pyłu do zgazowywacza gaz jest ochłodzony, a następnie odsiarczany. W reaktorze CO w obecności pary ulega przemianie na CO 2 i H 2. Schemat blokowy całego procesu podano na rys. 3 [10]. powietrze powietrze Tlenownia N 2 Turbina gazowa i Turbina parowa 450 MW el para O 2 H 2 Cyklon Zgazowywacz chłodzenie gazu oddzielanie H 2 S usuwanie CO płuczka CO 2 węgiel brunatny suszenie pozyskiwanie siarki CO 2 siarka Rys. 3. Schemat blokowy elektrowni w technologii IGCC-ZET [10] Dane podstawowe dotyczące zaprojektowanej przez RWE Power AG elektrowni opalanej węglem brunatnym w technologii IGCC ze składowaniem CO 2 podano w tabeli 5.

11 Tabela 5. Dane podstawowe elektrowni w technologii IGCC [10] Parametry Jednostka Wartość moc turbiny gazowej MW 290 moc turbiny parowej skojarzonej z turbiną gazową MW 160 moc brutto elektrowni MW 450 moc netto elektrowni MW 360 sprawność netto (przy wychwytywaniu, spręŝaniu CO 2 % 40 i transportu na odległość 300 km) zuŝycie surowego węgla brunatnego t/h 350 zuŝycie tlenu t/h 80 kaloryczność węgla brunatnego surowego kj/kg 9150 ilość spalonego gazu Nm 3 /h 236.000 ciśnienie gazu bar 25 skład gazu: H 2 CH 4 N 2 CO CO 2 % obj. % obj. % obj. % obj. % obj. 80 6,5 10 0,8 0,1 ilość składowanego pod ziemią CO 2 mln t/rok 2,3 koszt budowy elektrowni EURO 800 mln koszt rurociągów ok. 300 km wraz z osprzętem EURO 200 mln i zagospodarowaniem składowiska podziemnego Projekt elektrowni wykonany wg RWE Power będzie zakończony w 2008 roku, a uruchomienie elektrowni łącznie z instalacją spręŝania i przesyłem CO 2 do złoŝa nastąpi w 2014 r. Zdaniem RWE Power elektrownia stosująca technologię IGCC bez separacji CO 2 osiąga sprawność brutto 52%, a z usuwaniem CO 2, jego transportem i składowaniem w złoŝu sprawność netto wyniesie około 40%. Kotły z cyrkulacyjną warstwą fluidalną (CFB) Konkurencyjną dla technologii spalania węgla w kotłach pyłowych (PCC) moŝe być technologia spalania węgla brunatnego w kotłach z cyrkulacyjną warstwą fluidalną (CFB). Tą technologią od lat zajmuje się firma Foster Wheeler, która obecnie przy udziale firm z Hiszpanii, Niemiec i Grecji projektuje blok energetyczny o mocy 800 MW z kotłem CFB. Firma Foster Wheeler jako jedyna w świecie ma doświadczenia z budową tego typu kotłów. Przykładem jest budowany obecnie blok energetyczny o mocy 460 MW w elektrowni Łagisza z kotłem CFB na wysokie parametry pary (ciśnienie pary 300 bar, temperatura 600 0 C a pary przegrzanej 620 0 C).

12 Kotły przepływowe typu Benson z cyrkulacyjnym złoŝem fluidalnym charakteryzuje duŝa elastyczność paliwowa. Kotły CFB mają znacznie lepsze własności dynamiczne w porównaniu z kotłami pyłowymi. Mogą one pracować w szerokim zakresie regulacji mocy, w tym w układzie automatycznej regulacji mocy i częstotliwości (ARCM). Kotły z technologią fluidalną (CFB) spalające węgiel w atmosferze powietrza mogą przechodzić ze spalania powietrznego na spalanie tlenowe (O2CFB). Przy spalaniu tlenowym większa część spalin z pewnym dodatkiem O 2 jest zawracana do kotła (rys. 4). W technologii CFB wzrasta sprawność produkcji energii w kotle i zmniejsza się emisja NO x i SO 2. Technologia spalania węgla w tlenie w cyrkulacyjnej warstwie fluidalnej (O2CFB) z wychwytywaniem i składowaniem CO 2 (Carbon Capture and Storage CCS) jest całkowicie rozeznana. Istniejące kotły CFB spalające węgiel w atmosferze powietrza nadają się do spalania paliwa w tlenie. Firma Foster Wheeler zmierza do pełnej eliminacji CO 2 przy spalaniu węgla w kotłach CFB w atmosferze tlenu. Przy spalaniu węgla w tlenie powstaje znacznie mniejsza ilość spalin o duŝej koncentracji CO 2. Kotły CFB w przeciwieństwie do kotłów pyłowych charakteryzują się równomiernym profilem temperatur. Pionowe i poziome rozkłady temperatur są bardziej jednolite. Stąd między innymi mniejsza moŝliwość przegrzania rur. Uzyskanie dobrego efektu całkowitego spalania węgla kamiennego czy teŝ brunatnego z zawartością około 10% wilgoci wymaga wprowadzenia do kotła recyrkulacji spalin (około 70%) z dodatkiem tlenu w celu utrzymania właściwej temperatury warstwy fluidalnej. Mieszanina O 2 z CO 2 i H 2 O stanowi utleniacz w miejsce powietrza. DuŜa koncentracja CO 2 w spalinach ułatwia jego separację. W technologii CCS sorbent (rozdrobniony kamień wapienny) pochłania siarkę zawartą w paliwie. Udział gazów w recyrkulacji jest jednym z głównych parametrów utrzymywania zadanej temperatury warstwy i tym samym zachowania dobrej skuteczności odsiarczania i odazotowania spalin. W ten sposób ma się kontrolę przekazywania ciepła z zawiesiny gaz-cząstki stałe. Spalanie paliwa w tlenie (O2CFB) charakteryzuje dłuŝej trwający proces aktywności paliwa. Wychwytywanie CO 2 ze spalin wymaga zainstalowania urządzeń do separacji CO 2 usuwania siarki i odwodnienia przed jego upłynnieniem. Problem dopuszczalnej zawartości SO 2 w transporcie i składowaniu pod ziemią CO 2 nie jest jeszcze w pełni rozwiązany.

13 CFB COMPACT CO 2 H 2 O N 2 paliwo powietrze O 2 Separacja powietrza recyrkulacja spalin CO 2, H 2 O... Rys. 4. Zasada spalania w tlenie z recyrkulacją spalin w kotłach CFB W elektrowni z kotłami CFB moŝna pracować z lub bez wychwytywania CO 2 zaleŝnie od aktualnych opłat za emisję CO 2 do atmosfery i aktualnej ceny produkowanej energii elektrycznej [11]. Gdy jest wymagane duŝe ograniczanie emisji CO 2 przez elektrownię, to naleŝy uruchomić tlenownię i instalację do separacji i upłynniania CO 2 Carbon Cycle Separation (CCS). W tych warunkach naleŝy się liczyć z obniŝeniem sprawności netto o około 9%, gdyŝ znaczna część energii elektrycznej jest zuŝywana obecnie do napędu kompresorów w tlenowni i w instalacji do upłynniania CO 2 przed transportem do złoŝa podziemnego. Po wprowadzeniu w miejsce metody kriogenicznej metody membranowej (Ion Membran Technology) pozyskiwania O 2 wzrośnie sprawność procesu wytwarzania energii elektrycznej. Firma Foster Wheeler zmierza do prawie całkowitej eliminacji powstającego w elektrowni CO 2 po wprowadzeniu technologii O2CFB. W związku z tym zostaną przeprowadzone próby spalania tlenowego paliwa w kotle CFB 460 Elektrowni Łagisza.

14 Przy podgrzewaniu tlenu do 300 0 C wzrasta sprawność kotła. Kotły z cyrkulacyjną warstwą fluidalną charakteryzuje elastyczność paliwowa, co umoŝliwia spalanie paliw alternatywnych np. biomasy. Przy 100% obciąŝeniu bloku o mocy 460 MW i paliwie projektowym podstawowe parametry kotła podano w tabeli 6. Przy badaniach modelowych spalania tlenowego paliwa w kotle CFB460 załoŝono, Ŝe skład gazu do fluidyzacji (gaz pierwotny do skrzyni powietrznej) i gazu wtórnego jest jednakowy. Podczas symulacji numerycznych rozpatrzono trzy główne stany (warianty) pracy kotła przy przechodzeniu ze spalania powietrznego na spalanie tlenowe, które porównano z parametrami tego samego kotła jako referencyjnego obiektu odniesienia, tj. rzeczywistego kotła CFB460 ze spalaniem powietrznym. Badania modelowe prowadzono dla 100% obciąŝenia bloku 460 MW. W tabeli 6 podano parametry dla trzech stanów (wariantów) pracy kotła i dla wariantu odniesienia (spalanie powietrzne): - Wariant 1: spalanie paliwa w O 2 z ograniczoną sumaryczną powierzchnią ogrzewalną kotła (bez podgrzewaczy dodatkowych w górnej części kotła i bez jednego przegrzewacza panelowego); - Wariant 2: spalanie tlenowe przy normalnej powierzchni wewnętrznej kotła; - Wariant 3: jak wariant 2 przy zredukowanym udziale spalin w recyrkulacji (np. większa koncentracja O 2 przy mniejszej szybkości przepływu spalin lecz tej samej wielkości generacji pary. We wszystkich wariantach zmieniano temperaturę spalania dla zbadania róŝnic w wychwytywaniu siarki w celu porównania ze spalaniem powietrznym. Przy spalaniu tlenowym koncentracja CO 2 w spalinach wynosiła 60% (gaz w recyrkulacji był wilgotny), co odpowiadało temperaturze w kotle od 860 do 870 0 C. Siarkę wychwytywano na drodze kalcynacji-zasiarczania, podobnie jak przy spalaniu węgla w normalnym złoŝu fluidalnym. ChociaŜ badania te odbiegają od rzeczywistych warunków recyrkulacji spalin, to jednak moŝna oszacować optymalną temperaturę poziomu spalania. Zwrócono uwagę na miejsce pobierania spalin do recyrkulacji sprzed lub za filtrem elektrostatycznym

15 Tabela 6. Parametry procesu spalania w tlenie w kotle CFB 460 i w kotle ze spalaniem powielanym [11] Odniesienie Wariant 1 Wariant 2 Wariant 3 Czynnik utleniający Powietrze O 2 +spaliny O 2 +spaliny O 2 +spaliny Zawartość O 2 w oksydancie 20.6 23.9 23.9 29.6 wilgotnym (%) Temperatura oksydantu ( 0 C) 295 252 250 230 Moc w parze (MW) 965 1022 1018 1003 Moc w paliwie LHV (MW) 1020 1069 1068 1044 Prędkość spalin na wylocie 5.2 4.5 4.5 3.7 (m/s) Temperatura spalin na wylocie 864 900 867 899 z paleniska ( 0 C) Całkowity przepływ spalin (kg/s) 457 461 459 364 Przepływ spalin w kominie 457 132 131 130 (kg/s) Zawartość tlenu w spalinach 3.6 3.7 3.7 3.7 suchych (%) Zawartość CO 2 w spalinach 14.9 90.3 90.3 90.3 suchych (%) Temperatura gazu -- 272 269 254 w recyrkulacji ( 0 C) Temperatura gazów wylotowych ( 0 C) 123 166 166 153 Sprawność kotła (%) 92.7 95.3 95.0 95.7 W wariantach 1 i 2 zawartość tlenu w oksydancie jest nieco większa niŝ przy spalaniu powietrznym, natomiast w wariancie 3 zawartość tlenu w oksydancie jest jeszcze większa. Powoduje to większy wzrost temperatury spalania niŝ przy spalaniu powietrznym. Tlen był podgrzewany do 200 0 C i dlatego temperatura oksydantu była niŝsza niŝ przy spalaniu powietrznym. Występująca większa gęstość spalin przy stałym ich przepływie powodowała zmniejszenie szybkości fluidyzacji. Badania symulacyjne wykazały, Ŝe jest moŝliwa praca kotła CFB 460, tak ze spalaniem powietrznym paliwa jak i przechodzenie na spalanie tlenowe [11]. Podsumowanie Pierwszą elektrownią w technologii zgazowania węgla brunatnego w tlenie bez emisji CO 2 (O2IGCC) o mocy 450 MW brutto buduje w Nadrenii Koncern RWE. Do składowania CO 2 pod ziemią wybrano wyeksploatowaną kopalnię gazu ziemnego. Uruchomienie tej elektrowni z

16 transportem i składowaniem CO 2 ma nastąpić w 2014 roku. Koszt budowy elektrowni oceniono na 800 milionów Euro, a urządzeń do transportu i składowania CO 2 na 200 milionów Euro. Firma Vattenfall postawiła w Brandenburgii doświadczalną elektrownię bez emisji CO 2 w technologii pyłowego spalania węgla w tlenie (O2PCC) o mocy 30 MW, która ma być eksploatowana przez 10 lat. Zdobyte doświadczenia z funkcjonowania elektrowni pozwolą na weryfikację projektów budowy większych elektrowni w technologii O2PCC o mocy 250, 600 i 1000 MW. Na podstawie symulacji komputerowej określono sprawności netto elektrowni bez emisji CO 2 (łącznie z procesem spręŝania CO 2 do 100 bar) na około 40%. Wprowadzenie do produkcji tlenu w mniej energochłonnej technologii jonowych membran (ITM) w miejsce metody kriogenicznej otrzymywania tlenu z powietrza moŝe zwiększyć sprawność tych elektrowni od 4 do 5% [13]. Firma Foster Wheeler przeprowadzi po roku 2010 w Elektrowni Łagisza na bloku o mocy 460 MW próbę tlenowego spalania węgla w kotle z cyrkulacyjną warstwą fluidalną (CFB) w celu umoŝliwienia separacji CO 2 i jego składowania [11, 12]. LITERATURA [1] Halawa T.: Postęp w budowie bloków energetycznych duŝej mocy opalanych węglem brunatnym. Energetyka 2007, nr 12 [2] Häge K.: Clean-Power-Technologie-Plattform. VGB PowerTech 2007, nr 1/2 [3] Hassa R.: New Power Plants Forming the Future with Innovation. VGB PowerTech 2007, nr 8 [4] Topper J. i in.: Clean Coal Technologies International Activities. VGB PowerTech 2007, nr 4 [5] Anheden M.: Overview of development of Oxyfuel Boiler Technologies in the ENCAP project. Billund, March 16, 2006 [6] Hellfritsch S.: Concept for a Lignite-fired Power Plant Based on the Optimised Oxyfuel Process with CO 2 Recovery. VGB PowerTech 2004, nr 8 [7] Strömberg L.: CO 2 free Power Plant Discussion on the development process of carbon Capture and Storage. OECD Global Science Forum, Paris 17 th May 2006

17 [8] Hellfritsch S, Gampe U.: Modern coal-fired Oxyfuel Power Plants with CO 2 Capture Energetic and Economic Evaluation. Chair of Power Plant Technology, Dresden University of Technology, stefan hellfritsch@tv-dresden.de [9] Bridging to the future. Vattenfall s newsletter on the CO 2 free power plant project 2005, nr 2 [10] Lambertz J., Ewers J.: Clean Coal Power the response of power plant engineering to climate protection challenges. VGB Power Tech 2006, nr 5 [11] Erikson T. i in.: Postęp w budowie kotłów CFB ze spalaniem tlenowym. I Konferencja Naukowo-Techniczna: Współczesna technologia i Urządzenia Energetyczne. Kraków 2007 [12] Hotta A. i in.: Design and Scale-up Philosophy of Once-trough CFB Boilers with Supercritical Parameters. VGB 2006, nr 4 [13] Tschunko i in.: Stabilising Swirl Pulverised Coal Flames Under Oxyfuel Conditions. 2 nd Young Researchers Forum on Oxyfuel Combustion, IEA. Gothenburg, Sweden 18 th and 19 th September 2008 Elektrownie opalane węglem bez emisji CO2 Pierwszą elektrownię w technologii spalania pyłu węgla brunatnego w tlenie (PCC) bez emisji CO2 o mocy 30 MW buduje w Brandenburgii firma Vattenfall. CO2 będzie składowane w wyeksploatowanej kopalni soli. Drugą elektrownię na węgiel brunatny w technologii IGCC mocy 450 MW z wychwytywaniem i składowaniem CO2 w byłej kopalni gazu ziemnego buduje koncern RWE. Eksploatacja tej elektrowni rozpocznie się w 2014 r. Komisja Europejska powołała zespół specjalistów do wdraŝania postępu technologicznego w zakresie budowy instalacji dla elektrowni bez emisji CO2. Według ich oceny sprzedaŝ elektrowni bez emisji CO2 moŝe nastąpić po 2015 r. Zero CO2 Emission Coal-Fired Power Plants The first pulverized lignite fired 30 MW power plant using Oxy PCC zero emission technology is now being constructed by Vattenfall in Brandenburg. CO2 will be stored in a worked out salt mine. The other 450 MW lignite fired power plant in IGCC technology with CO2 capture and storage in former natural gas mine is under construction by RWE Company. The latter power plant will start its operation in 2014. The European Commission has appointed European Technology Platform on implementing zero CO2 emission technologies for power plants. According to its evaluations, zero CO2 emission power plants could be available after 2015