Transcript INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Slide 1
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Przegląd rozwojowych metod wytwarzanie energii
i podnoszenia sprawności w energetyce zawodowej
Dr inż.. Tomasz Golec
Dr inż.. Janusz Rakowski
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – Czerwiec 2009
Slide 2
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
1.1 Bloki energetyczne: kocioł – turbina parowa
W roku 2010 w elektrowni Bełchatów II przewidziane jest uruchomienie bloku z kotłem
typu BB-2400. Zgodnie z wersją ofertową moc osiągalna tego bloku wynosić ma 858
MW. Paliwem będzie węgiel brunatny z odkrywek Bełchatów oraz Szczerców. Woda
zasilająca doprowadzana będzie jedną turbopompą 100% a w trakcie rozruchu bloku lub
w sytuacji awaryjnej, przy pomocy dwu pomp 33% rezerwowo-rozruchowe. Minimum
techniczne bloku wynosić ma 40% a projektowy czas życia bloku 35 lat (200 000
godzin).
Kocioł BB-2400 pyłowy- przepływowy w elektrowni Bełchatów II
Typ kotła: pyłowy – przepływowy;
Projekt: ALSTOM Power Boiler GmbH;
Rodzaj paleniska: Tangencjalne;
Max. wydajność trwała: 2400 t/h;
Temperatura pary świeżej wylot: 554°C;
Ciśnienie pary świeżej wylot: 26.1 MPa;
Temperatura pary wtórnej wlot/wylot:
322/582°C;
Temperatura wody zasilającej: 278°C
Rodzaj paliwa: Węgiel brunatny;
Wartość opałowa paliwa: 7.75 MJ/kg.
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – Czerwiec 2009
Slide 3
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
W należącej do RWE elektrowni Neurath (Niemcy) przewidziane jest uruchomienie dwu
bloków 1100 MW: blok BoA 2 w styczniu 2010 oraz blok BoA 3 w lipcu 2010 (niemiecki skrót
BoA oznacza: Braunkohlenkrftwerksblöcken mit optimirter Anlagentechnik). Aktualnie będą to
największe na świecie bloki na węglu brunatnym, pracujące przy nadkrytycznych parametrach
pary. Woda zasilająca doprowadzana jedną turbopompą 100% a przy rozruchu lub w sytuacji
awaryjnej, za pomocą dwu pomp 40% rezerwowo-rozruchowych.
Kocioł pyłowy – przepływowy 2870 t/h dla bloku 1100 MW w elektrowni Neurath
Typ kotła: pyłowy – przepływowy;
Projekt: ALSTOM Power Boiler GmbH
Moc bloku: 1100 MW (brutto)
1050 MW (netto)
Moc cieplna: 2392 MWt (max. 2800 MWt)
Produkcja pary: 2870 t/h (max. 2960 t/h)
Zużycie węgla: 820 t/h (max.1300 t/h)
Para świeża: 272 bar / 600oC
Para wtórna: 55 bar/ 605oC
Podciśnienie w kondensatorze: 48 mbar
Sprawność (netto): 43%
Wymiary kotła: 142 x 26 x 26 m
Powierzchnie ogrzewalne: 146 000 m2
Emisja: SO2= 200 mg/m3; NO2=200 mg/m3;
CO= 200 mg/m3; pył = 20 mg/m3.
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 4
•
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Schemat bloku pyłowego, przepływowego 1100 MW w elektrowni Neurath
R ozładunek w ęg la
K o cio ł
C hłodnia kom inow a
Z asobniki szczelino w e
P ara w tórna
S p alin y
O dsiarczanie
spalin
P ara pie rw otn a
T u rb o zesp ół
E lektrofiltry P odgrzew acz
pow ietrza
M łyn y
W entylatory
ciągu
P o w ietrze
P ara
W oda zasilająca
W oda zdem ineralizo w ana
W oda chłodząca
W ęgiel b runatny
P opiół
O dpady ze
spalin
oczyszczania
O dw adnianie
gipsu
O d p row ad zan ie
g ip su
W entylato ry
podm uchu
M okre
odżużlanie
P aliw o
p łyn n e
D o p ro w adzan ie
w ap n ia
•
P om py
w ody
zasilającej
T ran sfo rm ato r
+ sieć
G łów na
pom pa
kondensatu
W stępna
pom pa
kondensatu
W oda
zd em in eralizo w an a
Ś cieki
O d p row ad zan ie
p o p io łu
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 5
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
•
RWE przewiduje, że po uruchomieniu obu bloków 1100 MW w elektrowni Neurath
zlikwiduje kilka starych, eksploatowanych obecnie bloków węglowych, co pozwoli na
zaoszczędzenie znaczących ilości węgla oraz na zmniejszenie emisji CO2 6 ·106 t/rok.
•Bloki opalane węglem brunatnym w elektrowniach RWE
Sprawność
netto
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 6
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
Blok kocioł - turbina amerykańskich firm: Babcock&Wilcox, General Electric oraz Parsons Inc.
•
Kocioł pyłowy, przepływowy typu Benson, zaprojektowany przez amerykańską firmę
Babcock &Wilcox w dwóch wersjach obejmujących: nadkrytyczne (wariant 1) i ultranadkrytyczne parametry pary (wariant 2) [ ]. Obie wersje reprezentują konstrukcję
typową dla dużych amerykańskich kotłów pyłowych. Wyposażone są w młyny kulowopierścieniowe typu B&W 89G, palniki niskoemisyjne, instalacje SCR oraz w mokrą
instalację FGD. W obu wariantach zastosowano turbinę parową typu GER-3954A
produkcji firmy General Electric.
Przegrzew
wtórny
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Przegrzew
pierwotny
Slide 7
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
Schemat funkcjonalny amerykańskiego bloku kocioł-turbina
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 8
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Najważniejsze parametry analizowanego bloku Tab.
W arian ty p ro jekto w e b lo ku
1
2
C iepło spalania w ęgla [Illino is N o.6]
[M J/kg]
27.1
27.1
C iśnienie pary św ieżej
[bar]
246
280
T em peratura pary św ieżej
[o C ]
600
730
T em peratura pary w tórnej
[o C ]
620
760
Przepływ pary św ieżej
[t/h]
1573
1388
M oc turbogeneratora (brutto)
[M W ]
580.2
576.6
Potrzeby w łasne b loku
[M W ]
30.2
26.6
M oc turbogeneratora (netto)
[M W ]
550.0
550.0
Spraw ność kotła (H H V)
[% ]
87.9
87.9
Próżnia w kondensatorze
[m m H g]
5 0 .8
5 0 .8
T em p. w ody chłodz. kond.
[o C ]
15
15
Spraw ność bloku (netto)
[% ]
3 9 .4
4 4 .6
W ramach programu Thermie 700 prowadzone są prace dotyczące wprowadzania kotłów
przepływowych na ultra-nadkrytyczne parametry 350 bar/700/720 deg C
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 9
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
1.2 Bloki z atmosferycznymi kotłami fluidalnymi cyrkulacyjnymi
• Kocioł fluidalny ze złożem cyrkulacyjnym składa się z trzech głównych bloków:
1. komory paleniskowej wykonanej ze ścian membranowych w obiegu parownika z lejem
wyłożonym warstwą wymurówki, zamkniętym od dołu dnem dyszowym, przez które
doprowadzane jest powietrze fluidyzacyjne (pierwotne);
2. kanału nawrotnego wraz z cyklonami zabezpieczonymi wymurówką;
3. ciągu konwekcyjnego wykonanego ze ścian membranowych w układzie przegrzewacza
pary, w którym rozmieszczone są pęczki konwekcyjne PP, POWO oraz rurowy POPO.
Kocioł fluidalny cyrkulacyjny CFB 1300 Compact (Foster &Wheeler) w elektrowni Łagisza
W ydatek pary prze grzanej:
m ax. 360 kg/s (1300 t/h) ; m in. 1 44 kg/s (518 t/h)
o
T em peratura pary św ieżej: 560 C
C iśnienie pary św ieżej: 275 bar
o
T em peratura pary w tórnie przegrzanej: 580 C
C iśnienie pary w tórnie przegrzanej: 54,6 bar
o
T em peratura spalin w ylotow ych: 85 C
o
T em peratura w ody zasilającej: 290 C
S praw ność kotła gw arantow ana: >94,8 %
R odzaj paliw a: w ęgiel kam ienny
Slide 10
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
W marcu 2009 wykonane zostały wstępne pomiary parametrów pary kotła CFB 1300 Compact w
elektrowni Łagisza:
W yd ajno ść zna m io no w a
P ara św ieża
C iśnie nie p ary św ieżej
T em p eratura p ary św ież.
T em p eratura p ary w tó r.
T em p . zło ża fluid alne go
T em p . sp alin w ylo t.
(*
E m isja S O 2
(*
E m isja N O 2
(*
E m isja C O
(* przy
6% O2
(**
K g/s
B ar
o
C
o
C
o
C
o
C
3
M g/N m
3
M g/N m
3
M g/N m
40%
144
131
560
550
753
80
143
167
45
65%
235
186
560
572
835
81
197
154
48
80%
287
231
560
580
853
86
140
188
48
praca bloku przy pełnym obciążeniu była nie ustabilizowana
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
100%
361
271
560
580
889
88
(**
504
199
22
Slide 11
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
K o cio ł fluid
a ln y 3 0 0 M Wdo
e Fbloku
o ster W
h eeler,
ckso n v ille (F lo ry d a Jacksonville
U SA)
Kocioł parowy, fluidalny,
cyrkulacyjny
300
MWeJ a(Foster&Wheeler),
(USA)
woda
eko n o m izer
P o d grzew acz
p o w ietrza
p ara
W trysk a m o n iaku
c yklo n
K o cio ł C F B
Z aw ie sin a
w ap ien n a
K a m ień w ap ien n y
w ę giel/ko ks
P o w ietrze
w tó rn e
o cz yszc zac z
W ym ien n ik ciep ła
ko n d en sato r
p o w ietrze
p ara
p o pió ł
T em peratura:
1 – w palenisku: 850°C
2 – inertu w pętli recyrkulacji:
o
- pętla gorąca 850 C
o
- pętla chłodzona 450 600 C
o
3 – pary w ylotow ej: 500÷ 540 C
C iśnienie:
1 - w palenisku: 5÷ 9 kP a
2 – pary w ylotow ej: 100÷140 bar
P rędkość:
1. fluidyzacji: 4÷ 6 m /s
2. spalin w II ciągu: 5÷ 7m /s
P ro du kt
u b o czn y
Slide 12
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
[MW]
Rys. Program rozwoju bloków z kotłami fluidalnymi Foster & Wheeler
Foster & Wheeler
2-ga Generacja
Foster & Wheeler
1-sza Generacja
Rok pierwszego uruchomienia bloku
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
Slide 13
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
2. Bloki gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem węgla (IGCC)
2.1 Blok IGCC firmy General Electric (GE)
Blok IGCC oferowany przez General Electric opiera się na dostarczanym w przeszłości przez Texaco
gazo-generatorze z dwoma schładzaczami gazu: radiacyjnym oraz najczęściej wtryskowym (Quench).
Węgiel w postaci emulsji wodnej (wagowy udział węgla wynosi 63%), doprowadzany jest do gazogeneratora pod ciśnieniem wytwarzanym przez pompy mułowe. Wartość tego ciśnienia przekraczać
musi ciśnienie w gazo-generatorze wynoszące 5.6 MPa. Węgiel zgazowywany jest w gazogeneratorze w temperaturze 1300oC. Gaz surowy, wraz ze stopionymi cząstkami stałymi w tej samej
temperaturze, przepływają do schładzacza radiacyjnego gdzie gaz zostaje schłodzony do 590oC a
cząstki płynnego żużla zestalają się. Następnym etapem jest gaszenie gazu poprzez wtrysk H 2O
(quench), hydroliza tlenosiarczku węgla COS, oddzielanie cząstek stałych w skruberze, usuwanie
rtęci oraz usuwanie SO2 w instalacji wykorzystującej rozpuszczalnik Selexol.
Oferowany przez firmę General Electric blok IGCC składa się ponadto z:
turbiny gazowej klasy F o mocy netto 464 MWe; stosunku ciśnień 18.5 i temperaturze spalania
>1 370oC; kotła odzysknicowego, produkującego parę z ciepła pozyskiwanego ze spalin wylotowych
z turbiny gazowej.
turbiny parowej o mocy 299 MWe i parametrach pary: 12.4 MPa/566 oC/566oC
turbiny rozprężnej o mocy 7.1 MWe, redukującej ciśnienie gazu z gazo-generatora (5.6 MPa) do
wymaganej wartości ciśnienia na wlocie do turbiny gazowej GE-F.
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
Slide 14
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
Rys.
Schemat blokowy układu IGCC GE (dawniej Texaco)
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
Slide 15
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Tab.
Parametry bloku IGCC General Electric (bez redukcji emisji CO2)
2 turbin y gazow e G E – F
1 turbina parow a
1 turbina rozprężna
R azem m oc brutto
P otrzeb y w łasne bloku
M oc b lok u n etto
Z uż ycie w ęgla (Illinois N o. 6)
S praw ność netto [H H V ]
1
2
3
4
5
6
7
8
Tab.
MWe
MWe
MWe
MWe
MWe
MWe
t/h
%
464.3
298.9
7.1
770.3
130.1
640.2
222.1
38.2
Emisji bloku IGCC General Electric (bez redukcji emisji CO2)
E m isje
B lok IG C C (G E ) 640 M W (netto)
3
g/G J
84.7·10
CO2
3
g/M W h
662·10
g/G J
5.46
SO 2
g/M W h
43
g/G J
23.65
NOx
g/M W h
184
g/G J
3.05
PM
(p yły )
g/M W h
24
-3
g/G J
0.245·10
Hg
-3
g/M W H
1.92·10
Slide 16
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
2.2 Blok IGCC Conoco Philips E-Gas™
•
Omawiany tu blok IGCC Conoco Philips E-Gas™ stanowi udoskonaloną wersję
bloku CoP o mocy 265 MW, pracującego od przeszło 10 lat w elektrowni Wabash
River (USA).
Zasadnicza część węgla (78%) w postaci emulsji wodnej, doprowadzana jest (pod
ciśnieniem) do pierwszego stopnia gazo-generatora. Węgiel ten ulega zgazowaniu
w temperaturze 1370oC przy ciśnieniu 4.2 MPa. Pozostała część emulsji wodnowęglowej jest wtryskiwana do 2-go stopnia, gdzie w wyniku endotermicznej
reakcji zgazowania powoduje obniżenie temperatury całej ilości wytwarzanego
gazu.
Gaz surowy z gazo-generatora doprowadzany jest do schładzacza wodno-rurowego
a następnie jest odpylany w cyklonie oraz w filtrze ceramicznym. Kolejno
następuje: hydroliza tlenosiarczku węgla COS, usuwanie rtęci, odsiarczanie w
instalacji Selexol i pozyskiwanie siarki elementarnej w instalacji Clausa.
Oczyszczony gaz jest doprowadzany do turbiny gazowej klasy F, której moc brutto
będzie wynosiła 464 MWe (przy gazie z węgla).
kocioł odzysknicowy produkuje parę z ciepła odbieranego ze spalin wylotowych z
turbiny gazowej. Dodatkowa ilość pary pochodzi z wodno-rurowego schładzacz
gazu, umieszczonego bezpośrednio za gazo-generatorem.
turbina parowa o mocy 230 MWe i parametrach pary: 12.4 MPa/538 oC/538oC jest
zasilana z kotła odzyskinicowego.
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
Slide 17
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Schemat blokowy układu IGCC CoP E-Gas™ (bez redukcji emisji CO2)
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
Slide 18
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Tab. Parametry bloku IGCC Conoco Philips (bez redukcji emisji CO2)
1
2
4
5
6
7
8
2 turbin y gazow e G E – F
1 turbina parow a
R azem m oc bloku brutto
P otrzeb y w łasne bloku
M oc b lok u n etto
Z uż ycie w ęgla (Illinois N o. 6)
S praw ność netto [H H V ]
MWe
MWe
MWe
MWe
MWe
t/h
%
Tab. Emisje bloku IGCC Conoco Philips (bez redukcji emisji CO2)
E m isja zaniecz yszczeń
g/G J
CO2
g/M W h
g/G J
SO 2
g/M W h
g/G J
NOx
g/M W h
g/G J
PM
(p yły )
g/M W h
g/G J
Hg
g/M W h
B lok IG C C (C oP ) 623 M W (netto)
3
85.57·10
3
659·10
5.37
41
25.37
196
3.05
24
-3
0.245·10
-3
1.89·10
464.0
278.5
742.5
119.1
623.4
210.4
39.3
Slide 19
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
•
•
•
2.3 Blok IGCC firmy Shell
Blok IGCC firmy Shell oferowany jest do dostawy od roku 2010. Blok składa się z 2 równoległych ciągów
technologicznych zawierających: gazogenerator, turbinę gazową i kocioł odzysknicowy. Węgiel surowy
jest wstępnie suszony (do 5% wilgoci całkowitej), a następnie mielony i doprowadzany do gazogeneratora poprzez śluzę ciśnieniową. Ciśnienie robocze w gazogeneratorze jest rzędu 45 bar a temperatura
rzędu 1400 1450oC. Gaz z węgla jest oczyszczany i doprowadzany do turbiny gazowej. Spaliny z tej
turbiny doprowadzane są do kotła odzyskinicowego a para wytworzona w obu kotłach doprowadzana jest
do jednej wspólnej turbiny parowej.
Urządzenia występujące w obecnie dostarczanej wersji bloku bez redukcji emisji CO 2 scharakteryzować
można następująco:
Gorący gaz surowy z gazogeneratora, po schłodzeniu do 900oC wtryskiem chłodniejszego gazu
(„quench”) , przepływa do schładzacza konwekcyjnego, gdzie ulega dalszemu schłodzeniu do 200oC.
Następnymi etapami są: odpylanie gazu w cyklonie oraz w filtrze ceramicznym, hydroliza tlenosiarczku
węgla COS, usuwanie rtęci, odsiarczanie w instalacji Sulfinol i wreszcie oddzielanie siarki elementarnej w
instalacji Clausa.
Oczyszczony gaz jest doprowadzany do turbiny gazowej klasy F o mocy brutto 464 MWe (przy gazie z
węgla).
Do komory spalania turbiny gazowej doprowadzany będzie azot (produkt uboczny z tlenowni). Uzyskane
w ten sposób rozcieńczenie gazu z węgla wpłynie na zmniejszenie emisji NOx.
Kocioł odzysknicowy produkuje parę z ciepła odbieranego ze spalin wylotowych z turbiny gazowej.
Turbina parowa zasilana z kotłów odzysknicowych, osiąga moc 284 MWe przy następujących parametrach
pary: 12.4 MPa/566oC/566oC.
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
Slide 20
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Rys.
Schemat blokowy układu IGCC Shell (bez redukcji emisji CO2 )
Oznaczenia: 1 – Suszenie (do poziomu <5% wilgoci) i mielenie węgla;
2 – Przygotowanie czynnika suszącego; 3 – Główny kompresor powietrza.
Slide 21
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Tab.
1
2
4
5
6
7
8
Parametry bloku IGCC Shell (bez redukcji emisji CO2)
2 turbin y gazow e G E – F
1 turbina parow a
R azem m oc bloku (brutto)
P otrzeb y w łasne bloku
M oc b lok u (n etto)
Z uż ycie w ęgla (Illinois N o. 6)
S praw ność bloku netto [H H V ]
MWe
MWe
MWe
MWe
MWe
t/h
%
464.0
284.0
748.0
112.2
635.9
205.3
41.1
Tab. Emisje bloku IGCC Shell (bez redukcji emisji CO2)
E m isja zaniecz yszczeń
B lok IG C C Shell 636 M W (netto)
3
PM
(p yły )
g/G J
g/M W h
g/G J
g/M W h
g/G J
g/M W h
g/G J
g/M W h
8 6 .0 ·1 0
3
6 3 9 ·1 0
5 .3
40
2 4 .9
187
3 .0 5
23
Hg
g/G J
g/M W h
0 .2 4 5·1 0
-3
1 .8 3 ·1 0
CO2
SO 2
NOx
-3
Slide 22
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
2.4 Przewidywany rozwój techniczny bloków IGCC
Przewidywany rozwój technologiczny bloków IGCC omówiono na przykładzie bloku f-my General
Electric, przedstawionego w § 2.1 niniejszego opracowania. Spodziewane korzyści wynikające z
wdrożenia tego programu przedstawione są na rys.
R ys.
P rzew id yw an y w zrost sp raw n ości b lo k u IG C C f-m y G en eral E lectric
•
SO FC
8
CF = 90%
Z aaw an s. o cz.g azu
4
5 T u rb . g az..A S T 20 1 0
2 2 0 10 2 01 0 k jjjjjjjjjjjjjjjjjjjjj
6 IT M
jjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjj
jjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjj
jjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjj
7 T urb . g az..A S T 2 01 5
G o rące o czy sz. g azu
3
P o m p a py ło w a
2
CF = 85%
T u rb in a G azo w a F
1
CF = 80%
B lo k referen cy jny
S p raw n o ść b lo ku H H V (n etto ) [% ]
•
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 23
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
3. Układ IGCC ze zgazowaniem powietrznym f-my Mitsubishi Heavy Industries
Podstawowe elementy instalacji demonstracyjnej (250 MW, 1700t/d) to 2-stopniowy gazogenerator z
suchym doprowadzaniem węgla w ilości 1700 t/d, turbiny gazowej typu 701 DA o temperaturze
dolotowej 1200°C. W dolnej części reaktora następuje proces spalania węgla w obecności powietrza,
natomiast w górnej jego części zgazowanie pozostałości koksowej, w wyniku którego powstaje
syngaz, który po oczyszczeniu podlega spalaniu w komorze spalania turbiny gazowej w temperaturze
około 1200ºC. Zgazowanie powietrzne ma zapewniać wysoką sprawność, możliwość wykorzystania
węgli gorszej jakości oraz niskie współczynniki emisji.
F iltr g a zu
(w yso ko -te m p era tu ro w y )
K o m p reso r
Slide 24
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
3. Układ IGCC ze zgazowaniem powietrznym f-my Mitsubishi Heavy Industries
•
Omawiana instalacja została zbudowana w latach 20042006 i jest testowana począwszy od roku
2007. Następnym etapem ma być budowa instalacji komercyjnej o mocy 600 MW (brutto),
sprawności netto 48% i emisjach zbliżonych do obecnej. Przewidywane zakończenie budowy
instalacji komercyjnej około roku 2014.
•
Wyniki wstępnej weryfikacji (marzec 2009)
M oc całego układu (brutto)
M oc turbin y gazow ej
M oc turbin y p arow ej
S praw ność całego układu (netto)
K onw ersja w ęgla
W artość opałow a gazu
S kład otrz ym an ego gazu:
E m isje
250 M W
124 M W
126 M W
42.4%
99.9 %
3
3
H H V : 5.4 M J/N m (1290 kcal/N m )
3
L H V : 5.2 M J/N m
C O – 30.5% ; C O 2 – 2.8% ; H 2 – 10.5% ;
C H 4 – 0.7% ; N 2 + in n e: 55.5 %
3
S O x : 1.0 ppm ; N O x : 3.4 ppm ; p ył: 0.1 m g/N m
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 25
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
• 4. Spalanie tlenowe (Oxy Combustion)
•
Rys. ilustruje możliwość dostosowania istniejącego kotła pyłowego do spalania tlenowego pyłu
węglowego. Zamiast powietrza do komory paleniskowej doprowadzany jest tlen o czystości co
najmniej 95%. Ma to zasadniczy wpływ na skład spalin, które w zasadzie nie zawierają azotu.
Dominująca część tych spalin (70 80%), składających się przede wszystkim z CO2, jest na
powrót kierowana do komory paleniskowej. Recyrkulację tę zapewnia zainstalowanie kanału
obejściowego. Łączna ilość świeżego O2 oraz recyrkulowanego CO2 powinna być równa ilości
powietrza, które było pierwotnie spalane w kotle.
C iep ło
W o d a ch ło d ząca
C iep ło
T urb ina parow a
K o m in
ro zru ch ow y
T lenow n ia
W ęgiel & p o p ió ł
W ęg iel
K o cio ł O x y
O d p ylan ie spalin
O dsiarczanie
S ch ład zan ie i
sp rężan ie C O 2
P op ió ł lo tn y
Ż u żel
U rząd zen ia
elek tryczn e
R y s. K o ncep cja spa la n ia tleno w eg o (O x y C o m b u stio n )
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
CO 2
o
1 0 0 ba r; 30 C
Slide 26
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
•
4. Spalanie tlenowe (Oxy Combustion)
Ze wstępnych obliczeń wynika, że w przypadku rekonstrukcji istniejącego kotła, zapewnienie obliczeniowej
wymiany ciepła i prawidłowego rozkładu temperatur w ciągu spalinowym wymaga doprowadzania CO 2 w
ilości zapewniającej stosunek molowy CO2/O2 3 []. Dotrzymywanie tego warunku zapewnia, że rozkład
temperatur w ciągu spalinowym kotła nie ulegnie zmianom. Na podkreślenie zasługuje fakt, że wyeliminowanie
ze spalin azotu w zasadniczy sposób zmniejsza stratę kominową.
•
Porównanie bloków: klasycznego oraz opartego na spalaniu tlenowym
B lo k energetyczn y na p ara m etry nad krytycz ne:
Ilo ść d o p ro w ad za nego p aliw a
W arto ść o p ało w a (L H V )
Ilo ść d o p ro w ad za nego ciep ła (L H V )
Ilo ść tlenu
M o c w ytw arzana (b rutto )
P o bó r m o c y p rzez tleno w n ię
S p rężanie i o cz yszcza nie C O 2
P o trzeb y w ła sne b lo ku
M o c w y tw a rza n a (n etto )
S p ra w no ść (b rutto )
S p ra w n o ść (n etto )
kg/s
M J/kg
M W th
t/d
MWe
MWe
MWe
MWe
MWe
% LH V
% LHV
S p alanie
S p alanie
p o w ietrzne b ez
tleno w e z
red ukcji C O 2
red ukcją C O 2
5 9 .1 9
5 8 .0 9
2 5 .8 6
2 5 .8 6
1 5 3 0 .8
1 5 0 2 .2
1 0 3 73
740
737
87
65
63
53
677
532
4 8 .3
4 9 .0 6
4 4 .2
3 5 .4
Wnioski. Niezależnie od bardzo wysokich kosztów wykorzystanie absorpcji chemicznej do wychwytywania CO2 w
istniejących elektrowniach jest najczęściej niemożliwe ze względu na brak miejsca na wstawienie reaktorów
chemicznych (absorberów i regeneratorów). Spalanie tlenowe wymaga tylko miejsca na tlenownię. W przypadku
wprowadzania spalania tlenowego w nowoprojektowanej elektrowni gabaryty kotłów mogłyby być znacznie mniejsze.
Warunkiem wprowadzania tej technologii jest przeprowadzenie jej wszechstronnych badań.
Slide 27
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
5. Zgazowanie węgla zintegrowane z ogniwami paliwowymi- IGFC
Ogniwa paliwowe przekształcają energię chemiczną zawartą w paliwie w energię elektryczną utleniacza. Do
ogniwa doprowadzany jest wodór i tlen, które reagują ze sobą w obecności elektrolitu. Produktami procesu są
woda, prąd stały, wynikający z różnicy potencjałów między elektrodami oraz ciepło. Tlen pobierany jest
zwykle z powietrza atmosferycznego, natomiast wodór dostarczany jest w postaci czystej lub jest wytwarzany
w urządzeniu zwanym reformerem (zewnętrznym lub wewnętrznym), w którym gaz powstaje w procesie
rozkładu paliwa pierwotnego.
Slide 28
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
W prezentowanym układzie w wyniku zgazowania węgla powstaje gaz syntezowy (syngaz) składający się główni z
wodoru oraz tlenku węgla oraz śladowych ilości CO2 oraz CH4. Oczyszczony syngaz po odseparowaniu CO2
zostaje wprowadzony do anody ogniwa wysoko-temperaturowego (SOFC, MCFC). Maksymalny poziom
sprawności takich układów to obecnie 55 %, a w perspektywie nawet 70 %.
Doświadczalne instalacje z ogniwami paliwowymi pracują m.in. w USA, Niemczech, Holandii i Anglii. Wabash
River Energy, Indiana – 2MW. EAGLE: IGFC-50MWe do 2010 r.; 600 MWe do 2020 r.
Podsumowanie. Z technicznego punktu widzenia możliwa jest budowa tego typu obiektów energetycznych,
chociaż komercyjna oferta urządzeń jest ograniczona. Barierą w stosowaniu tych instalacji na szeroką skalę są
znaczne koszty inwestycyjne.
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 29
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
6. Spalanie węgla z wykorzystaniem pętli chemicznej CAS/CASO4 jako nośnika tlenu
Reakcje chemiczne zachodzące w trakcie omawianego procesu spalania węgla:
Reakcje w reduktorze:
Reakcje w utleniaczu:
Spalanie:
CaSO4 + 2C + Q 2CO2 + CaS
CaSO4 + 8H + Q 4H2O + CaS
[1s]
CaS + 2O2 CaSO4 + Q [2s]
[3s]
Kalcynacja / siarczkowanie:
2CaCO3 + 2S + C + Q 2CaS + 3CO2 [4s]
Węgiel jest doprowadzany do reduktora gdzie następuje jego utlenianie tlenem z CaSO 4 {reakcje [1s] oraz
[3s]}. Do reduktora doprowadzany jest również kamień wapienny. Służy on do wychwytywania siarki
zawartej w węglu {reakcja [4s]}, połączonego z powstawaniem CaS, spełniającego rolę nośnika tlenu.
Spaliny powstające w reduktorze zawierają głównie CO2 oraz H2O jak też zanieczyszczenia (SO2, NOx i
CO). Spaliny te są podobne do spalin pochodzących z innych systemów spalania tlenowego. Wytwarzane w
reduktorze CaS jest kierowane do natleniania, gdzie wiąże się z tlenem zawartym w powietrzu wytwarzając
CaSO4{reakcja [2s]}. Zarówno utleniacz jak i reduktor są cyrkulacyjnymi złożami fluidalnymi
wyposażonymi w cyklony i układy recyrkulacji. Części stałe cyrkulują pomiędzy tymi dwoma układami
powodując transfer nośnika tlenu CaS CaSO4. W celu zaabsorbowania nadmiaru ciepła wytwarzanego
w utleniaczu, CaS przed dotarciem do niego zostaje schłodzone w wymienniku MBHE (Moving Bed Heat
Exchanger). W wymienniku MBHE zachodzi transfer ciepła uzyskiwanego z chłodzenia całego układu
paliwowo-gazowego do układu parowo-wodnego.
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 30
C O 2 do s ekw es tracji
CaS O 4
C aS
R e duk to r
o
9 30 C
U tle n iac z
MBH E
o
1 10 0 C
K om in
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
P odgrz ew acz
pow ietrza
W ęgi el
W api eń
C aS
Po w ie tr ze
P ętla che m icz na C a S / C aS O 4
P ara pr oc es ow a
P o w ie trze
S chładz acz
pop
poppiiołołu
u
Z ub o żo ne p o w ietrze (głó w n ie azo t)
D w utle ne k w ęg la (9 0 % )
Technologia znajduje się na etapie prób i badań. W oparciu o dotychczasowe wyniki badań przeprowadzonych na instalacji badawczej
(Process Development Unit PDU) firma Alstom przewiduje, że dla układu o mocy 164 MWe (netto) sprawność cieplna (HHV – netto)
wynosi obecnie 30,9%; koszt energii elektrycznej: 5,8 ¢/kWh; emisja: CO2 32 g/kWh; koszt ograniczania emisji CO2: 13 $/t CO2 oraz
koszt inwestycyjny ~1660 $/kW.
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 31
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
7. Zgazowanie węgla z wykorzystaniem pętli chemicznych: CaS/CaSO4 (nośnik O2)
oraz CaO/CaCO3 (nośnik CO2)
Poniżej przedstawiono reakcje chemiczne zachodzące w:
Reduktorze
Utleniaczu
Reakcje zgazowania
4C + CaSO4 + Q 4CO + CaS [1g]
8H + CaSO4 + Q CaS + 4H2O [3g]
H2O + C + Q H2 + CO [4g]
Kalcynatorze
CaCO3 + Q CaO + CO2 [5g]
Reakcja konwersji CO
CO + H2O H2 + CO2
CaS + 2O2 CaSO4 + Q [2g]
[6g]
Reakcja kalcynacji
CaO + CO2 CaCO3 + Q [7g]
Ze względu na niedobór tlenu, produktem reakcji zgazowania węgla jest H2 oraz CO obok CaS i H2O {reakcje [1g] oraz
[3g]}, te ostatnie występują również w przypadku spalania. Wynikiem reakcji [7g] a następnie reakcji [5g] jest etapowe
przenoszenie CO2 z reduktora do kalcynatora a następnie do sekwestracji. W rezultacie w reduktorze pozostaje gaz
średniokaloryczny o wysokiej zawartości wodoru. Po dalszym oczyszczeniu i sprężeniu gaz ten może być np. spalany w
turbinie gazowej. Utleniacz działa podobnie jak w przypadku procesu spalania{reakcje [2g] = [2s]} z wykorzystaniem
CaS/CaSO4 jako nośnika tlenu. Podstawowym elementem kalcynatora jest złoże fluidalne o temperaturze 870oC.
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 32
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Doprowadzenie z reduktora CaCO3 wraz z dodatkiem kamienia wapiennego daje w efekcie CaO oraz CO2 {reakcja
[5g]}. CaO powraca do reduktora (pętla cyrkulacyjna) natomiast gorące CO2 po schłodzeniu (odzysk ciepła) może
być kierowane do sekwestracji. Ciepło do kalcynatora zapewnia dopływ gorących (980oC) cząstek złoża
fluidalnego
w utleniaczu (termodynamiczna pętla cyrkulacyjna).
9 .2 S ch e m a t b lo ko w y tech n olo g ii
C O 2 d o se kw estra cji
C aS O 4
CaCO 3
K om in
CO2
G az średniokaloryczny
C aO
C aO
M BHE
U tlen iacz
o
1100 C
C aC O 3
R ed u k tor
o
930 C
W ę gie l
P o dg rze w acz
p ow ie trza
K a lcy n ato r
850 o C
P o w ie trz e
P ę tla c h e m ic z n a C a S / C a S O
W a pień
S chładza cz
po piołu
P ara pro ce sow a
CaS
4
P o w ie t r z e
Z u b o ż o n e p o w ie t r z e ( g łó w n ie a z o t )
D w u t le n e k w ę g la ( 9 0 % )
P ę tla c h e m ic z n a C a O / C a C O
3
Technologia znajduje się na etapie prób i badań. W oparciu o dotychczasowe wyniki badań przeprowadzonych na
instalacji badawczej (Process Development Unit PDU) firma Alstom przewiduje, że dla układu zgazowania o mocy
257 MWe (netto) sprawność cieplna (HHV – netto) wynosi obecnie 36,9%; koszt energii elektrycznej: 5,2 ¢/kWh;
emisja: CO2 41 g/kWh; koszt ograniczania emisji CO2: 11 $/t CO2 oraz koszt inwestycyjny ~1380 $/kW.
Slide 33
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 34
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 35
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 36
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Zdyskontowane koszty energii elektrycznej [$2007/MWh]
118.8
120
114.4
110.4
102.9
105.7
[$2007/MWh]
100
80
78.0
75.3
TSM
80.5
64.0
Paliwowe
62.9
Eksp.zmienne
60
Eksp. stałe
Kapitałowe
40
20
0
GE
CoP
Shell
P kr
N kr
Bez redukcji emisji CO2
GE
CoP
Shell
P kr
N kr
Z redukcją emisji CO2
Slide 37
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Wnioski
Obecnie ocenić można, że wprowadzenie radykalnego ograniczenia emisji CO2
przez w miarę nowoczesną elektrownię węglową spowodowałoby wzrost kosztu
produkcji energii elektrycznej o co najmniej 60% a cała operacja trwałaby zapewne
6÷8 lat
W wersji bez redukcji emisji CO2 najtańszą energię elektryczną produkują obecnie
bloki kocioł-turbina parowa, zwłaszcza na parametry nadkrytyczne. Obecnie nie jest
pewne czy wprowadzenie parametrów ultra-nadkrytycznych przyniesie dalszą
obniżkę kosztu produkcji energii.
Prowadzone obecnie prace badawczo-rozwojowe w zakresie nowych sorbentów jak
też w zakresie wysokotemperaturowej regeneracji sorbentów, doprowadzić mogą do
obniżenia kosztów wychwytu CO2.
W wersji z redukcją emisji CO2, bloki IGCC są obecnie bardziej ekonomiczne od
bloków kocioł-turbina parowa. W tej wersji wprowadzenie ultra-nadkrytycznych
parametrów pary rokuje osiągnięcie przez bloki kocioł-turbina, kosztów produkcji
energii elektrycznej porównywalnych z blokami IGCC.
Slide 38
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Wnioski (dokończenie)
Bloki IGCC nie mogą być opcją modernizacji starych elektrowni węglowych – mogą one
być przewidywane tylko dla nowo budowanych obiektów.
W energetyce przeważa opinia, że bloki IGCC są drogie i niepewne ruchowo. Jednakże
całkowita moc cieplna bloków IGCC zainstalowanych w światowym przemyśle
chemicznym (w tym petrochemicznym) przekracza 45 000 MWt a ważna dla redukcji emisji
CO2 technologia konwersji wodnej tlenku węgla na CO2 i H2, została opanowana.
Najwięcej bloków IGCC instalowanych jest obecnie w Chinach
Alternatywą do omówionych metod może być w przyszłości technologia spalania
tlenowego (Oxy-Combustion), brak jest jednak dostępnych danych dotyczących kosztów
zastosowania tej technologii.
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Przegląd rozwojowych metod wytwarzanie energii
i podnoszenia sprawności w energetyce zawodowej
Dr inż.. Tomasz Golec
Dr inż.. Janusz Rakowski
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – Czerwiec 2009
Slide 2
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
1.1 Bloki energetyczne: kocioł – turbina parowa
W roku 2010 w elektrowni Bełchatów II przewidziane jest uruchomienie bloku z kotłem
typu BB-2400. Zgodnie z wersją ofertową moc osiągalna tego bloku wynosić ma 858
MW. Paliwem będzie węgiel brunatny z odkrywek Bełchatów oraz Szczerców. Woda
zasilająca doprowadzana będzie jedną turbopompą 100% a w trakcie rozruchu bloku lub
w sytuacji awaryjnej, przy pomocy dwu pomp 33% rezerwowo-rozruchowe. Minimum
techniczne bloku wynosić ma 40% a projektowy czas życia bloku 35 lat (200 000
godzin).
Kocioł BB-2400 pyłowy- przepływowy w elektrowni Bełchatów II
Typ kotła: pyłowy – przepływowy;
Projekt: ALSTOM Power Boiler GmbH;
Rodzaj paleniska: Tangencjalne;
Max. wydajność trwała: 2400 t/h;
Temperatura pary świeżej wylot: 554°C;
Ciśnienie pary świeżej wylot: 26.1 MPa;
Temperatura pary wtórnej wlot/wylot:
322/582°C;
Temperatura wody zasilającej: 278°C
Rodzaj paliwa: Węgiel brunatny;
Wartość opałowa paliwa: 7.75 MJ/kg.
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – Czerwiec 2009
Slide 3
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
W należącej do RWE elektrowni Neurath (Niemcy) przewidziane jest uruchomienie dwu
bloków 1100 MW: blok BoA 2 w styczniu 2010 oraz blok BoA 3 w lipcu 2010 (niemiecki skrót
BoA oznacza: Braunkohlenkrftwerksblöcken mit optimirter Anlagentechnik). Aktualnie będą to
największe na świecie bloki na węglu brunatnym, pracujące przy nadkrytycznych parametrach
pary. Woda zasilająca doprowadzana jedną turbopompą 100% a przy rozruchu lub w sytuacji
awaryjnej, za pomocą dwu pomp 40% rezerwowo-rozruchowych.
Kocioł pyłowy – przepływowy 2870 t/h dla bloku 1100 MW w elektrowni Neurath
Typ kotła: pyłowy – przepływowy;
Projekt: ALSTOM Power Boiler GmbH
Moc bloku: 1100 MW (brutto)
1050 MW (netto)
Moc cieplna: 2392 MWt (max. 2800 MWt)
Produkcja pary: 2870 t/h (max. 2960 t/h)
Zużycie węgla: 820 t/h (max.1300 t/h)
Para świeża: 272 bar / 600oC
Para wtórna: 55 bar/ 605oC
Podciśnienie w kondensatorze: 48 mbar
Sprawność (netto): 43%
Wymiary kotła: 142 x 26 x 26 m
Powierzchnie ogrzewalne: 146 000 m2
Emisja: SO2= 200 mg/m3; NO2=200 mg/m3;
CO= 200 mg/m3; pył = 20 mg/m3.
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 4
•
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Schemat bloku pyłowego, przepływowego 1100 MW w elektrowni Neurath
R ozładunek w ęg la
K o cio ł
C hłodnia kom inow a
Z asobniki szczelino w e
P ara w tórna
S p alin y
O dsiarczanie
spalin
P ara pie rw otn a
T u rb o zesp ół
E lektrofiltry P odgrzew acz
pow ietrza
M łyn y
W entylatory
ciągu
P o w ietrze
P ara
W oda zasilająca
W oda zdem ineralizo w ana
W oda chłodząca
W ęgiel b runatny
P opiół
O dpady ze
spalin
oczyszczania
O dw adnianie
gipsu
O d p row ad zan ie
g ip su
W entylato ry
podm uchu
M okre
odżużlanie
P aliw o
p łyn n e
D o p ro w adzan ie
w ap n ia
•
P om py
w ody
zasilającej
T ran sfo rm ato r
+ sieć
G łów na
pom pa
kondensatu
W stępna
pom pa
kondensatu
W oda
zd em in eralizo w an a
Ś cieki
O d p row ad zan ie
p o p io łu
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 5
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
•
RWE przewiduje, że po uruchomieniu obu bloków 1100 MW w elektrowni Neurath
zlikwiduje kilka starych, eksploatowanych obecnie bloków węglowych, co pozwoli na
zaoszczędzenie znaczących ilości węgla oraz na zmniejszenie emisji CO2 6 ·106 t/rok.
•Bloki opalane węglem brunatnym w elektrowniach RWE
Sprawność
netto
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 6
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
Blok kocioł - turbina amerykańskich firm: Babcock&Wilcox, General Electric oraz Parsons Inc.
•
Kocioł pyłowy, przepływowy typu Benson, zaprojektowany przez amerykańską firmę
Babcock &Wilcox w dwóch wersjach obejmujących: nadkrytyczne (wariant 1) i ultranadkrytyczne parametry pary (wariant 2) [ ]. Obie wersje reprezentują konstrukcję
typową dla dużych amerykańskich kotłów pyłowych. Wyposażone są w młyny kulowopierścieniowe typu B&W 89G, palniki niskoemisyjne, instalacje SCR oraz w mokrą
instalację FGD. W obu wariantach zastosowano turbinę parową typu GER-3954A
produkcji firmy General Electric.
Przegrzew
wtórny
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Przegrzew
pierwotny
Slide 7
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
Schemat funkcjonalny amerykańskiego bloku kocioł-turbina
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 8
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Najważniejsze parametry analizowanego bloku Tab.
W arian ty p ro jekto w e b lo ku
1
2
C iepło spalania w ęgla [Illino is N o.6]
[M J/kg]
27.1
27.1
C iśnienie pary św ieżej
[bar]
246
280
T em peratura pary św ieżej
[o C ]
600
730
T em peratura pary w tórnej
[o C ]
620
760
Przepływ pary św ieżej
[t/h]
1573
1388
M oc turbogeneratora (brutto)
[M W ]
580.2
576.6
Potrzeby w łasne b loku
[M W ]
30.2
26.6
M oc turbogeneratora (netto)
[M W ]
550.0
550.0
Spraw ność kotła (H H V)
[% ]
87.9
87.9
Próżnia w kondensatorze
[m m H g]
5 0 .8
5 0 .8
T em p. w ody chłodz. kond.
[o C ]
15
15
Spraw ność bloku (netto)
[% ]
3 9 .4
4 4 .6
W ramach programu Thermie 700 prowadzone są prace dotyczące wprowadzania kotłów
przepływowych na ultra-nadkrytyczne parametry 350 bar/700/720 deg C
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 9
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
1.2 Bloki z atmosferycznymi kotłami fluidalnymi cyrkulacyjnymi
• Kocioł fluidalny ze złożem cyrkulacyjnym składa się z trzech głównych bloków:
1. komory paleniskowej wykonanej ze ścian membranowych w obiegu parownika z lejem
wyłożonym warstwą wymurówki, zamkniętym od dołu dnem dyszowym, przez które
doprowadzane jest powietrze fluidyzacyjne (pierwotne);
2. kanału nawrotnego wraz z cyklonami zabezpieczonymi wymurówką;
3. ciągu konwekcyjnego wykonanego ze ścian membranowych w układzie przegrzewacza
pary, w którym rozmieszczone są pęczki konwekcyjne PP, POWO oraz rurowy POPO.
Kocioł fluidalny cyrkulacyjny CFB 1300 Compact (Foster &Wheeler) w elektrowni Łagisza
W ydatek pary prze grzanej:
m ax. 360 kg/s (1300 t/h) ; m in. 1 44 kg/s (518 t/h)
o
T em peratura pary św ieżej: 560 C
C iśnienie pary św ieżej: 275 bar
o
T em peratura pary w tórnie przegrzanej: 580 C
C iśnienie pary w tórnie przegrzanej: 54,6 bar
o
T em peratura spalin w ylotow ych: 85 C
o
T em peratura w ody zasilającej: 290 C
S praw ność kotła gw arantow ana: >94,8 %
R odzaj paliw a: w ęgiel kam ienny
Slide 10
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
W marcu 2009 wykonane zostały wstępne pomiary parametrów pary kotła CFB 1300 Compact w
elektrowni Łagisza:
W yd ajno ść zna m io no w a
P ara św ieża
C iśnie nie p ary św ieżej
T em p eratura p ary św ież.
T em p eratura p ary w tó r.
T em p . zło ża fluid alne go
T em p . sp alin w ylo t.
(*
E m isja S O 2
(*
E m isja N O 2
(*
E m isja C O
(* przy
6% O2
(**
K g/s
B ar
o
C
o
C
o
C
o
C
3
M g/N m
3
M g/N m
3
M g/N m
40%
144
131
560
550
753
80
143
167
45
65%
235
186
560
572
835
81
197
154
48
80%
287
231
560
580
853
86
140
188
48
praca bloku przy pełnym obciążeniu była nie ustabilizowana
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
100%
361
271
560
580
889
88
(**
504
199
22
Slide 11
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
K o cio ł fluid
a ln y 3 0 0 M Wdo
e Fbloku
o ster W
h eeler,
ckso n v ille (F lo ry d a Jacksonville
U SA)
Kocioł parowy, fluidalny,
cyrkulacyjny
300
MWeJ a(Foster&Wheeler),
(USA)
woda
eko n o m izer
P o d grzew acz
p o w ietrza
p ara
W trysk a m o n iaku
c yklo n
K o cio ł C F B
Z aw ie sin a
w ap ien n a
K a m ień w ap ien n y
w ę giel/ko ks
P o w ietrze
w tó rn e
o cz yszc zac z
W ym ien n ik ciep ła
ko n d en sato r
p o w ietrze
p ara
p o pió ł
T em peratura:
1 – w palenisku: 850°C
2 – inertu w pętli recyrkulacji:
o
- pętla gorąca 850 C
o
- pętla chłodzona 450 600 C
o
3 – pary w ylotow ej: 500÷ 540 C
C iśnienie:
1 - w palenisku: 5÷ 9 kP a
2 – pary w ylotow ej: 100÷140 bar
P rędkość:
1. fluidyzacji: 4÷ 6 m /s
2. spalin w II ciągu: 5÷ 7m /s
P ro du kt
u b o czn y
Slide 12
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
[MW]
Rys. Program rozwoju bloków z kotłami fluidalnymi Foster & Wheeler
Foster & Wheeler
2-ga Generacja
Foster & Wheeler
1-sza Generacja
Rok pierwszego uruchomienia bloku
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
Slide 13
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
2. Bloki gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem węgla (IGCC)
2.1 Blok IGCC firmy General Electric (GE)
Blok IGCC oferowany przez General Electric opiera się na dostarczanym w przeszłości przez Texaco
gazo-generatorze z dwoma schładzaczami gazu: radiacyjnym oraz najczęściej wtryskowym (Quench).
Węgiel w postaci emulsji wodnej (wagowy udział węgla wynosi 63%), doprowadzany jest do gazogeneratora pod ciśnieniem wytwarzanym przez pompy mułowe. Wartość tego ciśnienia przekraczać
musi ciśnienie w gazo-generatorze wynoszące 5.6 MPa. Węgiel zgazowywany jest w gazogeneratorze w temperaturze 1300oC. Gaz surowy, wraz ze stopionymi cząstkami stałymi w tej samej
temperaturze, przepływają do schładzacza radiacyjnego gdzie gaz zostaje schłodzony do 590oC a
cząstki płynnego żużla zestalają się. Następnym etapem jest gaszenie gazu poprzez wtrysk H 2O
(quench), hydroliza tlenosiarczku węgla COS, oddzielanie cząstek stałych w skruberze, usuwanie
rtęci oraz usuwanie SO2 w instalacji wykorzystującej rozpuszczalnik Selexol.
Oferowany przez firmę General Electric blok IGCC składa się ponadto z:
turbiny gazowej klasy F o mocy netto 464 MWe; stosunku ciśnień 18.5 i temperaturze spalania
>1 370oC; kotła odzysknicowego, produkującego parę z ciepła pozyskiwanego ze spalin wylotowych
z turbiny gazowej.
turbiny parowej o mocy 299 MWe i parametrach pary: 12.4 MPa/566 oC/566oC
turbiny rozprężnej o mocy 7.1 MWe, redukującej ciśnienie gazu z gazo-generatora (5.6 MPa) do
wymaganej wartości ciśnienia na wlocie do turbiny gazowej GE-F.
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
Slide 14
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
Rys.
Schemat blokowy układu IGCC GE (dawniej Texaco)
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
Slide 15
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Tab.
Parametry bloku IGCC General Electric (bez redukcji emisji CO2)
2 turbin y gazow e G E – F
1 turbina parow a
1 turbina rozprężna
R azem m oc brutto
P otrzeb y w łasne bloku
M oc b lok u n etto
Z uż ycie w ęgla (Illinois N o. 6)
S praw ność netto [H H V ]
1
2
3
4
5
6
7
8
Tab.
MWe
MWe
MWe
MWe
MWe
MWe
t/h
%
464.3
298.9
7.1
770.3
130.1
640.2
222.1
38.2
Emisji bloku IGCC General Electric (bez redukcji emisji CO2)
E m isje
B lok IG C C (G E ) 640 M W (netto)
3
g/G J
84.7·10
CO2
3
g/M W h
662·10
g/G J
5.46
SO 2
g/M W h
43
g/G J
23.65
NOx
g/M W h
184
g/G J
3.05
PM
(p yły )
g/M W h
24
-3
g/G J
0.245·10
Hg
-3
g/M W H
1.92·10
Slide 16
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
2.2 Blok IGCC Conoco Philips E-Gas™
•
Omawiany tu blok IGCC Conoco Philips E-Gas™ stanowi udoskonaloną wersję
bloku CoP o mocy 265 MW, pracującego od przeszło 10 lat w elektrowni Wabash
River (USA).
Zasadnicza część węgla (78%) w postaci emulsji wodnej, doprowadzana jest (pod
ciśnieniem) do pierwszego stopnia gazo-generatora. Węgiel ten ulega zgazowaniu
w temperaturze 1370oC przy ciśnieniu 4.2 MPa. Pozostała część emulsji wodnowęglowej jest wtryskiwana do 2-go stopnia, gdzie w wyniku endotermicznej
reakcji zgazowania powoduje obniżenie temperatury całej ilości wytwarzanego
gazu.
Gaz surowy z gazo-generatora doprowadzany jest do schładzacza wodno-rurowego
a następnie jest odpylany w cyklonie oraz w filtrze ceramicznym. Kolejno
następuje: hydroliza tlenosiarczku węgla COS, usuwanie rtęci, odsiarczanie w
instalacji Selexol i pozyskiwanie siarki elementarnej w instalacji Clausa.
Oczyszczony gaz jest doprowadzany do turbiny gazowej klasy F, której moc brutto
będzie wynosiła 464 MWe (przy gazie z węgla).
kocioł odzysknicowy produkuje parę z ciepła odbieranego ze spalin wylotowych z
turbiny gazowej. Dodatkowa ilość pary pochodzi z wodno-rurowego schładzacz
gazu, umieszczonego bezpośrednio za gazo-generatorem.
turbina parowa o mocy 230 MWe i parametrach pary: 12.4 MPa/538 oC/538oC jest
zasilana z kotła odzyskinicowego.
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
Slide 17
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Schemat blokowy układu IGCC CoP E-Gas™ (bez redukcji emisji CO2)
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
Slide 18
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Tab. Parametry bloku IGCC Conoco Philips (bez redukcji emisji CO2)
1
2
4
5
6
7
8
2 turbin y gazow e G E – F
1 turbina parow a
R azem m oc bloku brutto
P otrzeb y w łasne bloku
M oc b lok u n etto
Z uż ycie w ęgla (Illinois N o. 6)
S praw ność netto [H H V ]
MWe
MWe
MWe
MWe
MWe
t/h
%
Tab. Emisje bloku IGCC Conoco Philips (bez redukcji emisji CO2)
E m isja zaniecz yszczeń
g/G J
CO2
g/M W h
g/G J
SO 2
g/M W h
g/G J
NOx
g/M W h
g/G J
PM
(p yły )
g/M W h
g/G J
Hg
g/M W h
B lok IG C C (C oP ) 623 M W (netto)
3
85.57·10
3
659·10
5.37
41
25.37
196
3.05
24
-3
0.245·10
-3
1.89·10
464.0
278.5
742.5
119.1
623.4
210.4
39.3
Slide 19
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
•
•
•
2.3 Blok IGCC firmy Shell
Blok IGCC firmy Shell oferowany jest do dostawy od roku 2010. Blok składa się z 2 równoległych ciągów
technologicznych zawierających: gazogenerator, turbinę gazową i kocioł odzysknicowy. Węgiel surowy
jest wstępnie suszony (do 5% wilgoci całkowitej), a następnie mielony i doprowadzany do gazogeneratora poprzez śluzę ciśnieniową. Ciśnienie robocze w gazogeneratorze jest rzędu 45 bar a temperatura
rzędu 1400 1450oC. Gaz z węgla jest oczyszczany i doprowadzany do turbiny gazowej. Spaliny z tej
turbiny doprowadzane są do kotła odzyskinicowego a para wytworzona w obu kotłach doprowadzana jest
do jednej wspólnej turbiny parowej.
Urządzenia występujące w obecnie dostarczanej wersji bloku bez redukcji emisji CO 2 scharakteryzować
można następująco:
Gorący gaz surowy z gazogeneratora, po schłodzeniu do 900oC wtryskiem chłodniejszego gazu
(„quench”) , przepływa do schładzacza konwekcyjnego, gdzie ulega dalszemu schłodzeniu do 200oC.
Następnymi etapami są: odpylanie gazu w cyklonie oraz w filtrze ceramicznym, hydroliza tlenosiarczku
węgla COS, usuwanie rtęci, odsiarczanie w instalacji Sulfinol i wreszcie oddzielanie siarki elementarnej w
instalacji Clausa.
Oczyszczony gaz jest doprowadzany do turbiny gazowej klasy F o mocy brutto 464 MWe (przy gazie z
węgla).
Do komory spalania turbiny gazowej doprowadzany będzie azot (produkt uboczny z tlenowni). Uzyskane
w ten sposób rozcieńczenie gazu z węgla wpłynie na zmniejszenie emisji NOx.
Kocioł odzysknicowy produkuje parę z ciepła odbieranego ze spalin wylotowych z turbiny gazowej.
Turbina parowa zasilana z kotłów odzysknicowych, osiąga moc 284 MWe przy następujących parametrach
pary: 12.4 MPa/566oC/566oC.
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009
Slide 20
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Rys.
Schemat blokowy układu IGCC Shell (bez redukcji emisji CO2 )
Oznaczenia: 1 – Suszenie (do poziomu <5% wilgoci) i mielenie węgla;
2 – Przygotowanie czynnika suszącego; 3 – Główny kompresor powietrza.
Slide 21
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Tab.
1
2
4
5
6
7
8
Parametry bloku IGCC Shell (bez redukcji emisji CO2)
2 turbin y gazow e G E – F
1 turbina parow a
R azem m oc bloku (brutto)
P otrzeb y w łasne bloku
M oc b lok u (n etto)
Z uż ycie w ęgla (Illinois N o. 6)
S praw ność bloku netto [H H V ]
MWe
MWe
MWe
MWe
MWe
t/h
%
464.0
284.0
748.0
112.2
635.9
205.3
41.1
Tab. Emisje bloku IGCC Shell (bez redukcji emisji CO2)
E m isja zaniecz yszczeń
B lok IG C C Shell 636 M W (netto)
3
PM
(p yły )
g/G J
g/M W h
g/G J
g/M W h
g/G J
g/M W h
g/G J
g/M W h
8 6 .0 ·1 0
3
6 3 9 ·1 0
5 .3
40
2 4 .9
187
3 .0 5
23
Hg
g/G J
g/M W h
0 .2 4 5·1 0
-3
1 .8 3 ·1 0
CO2
SO 2
NOx
-3
Slide 22
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
2.4 Przewidywany rozwój techniczny bloków IGCC
Przewidywany rozwój technologiczny bloków IGCC omówiono na przykładzie bloku f-my General
Electric, przedstawionego w § 2.1 niniejszego opracowania. Spodziewane korzyści wynikające z
wdrożenia tego programu przedstawione są na rys.
R ys.
P rzew id yw an y w zrost sp raw n ości b lo k u IG C C f-m y G en eral E lectric
•
SO FC
8
CF = 90%
Z aaw an s. o cz.g azu
4
5 T u rb . g az..A S T 20 1 0
2 2 0 10 2 01 0 k jjjjjjjjjjjjjjjjjjjjj
6 IT M
jjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjj
jjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjj
jjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjjj
7 T urb . g az..A S T 2 01 5
G o rące o czy sz. g azu
3
P o m p a py ło w a
2
CF = 85%
T u rb in a G azo w a F
1
CF = 80%
B lo k referen cy jny
S p raw n o ść b lo ku H H V (n etto ) [% ]
•
•
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 23
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
3. Układ IGCC ze zgazowaniem powietrznym f-my Mitsubishi Heavy Industries
Podstawowe elementy instalacji demonstracyjnej (250 MW, 1700t/d) to 2-stopniowy gazogenerator z
suchym doprowadzaniem węgla w ilości 1700 t/d, turbiny gazowej typu 701 DA o temperaturze
dolotowej 1200°C. W dolnej części reaktora następuje proces spalania węgla w obecności powietrza,
natomiast w górnej jego części zgazowanie pozostałości koksowej, w wyniku którego powstaje
syngaz, który po oczyszczeniu podlega spalaniu w komorze spalania turbiny gazowej w temperaturze
około 1200ºC. Zgazowanie powietrzne ma zapewniać wysoką sprawność, możliwość wykorzystania
węgli gorszej jakości oraz niskie współczynniki emisji.
F iltr g a zu
(w yso ko -te m p era tu ro w y )
K o m p reso r
Slide 24
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
3. Układ IGCC ze zgazowaniem powietrznym f-my Mitsubishi Heavy Industries
•
Omawiana instalacja została zbudowana w latach 20042006 i jest testowana począwszy od roku
2007. Następnym etapem ma być budowa instalacji komercyjnej o mocy 600 MW (brutto),
sprawności netto 48% i emisjach zbliżonych do obecnej. Przewidywane zakończenie budowy
instalacji komercyjnej około roku 2014.
•
Wyniki wstępnej weryfikacji (marzec 2009)
M oc całego układu (brutto)
M oc turbin y gazow ej
M oc turbin y p arow ej
S praw ność całego układu (netto)
K onw ersja w ęgla
W artość opałow a gazu
S kład otrz ym an ego gazu:
E m isje
250 M W
124 M W
126 M W
42.4%
99.9 %
3
3
H H V : 5.4 M J/N m (1290 kcal/N m )
3
L H V : 5.2 M J/N m
C O – 30.5% ; C O 2 – 2.8% ; H 2 – 10.5% ;
C H 4 – 0.7% ; N 2 + in n e: 55.5 %
3
S O x : 1.0 ppm ; N O x : 3.4 ppm ; p ył: 0.1 m g/N m
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 25
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
• 4. Spalanie tlenowe (Oxy Combustion)
•
Rys. ilustruje możliwość dostosowania istniejącego kotła pyłowego do spalania tlenowego pyłu
węglowego. Zamiast powietrza do komory paleniskowej doprowadzany jest tlen o czystości co
najmniej 95%. Ma to zasadniczy wpływ na skład spalin, które w zasadzie nie zawierają azotu.
Dominująca część tych spalin (70 80%), składających się przede wszystkim z CO2, jest na
powrót kierowana do komory paleniskowej. Recyrkulację tę zapewnia zainstalowanie kanału
obejściowego. Łączna ilość świeżego O2 oraz recyrkulowanego CO2 powinna być równa ilości
powietrza, które było pierwotnie spalane w kotle.
C iep ło
W o d a ch ło d ząca
C iep ło
T urb ina parow a
K o m in
ro zru ch ow y
T lenow n ia
W ęgiel & p o p ió ł
W ęg iel
K o cio ł O x y
O d p ylan ie spalin
O dsiarczanie
S ch ład zan ie i
sp rężan ie C O 2
P op ió ł lo tn y
Ż u żel
U rząd zen ia
elek tryczn e
R y s. K o ncep cja spa la n ia tleno w eg o (O x y C o m b u stio n )
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
CO 2
o
1 0 0 ba r; 30 C
Slide 26
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
•
4. Spalanie tlenowe (Oxy Combustion)
Ze wstępnych obliczeń wynika, że w przypadku rekonstrukcji istniejącego kotła, zapewnienie obliczeniowej
wymiany ciepła i prawidłowego rozkładu temperatur w ciągu spalinowym wymaga doprowadzania CO 2 w
ilości zapewniającej stosunek molowy CO2/O2 3 []. Dotrzymywanie tego warunku zapewnia, że rozkład
temperatur w ciągu spalinowym kotła nie ulegnie zmianom. Na podkreślenie zasługuje fakt, że wyeliminowanie
ze spalin azotu w zasadniczy sposób zmniejsza stratę kominową.
•
Porównanie bloków: klasycznego oraz opartego na spalaniu tlenowym
B lo k energetyczn y na p ara m etry nad krytycz ne:
Ilo ść d o p ro w ad za nego p aliw a
W arto ść o p ało w a (L H V )
Ilo ść d o p ro w ad za nego ciep ła (L H V )
Ilo ść tlenu
M o c w ytw arzana (b rutto )
P o bó r m o c y p rzez tleno w n ię
S p rężanie i o cz yszcza nie C O 2
P o trzeb y w ła sne b lo ku
M o c w y tw a rza n a (n etto )
S p ra w no ść (b rutto )
S p ra w n o ść (n etto )
kg/s
M J/kg
M W th
t/d
MWe
MWe
MWe
MWe
MWe
% LH V
% LHV
S p alanie
S p alanie
p o w ietrzne b ez
tleno w e z
red ukcji C O 2
red ukcją C O 2
5 9 .1 9
5 8 .0 9
2 5 .8 6
2 5 .8 6
1 5 3 0 .8
1 5 0 2 .2
1 0 3 73
740
737
87
65
63
53
677
532
4 8 .3
4 9 .0 6
4 4 .2
3 5 .4
Wnioski. Niezależnie od bardzo wysokich kosztów wykorzystanie absorpcji chemicznej do wychwytywania CO2 w
istniejących elektrowniach jest najczęściej niemożliwe ze względu na brak miejsca na wstawienie reaktorów
chemicznych (absorberów i regeneratorów). Spalanie tlenowe wymaga tylko miejsca na tlenownię. W przypadku
wprowadzania spalania tlenowego w nowoprojektowanej elektrowni gabaryty kotłów mogłyby być znacznie mniejsze.
Warunkiem wprowadzania tej technologii jest przeprowadzenie jej wszechstronnych badań.
Slide 27
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
5. Zgazowanie węgla zintegrowane z ogniwami paliwowymi- IGFC
Ogniwa paliwowe przekształcają energię chemiczną zawartą w paliwie w energię elektryczną utleniacza. Do
ogniwa doprowadzany jest wodór i tlen, które reagują ze sobą w obecności elektrolitu. Produktami procesu są
woda, prąd stały, wynikający z różnicy potencjałów między elektrodami oraz ciepło. Tlen pobierany jest
zwykle z powietrza atmosferycznego, natomiast wodór dostarczany jest w postaci czystej lub jest wytwarzany
w urządzeniu zwanym reformerem (zewnętrznym lub wewnętrznym), w którym gaz powstaje w procesie
rozkładu paliwa pierwotnego.
Slide 28
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
W prezentowanym układzie w wyniku zgazowania węgla powstaje gaz syntezowy (syngaz) składający się główni z
wodoru oraz tlenku węgla oraz śladowych ilości CO2 oraz CH4. Oczyszczony syngaz po odseparowaniu CO2
zostaje wprowadzony do anody ogniwa wysoko-temperaturowego (SOFC, MCFC). Maksymalny poziom
sprawności takich układów to obecnie 55 %, a w perspektywie nawet 70 %.
Doświadczalne instalacje z ogniwami paliwowymi pracują m.in. w USA, Niemczech, Holandii i Anglii. Wabash
River Energy, Indiana – 2MW. EAGLE: IGFC-50MWe do 2010 r.; 600 MWe do 2020 r.
Podsumowanie. Z technicznego punktu widzenia możliwa jest budowa tego typu obiektów energetycznych,
chociaż komercyjna oferta urządzeń jest ograniczona. Barierą w stosowaniu tych instalacji na szeroką skalę są
znaczne koszty inwestycyjne.
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 29
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
•
6. Spalanie węgla z wykorzystaniem pętli chemicznej CAS/CASO4 jako nośnika tlenu
Reakcje chemiczne zachodzące w trakcie omawianego procesu spalania węgla:
Reakcje w reduktorze:
Reakcje w utleniaczu:
Spalanie:
CaSO4 + 2C + Q 2CO2 + CaS
CaSO4 + 8H + Q 4H2O + CaS
[1s]
CaS + 2O2 CaSO4 + Q [2s]
[3s]
Kalcynacja / siarczkowanie:
2CaCO3 + 2S + C + Q 2CaS + 3CO2 [4s]
Węgiel jest doprowadzany do reduktora gdzie następuje jego utlenianie tlenem z CaSO 4 {reakcje [1s] oraz
[3s]}. Do reduktora doprowadzany jest również kamień wapienny. Służy on do wychwytywania siarki
zawartej w węglu {reakcja [4s]}, połączonego z powstawaniem CaS, spełniającego rolę nośnika tlenu.
Spaliny powstające w reduktorze zawierają głównie CO2 oraz H2O jak też zanieczyszczenia (SO2, NOx i
CO). Spaliny te są podobne do spalin pochodzących z innych systemów spalania tlenowego. Wytwarzane w
reduktorze CaS jest kierowane do natleniania, gdzie wiąże się z tlenem zawartym w powietrzu wytwarzając
CaSO4{reakcja [2s]}. Zarówno utleniacz jak i reduktor są cyrkulacyjnymi złożami fluidalnymi
wyposażonymi w cyklony i układy recyrkulacji. Części stałe cyrkulują pomiędzy tymi dwoma układami
powodując transfer nośnika tlenu CaS CaSO4. W celu zaabsorbowania nadmiaru ciepła wytwarzanego
w utleniaczu, CaS przed dotarciem do niego zostaje schłodzone w wymienniku MBHE (Moving Bed Heat
Exchanger). W wymienniku MBHE zachodzi transfer ciepła uzyskiwanego z chłodzenia całego układu
paliwowo-gazowego do układu parowo-wodnego.
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 30
C O 2 do s ekw es tracji
CaS O 4
C aS
R e duk to r
o
9 30 C
U tle n iac z
MBH E
o
1 10 0 C
K om in
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
P odgrz ew acz
pow ietrza
W ęgi el
W api eń
C aS
Po w ie tr ze
P ętla che m icz na C a S / C aS O 4
P ara pr oc es ow a
P o w ie trze
S chładz acz
pop
poppiiołołu
u
Z ub o żo ne p o w ietrze (głó w n ie azo t)
D w utle ne k w ęg la (9 0 % )
Technologia znajduje się na etapie prób i badań. W oparciu o dotychczasowe wyniki badań przeprowadzonych na instalacji badawczej
(Process Development Unit PDU) firma Alstom przewiduje, że dla układu o mocy 164 MWe (netto) sprawność cieplna (HHV – netto)
wynosi obecnie 30,9%; koszt energii elektrycznej: 5,8 ¢/kWh; emisja: CO2 32 g/kWh; koszt ograniczania emisji CO2: 13 $/t CO2 oraz
koszt inwestycyjny ~1660 $/kW.
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 31
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
7. Zgazowanie węgla z wykorzystaniem pętli chemicznych: CaS/CaSO4 (nośnik O2)
oraz CaO/CaCO3 (nośnik CO2)
Poniżej przedstawiono reakcje chemiczne zachodzące w:
Reduktorze
Utleniaczu
Reakcje zgazowania
4C + CaSO4 + Q 4CO + CaS [1g]
8H + CaSO4 + Q CaS + 4H2O [3g]
H2O + C + Q H2 + CO [4g]
Kalcynatorze
CaCO3 + Q CaO + CO2 [5g]
Reakcja konwersji CO
CO + H2O H2 + CO2
CaS + 2O2 CaSO4 + Q [2g]
[6g]
Reakcja kalcynacji
CaO + CO2 CaCO3 + Q [7g]
Ze względu na niedobór tlenu, produktem reakcji zgazowania węgla jest H2 oraz CO obok CaS i H2O {reakcje [1g] oraz
[3g]}, te ostatnie występują również w przypadku spalania. Wynikiem reakcji [7g] a następnie reakcji [5g] jest etapowe
przenoszenie CO2 z reduktora do kalcynatora a następnie do sekwestracji. W rezultacie w reduktorze pozostaje gaz
średniokaloryczny o wysokiej zawartości wodoru. Po dalszym oczyszczeniu i sprężeniu gaz ten może być np. spalany w
turbinie gazowej. Utleniacz działa podobnie jak w przypadku procesu spalania{reakcje [2g] = [2s]} z wykorzystaniem
CaS/CaSO4 jako nośnika tlenu. Podstawowym elementem kalcynatora jest złoże fluidalne o temperaturze 870oC.
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 32
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Doprowadzenie z reduktora CaCO3 wraz z dodatkiem kamienia wapiennego daje w efekcie CaO oraz CO2 {reakcja
[5g]}. CaO powraca do reduktora (pętla cyrkulacyjna) natomiast gorące CO2 po schłodzeniu (odzysk ciepła) może
być kierowane do sekwestracji. Ciepło do kalcynatora zapewnia dopływ gorących (980oC) cząstek złoża
fluidalnego
w utleniaczu (termodynamiczna pętla cyrkulacyjna).
9 .2 S ch e m a t b lo ko w y tech n olo g ii
C O 2 d o se kw estra cji
C aS O 4
CaCO 3
K om in
CO2
G az średniokaloryczny
C aO
C aO
M BHE
U tlen iacz
o
1100 C
C aC O 3
R ed u k tor
o
930 C
W ę gie l
P o dg rze w acz
p ow ie trza
K a lcy n ato r
850 o C
P o w ie trz e
P ę tla c h e m ic z n a C a S / C a S O
W a pień
S chładza cz
po piołu
P ara pro ce sow a
CaS
4
P o w ie t r z e
Z u b o ż o n e p o w ie t r z e ( g łó w n ie a z o t )
D w u t le n e k w ę g la ( 9 0 % )
P ę tla c h e m ic z n a C a O / C a C O
3
Technologia znajduje się na etapie prób i badań. W oparciu o dotychczasowe wyniki badań przeprowadzonych na
instalacji badawczej (Process Development Unit PDU) firma Alstom przewiduje, że dla układu zgazowania o mocy
257 MWe (netto) sprawność cieplna (HHV – netto) wynosi obecnie 36,9%; koszt energii elektrycznej: 5,2 ¢/kWh;
emisja: CO2 41 g/kWh; koszt ograniczania emisji CO2: 11 $/t CO2 oraz koszt inwestycyjny ~1380 $/kW.
Slide 33
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 34
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 35
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009
Slide 36
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Zdyskontowane koszty energii elektrycznej [$2007/MWh]
118.8
120
114.4
110.4
102.9
105.7
[$2007/MWh]
100
80
78.0
75.3
TSM
80.5
64.0
Paliwowe
62.9
Eksp.zmienne
60
Eksp. stałe
Kapitałowe
40
20
0
GE
CoP
Shell
P kr
N kr
Bez redukcji emisji CO2
GE
CoP
Shell
P kr
N kr
Z redukcją emisji CO2
Slide 37
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Wnioski
Obecnie ocenić można, że wprowadzenie radykalnego ograniczenia emisji CO2
przez w miarę nowoczesną elektrownię węglową spowodowałoby wzrost kosztu
produkcji energii elektrycznej o co najmniej 60% a cała operacja trwałaby zapewne
6÷8 lat
W wersji bez redukcji emisji CO2 najtańszą energię elektryczną produkują obecnie
bloki kocioł-turbina parowa, zwłaszcza na parametry nadkrytyczne. Obecnie nie jest
pewne czy wprowadzenie parametrów ultra-nadkrytycznych przyniesie dalszą
obniżkę kosztu produkcji energii.
Prowadzone obecnie prace badawczo-rozwojowe w zakresie nowych sorbentów jak
też w zakresie wysokotemperaturowej regeneracji sorbentów, doprowadzić mogą do
obniżenia kosztów wychwytu CO2.
W wersji z redukcją emisji CO2, bloki IGCC są obecnie bardziej ekonomiczne od
bloków kocioł-turbina parowa. W tej wersji wprowadzenie ultra-nadkrytycznych
parametrów pary rokuje osiągnięcie przez bloki kocioł-turbina, kosztów produkcji
energii elektrycznej porównywalnych z blokami IGCC.
Slide 38
INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Wnioski (dokończenie)
Bloki IGCC nie mogą być opcją modernizacji starych elektrowni węglowych – mogą one
być przewidywane tylko dla nowo budowanych obiektów.
W energetyce przeważa opinia, że bloki IGCC są drogie i niepewne ruchowo. Jednakże
całkowita moc cieplna bloków IGCC zainstalowanych w światowym przemyśle
chemicznym (w tym petrochemicznym) przekracza 45 000 MWt a ważna dla redukcji emisji
CO2 technologia konwersji wodnej tlenku węgla na CO2 i H2, została opanowana.
Najwięcej bloków IGCC instalowanych jest obecnie w Chinach
Alternatywą do omówionych metod może być w przyszłości technologia spalania
tlenowego (Oxy-Combustion), brak jest jednak dostępnych danych dotyczących kosztów
zastosowania tej technologii.