5194416228

10 Porównanie nadkrytycznego bloku węglowego z układem...

Buggenum (Holandia), Wabash River (Indiana, USA), Tampa Electric (Floryda, USA), Pu-ertollano (Hiszpania) oraz Pinon Pine (Nevada, USA). Obecnie bloki te pracują na zasadach komercyjnych [9,10].

Układy gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem węgla, tzw. układy IGCC (ang. Inte-grated Gasification Combined Cycle), pozwalają na wykorzystanie niskojakościowych paliw, tj. niskogatunkowych węgli, pozostałości rafineryjnych, biomasy czy odpadów, poprzez ich zgazowanie i zasilenie uzyskanym gazem układu gazowo-parowego. Układy obecnie charakteryzują się wysoką sprawnością produkcji energii elektrycznej sięgającą 50%. Zgazowanie jest procesem częściowego utlenienia paliwa i pozwala na uzyskanie tzw. gazu syntezowego, który składa się głównie z CO i H2 (z zawartością CO2, H₂0 i zanieczyszczeń). Skład jest zależny od paliwa i rodzaju generatora gazu. W instalacjach zgazowania tlenowego niezbędna jest instalacja produkcji tlenu ASU (ang. Air Separation Unit). Po zgazowaniu gaz syntezowy jest oczyszczany z pyłu, chloru, alkaliów, cząstek stałych i związków siarki. Dla kondycjonowania procesu spalania oczyszczony gaz przed trafieniem do komory spalania jest rozcieńczany azotem i/lub parą wodną. Zabieg ten pozwala na stabilizację spalania oraz ograniczenie emisji NO_x-ów. Z uwagi na mocno odmienną charakterystykę gazu syntezowego w odniesieniu do powszechnie stosowanego w turbinach gazowych gazu ziemnego komora spalania turbiny gazowej podlega istotnym modyfikacjom. Dotyczy to głównie konieczności dostosowania jej do spalania często kilkunastokrotnie większego strumienia gazu niż ma to miejsce przy spalaniu gazu ziemnego. Spaliny opuszczające ekspander turbiny gazowej zasilają kocioł odzyskowy wytwarzający parę dla części parowej układu. Taki system jest czystszy i efektywniejszy od konwencjonalnej elektrowni węglowej PC. Ponadto oczyszczanie gazu syntezowego jest efektywniejsze niż oczyszczanie spalin w układzie konwencjonalnym.

W układach IGCC można zastosować instalację wychwytu dwutlenku węgla (CCS) w technologii przed procesem spalania (ang. Pre-combustion). Przy zastosowaniu tej instalacji oczyszczony gaz syntezowy zostaje wzbogacony w dwutlenek węgla w reaktorze Shift, w którym zachodzi proces konwersji tlenku węgla do dwutlenku węgla. Gaz z reaktora trafia do układu separacji C0₂, gdzie odseparowany zostaje gaz bogaty w dwutlenek węgla. Odseparowany gaz jest następnie sprężany i transportowany do miejsca składowania. Gaz pozostały po odseparowaniu dwutlenku węgla składa się głównie z wodoru. Zostaje on rozcieńczony i trafia do komory spalania turbiny gazowej. Wprowadzenie instalacji CCS powoduje znaczny spadek sprawności układu, sięgający 10 pkt. procentowych, co jest w dużej mierze wynikiem wysokiej energochłonności reaktora Shift [9,10,11].

Wadą układów IGCC są ich koszty inwestycyjne wyższe od konwencjonalnych elektrowni. Ponadto bolączką obecnych układów jest niska niezawodność i ograniczona elastyczność pracy ze względu na wysoki stopień skomplikowania układu. Jednak instalacje demonstracyjne w USA oraz w Europie pokazały, że technologia IGCC jest wykonalna i posiada spory potencjał rozwoju. Spodziewa się dalszej ewolucji omawianej technologii i redukcji kosztów dzięki komercjalizacji [9].

Obecnie działające demonstracyjne układy IGCC osiągają sprawności 39-44%, jednak szacuje się, że przy wyborze obecnie dostępnych elementów układu możliwe jest zbliżenie się do granicy 50%. Do analizy układu IGCC wykorzystano wartości zaczerpnięte z [10], gdzie analizowana struktura została dobrana posiłkując się obecnymi trendami technologicznymi, więc odwzorowuje obecne możliwości układów IGCC.

W strukturze tej założono wykorzystanie procesu zgazowania tlenowego w generatorze strumieniowym. Tlen produkowany jest w instalacji tlenowni kriogenicznej (ASU). Dodatkowym czynnikiem zgazowującym jest para wodna pobierana z obiegu parowego. Koniecz-