Kogeneracyjny układ IGCC z wychwytem CO₂ i odzyskiem ciepła na potrzeby ciepłownictwa

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

Warianty tytułu

EN

IGCC CHP plant equipped with CO₂ capture and waste heat recovery for heating needs

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W pracy została zaprezentowana koncepcja kogeneracyjnego układu IGCC z usuwaniem CO₂ oraz wykorzystaniem ciepła odpadowego. Ciepło produkowane jest w wymienniku za kotłem odzyskowym, w chłodnicy syngazu, w chłodnicach międzystopniowych kompresorów tlenu, azotu, powietrza i CO₂, jak również w klasycznym wymienniku ciepłowniczym zasilanym parą z turbiny parowej. Układ został porównany z referencyjnym kogeneracyjnym układem IGCC z wychwytem CO₂ bez odzysku ciepła, gdzie ciepło jest wyłącznie produkowane w wymienniku ciepłowniczym zasilanym parą z wylotu turbiny. Modele układów sporządzono w programie Thermoflex. Oba układy poddano ocenie poprzez obliczenie wybranych wskaźników termodynamicznych, takich jak EUF (ang.: Energy utilization factor) oraz sprawność egzergetyczna. Uzyskane wyniki wskazują na to, że układ kogeneracyjny z odzyskiem ciepła posiada bardziej korzystne wskaźniki termodynamiczne, niż układ referencyjny. Wskaźnik EUF dla układu z odzyskiem ciepła wynosi ok. 84,5% co jest wynikiem o 7 punktów procentowych wyższym od układu bez odzysku. Sprawności egzergetyczne obu układów są zbliżone do siebie, jedynie nieznacznie wyższą sprawność osiągnął układ z odzyskiem ciepła, a wyniosła ona 43,2%. Ponadto obliczony wskaźnik zmniejszenia emisji CO₂ z uwagi na zastosowanie gospodarki skojarzonej dla obu układów osiąga wartości około 12 kg CO₂/s, jednakże korzystniejszą wartością tego wskaźnika charakteryzuje się układ bez odzysku ciepła.

EN

The paper presented a concept of a cogeneration IGCC system with removal of CO₂ and waste heat recovery and its use. Heat is generated in the heat exchanger behind a recovery boiler in the syngas cooler, the inter-stage coolers of oxygen, nitrogen, air and CO₂ compressors, as well as in the classic heat coil powered by steam from a steam turbine. The system has been compared with the reference IGCC cogeneration system with CO2 capture without heat recovery, where the heat is only produced in the heat exchanger powered by steam from the turbine’s outlet. The models of systems were prepared in Thermoflex software. Both systems were evaluated by calculating the selected thermodynamic indicators such as EUF (called: Energy utilization factor) and exergetic efficiency. The obtained results indicate that the cogeneration system with heat recovery has more favorable thermodynamic ratios than the reference system. EUF indicator for heat recovery system is approximately 84,5% what is the result by 7 percentage points higher than the system without recovery. Exergetic efficiency of both systems is similar to each other, only slightly higher efficiency was achieved by a system with heat recovery, and it amounted to 43,2%. In addition, the calculated rate of CO₂ emissions reduction, due to the use of the combined cycle economy of both systems reaches the value of approximately 12 kg CO₂/s, but a system without heat recovery has the more favorable value of this index.

Słowa kluczowe

PL

IGCC; CCS; kogeneracja; ciepło odpadowe

EN

IGCC; CHP; waste heat

• Wydawca: Wydawnictwo Górnicze Sp. z o.o.
• Czasopismo: Karbo
• Rocznik: 2013
• Tom: Nr 1
• Strony: 94--101
• Opis fizyczny: Bibliogr. 12 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Malik T.

• Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki Politechniki Śląskiej, Gliwice

autor

Liszka M.

• Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki Politechniki Śląskiej, Gliwice

autor

Ziębik A.

• Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki Politechniki Śląskiej, Gliwice

Bibliografia

• 1. Global CCS Institute http://www.globalccsinstitute.com/projects/browse
• 2. Rakowski J., Przegląd zagadnień technologicznych związanych ze zgazowaniem paliw stałych dla potrzeb energetycznych. Energetyka, 2003 nr 9, s. 591.
• 3. Stahl K., Neergaard M, IGCC Power Plant for Biomass Utilisation, Värnamo, Sweden. Biomass and Bioenergy, 1998, t. 15, nr 3, s. 205.
• 4. Report from Vresova: 12 years of operating experience with the world’s largest coal-fuelled IGCC. (PLANT OPERATING EXPERIENCE). Available at: < http://goliath.ecnext.com/coms2/gi_0199-9669125/Report-from-Vresova-12-years.html> [dostęp 1.10.2008]
• 5. Thermoflow, Inc., 29 Hudson Road, Sudbury, MA01776 USA, Dostępny pod adresem:<http://www.thermoflow.com>
• 6. Minchener A.J., Coal gasification for advanced power generation. Fuel, 2005, t. 84, nr 17, s. 2222.
• 7. Maurstad O., An Overview of Coal based Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) Technology. Massachusetts Institute of Technology Laboratory for Energy and the Environment. Publication no MIT LFEE 2005-002 WP; Wrzesień 2005.
• 8. Korens N., Simbeck D.R., Wilhelm D.J., Process Screening Analysis of Alternative Gas Treating and Sulfur Removal for Gasification. Revised Final Report prepared by SFA Pacific, Inc. for DOE NETL. Grudzień 2002.
• 9. Szargut J., Exergy Method. Technical and Ecological Applications, WIT Press, Southampton-Boston 2005.
• 10. Uson S., Valero A., Thermoeconomic Diagnosis of Energy Systems. Prensas Universitarias de Zaragoza 2010.
• 11. Bejan A., Tsatsaronis G., Moran M, Thermal Design & Optimisation, John Wiley & Sons, New York 1996.
• 12. Szargut J., Egzergia. Poradnik.