INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych

Prezentacja na temat: "INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych"— Zapis prezentacji:

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

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 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

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 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 MWt) Produkcja pary: 2870 t/h (max 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: m2 Emisja: SO2= 200 mg/m3; NO2=200 mg/m3; CO= 200 mg/m3; pył = 20 mg/m3. Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009

4 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Schemat bloku pyłowego, przepływowego 1100 MW w elektrowni Neurath Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009

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

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 ultra-nadkrytyczne parametry pary (wariant 2) [ ]. Obie wersje reprezentują konstrukcję typową dla dużych amerykańskich kotłów pyłowych. Wyposażone są w młyny kulowo-pierścieniowe 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 pierwotny Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009

7 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Schemat funkcjonalny amerykańskiego bloku kocioł-turbina Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009

8 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Najważniejsze parametry analizowanego bloku Tab. 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

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: 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); kanału nawrotnego wraz z cyklonami zabezpieczonymi wymurówką; 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

10 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
W marcu 2009 wykonane zostały wstępne pomiary parametrów pary kotła CFB 1300 Compact w elektrowni Łagisza: (* przy 6% O2 (** praca bloku przy pełnym obciążeniu była nie ustabilizowana Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009

11 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Kocioł parowy, fluidalny, cyrkulacyjny do bloku 300 MWe (Foster&Wheeler), Jacksonville (USA)

12 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Foster & Wheeler 1-sza Generacja 2-ga Generacja Rok pierwszego uruchomienia bloku Rys. Program rozwoju bloków z kotłami fluidalnymi Foster & Wheeler [MW] Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009

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 gazo-generatora pod ciśnieniem wytwarzanym przez pompy mułowe. Wartość tego ciśnienia przekraczać musi ciśnienie w gazo-generatorze wynoszące 5.6 MPa. Węgiel zgazowywany jest w gazo-generatorze 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 H2O (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/566oC/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

14 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Rys. Schemat blokowy układu IGCC GE (dawniej Texaco) Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009

15 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Tab. Parametry bloku IGCC General Electric (bez redukcji emisji CO2) Tab. Emisji bloku IGCC General Electric (bez redukcji emisji CO2)

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 wodno-węglowej 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/538oC/538oC jest zasilana z kotła odzyskinicowego. Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009

17 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Schemat blokowy układu IGCC CoP E-Gas™ (bez redukcji emisji CO2) Zeroemisyjna Gospodarka Energią - czerwiec 2009

18 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Tab. Parametry bloku IGCC Conoco Philips (bez redukcji emisji CO2) Tab. Emisje bloku IGCC Conoco Philips (bez redukcji emisji CO2)

19 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
2.3 Blok IGCC firmy Shell Blok IGCC firmy Shell oferowany jest do dostawy od roku 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 gazo-generatora 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 CO2 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

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.

21 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Tab Parametry bloku IGCC Shell (bez redukcji emisji CO2) Tab. Emisje bloku IGCC Shell (bez redukcji emisji CO2)

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. Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009

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.

24 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
3. Układ IGCC ze zgazowaniem powietrznym f-my Mitsubishi Heavy Industries Omawiana instalacja została zbudowana w latach 20042006 i jest testowana począwszy od roku 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) Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009

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. Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009

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 CO2 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 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.

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.

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

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 [1s] CaS + 2O2  CaSO4 + Q [2s] CaSO4 + 8H + Q  4H2O + CaS [3s] Kalcynacja / siarczkowanie: 2CaCO3 + 2S + C + Q  2CaS + 3CO2 [4s] Węgiel jest doprowadzany do reduktora gdzie następuje jego utlenianie tlenem z CaSO4 {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

30 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
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

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] CaS + 2O2  CaSO4 + Q [2g] H + CaSO4 + Q  CaS + 4H2O [3g] H2O + C + Q  H2 + CO [4g] Kalcynatorze Reakcja konwersji CO CaCO3 + Q  CaO + CO2 [5g] CO + H2O  H2 + CO [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

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). Doprowadzane z reduktora 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.

33 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009

34 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009

35 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Zeroemisyjna Gospodarka Energią – czerwiec 2009

36 INSTYTUT ENERGETYKI Zakład Procesów Cieplnych
Zdyskontowane koszty energii elektrycznej [$2007/MWh] 62.9 [$2007/MWh]

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.

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.