Analiza systemowa elektrowni ze spalaniem tlenowym węgla zintegrowanej z wychwytem CO 2

Analiza systemowa elektrowni ze spalaniem tlenowym węgla zintegrowanej z wychwytem CO 2 a Andrzej Ziębik b, Paweł ładysz c Politechnika Śląska Instytut Techniki Cieplnej Streszczenie Technologia spalania tlenowego paliw należy do najbardziej obiecujących rozwiązań układów usuwania CO 2. Integracja elektrowni z tlenownią i z instalacją usuwania oraz sprężania CO 2 zwiększa stopień złożoności układu energetycznego. Dlatego właściwym podejściem do badań jest analiza systemowa. W artykule zaprezentowano modele matematyczne bilansów bezpośredniego i skumulowanego zużycia energii oraz model analizy termoekologicznej oparte o input-output analysis. Przedstawiono wyniki wielowariantowej analizy systemowej zintegrowanej elektrowni ze spalaniem tlenowym m.in. wpływ czystości tlenu technicznego, wykorzystanie energii odpadowej, zastąpienia tlenowni kriogenicznej przez instalacje membranową na wskaźniki energetyczne. Spadek sprawności energetycznej netto elektrowni zintegrowanej w stosunku do układu bazowego wynosi około 10,5 p.p. (punktu procentowego). Wykorzystanie ciepła odpadowego z instalacji chłodzenia międzystopniowego sprężarek tlenowni i CO 2 powoduje zmniejszenie tego spadku o 0,17 p.p. Znaczącą poprawę spadku sprawności o około 2,6 p.p. mogłoby dać zastąpienie obecnie dostępnej tlenowni kriogenicznej przez przyszłościową tlenownię membranową. Wprowadzenie Wzrost zapotrzebowania na finalne nośniki energii, w tym głównie na energię elektryczną, towarzyszy wzrostowi gospodarczemu w skali globalnej. Przewiduje się, że może ono wzrosnąć o ponad 30% w roku 2035 w stosunku do roku 2011, przy czym wzrost zapotrzebowania na węgiel może wynieść 17% (w większości do roku 2020). Towarzyszyć temu będzie wzrost emisji CO 2 o 20%, osiągając poziom 37.2 t rocznie dla sektora energetycznego w 2035 roku według scenariusza New Policies Scenario [1]. Drogi, które mogą przyczynić się do ograniczenia emisji CO 2 z sektora energetycznego, to m.in. [2]: poprawa efektywności użytkowania energii, zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii, zwiększenie udział energetyki jądrowej w bilansie energetycznym, wprowadzenie czystych technologii wykorzystania paliw kopalnych, w tym węgla. a Artykuł opracowano na podstawie wybranych fragmentów pracy doktorskiej dra inż. Pawła ładysza wykonanej pod kierunkiem prof. dra hab. inż. Andrzeja Ziębika b autor do korespondencji: tel.: +48 32 237 1049, andrzej.ziebik@polsl.pl c tel.: +48 32 237 2962, pawel.gladysz@polsl.pl

W zakresie czystych technologii węglowych dla energetyki można wyróżnić trzy główne technologie: wychwyt dwutlenku węgla ze spalin z tradycyjnych układów węglowych metodą absorpcji chemicznej (tzw. technologia Post-Combustion), zgazowanie węgla połączone z wychwytem dwutlenku węgla za pomocą absorpcji fizycznej (tzw. technologia Pre-Combustion), tlenowe spalanie węgla i wychwyt dwutlenku węgla ze spalin przez kondensację H 2 O (tzw. technologia Oxy-uel Combustion). Uzupełnieniem każdej z tych trzech technologii jest sprężanie i transport wychwyconego CO 2 do miejsca składowania bądź utylizacji. Czynnikiem napędzającym rozwój czystych technologii węglowych, zarówno w Polsce, jak i na świecie, będzie zapewne wprowadzenie limitów emisji CO 2 bądź też wysoki koszt zakupu uprawnień do emisji [3]. Integracja elektrowni węglowej z tlenownią oraz instalacją wychwytu, sprężania i transportu CO 2 powoduje, że tworzy się kompleks energetyczny, którego opis matematyczny wymaga podejścia systemowego. Do modelowania matematycznego zastosowano metodę przepływów międzygałęziowych (input-output analysis) [4], której twórca podkreśla jej uniwersalność w zastosowaniu zarówno do opisu dużego systemu (np. gospodarki całego kraju), jak i pojedynczego obiektu gospodarczego (np. zintegrowanej elektrowni). Pozwala ona na analizę nie tylko bezpośredniego, ale również pośredniego zużycia nośników energii i materiałów występujących w analizowanych układach. Podstawę analizy stanowi uniwersalna tablica input-output przepływów międzygałęziowych ujmująca produkty główne (np. elektryczność, tlen techniczny, CO 2 ), produkty uboczne (np. gips, azot techniczny) oraz dostawy zewnętrzne (np. węgiel, kamień wapienny). Na jej bazie utworzono model matematyczny bilansu bezpośredniego zużycia energii i materiałów zintegrowanej elektrowni ze spalaniem tlenowym. W celu przeprowadzenia analizy na poziomie powiązań z całym systemem energetycznym kraju opracowano w oparciu o metodę input-output model matematyczny skumulowanego zużycia energii. Analizę ekologiczną opracowano bazując na wskaźniku kosztu termoekologicznego, który ujmuje skumulowane zużycie egzergii nieodnawialnych bogactw naturalnych w procesach wytwórczych oraz dodatkowe zużycie egzergii związane z kompensacją strat wywołanych przez emisję do otoczenia szkodliwych substancji. Modelowanie systemowe pozwala także na ocenę wpływu użytecznego wykorzystania produktów ubocznych opuszczających osłonę bilansową danego układu (np. ubocznych produktów procesu spalania). Uwzględnienie konieczności składowania niektórych ubocznych produktów spalania dodatkowo obciąża analizowany zintegrowany układ elektrowni ze spalaniem tlenowym, zarówno pod względem zużycia energii jako również wpływu na środowisko. Technologia spalania tlenowego (Oxy-uel Combustion) Technologia OC (Oxy-uel Combustion) należy do jednego z trzech wariantów realizacji wychwytu CO 2 zarówno w sektorze produkcji energii elektrycznej, jak również w innych branżach przemysłowych odpowiedzialnych za emitowanie dwutlenku węgla (m.in. przemysł hutniczy, cementowy czy produkcji szkła) [5]. Bazuje ona na zastosowaniu tlenu technicznego o wysokiej czystości zamiast powietrza atmosferycznego w procesie spalania 2

paliwa. Wynikiem tak realizowanego procesu spalania są spaliny o wysokiej koncentracji CO 2 (udział ok. 65% w spalinach wilgotnych). Pozostałe składniki spalin to przede wszystkim wilgoć oraz zanieczyszczenia. Pozwala to zrezygnować z energochłonnych procesów usuwania dwutlenku węgla ze spalin (jak w przypadku technologii Post-Combustion). Z uwagi na konieczność utrzymania właściwej temperatury spalania w kotle konieczne jest recyrkulowanie części spalin (bądź samego dwutlenku węgla - w zależności od wariantu) z powrotem do komory spalania. Tym samym spalanie paliwa odbywa się w atmosferze O 2 - CO 2, przy czym udział molowy tlenu waha się w granicach od 26% do 30% [6]. Z uwagi na zastosowanie technologii tlenowego spalania węgla konieczne jest wyposażenie elektrowni w moduł tlenowni oraz moduł usuwania i sprężania CO 2. Konieczne są również pewne modyfikacje w kotle w celu przystosowania go do spalania w atmosferze tlenu i recyrkulowanego dwutlenku węgla. Wymagane są także pewne modyfikacje w układzie regeneracji obiegu parowo-wodnego ze względu na wykorzystanie ciepła odpadowego z chłodzenia międzystopniowego sprężarek powietrza i dwutlenku węgla. Konieczne mogą być dalsze modyfikacje, np. w układzie chłodni kominowej (brak wykorzystania ciepła odpadowego w układzie parowo-wodnym wymusza zwiększenie zapotrzebowania na wodę chłodzącą). Zaletą technologii OC jest możliwość wykorzystania jej to tzw. retrofitu (czyli modernizacji) istniejących elektrowni w celu przystosowanie ich do wychwytu CO 2. Wiąże się to z dołożeniem dwóch wspomnianych wcześniej modułów oraz modyfikacjami w części kotłowej. To właśnie tę możliwość stosunkowo prostej do realizacji modernizacji w stronę oxy-spalania, podaje się jako kluczowe działanie w kierunku dalszego rozwoju tej technologii. W szczególności jest to ważne w krajach, w których produkcja energii elektrycznej oparta jest o spalanie węgla, a które posiadają zarazem dużą liczbę bloków węglowych wymagających w najbliższym czasie decyzji odnośnie modernizacji z uwagi na wyeksploatowanie. Zastosowanie technologii OC przy produkcji energii elektrycznej, podobnie jak w przypadku pozostałych dwóch technologii, powoduje wzrost potrzeb własnych układu, a tym samym obniżenia sprawności netto samej elektrowni. Szacuje się, że obecnie zastosowanie technologii oxy-spalania powoduje spadek sprawności netto od 8 do 12 punktów procentowych w stosunku do układu bez wychwytu CO 2 [7,8]. Oprócz spadku wskaźników eksploatacyjnych na skutek niższych sprawności netto, konieczne jest również poniesienie wyższych nakładów inwestycyjnych (chociażby z uwagi na konieczność budowy tlenowni). Oba te czynniki powodują wzrost ceny energii elektrycznej, która staje się kluczowym wyznacznikiem możliwości wprowadzenia technologii usuwania CO 2 (w tym technologii oxy-spalania) do zastosowania komercyjnego. Podejście systemowe do modelowania zintegrowanej elektrowni ze spalaniem tlenowym W skład zintegrowanej elektrowni pracującej w technologii oxy-spalania wchodzą następujące moduły technologiczne: kocioł, obieg parowo-wodny, moduł wody chłodzącej, moduł gospodarki wodno-ściekowej, moduł oczyszczania (kondycjonowania) spalin, tlenownia, moduł usuwania i sprężania CO 2 oraz moduł transportu i składowania CO 2. Pomiędzy wymienionymi modułami istnieją powiązania międzygałęziowe, które mogą być 3

opisane za pomocą macierzy typu input-output. Powiązania zintegrowanego układu elektrowni pracującej według technologii spalania tlenowego ze środowiskiem są opisane za pomocą wektorów wejść i wyjść. Elementami wektora wejścia są między innymi paliwa, woda surowa i kamień wapienny. Elementami wektora wyjścia są przede wszystkim energia elektryczna, ciepło użytkowe, azot techniczny i użyteczne odpady stałe [9]. Konieczność podejścia systemowego do analiz energetycznych wynika przede wszystkim z powiązań występujących pomiędzy modułami technologicznymi, z których niektóre mają charakter sprzężeń zwrotnych [10]. Na przykład zmiana w produkcji energii elektrycznej wywołuje zmiany w produkcji pary wysokoprężnej (zależność bezpośrednia) i pośrednio w wytwarzaniu tlenu, ponieważ następuje zmiana zużycia paliwa. To powoduje również zmiany w zużyciu energii elektrycznej na potrzeby własne (napęd młynów węglowych i pomp zasilających) oraz do napędu sprężarek powietrza w tlenowni. Wymaga to dalszych zmian w produkcji pary wysokoprężnej i tlenu na potrzeby spalania tlenowego. Stąd bilanse energii elektrycznej, pary wysokoprężnej i tlenu mogą być zamknięte jedynie za pomocą metody kolejnych przybliżeń, jeżeli wykorzystuje się metodę bilansów cząstkowych poszczególnych nośników energii. Zastosowanie do bilansowania metody opartej o analizę typu input-output pozwala uniknąć żmudnej metody bilansów cząstkowych [4]. Na rysunku 1 przedstawiono uproszczony schemat zintegrowanego układu elektrowni ze spalaniem tlenowym. Wyróżniono osiem wspomnianych wcześniej modułów technologicznych. łównymi produktami odpowiadającymi wymienionym modułom są odpowiednio: para pierwotna i wtórna, energia elektryczna, woda chłodząca, woda uzupełniająca, spaliny oczyszczone, tlen gazowy, sprężone CO 2 oraz składowane CO 2. Rys. 1. Schemat blokowy zintegrowanej elektrowni ze spalaniem tlenowym oraz modułem transportu i składowania CO 2 4

Oprócz produkcji głównej wyróżniono następujące produkty uboczne: parę niskoprężną, ciepło odpadowe na trzech poziomach temperatury (do 100 C, od 100 C do 200 C i powyżej 200 C), przyrost entalpii podgrzanego powietrza (tlenownia membranowa), spaliny nieoczyszczone (z kotła), pierwotny i wtórny strumień recyrkulacji spalin, żużel, pył lotny, gips, ciekły tlen, azot gazowy, ciekły azot, ciekły argon, gazy poprocesowe (odprowadzane do atmosfery), produkt utylizacji CO 2, woda poprocesowa (np. z instalacji separacji wilgoci) oraz ścieki. Wytwarzanie produktów ubocznych zależy ściśle od produkcji głównej. Dostawy z zewnętrz obejmują paliwa (węgiel kamienny lub brunatny), biomasę, gaz ziemny, wodą amoniakalną, węgiel aktywny, wodę surową (z własnego ujęcia lub sieci wodociągowej) oraz kamień wapienny (na potrzeby mokrej instalacji odsiarczania spalin). Lista wszystkich produktów głównych, produktów ubocznych oraz dostaw zewnętrznych została przedstawiona w tabeli 1. Tabela 1. Lista nośników energii i materiałów Nr Nośnik energii lub materiał Jedn Nr Nośnik energii lub materiał Jedn Produkty główne; i = 1... n Produkty uboczne; l = n+1... m (c.d.) 1º Para pierwotna i wtórna [MJ] 18º Pył lotny [Mg] 2º Energia elektryczna [MJ] 19º ips [Mg] 3º Woda chłodząca [MJ] 20º Azot (gazowy) [Mg] 4º Woda uzupełniająca [Mg] 21º Tlen (ciekły) [Mg] 5º Spaliny oczyszczone [Mg] 22º Azot (ciekły) [Mg] 6º Tlen (gazowy) [Mg] 23º Argon (ciekły) [Mg] 7º Sprężone CO 2 [Mg] 24º azy poprocesowe [Mg] 8º Składowane CO 2 [Mg] 25º Produkt utylizacji CO 2 [Mg] Produkty uboczne; l = n+1... m 26º Woda poprocesowa [Mg] 9º Para upustowa niskoprężna [MJ] 27º Ścieki [Mg] 10º Ciepło niskotemperaturowe [MJ] Dostawy zewnętrzne; p = m+1... s 11º Ciepło średniotemperaturowe [MJ] 28º Węgiel [MJ] 12º Ciepło wysokotemperaturowe [MJ] 29º Biomasa [MJ] 13º Ciepło podgrzania powietrza [MJ] 30º az ziemny [MJ] 14º Spaliny nieoczyszczone [Mg] 31º Woda amoniakalna [Mg] 15º Pierwotny strumień recyrkulacji [Mg] 32º Węgiel aktywny [Mg] 16º Wtórny strumień recyrkulacji [Mg] 33º Woda surowa [Mg] 17º Żużel (popiół denny) [Mg] 34º Kamień wapienny [Mg] Tabela 2 przedstawia tablicę input-output z zaznaczonymi wektorami i macierzami stanowiącymi składowe zapisu macierzowego modelu matematycznego bilansu bezpośredniego zużycia energii i materiałów [11]. 5

Produkt główny Dostawy zewnętrzne Produkt końcowy Tabela 2. Tablica input-output z zaznaczonymi macierzami produkcji oraz zużycia produktów, jak również wektorami dotyczącymi produktów głównych, produktów ubocznych i dostaw zewnętrznych Część przychodowa (input) Część rozchodowa (output) Nr Nośnik energii lub materiał Produkcja uboczna Przepływy międzygałęziowe 1º 8º 1º 8º 1º Para pierwotna i wtórna 0 0 ] A [ a i, j K 8º Składowane CO 2 9º Para upustowa niskoprężna 0 ] 0 ] [ f l, j A [ a l, j K 27º Ścieki 28º Węgiel 34º Kamień wapienny 0 0 D D A [ D D a p, j ] 0 Z równania bilansu produktów głównych wyznacza się wektor produkcji głównej: 1 I A K (1) gdzie: wektor produkcji głównej nośników energii lub materiałów, A macierz współczynników stanowiących produkty główne, K wektor produkcji końcowej, I macierz jednostkowa. a, bezpośredniego zużycia nośników energii i materiałów i j Z układów równań bilansowych produkcji ubocznej i dostaw zewnętrznych wynikają relacje dotyczące wektora produkcji końcowej produktów ubocznych i wektora dostaw zewnętrznych, które w zapisie macierzowym mają odpowiednio postacie: K A (2) DD AD (3) gdzie: macierz współczynników A macierz współczynników produkcji głównej, f, produkcji ubocznej nie uzupełniającej produkcji głównej, l j a, zużycia produktów ubocznych nie uzupełniających l j 6

K wektor produkcji końcowej produktów ubocznych, D D wektor dostaw zewnętrznych wyłącznych nośników energii i materiałów, A D macierz współczynników energii. a, bezpośredniego zużycia dostaw zewnętrznych nośników D p j Równania (1), (2) i (3) przedstawiają model symulacyjny zintegrowanego układu elektrowni ze spalaniem tlenowym. Dane wejściowe w tym przypadku stanowią wektory i macierze: K,, A, A D i A. Współczynniki macierzy odwrotnej I 1 ujmują bezpośrednie i pośrednie powiązania występujące w zintegrowanej elektrowni ze spalaniem tlenowym. Dzięki wykorzystaniu macierzy odwrotnej unika się metody kolejnych przybliżeń w procedurze rozwiązywania układu równań bilansowych dla kolejnych wariantów bilansów przy niezmienionej macierzy A. Energochłonność bezpośrednia (bezpośrednie zużycie energii) nie obejmuje całej energii jaka jest potrzebna do wytworzenia danego nośnika energii (np. elektryczności, ciepła) lub innego produktu użytecznego. Stosowane bowiem do jego produkcji inne nośniki energii (np. paliwa) lub materiały (np. kamień wapienny) również wymagają określonego zużycia energii w poprzedzających procesach wytwórczych i transportowych. Tak więc każdy produkt (również nośnik energii) jest wytwarzany w wyniku nie tylko bezpośredniego, ale i pośredniego zużycia energii we wcześniejszych ogniwach w sieci wzajemnych powiązań energetycznych i technologicznych. Sumę bezpośredniego i pośredniego zużycia energii nazywa się skumulowanym zużyciem energii. Rachunek skumulowanego zużycia energii może dotyczyć zarówno nośników energii przetworzonej (np. elektryczności), jak i energii pierwotnej. Wskaźniki skumulowanego zużycia energii obliczane są najczęściej jako wskaźniki średnie w skali kraju. W tym przypadku sieć wzajemnych powiązań energo-technologicznych dotyczy gospodarki całego kraju, dla której tworzy się układ równań typu input-output bilansu skumulowanego zużycia energii. Wyznaczone z tego układu równań średnie wskaźniki skumulowanego zużycia energii obciążające podstawowe paliwa, surowce i materiały mogą być zastosowane do obliczania wskaźników skumulowanego zużycia energii dla pojedynczych technologii (np. dla technologii spalania tlenowego w elektrowni), ponieważ powiązania pojedynczej technologii z całą gospodarką kraju można uznać za powiązania słabe. Wówczas średnie wskaźniki skumulowanego zużycia energii podstawowych produktów krajowych lub importowanych są traktowane jako wielkości wejściowe do obliczeń. To podejście zostało zastosowane w przypadku technologii spalania tlenowego w zintegrowanej elektrowni. A 7

Rys.2. Schemat obliczeniowy energochłonności skumulowanej Z bilansu skumulowanego zużycia energii (Rys. 2) w zapisie macierzowym wynika: e * gdzie: T 1 T * T T I A A e A * e wektor wskaźników * e D wektor wskaźników zewnątrz, * e wektor wskaźników D D * e i i e * * j e skumulowanego zużycia energii produktów głównych, e skumulowanego zużycia energii dostaw wyłącznych z * l * D p uzupełniających produkcji głównej. e skumulowanego zużycia energii produktów ubocznych nie Wyznaczone wskaźniki skumulowanego zużycia energii dla produktów głównych odnoszą się do produkcji brutto danego nośnika energii lub materiału. Wytwarzanie finalnych nośników energii (elektryczności, ciepła, chłodu) oraz innych produktów użytkowych jest możliwe dzięki wykorzystaniu nieodnawialnych zasobów naturalnych, których wyczerpywanie staje się coraz ważniejszym problemem z punktu widzenia przestrzegania zasady zrównoważonego rozwoju. Jakość nieodnawialnych zasobów naturalnych może być oceniona za pomocą egzergii, ponieważ ich skład i koncentracja odbiega od składu i koncentracji powszechnych składników otoczenia [11]. Dlatego skumulowane zużycia egzergii nieodnawialnych bogactw naturalnych obciążających wytwarzanie danego produktu użytecznego (również nośnika energii) może być przyjęte jako miernik wyczerpywania bogactw naturalnych [12]. Wytwarzaniu nośnika energii lub innego produktu użytecznego towarzyszy emisja szkodliwych substancji (SO 2, NO x, pyły, CO 2 ). W celu kompensacji ich szkodliwego oddziaływania na środowisko naturalne człowieka potrzebne jest dodatkowe zużycie nieodnawialnych bogactw naturalnych, co pogłębia proces (4) 8

wyczerpywania bogactw naturalnych. Sumaryczne zużycie egzergii nieodnawialnych bogactw naturalnych związane z wytwarzaniem danego produktu użytecznego (nośnika energii także) i kompensacją ujemnych skutków ekologicznych z powodu emisji szkodliwych substancji odniesione do jednostki produktu użytecznego zostało nazwane wskaźnikiem kosztu termoekologicznego [11,13]. Stanowi on użyteczne narzędzie obliczeniowe w analizach termodynamiczno-ekologicznych procesów cieplnych [14]. Na rysunku 3 przedstawiono schemat zintegrowanej elektrowni pracującej według technologii tlenowego spalania węgla wraz z silnymi powiązaniami z krajowym systemem gospodarczym. Rys. 3. Schemat układu zintegrowanej elektrowni ze spalaniem tlenowym oraz powiązań z krajowym systemem gospodarczym Tak jak w przypadku analizy skumulowanego zużycia energii średnie krajowe wskaźniki kosztu termoekologicznego podstawowych produktów są wyznaczane z układu równań bilansowych typu input-output [4] sformułowanych dla poszczególnych gałęzi krajowej gospodarki [11]. Jeżeli powiązania danego procesu z siecią krajowych procesów energotechnologicznych należą do powiązań słabych (tak jak ma to miejsce w przypadku pojedynczej technologii spalania tlenowego w elektrowni) można przyjąć jako wielkości zadane wartości średnie wskaźników kosztu termoekologicznego dla głównych produktów gospodarki kraju i osłonę bilansową ograniczyć do zintegrowanego układu elektrowni ze spalaniem tlenowym. Na rysunku 4 przedstawiono schemat bilansu kosztu termoekologicznego j-tej gałęzi należącej do układu zintegrowanej elektrowni ze spalaniem tlenowym. 9

Rys. 4. Schemat obliczeniowy wskaźników kosztu termoekologicznego Z bilansu kosztu termo ekologicznego (Rys. 4) wynika równanie: ρ gdzie: T 1 T T T I A A ρ A ρ wektor wskaźników ρ D wektor wskaźników ρ wektor wskaźników D D i ρ p T ζ i j kosztu termoekologicznego produktów głównych, kosztu termoekologicznego dostaw zewnętrznych, D p uzupełniających produkcji głównej. T p macierz transponowana wskaźników ζ wektor wskaźników l kosztu termoekologicznego produktów ubocznych nie p emisji szkodliwych substancji, h j h dodatkowego zużycia egzergii nieodnawialnych bogactw naturalnych z powodu kompensacji skutków emisji szkodliwych substancji. Wyznaczone wskaźniki kosztu termoekologicznego dla produktów głównych odnoszą się do produkcji brutto danego nośnika energii lub materiału w założonej osłonie bilansowej. Przykład systemowej analizy energetycznej i termoekologicznej zintegrowanej elektrowni ze spalaniem tlenowym Przykład obliczeniowy obejmuje: (5) model input-output bilansu bezpośredniego zużycia energii i materiałów, wyznaczenie wskaźników energochłonności skumulowanej produktów głównych, wyznaczenie wskaźników kosztu termoekologicznego. 10

Poddany analizie układ zintegrowanej elektrowni ze spalaniem tlenowym (1CCS) d został zbudowany w oparciu o dane procesowe wybrane dla wariantu przedstawionego w raporcie NETL [15] i przedstawiony schematycznie na rysunku 5. Charakterystyczne parametry układu zamieszczono w tabeli 3. Tabela 3. Parametry charakterystyczne dla układu 1CCS Nazwa 1CCS Źródło / wariant [15] / wariant 5C Moc brutto / netto 785 900 kw el / 548 730 kw el Parametry pary 24,1 MPa / 600 C / 620 C Paliwo / technologia kotła węgiel kamienny / technologia pyłowa Tlenownia / czystość tlenu technologia kriogeniczna; układ dwukolumnowy / 95% Oczyszczanie spalin instalacja odpylania (elektrofiltry); mokre odsiarczanie spalin układ sprężarek z chłodzeniem międzystopniowym z Usuwanie i sprężanie CO 2 doczyszczaniem; sprężarki zasilane energią elektryczną; układ sprężarek składa się z części nisko- i wysokoprężnej, po cztery stopnie w każdej części Czystość / ciśnienie CO 2 95% / 15,3 MPa Emisja zanieczyszczeń SO 2 : 0,044 kg/mwh net ; NO x : 0,371 kg/mwh net ; PM: 0,069 kg/mwh net ; CO 2 : 76 kg/mwh net ; W kotle pyłowym spalany jest węgiel kamienny, skąd spaliny trafiają to układu elektrofiltrów i instalacji mokrego odsiarczania spalin (moduł oczyszczania spalin). Część oczyszczonych spalin jest następnie recyrkulowana do kotła. Strumień recyrkulowany jest podgrzewany przed układem wentylatorów w celu uniknięcia wykroplenia wilgoci. W analizowanym przypadku wykorzystuje się do tego ciepło uzyskane w wyniku spadku entalpii podgrzanego kondensatu pobieranego za drugim wymiennikiem regeneracji niskoprężnej. Pozostały strumień spalin oczyszczonych kierowany jest do modułu wychwytu CO 2, gdzie usuwana jest wilgoć a spaliny są doczyszczane do wymaganego poziomu (strumień odseparowanych gazów inertnych kierowany jest do komina - gazy poprocesowe). Strumień CO 2 jest sprężany do wymaganego ciśnienia w ośmiostopniowym układzie sprężarek z chłodzeniem międzystopniowym. Ciepło chłodzenia międzystopniowego jest oddawane do otoczenia poprzez układ wody chłodzącej. W procesie suszenia spalin wykorzystywany jest układ adsorpcyjny z użyciem strumienia podgrzanego azotu. Podgrzewanie azotu jest realizowane w wymiennikach ciepła, w których czynnikiem grzejnym jest para pobierana z przelotni pomiędzy częścią średnio- i niskoprężną turbiny parowej. Układ tlenowni kriogenicznej opiera się o klasyczny układ dwukolumnowy, a ciepło chłodzenia międzystopniowego sprężarek powietrza jest odprowadzane za pośrednictwem wody chłodzącej (również brak jest integracji cieplnej tlenowni z obiegiem parowo-wodnym). W celu osuszenia powietrza przed układem kriogenicznym, podobnie jak w przypadku modułu usuwania CO 2, wykorzystywany jest układ adsorpcyjny, w którym również wykorzystywany jest azot odpadowy podgrzewany za pomocą pary niskoprężnej z obiegu parowo-wodnego. Tlen jest wykorzystywany w kotle oraz w układzie mokrej instalacji odsiarczania po dodatkowym sprężeniu (z 0,12 MPa do 0,31 MPa). W module wody chłodzącej pracują chłodnie wentylatorowe. Moduł gospodarki wodno-ściekowej składa się z instalacji przygotowania wody uzupełniającej z d CCS Carbon Capture and Storage 11

wykorzystaniem wody surowej doprowadzanej w połowie ze źródła własnego oraz sieci wodociągowej i instalacji zagospodarowania wody poprocesowej, w której następuje częściowy odzysk wody a pozostałość jest odprowadzana do ścieków. Rys. 5. Schemat analizowanego układu (1CC) z podziałem na moduły technologiczne; SP - sprężarka; W - wentylator; T - turbina; ZB - zbiornik; - generator; OD odgazowywacz; ESP - elektrofiltr W przypadku transportu dwutlenku węgla, w oparciu o bazy danych [16] i [17] można przyjąć, że przy założonym ciśnieniu CO 2 na wyjściu z układu CPU (15,3 MPa) oraz analizowanych długościach rurociągu (do 400 km) nie ma konieczności budowy stacji dodatkowego sprężania. Tabela 4. Parametry charakterystyczne dla modułu transportu i składowania CO 2 Transport Rurociąg Długość 100 km Zapotrzebowanie na energię elektryczną 0 MWh / Mg CO 2 Składowanie Sekwestracja w złożu solankowym Zapotrzebowanie na energię elektryczną 0,013 MWh / Mg CO 2 ospodarka wodą odpadową Ponowne zatłaczanie bez oczyszczania Ilość wody odpadowej 1,4 Mg ścieków / Mg CO 2 Zapotrzebowanie na energię elektryczną 0,0033 MWh / Mg ścieków Na podstawie [18] wyznaczono jednostkowe zapotrzebowanie na energię elektryczną do zatłaczania CO 2 oraz ilość wody odpadowej (solanki), która odprowadzana jest na 12

powierzchnię. W oparciu o [19] wyznaczono zapotrzebowanie na energię elektryczną dla zagospodarowania wody odpadowej. Zgodnie z [15] założono ponowne zatłaczanie jej do formacji skalnych bez oczyszczania. W oparciu o dane odnośnie emisji [16,18] straty CO 2 do otoczenia przyjęto na poziomie 1% dla całego procesu transportu i składowania CO 2. Wyniki analiz energetycznych i ekologicznych dla wariantu bazowego układu tlenowego spalania węgla (1CCS) przedstawiono w tabeli 5 [20]. Tabela 5. Wartości wskaźników energetycznych i ekologicznych dla układu bazowego oxy-spalania odniesione do jednostkowej produkcji netto energii elektrycznej Wskaźnik / Wariant Jedn. 1CCS Energochłonność skumulowana netto MJ/MJ el 3,9501 Koszt termoekologiczny netto MJ Ex /MJ el 4,0912 Skumulowana emisja CO 2 netto kg CO2 /MJ el 0,03558 Rys. 6. Analiza wpływu wykorzystania i składowania ubocznych produktów spalania (żużla i pyłu lotnego) na wskaźniki ekologiczne odniesione do produkcji energii elektrycznej netto (wariant 1CCS) Wyniki analizy wpływu wykorzystania produktów ubocznych procesu spalania na wskaźniki ekologiczne przedstawiono na rysunku 6. W przypadku konieczności składowania 100% UPSów (ubocznych produktów spalania, m.in. pyłu oraz żużla) wartość wskaźnika kosztu termoekologicznego netto produkcji energii elektrycznej wzrasta z 4,0912 MJ Ex /MJ el do 4,1189 MJ Ex /MJ el. Dla wskaźnika skumulowanej emisji CO 2 odniesionej do produkcji energii elektrycznej netto wzrost ten wynosi 0,00506 kg CO2 /MJ (z 0,03558 kg CO2 /MJ el do 0,04064 kg CO2 /MJ el ). Można więc zauważyć, że użyteczne wykorzystanie ubocznych produktów spalania ma pozytywny wpływ na wskaźniki ekologiczne rozpatrywanego układu i winno się dążyć do możliwie jak najwyższego udziału użytecznego zagospodarowania ubocznych 13

produktów spalania. Przyjęty do obliczeń poziom wykorzystania UPSów (50%) wynika z przeciętnego stopnia ich wykorzystania w krajowej gospodarce. W oparciu o model procesowy zamieszczony w [15] i opracowane modele matematyczne typu input-output dla układu referencyjnego bez instalacji usuwania CO 2 (0RE), przeprowadzono analizę wpływu zmian procesowych na wskaźniki energetyczne oraz środowiskowe zintegrowanego układu tlenowego spalania węgla. Dotyczyły one kolejno: zmiany czystości tlenu z 95% na 99% (2CCS), zmiany czystości dwutlenku węgla z 95% na 99,9% (3CCS), integracji cieplnej układu chłodzenia międzystopniowego sprężarek powietrza i dwutlenku węgla z obiegiem parowo-wodnym (4CCS), wyłącznego spalania biomasy (5CCS), zastosowania technologii membranowej separacji powietrza (6CCS). Dane wejściowe do analiz systemowych układów oxy-spalania z zaproponowanymi zmianami procesowymi zostały oparte o modele procesowe zamieszczone w [15], [21] i [22], opracowane z wykorzystaniem programu Aspen. Podstawowe dane z modelu procesowego (zamieszczonego w [15]) dla układu referencyjnego zestawiono w tabeli 6. Tabela 6. Parametry charakterystyczne dla układ 0RE Nazwa 0RE Źródło / wariant [15] / wariant 1 Moc brutto / netto 580 020 kw el / 550 030 kw el Parametry pary 24,1 MPa / 600 C / 620 C Paliwo węgiel kamienny Oczyszczanie spalin instalacja odpylania (elektrofiltry); mokre odsiarczanie spalin Emisja zanieczyszczeń SO 2 : 0,337 kg/mwh net ; NO x : 0,275 kg/mwh net ; PM: 0,051 kg/mwh net ; CO 2 : 800 kg/mwh net ; Wskaźniki energetyczne oraz ekologiczne dla układu referencyjnego (0RE) oraz układu bazowego oxy-spalania (1CCS) zestawiono w tabeli 7. Tabela 7. Porównanie wskaźników energetycznych i ekologicznych dla układów referencyjnych i bazowego oxy-spalania Wskaźnik / Wariant Jedn. 0RE 1CCS Energochłonność skumulowana MJ/MJ el 2,846 3,950 Koszt termoekologiczny MJ Ex /MJ el 2,943 4,0912 Skumulowana emisja CO 2 kg CO2 /MJ el 0,2323 0,03558 Sprawność energetyczna netto % 40,84 29,74 (30,29 * ) * sprawność energetyczna netto dla samej elektrowni (bez modułu transportu i składowania CO 2 ) Na rysunku 7 przedstawiono porównanie otrzymanych wskaźników dla analizy ekologicznej (kosztu termoekologicznego oraz skumulowanej emisji CO 2 ). Wzrost kosztu termoekologicznego dla układu bazowego w stosunku do układu referencyjnego wynosi ok. 40%. W przypadku skumulowanej emisji CO 2 spadek wynosi ok. 85%. 14

~40% ~85% Rys. 7. Porównanie wskaźników ekologicznych dla układu referencyjnego i bazowego oxy-spalania Na rys. 8 przedstawiono porównanie otrzymanych wskaźników dla analizy energetycznej (energochłonności skumulowanej oraz sprawności energetycznych netto). ~40% 10,5 pkt. % Rys. 8. Porównanie wskaźników energetycznych dla układu referencyjnego i bazowego oxy-spalania 15

Na podstawie przeprowadzonych obliczeń można wykazać, że spadek sprawności netto na skutek wprowadzenia technologii tlenowego spalania węgla wynosi około 10,5 punktów procentowych. W przypadku uwzględnienia transportu i składowania CO 2 spadek ten kształtuje się na poziomie 11 punktów procentowych. Warto podkreślić, że wartości podawane w literaturze kształtują się w granicach od 8 do 12 punktów procesowych. Niższe spadki sprawności w stosunku do układu referencyjnego są wynikiem ciągłych prac badawczych i rozwojowych nad samą technologią tlenowego spalania węgla. Proponuje się różne możliwości poprawy sprawności, m.in. poprzez integrację cieplną układu chłodzenia międzystopniowego sprężarek powietrza i CO 2 z obiegiem parowym. Rozważono pięć dodatkowych wariantów realizacji tlenowego spalania węgla. Parametry charakterystyczne zostały zestawione w tabeli 8. Obliczenia przeprowadzono dla tych samych danych wejściowych odnośnie wskaźników energetycznych i ekologicznych dostaw zewnętrznych oraz produktów ubocznych jak w przypadku układu bazowego. W każdym z wymienionych wariantów założono te same dane wejściowe odnośnie modułu transportu i składowania CO 2. Wyniki dla wskaźników energetycznych i ekologicznych zostały zestawione w tabeli 9. Tabela 8. Parametry charakterystyczne dla wariantów uwzględniających zaproponowane zmiany procesowe Nazwa 2CCS 3CCS 4CCS 5CCS 6CCS Źródło / wariant [15] / 5A i [15] / 5C [15] / 5C [15] / 5C [15] / 5C 5C [21] / S12 [21] / S12E [22] / P.O.1 [23] / 1 Moc netto ~550 MW el dla każdego z wariantów Parametry pary 24,1 MPa / 600 C / 620 C Paliwo węgiel kamienny biomasa węgiel kamienny technologia technologia Tlenownia / kriogeniczna technologia kriogeniczna / 95% membranowa / czystość tlenu / 99% ~100% Oczyszczanie instalacja odpylania (elektrofiltry); mokre odsiarczanie spalin spalin Usuwanie i sprężanie CO 2 Integracja cieplna Czystość / ciśnienie CO 2 układ ośmiostopniowy sprężarek CO 2 z chłodzeniem międzystopniowym; dodatkowe oczyszczanie CO 2 do wymaganej czystości odzysk ciepła z chłodzenia brak międzystopniowego brak sprężarek 95% / 15,3 MPa 99,9% / 15,3 MPa 16 95% / 15,3 MPa odzysk ciepła z azotu odpadowego w tlenowni Na podstawie przedstawionych wyników można stwierdzić, że pierwsze trzy zaproponowane zmiany mają raczej niewielki wpływ na wskaźniki energetyczne i ekologiczne w stosunku do układu bazowego oxy-spalania. W przypadku 2CCS (produkcja tlenu o czystości 99%) oraz 3CCS (czystość CO 2 na poziomie 99,9%) można zauważyć spadek sprawności netto elektrowni oraz pogorszenie wskaźników ekologicznych. Należy jednak zwrócić uwagę na fakt, że układ, w którym czystość CO 2 wynosi ponad 99% może współpracować z technologią wspomagania wydobycia ropy naftowej EOR (Enhanced Oil Recovery), co może przynieść dodatkowe korzyści w postaci unikniętych nakładów energetycznych przy wydobyciu ropy naftowej. W przypadku układu 4CCS (integracja cieplna modułu tlenowni i usuwania oraz

sprężania CO 2 z obiegiem parowo-wodnym) zauważyć można nieznaczny wzrost sprawności energetycznej netto samego układu elektrowni pracującej według technologii spalania tlenowego (ok. 0,17 pkt. %). W [21], na podstawie którego zbudowano model dla układu 4CCS, autorzy podają że wzrost sprawności na skutek integracji cieplnej wyniósł niecałe 0,3 punktu procentowego. W przypadku 5CCS, w którym zaproponowano wyłączne spalanie biomasy w technologii spalania tlenowego można zauważyć spadek sprawności w stosunku do układu bazowego o około 0,7 punktu procentowego, co związane jest przede wszystkim z koniecznością przygotowania biomasy. Na podkreślenie zasługuje fakt, iż w przypadku zastosowania układu membranowego separacji powietrza spadek sprawności netto w stosunku do układu referencyjnego zmniejsza się z ok. 10 punktów procentowych do 8 punktów procentowych. Przy uwzględnieniu transportu i składowania całkowity spadek sprawności wynosi 8,5 punktu procentowego w stosunku do układu referencyjnego bez instalacji CCS. W każdym z przypadków oxy-spalania transport i składowanie CO 2 odpowiada dodatkowo za ok. 0,5 punktu procentowego spadku sprawności netto. Tabela 9. Porównanie wskaźników energetycznych i ekologicznych dla analizowanych układów Nazwa Jedn. 2CCS 3CCS 4CCS 5CCS 6CCS Energochłonność skumulowana MJ/MJ el 4,002 3,963 3,924 0,105 3,633 Koszt termoekologiczny Skumulowana emisja CO 2 Sprawność netto elektrowni Sprawność netto układu CCS MJ Ex /MJ el 4,152 4,112 4,071 0,351 3,769 kg CO2 /MJ el 0,0364 0,0360 0,0353-0,3648 0,0347 % 29,89 30,11 30,46 29,59 32,88 % 29,37 29,66 29,96 28,95 32,35 Wskaźniki sprawności netto przekładają się na wartości wskaźników kosztu termoekologicznego w przypadku spalania węgla. Należy pamiętać, że składowa emisyjna kosztu termoekologicznego jest bardzo mała, co wynika z układów kondycjonowania spalin spełniających wysokie normy odnośnie oczyszczania oraz możliwość sekwestracji niektórych zanieczyszczeń wraz ze strumieniem CO 2. Jednak, podobnie jak w przypadku sprawności netto, różnice dla pierwszych trzech propozycji zmian procesowych (2CCS, 3CCS i 4CCS) są nieznaczne. W przedstawionych wynikach należy zwrócić uwagę na bardzo niską wartość wskaźnika kosztu termoekologicznego produkcji energii elektrycznej netto dla układu spalającego biomasę. Wynika to z faktu, że biomasa jest odnawialnym źródłem energii a wartość kosztu termoekologicznego dostawy biomasy wynika jedynie z jej uprawy, przetwarzania oraz transportu. Również w przypadku skumulowanej emisji CO 2 obciążającej produkcję energii elektrycznej netto można zauważyć, że układ przeznaczony do spalania biomasy daje wyniki odbiegające od pozostałych przypadków. Dla układu spalania biomasy należy od wartości skumulowanej emisji CO 2 obciążającej produkcję energii elektrycznej odjąć ilość składowanego CO 2, gdyż ta sama ilość została pochłonięta przez biomasę podczas uprawy. Stąd też otrzymuje się wartość ujemną. W [22], dla analizowanego przypadku, autorzy podają ujemną wartość dla skumulowanej emisji gazów cieplarnianych na poziomie 0,3 kg CO2eq /MJ el. 17

Na podstawie przedstawionych wyników analizy systemowej układu bazowego oxy-spalania (1CCS) oraz układu referencyjnego (0RE) bez instalacji CCS, jak również dla analizowanych wariantów konfiguracji układu tlenowego spalania węgla (2CCS 6CCS) można wyciągnąć następujące wnioski: W analizach ekologicznych technologii CCS, w tym technologii oxy-spalania, konieczne jest uwzględnienie transportu oraz składowania CO 2 w celu zamknięcia łańcucha procesów dotyczącego czystych technologii węglowych. Odległość pomiędzy źródłem wychwyconego CO 2 (elektrowni) a miejscem jego składowania nie ma znaczącego wpływu na wskaźniki ekologiczne. Porównanie układu referencyjnego (bez instalacji CCS), który pomimo wysokich parametrów pary nie stanowi technologii BAT (niższa sprawność brutto w stosunku do nowobudowanych układów na świecie), z układem przeciętnej polskiej elektrowni węglowej wskazuje na duży potencjał poprawy efektywności energetycznej oraz obniżenia wskaźników ekologicznych dla polskiego sektora elektroenergetycznego. Obniżenie sprawności netto elektrowni z oxy-spalaniem w porównaniu z układem referencyjnym o ok. 10 punków procentowych przekłada się na przyrost zużycia nieodnawialnych zasobów energii pierwotnej o około 40%. Natomiast z punktu widzenia skumulowanej emisji CO 2 można uzyskać 85% redukcję emisji do atmosfery w porównaniu z emisją CO 2 z elektrowni referencyjnej. Podwyższenie czystości tlenu do 99% powoduje pogorszenie wskaźników energetycznych i ekologicznych układu zintegrowanej elektrowni pracującej według technologii spalania tlenowego przy zadanej czystości CO 2 kierowanego do składowania. Niemniej jednak, jak wykazano w [24], przy niższych wymaganych czystościach sekwestrowanego CO 2 wskaźniki skumulowanego zużycia egzergii obciążającej produkcję energii elektrycznej netto są niższe, co wskazuje na potencjalne korzyści (zmniejszenie niedoskonałości termodynamicznej) płynące z podwyższenia czystości tlenu. Integracja cieplna modułu tlenowni i usuwania oraz sprężania CO 2 polegająca na wykorzystaniu energii odpadowej ma korzystny wpływ na wskaźniki energetyczne oraz ekologiczne całego układu elektrowni z tlenowym spalaniem węgla. Jednak powinna ona podlegać każdorazowo analizie optymalizacyjnej [25]. Do przyszłościowych technologii tlenowego spalania węgla zaliczyć można zdecydowanie układy współpracujące z tlenowniami membranowymi. Spadek sprawności netto układu oxy-spalania przy zastosowaniu modułu membranowego separacji powietrza prowadzi do poprawy wskaźników energetycznych i ekologicznych tym samym uzasadniając dalsze prace na tą technologią. Spalanie biomasy (jak również współspalanie z węglem [26]) może prowadzić do znaczącego obniżenia wpływu zaproponowanej technologii na wskaźniki ekologiczne, w tym wskaźnik kosztu termoekologicznego oraz skumulowanej emisji CO 2. Dla układu oxy-spalania wyłącznie biomasy możliwe jest osiągnięcie ujemnej emisji CO 2 co przyczynić się może do znaczącego obniżenia wpływu sektora elektroenergetycznego na zmiany klimatu. Technologia ta wymaga jednak dalszych, szczegółowych prac badawczych, w zakresie kinetyki spalania biomasy w atmosferze O 2 /CO 2. Bardzo ważną kwestią, którą należy poruszyć przy tego typu układach jest dostępność biomasy. 18

Zagospodarowanie produktów ubocznych spalania węgla (pył lotny i żużel) ma pozytywny wpływ na wskaźniki energetyczne oraz ekologiczne pracy układu zintegrowanej elektrowni ze spalaniem tlenowym, wynikający nie tylko z unikniętych nakładów energetycznych w gospodarce całego kraju dzięki zastępowaniu produktów z procesów jednocelowych, ale również dzięki unikniętym kosztom ich składowania. Wykorzystanie azotu z układu tlenowni prowadzi do obniżenia wskaźników energetycznych i ekologicznych. Konieczne jest jednak określenie wymagań odnośnie czystości azotu, wielkości nakładów na jego oczyszczenie oraz oceny możliwości jego wykorzystania. Podsumowanie i wnioski Technologia tlenowego spalania węgla jest jedną z trzech czystych technologii węglowych, które prowadzą do ograniczenia emisji CO 2 z sektora elektroenergetycznego przy jednoczesnym zachowaniu paliw kopalnych w krajowym mixie energetycznym. Zastosowanie czystych technologii węglowych wiąże się ze spadkiem sprawności energetycznej netto bloków energetycznych. Jest to wynikiem rozszerzenia układu bloku energetycznego o dodatkowe moduły m.in. o instalację wychwytu i sprężania CO 2 oraz tlenownię w przypadku tlenowego spalania węgla lub zgazowania tlenowego. Tworzy się w ten sposób duży system energetyczny o złożonym układzie wewnętrznych powiązań. Zasadna jest więc ocena tego typu układów za pomocą metod analizy systemowej. Zastosowano metodę input-output przepływów międzygałęziowych, która pozwala na analizę zarówno bezpośredniego, jak również pośredniego zużycia nośników energii i materiałów w analizowanych układach. Podstawę modelowania stanowiła uniwersalna tablica input-output przepływów międzygałęziowych ujmująca pełną listę produktów głównych, produktów ubocznych oraz dostaw zewnętrznych nośników energii i materiałów. Model input-output bezpośredniego zużycia energii i materiałów stanowił podstawę analiz uwzględniających rachunek skumulowany, jak również był wykorzystany w analizie kosztu termoekologicznego. W celu opracowania przykładów obliczeniowych posłużono się modelami procesowymi zaczerpniętymi z raportów NETL (układ bazowy oxy-spalania oraz układ referencyjny), jak również bazą współczynników dla zaproponowanych zmian procesowych (również wyznaczonych w oparciu o modele procesowe z raportów NETL). Można sformułować następujące wnioski o charakterze szczegółowym: wzrost potrzeb własnych (tlenownia kriogeniczna i instalacja wychwytu oraz sprężania CO 2 ) powoduje spadek sprawności energetycznej netto o około 10 punktów procentowych, wykorzystanie ciepła odpadowego z międzystopniowego chłodzenia sprężarek powietrza w tlenowni i sprężania CO 2 w module usuwania i sprężania CO 2 wpływa korzystnie na wskaźniki energetyczne i ekologiczne, co wynika z poprawy sprawności netto w stosunku do układu bazowego oxy-spalania o około 0,17 punktu procentowego, 19

spalanie tlenowe biomasy prowadzi do znaczącego obniżenia wartości wskaźników energo-egzergo-ekologicznych układów zintegrowanych elektrowni pracujących według technologii spalania tlenowego; w przypadku wskaźnika skumulowanej emisji CO 2 wartość ujemna tego wskaźnika wskazuje na możliwość wykorzystania tej technologii do znaczącego obniżenia emisji dwutlenku węgla z sektora elektroenergetycznego, zagospodarowanie produktów ubocznych spalania węgla (pył lotny i żużel) ma pozytywny wpływ na wskaźniki energetyczne oraz ekologiczne pracy układu zintegrowanej elektrowni ze spalaniem tlenowym; przy założonym w pracy poziomie ich zagospodarowania (wynoszącym 50%), wartość wskaźnika skumulowanej emisji CO 2 obniża się o ok. 10%, co wynika nie tylko z unikniętej emisji w gospodarce dzięki zastępowaniu produktów z procesów jednocelowych, ale również z unikniętych emisji towarzyszących ich składowaniu, wykorzystanie azotu z układu tlenowni prowadzi do obniżenia wskaźników energetycznych i ekologicznych dla układów zintegrowanych elektrowni pracujących według technologii tlenowego spalania węgla, co wynika z unikniętych nakładów energetycznych w gospodarce całego kraju dzięki zastępowaniu procesu produkcji azotu gazowego. To co wyróżnia zaprezentowane podejście w stosunku do innych prac z zakresu analizy nowych technologii energetycznych to transformacja wyników modeli procesowych do systemowych modeli analiz energetycznych, egzergetycznych i ekologicznych za pomocą metody input-output przepływów międzygałęziowych. Podziękowania Praca naukowa dofinansowana przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, w ramach Strategicznego Programu Badań Naukowych i Prac Rozwojowych pt. Zaawansowane technologie pozyskiwania energii Zadanie Badawcze nr 2 Opracowanie technologii spalania tlenowego dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanych z wychwytem CO2, umowa nr SP/E/2/66420/1. Piśmiennictwo [1]. IEA: World Energy Outlook 2013. International Energy Agency, Paris, rance, 2013. [2]. lobal CCS Institute: The lobal Status of CCS: 2014. lobal CCS Institute, Melbourne, Australia, 2014. [3]. Jeleń K., Cała M.: Zarys stanu i perspektyw energetyki polskiej. Studium AH 2012. Kraków, Polska: Wydawnictwo Akademii órniczo-hutniczej, 2012. [4]. Leontief W.: Input-output economics. 2nd edition, New York, USA: Oxford University Press, 1986. [5]. ładysz P., Ziębik A.: State of the art for Oxy-uel Combustion. International Conference of Carbon Reduction Technologies - CaRe_Tech, Polska, 2011. [6]. Zheng L. (red): Oxy-fuel combustion for power generation and carbon dioxide (CO2) capture. Cambridge, UK: Woodhead Publishing Limited, 2011. [7]. Nowak W.: Podstawy spalania tlenowego w monografii Nowak W., Czakiert T. (red): Spalanie tlenowe dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanych z 20

wychwytem CO2. Częstochowa, Polska: Wydawnictwo Politechniki Częstochowskiej, 2012, pp. 11-16. [8]. NETL, Ciferno J. (red): Advanced Carbon Dioxide Capture R&D Program: Technology Update. U.S Department of Energy, National Energy Technology Laboratory, 2010. [9]. Ziębik A., ładysz P.: System approach to the analysis of an integrated oxy-fuel combustion power plant. Archives of Thermodynamics 35(1), pp. 39-58, 2014. [10]. Ziębik A.: Systemy Energetyczne. Skrypt Politechniki Śląskiej. Wydanie II. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, liwice 1991. [11]. Ziębik A.: Mathematical Modelling of Energy Management Systems in Industrial Plants. Ossolineum, Wrocław 1990. [12]. Szargut J.: Depletion of unrestorable natural energy resources. Biuletyn Polskiej Akademii Nauk 2, pp. 241-250, 1997. [13]. Stanek W.: Metodyka oceny skutków ekologicznych w procesach cieplnych za pomocą analizy egzergetycznej. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, liwice 2009. [14]. Szargut J.: Application of exergy for calculation of ecological cost. Biuletyn Polskiej Akademii Nauk 6, pp. 41-45, 1986. [15]. NETL, Ciferno J. (red): Pulverized Coal Oxycombustion Power Plants. Volumne 1: Bituminous Coal to Electricity. U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory, 2008. [16]. NETL: NETL Life Cycle Inventory Data Unit Process: CO2 Pipeline Operation. U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory. Last Updated: July 2012 (version 01)., (http://www.netl.doe.gov/energy-analyses), 2012. [17]. NETL: NETL Life Cycle Inventory Data Unit Process: CO2 Pressure Boosting. U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory. Last Updated: July 2012 (version 01)., (http://www.netl.doe.gov/energy-analyses), 2012. [18]. NETL: NETL Life Cycle Inventory Data Unit Process: Saline Aquifer CO2 Injection Site Operations. U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory. Last Updated: September 2012 (version 01)., (http://www.netl.doe.gov/energy-analyses), 2012. [19]. NETL: NETL Life Cycle Inventory Data Unit Process: Brine Management from CO2 Sequestration in a Saline Aquifer, Operations. U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory. Last Updated: August 2012 (version 01)., (http://www.netl.doe.gov/energy-analyses), 2012. [20]. Ziębik A., ładysz P.: Thermoecological analysis of an oxy-fuel combustion power plant integrated with a CO2 processing unit. The 27th International Conference on Efficiency, Cost, Optimization, simulation and Environmental Impact of Energy Systems., Turku, inlandia, 2014. [21]. NETL, Matuszewski M. (red): Cost and Performance for Low-Rank Pulverized Coal Oxycombustion Energy Plants. U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory, 2010. [22]. NETL, Matuszewski M. (red): reenhouse as Reductions in the Power Industry Using Domestic Coal and Biomass - Volume 2: Pulverized Coal Plants. U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory, 2012. 21

[23]. NETL, Matuszewski M. (red): Advancing Oxycombustion Technology for Bituminous Coal Power Plants: An R&D uide. U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory, 2012. [24]. Ziębik A., ładysz P.: Rozdział 7 pt. Analiza systemowa integracji tlenowni z blokiem energetycznym pracującym według technologii spalania tlenowego w monografii: Spalanie tlenowe dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanych z wychwytem CO2. Produkcja tlenu na potrzeby spalania tlenowego. Pod redakcją Nowak W., Chorowski M., Czakiert T., Wydawnictwo Politechniki Częstochowskiej, seria Monografie nr 300, Częstochowa 2014. [25]. Romeo L., Bolea I., Lara Y., Escosa J.: Optimization of intercooling compression in CO 2 capture systems. Applied Thermal Engineering 29, pp. 1744-1751, 2009. [26]. ładysz P., Ziębik A.: Environmental analysis of bio-ccs in an integrated oxy-fuel combustion power plant with CO2 transport and storage. Biomass and Bioenergy 85(2016), pp. 109-118. 22

System analysis of an oxy-fuel combustion power plant integrated with CO 2 capture Andrzej Ziębik, Paweł ładysz Silesian University of Technology Institute of Thermal Technology Summary Oxy-fuel combustion belongs to the most promising technologies of CO 2 capture. The integration of power plant with air separation unit and CO 2 processing unit causes to multiply the complexity of energy system. Therefore system approach is an adequate way to the energy-ecological analyses of oxy-fuel combustion power plant integrated with CO 2 capture. The paper presents mathematical models of the balance of direct and cumulative energy consumption as well as model of thermoecological analysis based on input-output method. The results of multivariate analysis of an integrated power plant, concerning among others, influence of oxygen purity, waste heat recovery and substitution of cryogenic air separation by membrane one, have been presented. It was noted that the reduction of energy efficiency of integrated power plant in comparison with the basic one is about 10.5 p.p. (percentage point). Waste heat recovery causes the increase of energy efficiency by about 0.17 p.p. Substitution of the cryogenic air separation unit by the future membrane one, might result in the significant improvement of energy efficiency, viz. about 2.6 p.p. 23