Modelling and analysis of the carbon dioxide processing instalation using physical separation in a supercritical 460 MW coal unit working in oxy-combustion technology

• Autorzy: Skorek-Osikowska A.

Warianty tytułu

PL

Modelowanie i analiza układu kondycjonowania CO2 metodą separacji fizycznej w nadkrytycznym bloku węglowym o mocy 460 MW pracującym w technologii oxy-spalania

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

The idea of oxy-combustion technology consists in burning fuel in the atmosphere of high purity oxygen. As a result, flue gas in such systems consists exclusively of almost carbon dioxide and water vapor. However, in practice, apart from CO2 and H2O, such compounds as argon, sulfur dioxide, nitrogen or oxygen appear in flue gas, which have to be separated to a great extent before CO2 transport. The most frequently used method of the separation of these gases from the CO2 stream is physical separation. In order to determine the energy intensity of the separation process, a numerical model of the carbon dioxide capture installation from the coal powered unit operating in oxy-combustion system has been built in the Aspen Plus software. This paper presents the results of calculations of the energy intensity of the process, taking into account such parameters as purity and recovery rate of the separated CO2 for a 460 MW supercritical unit. The analysis shows that reaching high purity and recovery rate of the carbon dioxide separated from flue gas is not difficult. However, reaching the required levels of other compounds content can be problematic. The main results are quantitatively presented in this paper. Some solutions for decreasing the energy intensity are also proposed.

PL

Idea układów oxy-spalania polega na spalaniu paliwa w atmosferze wysokiej czystości tlenu. Spaliny z tego typu układów składają się prawie wyłącznie z dwutlenku węgla i wody, a zatem koszt przygotowania CO2 do transportu do miejsca składowania jest niższy niż w układach konwencjonalnych. Jednak w praktyce, obok CO2 i H2O w spalinach pojawiają się także inne związki, w tym np. argon, dwutlenek siarki, azot czy tlen, które muszą zostać odseparowane przed transportem CO2. Najczęściej stosowanymi metodami separacji tych gazów ze strumienia CO2 jest separacja fizyczna. W celu określenia energochłonności procesu separacji zbudowany został model numeryczny układu wychwytującego dwutlenku węgla ze spalin bloku węglowego pracującego w atmosferze tlenowej. W tym celu wykorzystano program Aspen Plus. Obliczenia prowadzono dla układu o mocy 460 MW. W artykule przedstawiono wyniki obliczeń energochłonności układu z uwzględnieniem takich parametrów, jak czystość czy stopień odzysku CO2. Z analiz wynika, że osiągnięcie wysokiej czystości i stopnia odzysku separowanego z gazów spalinowych dwutlenku węgla nie jest trudne, jednak osiągnięcie wymaganych poziomów zawartości innych związków może być problematyczne. Zaproponowano również sposoby obniżenia energochłonności instalacji wychwytu CO2.

Słowa kluczowe

EN

conditioning device; CO2 separation; supercritical coal-fired unit; oxy-combustion technology; Aspen Plus

PL

układ kondycjonowania; separacja CO2; nadkrytyczny blok węglowy; technologia oxy-combustion; Aspen Plus

• Wydawca: Wydawnictwo Instytutu Maszyn Przepływowych PAN ; Komitet Problemów Energetyki Polskiej Akademii Nauk
• Czasopismo: Archiwum Energetyki
• Rocznik: 2012
• Tom: T. 42, nr 3/4
• Strony: 107--125
• Opis fizyczny: Bibliogr. 25 poz.

Twórcy

autor

Skorek-Osikowska A.

• Silesian University of Technology. Institute of Power Engineering and Turbomachinery. Gliwice

Bibliografia

• [1] World Coal Institute. The Coal Resources: A Comprehensive Overview of Coal. London 2009.
• [2] Directive 2009/29/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 amending Directive 2003/87/EC so as to improve and extend the greenhouse gas emission allowance trading scheme of the Community. Official Journal of the European Union L 140/63 5.6.2009.
• [3] International Energy Agency (IEA). World Energy Outlook 2008. Paris 2008.
• [4] Toftegaard M.B., Brix J., Jensen P.A., Glarborg P., Jensen A.D.: Oxy-fuel combustion of solid fuels. Prog. Energ. Combust. Sci. 36(2010), 581–625.
• [5] Dillon D.J., White.V., Allam R.J., Wall R.A., Gibbins J.: Oxy-combustion Process for CO2 Capture from Power Plant. Mitsui Babcock Energy Limited, 2005.
• [6] Buhre B.J.P., Elliott L.K., Sheng C.D., Gupta R.P. and Wall T.F.: Oxy-fuel combustion technology for coal-fired power generation. Prog. Energ. Combust. Sci. 31(2005), 283–307.
• [7] Jordal K., Anheden M., Yan J., Str¨omberg L.: Oxyfuel combustion for coal-fired power generation with CO2 capture — opportunities and challenges. In: Proc. 7th Int. Conf. on Greenhouse Gas Technologies, Vancouver, September 5–9, 2004 (www.uregina.ca).
• [8] Kakaras E., Koumanakos A.:, Doukelis A.:, Giannakopoulos D., Vorrias I.: Oxyfuel boiler design in a lignite-fired power plant. Fuel 86(2007), 2144–2150.
• [9] Seltzer A., Fan. Z., Robertson A.: Conceptual Design of Supercritical O2-Based PC Boiler Final Report. DE-FC26-04NT42207. November 2006.
• [10] World Resources Institute (WRI). CCS Guidelines: Guidelines for Carbon Dioxide Capture, Transport, and Storage. WRI, Washington DC 2008.
• [11] ENCAP – WP1.2 Deliverable D1.2.4: Power systems evaluation and benchmarking. Public Version, ENCAP 2008.
• [12] Zheng L.: Oxy-fuel combustion for power generation and carbon dioxide (CO2) capture. Woodhead Publishing Ltd. 2011.
• [13] Darde A., Prabhakar R., Tranier J.P., Perrin N.: Air separation and flue gas compression and purification units for oxy-coal combustion systems. Energy Procedia 1(2009), 527–534.
• [14] White V., Torrente-Murciano L., Sturgeon D., Chadwick D.: Purification of oxyfuel-derived CO2. Energy Procedia 1(2009), 399–406.
• [15] Burt, S., Baxter A., Baxter L.: Cryogenic CO2 capture to control climate change emissions. 2009.
• [16] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł.: Model of a supercritical oxy-boiler — analysis of the selected parameters. Rynek Energii 90(2010), 5, 69–75 (in Polish).
• [17] Bartela Ł., Kotowicz J.: Analysis of the use of nitrogen as a medium drying coal in a oxycombustion boiler. Rynek Energii 93(2011), 2, 49–55 (in Polish).
• [18] Li H., Yan J., Yan J., Anheden M.: Impurity impacts on the purification process in oxy-fuel combustion based CO2 capture and storage system. Appl. Energy 86(2009), 202–213.
• [19] Soave G.: Equilibrium constants for modified redlich-kwong equation-of-state. Chm. Eng. Sci. 27(1972), 1196–1203.
• [20] Witkowski A., Majkut M.: Meritorical report for the period 05.05.2010–30.04.2011. Prace Instytutu Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach, project SP/E/1/67484/10, Gliwice 2011 (in Polish).
• [21] Skorek-Osikowska A., Kotowicz J.: Influence of the selected parameters of one-stage flash drying and purification process of the flue gas in the oxy-combustion system on purity and recovery rate of the separated CO2. In: Proc. of the Int. Conf. on Carbon Reduction Technologies CaReTECH 2011, Polish Jurassic Highland, 19–22 September, 2011, 99–100.
• [22] Skorek-Osikowska A.: Energy intensity of the amine carbon dioxide capture and compression installation of flue gas from the supercritical 320 MW combined heat and power plant. Power Engineering and Environment 2011. Ostravice, 29–31 August, 2011, 138–142.
• [23] Chmielniak T., A. Ziębik A.: Supercritical Coal-Fired Power Plants. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2010.
• [24] Wójcik K., Chmielniak T.: Carbon dioxide capture and transport — energetic effect and economical analysis. Rynek Energii 91(2010), 6, 51–55 (in Polish).
• [25] www.aspentech.com