Dobór optymalnych pod względem ekonomicznym parametrów pracy membranowej tlenowni zintegrowanej z nadkrytycznym blokiem węglowym

• Autorzy: Kotowicz J. , Michalski S. , Ogulewicz W. , Węcel D.

Warianty tytułu

EN

Selection of the economically optimal operating parameters of the htm air separation unit integrated with a hard coal-fired supercritical power plant

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W pracy analizowano dwa warianty elektrowni (W1 i W2) składające się z następujących instalacji: kotła pyłowego typu oxy zasilanego węglem kamiennym, układu turbiny parowej, instalacji wychwytu i sprężania CO2 oraz tlenowni wyposażonej w: wysokotemperaturową membranę separacyjną typu four-end. Dla obydwu wariantów parametry pary świeżej to 650 °C/30 MPa, a pary wtórnie przegrzanej to 670 °C/6 MPa. Moc brutto wariantu W1 elektrowni oxy jest równa 600 MW. Wariant W2 różni się od wariantu W1 bloku oxy tym, że zastosowano w nim wymienniki zasilane ciepłem ze spalin oraz gazu pozostałego po separacji tlenu do podgrzania wody obiegowej w układzie turbiny parowej, a tym samym zastąpiono całkowicie lub częściowo niektóre z wymienników regeneracyjnych. W efekcie moc elektryczna brutto tego wariantu jest wyższa. W artykule przeprowadzono analizę ekonomiczną dla obydwu wariantów bloku oxy oraz bloku referencyjnego, który jest złożony z obiegu turbiny parowej (jak w wariancie W1 bloku oxy) oraz klasycznego kotła pyłowego. Wyznaczono nakłady inwestycyjne na budowę poszczególnych elementów tego bloku, które wraz z wielkościami termodynamicznymi takimi jak sprawność elektryczna bloku netto wykorzystano jako dane wejściowe dla przeprowadzonej analizy ekonomicznej. Jako miernik ekonomiczny wykorzystano graniczną cenę sprzedaży energii elektrycznej. Na podstawie wyników obliczeń dobrano optymalne spręże sprężarki powietrza oraz stopienie odzysku tlenu w tlenowni. Dodatkowo wyznaczone graniczne ceny sprzedaży energii elektrycznej w optymalnych punktach pracy i porównano z analogiczną ceną wyznaczoną dla bloku referencyjnego.

EN

Two variants of an oxy type power plant (W1 and W2) that contains steam turbine, hard coal-fired oxy-type pulverized fuel boiler, carbon dioxide capture unit and an air separation unit with a four-end type high-temperature membrane were analyzed in this paper. For both variants the live steam thermodynamic parameters are 650 °C/30 MPa and the reheated steam parameters are 670 °C/6 MPa. Gross electric power of the W1 variant of the oxy type power plant is equal to 600 MW. The second variant (W1) differs from the first one in that heat exchangers, supplied by heat from the flue gas and the gas remaining after the separation of oxygen in the air separation unit, were added. These heat exchangers were raising the temperature of the feed water in the steam turbine unit and thereby partially or completely were replacing the regenerative water heaters. The economic analysis of both variants of the oxy type power plant and the reference power plant (which contains the same steam turbine as in variant W1 of the oxy type power plant and a classical pulverized fuel boiler) were carried out in this paper. The investment costs of individual elements of the power plant were determined. These investment costs and thermodynamic indicators such as the net efficiency of electricity generation were used as inputs for economic analysis. The break-even price of electricity was used as an economic indicator. The optimal air compressor pressure ratio and optimal oxygen recovery rate were determined. Additionally the break-even price of electricity in optimal working points for both variants of oxy type power plant were compared with the break-even price of electricity for the reference power plant.

Słowa kluczowe

PL

niskoemisyjny blok energetyczny; kocioł pyłowy typu oxy; membrana typu four-end

EN

low-emission power plant; oxy-type pulverized fuel boiler; four-end type membrane

• Wydawca: KAPRINT
• Czasopismo: Rynek Energii
• Rocznik: 2015
• Tom: Nr 2
• Strony: 91--98
• Opis fizyczny: Bibliogr. 17 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Kotowicz J.

• Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki Politechniki Śląskiej w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, 44-100 Gliwice

autor

Michalski S.

• Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, 44-100 Gliwice

autor

Ogulewicz W.

• Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, 44-100 Gliwice

autor

Węcel D.

• Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, 44-100 Gliwice

Bibliografia

• [1] Statystyka elektroenergetyki polskiej. Agencja Rynku Energii, Warszawa 2013, ISSN 1232-2415.
• [2] Pipitone G, Bolland O.: Power generation with CO2 capture: technology for CO2 purification. International Journal of Greenhouse Gas Control 2009;3:528-534.
• [3] Skorek-Osikowska A., Janusz-Szymańska K., Kotowicz J.: Modeling and analysis of selected carbon dioxide capture methods in IGCC systems. Energy 2012;45(1):92–100.
• [4] Kotowicz J., Sobolewski A., Iluk T.: Energetic analysis of a system integrated with biomass gasification. Energy 2013, 52, 265-278.
• [5] Skorek-Osikowska A, Bartela Ł, Kotowicz J, Sobolewski A, Iluk T. Remiorz L.: The influence of the size of the CHP system integrated with a biomass fuelled gas generator and piston engine on the thermodynamic and economic effectiveness of electricity and heat generation. Energy 2014;67:328-340.
• [6] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Kotowicz J.: Thermodynamic, ecological and economic aspects of the use of the gas turbine for heat supply to the stripping process in a supercritical CHP plant integrated with a carbon capture installation. Energy Conversion and Management 2014;85:750-763
• [7] Skorek-Osikowska A, Kotowicz J, Janusz-Szymańska K.: Comparsion of the energy intensivity of the selected CO2-capture methods applied in the ultra-supercritical coal power plants. Energy and Fuels 2012;26(11):6509-6517.
• [8] Kotowicz J., Chmielniak T., Janusz-Szymańska K.: The influence of membrane CO2 separation on the efficiency of a coal-fired power plant. Energy 2010;35:841-850.
• [9] Kotowicz J., Janusz-Szymańska K.: The influence of CO2 membrane separation on the operating characteristics of a coal-fired power plant. Chemical and Process Engineering 2010;34:681-697.
• [10] Daarde A, Prabhakar R, Trainier J-P, Perrin N.: Air separation and flue gas compression and purification units for oxy-coal combustion systems. Energy Procedia 2009;1:527-534.
• [11] Liszka M, Ziębik A.: Coal-fired oxy-fuel power unit - process and system analysis. Energy 2010;35:943-951.
• [12] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Kotowicz J., Job M.: Thermodynamic and economic analysis of the different variants of a coal-fired, 460 MW power plant using oxy-combustion technology. Energy Conversion and management 2013;76:109-120.
• [13] Engels S, Beggel F, Modigell M, Stadler H.: Simulation of a membrane unit for oxyfuel power plant under consideration of realistic BSCF membrane properties. Journal of Membrane Science 2010;359:93-101.
• [14] Marco G, Vellini M.: Oxygen transport membranes for ultra-supercritical (USC) power plants with very low CO2 emissions. Journal of Engeenering for Gas Turbines and Power 2012; 134:081801-081801-10.
• [15] Pfaff I, Kather A.: Comparative thermodynamic analysis and integration issues of CCS steam power plant based on oxy-combustion with cryogenic or membrane based air separation. Energy Procedia 2009;1:495-502.
• [16] Kotowicz J., Łukowicz H., Bartela Ł., Michalski S.: Validation of a program for supercritical power plant calculations. Archives of Thermodynamic, 2011;32(4):81-89.
• [17] Kotowicz J., Michalski S.: Efficiency analysis of a hard-coal-fired supercritical power plant with a four-end high-temperature membrane for air separation. Energy 2014;64:109-119.