Koncepcja układu elektrociepłowni zintegrowanej ze zgazowaniem węgla w reaktorze z recyrkulacją CO₂

• Autorzy: Malik T. , Liszka M. , Ziębik A.

Warianty tytułu

EN

A concept of CHP plant based on coal gasification in the reactor with CO₂ recirculation

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W ostatnim czasie coraz więcej uwagi przywiązuje się do zgazowania węgla w reaktorach fluidalnych. W artykule zaprezentowano koncepcję kogeneracyjnego układu pracującego w oparciu o fluidalny reaktor zgazowania. Układy IGCC (ang.: Integrated Gasification Combined Cycle) produkujące elektryczność pracują głównie w oparciu o reaktory strumieniowe i można stwierdzić, że są to układy dojrzałe technologicznie. Skład syngazu generowanego w reaktorze fluidalnym z recyrkulacją CO₂, różni się od składu syngazu generowanego w reaktorach strumieniowych. Konieczny jest zatem dobór struktury układu energetycznego dostosowany do pracy z fluidalnym reaktorem zgazowania. Autorzy przedstawili również koncepcję integracji procesów termodynamicznych oraz wykorzystania ciepła odpadowego, która prowadzi do podwyższenia atrakcyjności wskaźników termodynamicznych kogeneracyjnego układu IGCC. Ciepło w układzie produkowane jest w wymienniku za kotłem odzyskowym, w chłodnicy syngazu, w chłodnicach międzystopniowych kompresorów tlenu, powietrza i CO₂, jak również w wymienniku ciepłowniczym zasilanym parą z upustu turbiny oraz w kotle szczytowym. Model symulacyjny prezentowanej koncepcji został wykonany w programie Thermoflex, a wyniki symulacji pozwoliły na obliczenie wskaźnika EUF (ang.: Energy Utilization Factor) oraz sprawności egzergetycznej układu. Uzyskane wyniki wskazują na wysoki wskaźnik EUF. Wskaźnik EUF dla kogeneracyjnego układu IGCC wyniósł około 90% . Sprawność egzergetyczna brutto układu kogeneracyjnego wyniosła blisko 38,21%. Taka różnica wynika z faktu, że egzergia wyprodukowanego ciepła jest niska, przez co jej udział w produktach układu jest znikomy. Na wysoki wskaźnik EUF wpływ ma jednocześnie kilka czynników, a są nimi realizacja gospodarki skojarzonej poprzez wytwarzanie ciepła w wymienniku zasilanym z upustu ciepłowniczego turbiny parowej, produkcja ciepła grzejnego w oparciu o niskotemperaturowe ciepło odpadowe układu oraz zastosowanie kotła szczytowego. Prezentowany w artykule wariant układu z kotłem szczytowym może być ofertą dla nowych systemów ciepłowniczych, gdyż oprócz pokrywania szczytowego zapotrzebowania na ciepło pełnić może rolę rezerwowego źródła ciepła.

EN

In recent times, more and more attention is paid to coal gasification in fluidized bed reactors. The paper presents the concept of co-generation system operating on the basis of fluidized bed gasification reactor. IGCC systems (Integrated Gasification Combined Cycle) producing electricity work mainly on the basis of entrained flow reactors and one can state they are technologically mature systems. Composition of syngas generated in fluidized bed reactor with CO₂ recirculation is different than composition of syngas from entrained flow gasifier. For that reason, a new structure of the system must be proposed. It is therefore necessary to select the structure of the power system adapted for use with fluidized bed gasification reactor. The authors has also presented a concept of thermodynamic processes integration as well as utilization of low grade waste heat, which should result in more attractive thermodynamic indicators of the IGCC. The district heat is produced using classical final flue gas cooler located in HRSG (Heat Recovery Steam Generator), syngas cooler, compression trains of ASU (Air Separation Unit) and CO₂ product, as well as in peak boiler. IGCC CHP plant has been modelled on the Thermoflex software. Results obtained from the simulation model indicate that EUF (Energy Utilization Factor) for the analyzed IGCC CHP plant concept has reached ca. 90 %. However the gross energy efficiency has reached 38,21 %. The difference between values of these two assessment factors is due to low energy of produced district heat. High value of EUF is a result of several factors, which are: combined heat and power production, waste heat utilization within the system and district heat production in peak boiler. An alternative of a peak boiler presented in the article can be an offer for the newly built heat systems since, besides coveting the peak demand for heat it can serve as a backup heat source.

Słowa kluczowe

PL

IGCC; CCS; kogeneracja; ciepło odpadowe

EN

IGCC; CHP; CCS; waste heat

• Wydawca: Wydawnictwo Górnicze Sp. z o.o.
• Czasopismo: Karbo
• Rocznik: 2014
• Tom: Nr 4
• Strony: 188--194
• Opis fizyczny: Bibliogr. 19 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Malik T.

• Politechnika Śląska, Instytut Techniki Cieplnej

autor

Liszka M.

• Politechnika Śląska, Instytut Techniki Cieplnej

autor

Ziębik A.

• Politechnika Śląska, Instytut Techniki Cieplnej

Bibliografia

• 1. Chmielniak T., Ściążko M., Sobolewski A., Fluidalne zgazowanie węgla w atmosferze, Karbo, 2013 t.58, nr 1, s. 6.
• 2. Sobolewski A., Czaplicki A., Tomaszewicz G., Słowik K., Janusz M., Zgazowanie węgla w reaktorze z cyrkulującym złożem fluidalnym przy zastosowaniu CO2 jako czynnika zgazowującego. Karbo, 2013, t.58, nr 1, s.16.
• 3. Okia Y., Inumarua J., Hara S., Kobayashia M., Watanabea H., S. Umemotoa S., Makinoa H., Development of oxy-fuel IGCC system with CO2 recirculation for CO2 capture. Energy Procedia, 2011, nr 4, s. 1066.
• 4. Jillson K. R., Chapalamadugu V., Ydstie B. E., Inventory and flow control of the IGCC process with CO2 recycles. Journal of Process Control, 2009, t.19, s. 1470.
• 5. Kunze C., Spliethoff H., Assessment of oxy-fuel, pre- and post-combustion-based carbon capture for future IGCC plants. Applied Energy, 2012, t.94, s.109.
• 6. Romano M.C., Lozza G.G., Long-term coal gasification-based power with near-zero emissions. Part B: Zecomag and oxy-fuel IGCC cycles. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2010, nr 4, s. 469.
• 7. Liszka M., Malik T., Budnik M., Ziębik A., Comparison of IGCC (inte-grated gasification combined cycle) and CFB (circulating fluidized bed) cogeneration plants equipped with CO2 removal. Energy, 2013, vol. 58, s.86.
• 8. Malik T., Liszka M., Ziębik A., Kogeneracyjny układ IGCC z wychwytem CO2 i odzyskiem ciepła na potrzeby ciepłownictwa. Karbo, 2013, t. 58, nr 1, s.94.
• 9. Popowicz J., Szczypiński T., Kostrzewa E., Sprawozdanie merytoryczne okresowe za okres 1.01.-30.06.2013 z realizacji Części Tematu Badawczego 5.3 w ramach projektu strategicznego Opracowanie technologii zgazowania węgla dla wysokoefektywnej produkcji paliw i energii elektrycznej.
• 10. Report „CO2 Impurity Design Parameters. Quality Guidelines for Energy Systems Studies”, DOE NETL, Styczeń 2012.
• 11. Raport “Oxy Combustion Processes for CO2 Capture from Power Plant”, IEA, Nr 2005/9, lipiec 2005.
• 12. Giuffrida A., Romano M.C., Lozza G.G., Thermodynamic assess-ment of igcc power plants with hot fuel gas desulfurization. Applied Energy, 2010, t. 87, s. 3374.
• 13. Szargut J., Exergy Method. Technical and Ecological Applications, WIT Press, Southampton-Boston 2005.
• 14. Uson S., Valero A., Thermoeconomic Diagnosis of Energy Systems, Prensas Universitarias de Zaragoza 2010.
• 15. Bejan A., Tsatsaronis G., Moran M., Thermal Design & Optimisation, John Wiley & Sons, New York 1996.
• 16. Szargut J., Egzergia. Poradnik obliczania i stosowania. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2007.
• 17. Thermoflow, Inc., 29 Hudson Road , Sudbury, MA 01776 USA, Dostępny pod adresem: <http://www.thermoflow.com>
• 18. Ziębik A., Liszka M., Malik T., Sprawozdanie merytoryczne okresowe za okres 1.01.-30.06.2013 z realizacji Części Tematu Badawczego 5.4 w ramach projektu strategicznego Opracowanie technologii zgazowania węgla dla wysokoefektywnej produkcji paliw i energii elektrycznej.
• 19. Ziębik A., Gładysz P., Optimal coefficient of the share of cogeneration in district heating systems. Energy, 2012, t. 45, s. 220.