Efficiency of Supercritical Coal Power Stations with Integrated CO2 Capture and Compression Systems Based on Oxy-combustion Technology
Main Article Content
Abstract
This paper presents supercritical coal-fired power stations integrated with CO2 capture and compression systems based on oxy-combustion. The efficiency and key performance indicators of analysed units with different oxygen generation methods have been compared. The following methods are presented: cryogenic, cryogenic-membrane based on polymer membranes, and membrane methods with three-end and four-end HTM membranes. Loss of efficiency in reference to a plant operating in classic arrangement (without CO2 capture) is given for all analysed systems. The main thermodynamic parameters of the considered power units were presented. The paper is a summary of results of the strategic programme ”Development of oxygen combustion technology for pulverised- and fluidised-bed boilers with integrated CO2 capture” carried out by the authors.
Article Details
References
Blok z kotłem pyłowym opalanym węglem kamiennym, o mocy brutto 460 MW i parametrach pary świeżej 600°C/29 MPa, zintegrowany z tlenownią kriogeniczną
Elektrownia z kotłem pyłowym na węgiel kamienny, o mocy brutto 460 MW i parametrach pary świeżej 600°C/29 MPa, zintegrowany z tlenownią hybrydową membranowo-kriogeniczną
Układ z kotłem pyłowym zasilanym węglem kamiennym, o mocy brutto 600 MW i parametrach pary świeżej 650°C/30 MPa, zintegrowany z tlenownią wykorzystującą membrany wysokotemperaturowe HTM typu four-end z recyrkulacją spalin mokrych, jak i suchych
Jednostka wytwórcza z cyrkulacyjnym kotłem fluidalnym, który spala węgiel brunatny, o mocy brutto 600 MW i parametrach pary świeżej 600°C/29 MPa, zintegrowany z tlenownią wykorzystującą membrany wysokotemperaturowe HTM typu three-end. Proces separacji tlenu z powietrza jest najbardziej energochłonnym procesem w bloku oxy. W odniesieniu do tlenowni kriogenicznej analizowano możliwości zmniejszenia zapotrzebowania na energię do procesu poprzez zastosowanie nowych rozwiązań (tlenowni hybrydowej membranowo- kriogenicznej oraz tlenowni wykorzystującej membrany wysokotemperaturowe HTM). Pod kątem obniżenia energochłonności na uwagę zasługują membrany HTM, jednak ich wadą jest brak dojrzałości komercyjnej. W celu rozwoju technologii oxy-spalania należy się skupić na działaniach zmierzających do poprawy sprawności całego układu oxy, głównie poprzez poprawę sprawności kotła (np. suszenie paliwa, organizacja spalin recyrkulowanych). Optymalizacja pracy w wyraźny sposób zmniejsza energochłonność poszczególnych instalacji technologicznych wchodzących w skład struktury układu oxy. Istotne jest także wykorzystanie ciepła odpadowego z międzystopniowego chłodzenia sprężarek i pomp próżniowych oraz ciepła kondensacji w celu zwiększenia mocy turbiny parowej. Wyniki przedstawione w artykule zostały uzyskane z prac badawczych współfinansowanych przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w ramach Kontraktu SP/E/2/6642020/10 – Strategiczny Program Badań „Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: opracowanie technologii spalania tlenowego w kotłach pyłowych i fluidalnych, zintegrowanych z wychwytywaniem CO2”. Bibliografia 1. Kanniche M. i in., Pre-combustion, post- -combustion and oxy-combustion in thermal power plant for CO2 capture, Applied Thermal Engineering 2010, nr 30, s. 53–62. 2. Maurstad O., An overview of coal based integrated gasification combined cycle (IGCC) technology, September 2005, MIT LFEE 2005-002 WP. 3. Duan L. i in., Integration and optimization on the coal fired power plant with CO2 capture using MEA, Energy 2012, No. 45, s. 107–116. 4. Kotowicz J., Bartela Ł., Optimisation of the connection of membrane CCS installation with a supercritical coal-fired power plant, Energy 2012, No. 38, s. 118–127.
Skorek-Osikowska A., Kotowicz J., Influence of the selected parameters of a single-stage flash drying and purification of flue gas in the oxy combustion system on purity and recovery rate of the separated CO2, Archivum Combustionis 2012, No. 32, s. 47–61.
Remiorz L., Detecting disturbance of uniformity of a nitrogen and CO2 mixture in an acoustic tube, Journal of Power Technologies 2014, No. 94, s. 226–231.
Jordal K. i in., Oxyfuel combustion for coal-fired power generation with CO2 capture – opportunities and challenges, 7th International Conference on Greenhouse Gas Technologies, Vancouver, Canada, 5–9.09.2004 [online], www.uregina.ca.
Fujimori T., Yamada T., Realization of oxyfuel combustion for near zero emission power generation, Proceedings of the Combustion Institute 2013, No. 34, s. 2111–2130.
Anheden M. i in., Overview of Operational Experience and Results from Test Activities in Vattenfall’s 30 MWth Oxyfuel Pilot Plant in Schwarze Pumpe, Energy Procedia 2011, No. 4, s. 941–950.
Kotowicz J., Dryjańska A., Supercritical power plant 600 MW with cryogenic oxygen plant and CCS installation, Archives of Thermodynamics 2013, nr 34(3), s. 123–136.
Kotowicz J., Dryjańska A., Balicki A., Wpływ wybranych parametrów na sprawność kotła CFB typu oxy, Rynek Energii 2012, nr 2(99), s. 120–126. Wielkość Wariant 1 Wariant 2 Wariant 3 Wariant 4 Sucha R = 0,6 R = 0,6 Mokra R = 0,6 Strumień ciepła doprowadzanego do obiegu parowego, MW 908,4 908,4 1154,9 1154,9 1182,2 Sprawność kotła pyłowego oxy, % 93,19 93,16 70,12 70,58 82,62 Strumień energii chemicznej paliwa, MW 978,8 975,2 1694,7 1636,2 1430,9 Moc elektryczna turbiny parowej, MW 460,0 460,0 600,0 600,0 600,0 Sprawność brutto obiegu parowego, % 50,64 50,64 51,3 51,95 50,75 Moc potrzeb własnych obiegu parowego, MW 15,53 15,54 20,44 20,44 19,14 Moc potrzeb własnych wyspy kotłowej, MW 11,82 11,82 14,31 20,11 17,56 Moc potrzeb własnych tlenowni, MW 71,98 61,34 –106,0 –107,2 –55,56 Moc potrzeb własnych układu separacji CO2, MW 30,98 30,96 0 0 0 Moc potrzeb własnych układu sprężania CO2, MW 12,51 11,08 65,64 64,60 60,08 Moc elektryczna netto elektrowni, MW 318,48 329,26 605,65 602,03 558,78 Sprawność elektryczna netto elektrowni, % 33,02 34,53 35,74 36,79 39,06 Sprawność elektryczna netto elektrowni bez CCS, % 47,85 47,85 48,48 49,09 47,96 Tab. 4. Wyniki analizy termodynamicznej układu bazowego oxy-spalania J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 1/26 (2016) | translation 69–76 82 Janusz Kotowicz prof. dr hab. inż. Politechnika Śląska e-mail: Janusz.Kotowicz@polsl.pl Dziekan Wydziału Inżynierii Środowiska i Energetyki oraz kierownik Zakładu Miernictwa i Automatyki Procesów Energetycznych w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach. Mateusz Brzęczek mgr inż. Politechnika Śląska e-mail: Mateusz.Brzeczek@polsl.pl Doktorant w Zakładzie Miernictwa i Automatyki Procesów Energetycznych w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach. Marcin Job mgr inż. Politechnika Śląska e-mail: Marcin.Job@polsl.pl Doktorant w Zakładzie Miernictwa i Automatyki Procesów Energetycznych w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach.
Kotowicz J., Łukowicz H., Bartela Ł., Michalski S., Validation of a program for supercritical power plant calculations, Archives of thermodynamic 2011, No. 32, s. 81–89.
Kotowicz J., Balicki A., Thermodynamic analysis of supercritical power plant with circulating fluidized bed boiler working in oxy-combustion technology and high temperature membrane “three-end” for air separation, Archives of Energetics 2011, No. 3–4, s. 127–140.