Analiza techniczno-ekonomiczna pilotowej elektrociepłowni zasilanej gazem PZW i węglem

• Autorzy: Mocek P. , Stańczyk K.

Warianty tytułu

EN

Technical and economic analysis of a pilot CHP plant fuelled by UCG gas and coal

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Przedstawiono wyniki analizy techniczno-ekonomicznej współspalania węgla i gazu z procesu podziemnego zgazowania węgla (PZW) w instalacji energetycznej z kotłem fluidalnym. Obliczenia przeprowadzono dla instalacji o mocy elektrycznej około 7,7 MW i cieplnej 40 MW. Wielkość analizowanego zakładu odpowiada instalacji demonstracyjnej. Omówiono strukturę instalacji i określono parametry energetyczne głównych jej węzłów, koszty urządzeń oraz wybrane wskaźniki rentowności wyznaczono metodami statycznymi. Analizę przygotowano dla trzech rodzajów gazów pochodzących z: A – atmosferycznego PZW węgla kamiennego; B – ciśnieniowego PZW węgla kamiennego; C – ciśnieniowego PZW węgla brunatnego. Dla wskaźnika skojarzenia wynoszącego 20% wyznaczona efektywność konwersji energii wynosi: 81,7% dla wariantu A, 82% dla wariantu B i 82,84% dla wariantu C. Całkowite koszty realizacji zakładu energetycznego w każdym z wariantów wynoszą: 182,76 mln PLN dla wariantu A oraz 184,17 i 180,78 dla wariantów B i C. Maksymalne obniżenie emisji CO₂  wyznaczone w przypadku wariantu C – wynosiło 15,71% redukcji emisji CO₂  w porównaniu ze spalaniem węgla w palenisku jednopaliwowym.

EN

Presented are results of technical and economic analysis of co-combustion of coal and gas coming from underground coal gasification process (UCG) in an installation with a fluidized bed boiler. Calculations were conducted for an installation of about 7,7 MW electrical capacity and 40 MW of the thermal one. The size of the analysed installation corresponds with the size of the demonstration plant. Discussed is the structure of the installation and determined are energy parameters of its main nodes but costs of equipment as well as selected profitability indicators were determined by statistical methods. Analysis was performed for three types of an Underground Coal Gasification (UCG) gas coming from: A – atmospheric hard coal gasification; B – pressurized hard coal gasification; C – pressurized lignite gasification. Technical and economic calculations were done for a cogeneration index amounting 20% and total calculated combined heat and power efficiency were as follows: 81,7% for A, 82% for B and 82,84% for the C type of installation. Total calculated investments costs amounted: 43,2 million euro for A, 43,54 million euro for B and 42,74 million euro for the C variant. The maximum reduction of CO₂  emission that was calculated for the C variant amounted 15,71% of total CO₂  reduction in comparison with the coal combustion in a mono-fuel furnace.

Słowa kluczowe

PL

kocioł fluidalny; współspalanie węgla i gazu z podziemnego zgazowania węgla; analiza techniczno-ekonomiczna

EN

fluidized bed boiler; coal and UCG gas co-combustion; technical and economic analysis

• Wydawca: Oficyna Wydawnicza Energia [Stowarzyszenie Elektryków Polskich - COSiW]
• Czasopismo: Energetyka
• Rocznik: 2016
• Tom: nr 4
• Strony: 234--239
• Opis fizyczny: Bibliogr. 23 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Mocek P.

• Główny Instytut Górnictwa, Zakład Oszczędności Energii i Ochrony Powietrza

autor

Stańczyk K.

• Główny Instytut Górnictwa, Zakład Oszczędności Energii i Ochrony Powietrza

Bibliografia

• [1] Imran M., Kumar D., Kumar N., Qayyum A., Saed A., Bhatti M.S.: Environmental concerns of underground coal gasification. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2014, 31, p. 600-610.
• [2] Mocek P., Zamiar R., Jachimczyk R., Gowarzewski R., Świądrowski J., Gil I., Stańczyk K.: Selected issues of operating 3 MW underground coal gasification installation. Eksploatacja i Niezawodność - Maintenance and Reliability, 2015, 17, p. 427-434.
• [3] Osborne Ed. D.: The coal handbook: Towards Cleaner Production: Coal Production 1. Woodhead Publishing Series, 2013.
• [4] Yong C, Jie L., Zhangqing W., Xiaochun Z., Chenzi F., Don-gyu L., Xuan W.: Forward and reverse combustion gasification of coal with production of high-quality syngas in a simulated pilot system for in situ gasification. Applied Energy 2014, 131, p. 9-19.
• [5] Wiatowski M., Stańczyk К., Świądrowski J., Kapusta K., Cybulski К., Krause E., Grabowski J., Rogut J., Howaniec N., Smoliński A.: Semitechnical underground coal gasification (UCG) using the shaft method in Experimental Mine „Barbara". Fuel 2012, 99, p. 170-179.
• [6] Yang L., Zhang X., Liu S., Yu L., Zhang W.: Field test of large-scale hydrogen manufacturing from underground coal gasification (UCG). International Journal of Hydrogen Energy 2008, 33, p. 1275-1285.
• [7] Swan Hills Synfuels. Swan Hills ln-situ coal gasification technology development final outcomes report. Alberta Innovates - Energy and Environment Solutions Report 2012.
• [8] van der Riet M.: Underground coal gasification. Energize 2008, 3, p. 40-43.
• [9] van der Riet M.: "Innovative clean coal technologies (CCT) for power generation", Effective Coal Mining and Extraction Techniques Conf. 2007, Johannesburg, XI 2007.
• [10] Zieleniewski M., Brent A.C.: Evaluating the costs and achievable benefits of extending technologies for uneconomical coal resources in South Africa: the case of underground coal gasification. Journal of Energy in Southern Africa 2008, 19, p. 21 -31.
• [11] Creedy DP, Saghafi A, Lama R (1997).: Gas control in underground coal mining lEACoal Research, IEACR/91 pp 120, IV 1997.
• [12] Nakaten N.. Azzam R., Kempka Т.: Sensitivity analysis on UCG-CCS economics. International Journal Greenhouse Gas Con 2014,26:51-60.
• [13] Nakaten N., Schlüter R., Azzam R., Kempka Т.: Development of a techno - economic model for dynamic calculation of cost of electricity, energy demand and C02 emissions of an integrated UCG-CCS process. Energy 2014, 6, p. 779-790.
• [14] Mocek P., Bieniecki M.: Modelling and configuration of electricity and heat generation systems using gas from underground lignite gasification. Chemik 2014, 68, p.1040-1055.
• [15] Gil I., Niemotko K., Mocek P.: Review of the possibilities of heat and electricity generation from the underground coal gasification process gases. Polish Mining Review 2013, 2, p. 123-130.
• [16] Gil I., Mocek P.: Modeling combustion of the gas from oxygen underground coal gasification in the jet stirred reactor. Archivum Combustionis 2013, 33, p. 97-108.
• [17] Rozpondek M., Góral J.: Aspekty energetyczne zastosowania gazu z podziemnego zgazowania węgla. Przegląd Górniczy 2014, 70, p. 14-22.
• [18] McVey Т.: Final report: Techno economic Evaluation of Underground Coal Gasification for Power Generation. Lawrence Livermore National Laboratory LLNL-TR-488334.
• [19] Barness I.: Recent operating experience and improvement of commercial IGCO 2013 IEA CCC Report.
• [20] Mocek P., Sarhosis V., Murugesan K., Thomas H.T.R., Stańczyk К.: Effect of UCG injection parameters on syngas characteristics of South Wales coal. Seventh International Conference on Clean Coal Technologies, Kraków 2015.
• [21] www.asimptote.nl/software/cycle-tempo
• [22] Ziębik A., Rusinowski H., Szega M., Kita M., Pawłowska J.: Ocena energetyczna eksploatacji bloku ciepłowniczego z zastosowaniem procedury zaawansowanej walidacji danych pomiarowych. Energetyka 2005, 10, p.673-682.
• [23] Behrens W., Hawranek P.M.: Poradnik przygotowania przemysłowych studiów feasibility, wyd. II poprawione i rozszerzone, UNIDO, Warszawa 1993.

Uwagi

Opracowanie ze środków MNiSW w ramach umowy 812/P-DUN/2016 na działalność upowszechniającą naukę.