Analiza termodynamiczna i ekonomiczna nadkrytycznej elektrowni na węgiel kamienny z jonową membraną do separacji powietrza

• Autorzy: Michalski S.

Warianty tytułu

EN

Thermodynamic and economic analysis of hard coal fired supercritical power plant with ionic membrane for air separation

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Analizowana w pracy elektrownia składa się z następujących instalacji: turbiny parowej, kotła pyłowego typu oxy zasilanego węglem kamiennym, tlenowni z zastosowaną wysokotemperaturową membraną separacyjną typu four-end oraz instalacją przygotowania do transportu i sprężania dwutlenku węgla. Moc bloku brutto jest równa 600 MW, parametry pary świeżej to 650 °C/30 MPa, pary wtórnie przegrzanej to 670 °C/6 MPa. Przy założeniu stałej mocy brutto analizowanej elektrowni wyznaczono sprawność termiczną kotła oraz zapotrzebowanie na moc urządzeń w wyżej wymienionych instalacjach. Pozwoliło to wyznaczyć sprawności wytwarzania energii elektrycznej bloku netto dla dwóch stopni odzysku tlenu w membranie. Tak wyznaczona sprawność jest niższa o 8,3÷9,4 punktu procentowego od układu referencyjnego. Zasadni-cze znaczenie dla wzrostu sprawności ma integracja cieplna wszystkich instalacji z obiegiem turbiny parowej. Umożliwia ona zastąpienie paru podgrzewaczy regeneracyjnych przez podgrzewacze gazowe i wzrost mocy układu nawet o 49 MW. W konsekwencji sprawność analizowanej elektrowni jest niższa o 6,4÷7,4 punktu procentowego od sprawności elektrowni referencyjnej (spalanie w powietrzu). Przeprowadzona analiza ekonomiczna wskazuje na to, że bloki oxy z zastosowaną integracją cieplną instalacji są opłacalne w budowie, ponieważ graniczna cena energii elektrycznej wyznaczona dla nich jest o 9,53÷12,53 zł/MWh niższa od granicznej ceny wyznaczonej dla elektrowni referencyjnej.

EN

Supercritical power plant analyzed in this paper, contains the following elements: steam turbine, hard coal fired oxy-type pulverized fuel boiler, air separation unit with four-end type high-temperature membrane and carbon dioxide capture unit. Gross electric power of the power plant is equal to 600 MW. Live steam thermodynamic parameters are 650 °C/30 MPa and reheated steam parameters are 670 °C/6 MPa. Under assumption of constant gross power of the analyzed power plant, a thermal boiler efficiency and auxiliary powers of mentioned above installations were designated as a function of oxygen recovery rate. They allowed to determine a net efficiency of the power plant for two oxygen recovery rates. This efficiency is lower by 8.3÷9.4 percentage point than the reference power plant efficiency. Integration of all installation with steam turbine is crucial for the net efficiency increase. This operation allows to replace steam regenerative heat exchangers by gas-water heat exchangers. It allows to increase gross electrical power by up to 49 MW. As a result, the net efficiency of the analyzed power plant is 6.4÷7.4 percentage points lower than the efficiency of the reference power plant. The economic analysis indicate that the oxy type power plants with integration of all installations with a steam turbine are profitable, because break-even price of electricity is lower by 9.53÷12.53 PLN/MWh than the price for the reference power plant.

Słowa kluczowe

PL

kocioł pyłowy typu oxy; wysokotemperaturowa membrana; membrana typu four-end

EN

oxy-type pulverized fuel boiler; high-temperature membrane; four-end type membrane

• Wydawca: KAPRINT
• Czasopismo: Rynek Energii
• Rocznik: 2013
• Tom: Nr 2
• Strony: 54--60
• Opis fizyczny: Bibliogr. 14 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Michalski S.

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

Bibliografia

• [1] Chmielniak T.J., Kotowicz J., Łyczko J.: Parametric analysis of a dual fuel parallel coupled combined cycle. Energy 2001;26(12):1063-1074
• [2] Kotowicz J., Iluk T.: Układy gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem. Rynek Energii 2008;76(3): 34-40
• [3] Sobolewski A., Kotowicz J., Iluk T., Matuszek K.: Badania eksperymentalne zgazowania biomasy pod kątem wykorzystania gazu procesowego w układzie Kogeneracji. Przemysł Chemiczny 2010;89(6):794-798
• [4] Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Janusz - Szymańska K.: Membrane separation of carbon dioxidein the integrated gasificaion combined cycle systems. Archives of Thermodynamics 2010;31(3):145-164.
• [5] 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
• [6] Kotowicz J., Janusz-Szymańska K.: Zapotrzebowanie na energię dwustopniowego membranowego układu separacji CO2 ze spalin bloku energetycznego. Rynek Energii 2010;91(6):56-61.
• [7] Skorek-Osikowska A., Kotowicz J., Janusz-Szymańska K.: Comparison of the energy intensity of the selected CO2 capture methods applied in the ultra – supercritical coal power plants. Energy and Fuels 2012;26(11):6509-6517
• [8] Buhre B, Elliott L, Sheng C, Grupta R, Wall T.: Oxy-fuel combustion technology for coal-fired power generation. Progress in Energy and Combustion Science 2005;31:283-307.
• [9] 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.
• [10] 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
• [11] Kotowicz J, Chmielniak T, Janusz-Szymańska K.: The influence of membrane CO2 separation on the efficiency of a coal-fired power plant. Energy 2010;3:841-850
• [12] Kotowicz J, Janusz-Szymańska K.: Influence of membrane CO2 separation on the operating characteristics of a coal-fired power plant. Chemical and Process Engineering 2010;31(4):681-698
• [13] Kotowicz J, Bartela T.: Optimisation of the connection of membrane CCS installation with a supercritical coal-fired power plant. Energy 2012;38(1):118-127
• [14] Kotowicz J, Bartela Ł.: The influence of the legal and economical environment and the profile of activities on the optimal design features of a natural-gas-fired combined heat and power plant. Energy 2011, 36(1):328-338