Odzysk i zagospodarowanie niskotemperaturowego ciepła odpadowego ze spalin wylotowych - ebook

Przedmowa

Niniejsza monografia została opracowana na podstawie wyników uzyskanych w Programie Strategicznym Zaawansowane Technologie Pozyskiwania Energii, Zadanie badawcze nr 1: Opracowanie technologii dla wysokosprawnych „zeroemisyjnych” bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO₂ ze spalin. Celem zadania było:

• opracowanie i weryfikacja nowych koncepcji wzrostu sprawności obiegu siłowni kondensacyjnych (w tym o najwyższych, ultra-nadkrytycznych parametrach pary);

• opracowanie i sprawdzenie w skali pilotowej procesów wychwytu CO₂ ze spalin;

• znalezienie rozwiązań technologicznych dla redukcji strat sprawności spowodowanych usuwaniem CO₂ ze spalin.

Zadania służące osiągnięciu tych celów zostały sformułowane w siedmiu grupach tematycznych:

I. Opracowanie zestawu algorytmów i programów do pełnej i wiarygodnej symulacji pracy bloku energetycznego o złożonej strukturze technologicznej w różnych stanach obciążeń z uwzględnieniem procesów separacji CO₂.

II. Identyfikacja, badania i sprawdzenie nowych koncepcji wzrostu sprawności węglowych technologii wytwarzania elektryczności i ciepła.

III. Opracowanie nowych metod i systemów nadzoru eksploatacyjnego, metod oceny ryzyka oraz planowania gospodarki diagnostyczno-remontowej bloków energetycznych nowych generacji i innych instalacji energetycznych.

IV. Analizy optymalizacyjne, badania systemowe i techniczno-ekonomiczne przygotowujące do wprowadzenia do polskiej energetyki bloku 50+ (bloku o sprawności powyżej 50%).

V. Badania pilotowe procesów wychwytu CO₂ ze spalin dla różnych klas sorbentów.

VI. Badania studialne i projekty technologiczne integracji instalacji wychwytu CO₂ z obiegami węglowych siłowni cieplnych (elektrowni i elektrociepłowni).

VII. Określenie wykonalności technicznej i ekonomicznej zwiększenia efektywności wydobycia ropy naftowej z częściowym zatrzymywaniem CO₂ w strukturach geologicznych – przy znacznym zaangażowaniu finansowym partnerów przemysłowych.

W realizacji projektu uczestniczyły zespoły badawcze z następujących instytucji naukowych i przemysłowych: Politechnika Śląska, Politechnika Wrocławska, Politechnika Częstochowska, Politechnika Krakowska, Politechnika Łódzka, Politechnika Warszawska, Akademia Górniczo Hutnicza, Instytut Maszyn Przepływowych im. Roberta Szewalskiego PAN, Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla, Południowy Koncern Energetyczny S.A. (Tauron Wytwarzanie), Tauron Polska Energia, Fabryka Kotłów Rafako S.A., EUROL Innovative Technology Solutions Sp. z o.o.

Liderem projektu była Politechnika Śląska, a kierownikiem prof. Tadeusz Chmielniak.

Zespoły badawcze tworzyli pracownicy nauki oraz eksperci z instytucji przemysłowych w zakresie technologii, maszyn i urządzeń energetycznych, termodynamiki, chemii węgla, procesów spalania, inżynierii procesowej, inżynierii materiałowej, metod i systemów pomiarowych, analiz numerycznych i eksperymentalnych w zakresie wytrzymałości materiałów i trwałości konstrukcji oraz dynamiki systemów elektroenergetycznych. Złożoność badanych technologii i procesów wymagała zastosowania w szerokim zakresie metod eksperymentalnych, analitycznych i numerycznych. W badaniach eksperymentalnych główną uwagę poświęcono realizacji pełnego cyklu badawczego obejmującego na ogół podstawowe badania laboratoryjne procesów, badania eksperymentalne w większej skali (ułamkowo-technicznej) i w skali pilotowej. Dobrym przykładem są tu badania separacji CO₂ ze spalin oraz nowych koncepcji odsiarczania spalin. Rozwiązanie części zadań wymagało przygotowania i przeprowadzenia badań na obiektach rzeczywistych (instalacjach pracujących bloków), co jest zawsze dużym wyzwaniem w projektach naukowych. Jednym z celów projektu było opracowanie modeli złożonych procesów i technologii energetycznych oraz przeprowadzenie z ich wykorzystaniem szerokich analiz parametrycznych i optymalizacyjnych. Zadania te zostały rozwiązywane z wykorzystaniem algorytmów i kodów własnych oraz kodów dedykowanych do określonych klas zagadnień (ASPEN Plus, ANSYS CFX, Solidworks, Ebsilon, Gate Cycle, CHEMCAD i innych).

Niniejsza monografia, będąca syntezą badań prowadzonych w ramach grupy tematycznej II, dotyczy odzysku i wykorzystania niskotemperaturowego ciepła odpadowego ze spalin wylotowych bloku energetycznego. W rozdziale 1 przedstawiono badania odzysku ciepła odpadowego ze spalin wylotowych w węglowym bloku energetycznym. Opisano historię rozwoju bloków energetycznych węglowych od pierwszej elektrowni z 1882 r. do czasów obecnych. Omówiono układy alokacji i odzysku ciepła odpadowego ze spalin wylotowych stosowane w węglowych blokach energetycznych polskich i zagranicznych. Szczegółowo opisano proces kondensacji pary wodnej w obecności gazu inertnego oraz przedstawiono bilans cieplny kondensacyjnego wymiennika ciepła. W kolejnej części przedstawiono modelowanie matematyczne kondensacyjnego wymiennika ciepła z wykorzystaniem różnych modeli. Omówiono badania laboratoryjne przeprowadzone na stanowisku badawczym z kondensacyjnym wymiennikiem ciepła oraz sprawdzono działanie proponowanego układu w skali pilotowej na obiekcie rzeczywistym.

W rozdziale 2 przedstawiono metodologię obliczeń ekonomicznych rentowności wykorzystania ciepła w opracowanym na cele projektu bloku referencyjnym o mocy 900 MW oraz w bloku ciepłowniczym o mocy 100 MW. Analizowano możliwość wykorzystania ciepła odpadowego do podgrzewu powietrza wlotowego, układu regeneracji oraz systemu ciepłowniczego.

Rozdział 3 dotyczy analizy możliwości wykorzystania ciepła odpadowego będącego do dyspozycji w postaci gorącej wody o temperaturze 90°C i strumieniu 200 MW, odzyskanego ze spalin kotłowych z bloku energetycznego o mocy 900 MW. Pierwszym rozpatrywanym rozwiązaniem była współpraca obiegu ORC z upustem pary turbiny niskoprężnej obiegu bazowego. W następnej kolejności poruszono zagadnienie intensyfikacji wymiany ciepła w wymiennikach oraz podjęto tematykę poligeneracyjnego wykorzystania ciepła odpadowego do produkcji chłodu. Przeanalizowano także możliwość wykorzystania ciepła odpadowego z bloku energetycznego do napędu strumienicy.

W rozdziale 4 omówiono bieżący stan wiedzy na temat wykorzystania materiałów ze zmianą fazy podczas akumulacji ciepła do zastosowań w energetyce, ciepłownictwie oraz budownictwie. Pokazano sposoby enkapsulacji materiału PCM w mikro- i makrokapsułach. Omówiono metodykę obliczeń cieplnych akumulatorów wypełnionych materiałem PCM. Zbudowano oryginalny zerowymiarowy model matematyczny opisujący własności dynamiczne akumulatora ciepła wypełnionego materiałem PCM. Przeprowadzono badania laboratoryjne i omówiono wyniki tych badań dla akumulatora płaszczowo-rurowego oraz akumulatora ze złożem filtracyjnym.

Rozdział 5 dotyczy wpływu odzysku ciepła na proces odsiarczania, powstawanie zanieczyszczeń oraz korozję wymienników ciepła. W pierwszej części tego rozdziału omówiono wpływ parametrów procesu odzysku ciepła na przebieg procesu odsiarczania spalin. Dokonano analizy znanych metod procesu odsiarczania spalin głównie z punktu widzenia sposobu kontaktowania się czynników odsiarczających (sorbentów) z ditlenkiem siarki, a dla metody mokrej przeprowadzono symulację pracy instalacji przy zastosowaniu oprogramowania ChemCad. W drugiej części skupiono się na analizie materiałów stosowanych w mokrej wapiennej instalacji odsiarczania spalin.

Wyniki projektu z pozostałych tematów przedstawione są w innych opracowaniach monograficznych, a materiał w nich zawarty stanowi obszerne studium zagadnień technologicznych i konstrukcyjnych, eksploatacyjnych, ekonomicznych oraz ekologicznych współczesnych bloków węglowych, w tym problematyki usuwania CO₂ oraz zagadnień integracji instalacji wychwytu z obiegiem cieplnym. W przekonaniu zespołów autorskich będzie on pomocny dla szerokiego kręgu odbiorców, w tym środowisk naukowych zainteresowanych rozwojem węglowych technologii energetycznych, instytucji przemysłowych (projektowanie, techniki eksploatacyjne, służby inwestycyjne itd.), a także środowisk rozstrzygających o strategii rozwoju technologii energetycznych.

Przedstawione w monografii wyniki są skierowane do pracowników uczelni wyższych, pracowników branży energetycznej oraz studentów wydziałów energetycznych, inżynierii środowiska.

Kazimierz Wójs

Wrocław, 2014 (2015)1.1. Ewolucja węglowych bloków energetycznych

1.1.1. Rozwój siłowni parowych na przestrzeni lat

Pierwszą siłownią parową na świecie była zbudowana przez Tomasza Edisona w 1882 r. w Nowym Jorku elektrownia Pearl Street Station. W Europie pierwsze elektrownie wybudowano w 1883 r. w Mediolanie i Petersburgu, a w 1884 r. w Berlinie. Od samego początku w elektrowniach wytwarzano ciepło oraz prąd elektryczny. Początkowo był to prąd stały o napięciu 110 V, którego główną wadą były duże straty w trakcie jego przesyłu . Z tego względu zaczęto wytwarzać prąd przemienny, uzyskując oprócz zmniejszenia strat przesyłowych również możliwość zmiany wartości napięcia. Nikola Tesla był pierwszym, który zbudował elektrownię prądu przemiennego wraz z linią przesyłową. Wytwarzany w niej prąd elektryczny wykorzystywano do oświetlania stacji kolejowych Western Union w USA. Od tego czasu prąd elektryczny uznano za bezpieczne źródło energii. Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w kolejnych latach wymusił budowę dalszych elektrowni, w których instalowano bloki o coraz to większej mocy. Na rysunku 1.1 przedstawiono ewolucję mocy bloków węglowych na świecie w latach 1928–2003 .

Z rysunku 1.1 wynika, że największą liczbę do tej pory zainstalowanych bloków stanowią bloki pracujące na parametrach podkrytycznych. Wskutek postępu technologicznego i uzyskania możliwości produkcji pary wodnej o wyższej temperaturze i ciśnieniu pod koniec lat sześćdziesiątych XX w. zaczęto budowę bloków na parametry nadkrytyczne, a w latach dziewięćdziesiątych – na parametry ultra-nadkrytyczne, które jednak na razie stanowią niewielki procent.

W pierwszych latach prąd elektryczny wytwarzano w prądnicach napędzanych tłokowymi maszynami parowymi , a od 1884 r. do jego produkcji zaczęto wykorzystywać pierwsze turbogeneratory. Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w kolejnych latach spowodował wzrost mocy i gabarytów turbogeneratorów. Na rysunku 1.2 przedstawiono zmianę mocy turbogeneratorów w elektrowniach światowych w latach 1890–1980 .

Rys. 1.1. Roczna moc wytwarzana przez bloki węglowe zainstalowane w latach 1928–2003 (na podstawie )

Rys. 1.2. Wzrost mocy turbogeneratorów w latach 1890–1980 (na podstawie )

Jak wynika z rys. 1.2, moc turbogeneratorów stopniowa rosła i w latach trzydziestych XX w. osiągnęła wartość 200 MW. Dalszy wzrost mocy nastąpił dopiero po II wojnie światowej, od lat pięćdziesiątych XX w. Była to gwałtowna zmiana, gdyż już w latach siedemdziesiątych przekroczono wartość 1000 MW, a blok o największej mocy, ok. 1300 MW, skonstruowano w Japonii ok. 1980 r.

W 1885 r. William Stanley wynalazł transformator, który umożliwiał zmianę napięcia elektrycznego przesyłanego liniami przesyłowymi. Na rysunku 1.3 przedstawiono wzrost wartości przesyłanego napięcia elektrycznego w latach 1880–2000 .

Z rysunku 1.3 wynika, że w początkowej fazie przesyłano niewielkie napięcia 4–12 kV. Wtedy też przesyłano prąd na niewielkie odległości – do 20 km. W 1920 r. wzrosła wartość przesyłanego napięcia do 200 kV, a w latach sześćdziesiątych XX w. było to już ponad 700 kV. W ostatnich latach ogromny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną wymusił budowę linii o najwyższym napięciu, którymi w Japonii i Kazachstanie jest przesyłany prąd o napięciu przekraczającym nawet 1100 kV.

Rys. 1.3. Rozwój linii przesyłowych (na podstawie )

1.1.2. Wzrost sprawności bloków węglowych oraz rozwój technologii wpływających na ten wzrost

Na rysunku 1.4 przedstawiono wzrost wartości średniej sprawności bloków energetycznych węglowych na świecie w latach 1880–2010.

Jak wynika z przedstawionego rysunku, pierwsze zainstalowane elektrownie pracowały z bardzo małą sprawnością, która nie przekraczała 10%. Dopiero w latach sześćdziesiątych XX w. sprawność bloku osiągnęła 30%. Podstawowymi czynnikami, które miały wpływ na ten wzrost były przede wszystkim: rozwój kotłów parowych, podwyższenie parametrów produkowanej pary i związany z tym rozwój nowych materiałów. Zaczęto wdrażać technikę przegrzewu wtórnego, a później także podgrzewu regeneracyjnego. Od tego momentu aż do dnia dzisiejszego następowało powolne zwiększanie sprawności, która w najnowszych blokach osiąga 45%. Prognoza na następne lata mówi o uruchomieniu tzw. bloków „50+”, czyli takich, których sprawność przekroczy 50%. Aktualnie trwają prace badawcze nad takimi rozwiązaniami .

Rys. 1.4. Zmiana wartości średniej sprawności elektrowni węglowych w skali światowej w latach 1880–2020 (na podstawie )

1.1.2.1. Ewolucja kotłów parowych

Do końca XIX w. najbardziej popularne były kotły firmy Babcock & Wilcox, które zasilały także pierwszą elektrownię Pearl Street Station. Były to kotły wodnorurkowe, głównie opalane węglem, pracujące pod ciśnieniem 0,9 MPa i w temperaturze 150°C, z wydajnością cieplną 330 kW . Były to kotły nowoczesne jak na tamte czasy ze względu na ulepszoną cyrkulację oraz zwiększone powierzchnie wymiany ciepła. W następnych latach zaczęto lepiej wykorzystywać temperaturę spalin wylotowych poprzez dalszą rozbudowę powierzchni ogrzewalnych. Zaczęto dobudowywać podgrzewacze wody, powietrza oraz przegrzewacze pary. Wszystkie te zabiegi wymusiły konieczność poszukiwania nowych materiałów, które byłyby w stanie sprostać nowym wymaganiom. W latach 1900–1920 podstawowymi kotłami były kotły rusztowe, jednak wzrost mocy turbogeneratorów wymusił wzrost wydajności kotłów. Zapoczątkowało to budowę kotłów pyłowych z paleniskami tangencjalnymi. W 1929 r. uruchomiono pierwszy blok z kotłem pyłowym o wydajności 454 t/h w elektrowni New York Edison’s East River Station. W 1930 r. opracowano budowę walczaka i zastosowano go w kotłach. W 1946 r. firma Babcock & Wilcox wprowadziła do kotłów paleniska cyklonowe, które umożliwiły zmniejszenie rozmiarów palenisk .

Rys. 1.5. Wzrost wydajności węglowych kotłów energetycznych na świecie w latach 1930–2005 (na podstawie )

Od 1921 r. rozpoczęto prace nad spalaniem fluidalnym, jednak szybki rozwój tej technologii nastąpił dopiero pod koniec lat trzydziestych XX w., a budowę kotłów fluidalnych na szeroką skalę rozpoczęto dopiero w latach sześćdziesiątych i siedemdziesiątych .

Od 1957 r. powszechniej zajęto się pracami dotyczącymi kotłów na parametry nadkrytyczne, a wszystko to dzięki opracowaniu nowych gatunków stali wytrzymujących pracę w wysokich parametrach pary.

Na rysunku 1.5 przedstawiono wzrost wydajności węglowych kotłów energetycznych w latach 1930–2005 .

1.1.2.2. Wzrost parametrów pary kotłowej

Zastosowanie nowych gatunków stali dało początek ewolucji parametrów pary kotłowej, czyli temperatury i ciśnienia. Na początku kotły pracowały pod ciśnieniem 0,7 MPa i w temperaturze 260°C, a w 1920 r. było to 4 MPa i 370°C. Takie parametry wytrzymywała stal węglowa, która w tamtym czasie była powszechnie stosowana do budowy kotłów.

Na rysunkach 1.6 i 1.7 pokazano zmianę parametrów pary kotłowej na przestrzeni lat 1900–2010 .

Rys. 1.6. Zmiany temperatury pary kotłowej w blokach węglowych w latach 1990–2010 (na podstawie )

Rys. 1.7. Zmiany ciśnienia pary kotłowej w blokach węglowych w latach 1900–2010 (na podstawie )

Od 1920 r. zaczęto stosować stal molibdenową, co umożliwiło podwyższenie parametrów pary do 10 MPa i 480°C. W 1931 r. osiągnięto 12 MPa i 400°C, a w 1939 r. 13–14 MPa i 496°C .

Wprowadzenie stali chromowo-molibdenowej w latach pięćdziesiątych XX w. pozwoliło na podniesienie parametrów pary do 17 MPa i 566°C . Lata sześćdziesiąte XX w. to bloki na parametry nadkrytyczne o następujących przykładowych parametrach: elektrownia Philo w USA – 31 MPa i 621°C, elektrownia Eddystone – 34 MPa i 649°C , elektrownia Hülls w Niemczech – 29 MPa i 600°C oraz blok w elektrowni Drakelow w Wielkiej Brytanii – 24 MPa i 593°C .

1.1.2.3. Bloki na parametry nadkrytyczne

Nowe gatunki stali, takie jak m.in. stale austenityczne, umożliwiły rozwój bloków z kotłami na parametry nadkrytyczne, które stosowano głównie w USA, Niemczech, Danii i Japonii . Pierwszym wybudowanym w 1957 r. blokiem z kotłem na parametry nadkrytyczne był blok w elektrowni Philo w USA o mocy 125 MW, w 1959 r. w elektrowni Eddystone I wybudowano blok o mocy 325 MW , a w Japonii w latach dziewięćdziesiątych XX w. zainstalowano bloki o mocy 400÷1000 MW. Największą moc, 960 MW, miał blok uruchomiony w 1999 r. w elektrowni Sinchi. Maksymalna sprawność tego bloku wynosi 43% .

W Europie, w Danii, w latach 1984–1998 uruchomiono w koncernie energetycznym Elsam cztery bloki węglowe nowej generacji o mocach 400 MW . Maksymalna sprawność tych bloków osiąga wartość 47% . Natomiast w 2002 r. w elektrowni Niederaussem uruchomiono blok o mocy brutto 1012 MW i sprawności 45% . W elektrowni Schwarze Pumpe w Niemczech zbudowano blok o mocy 800 MW i sprawności 40%. W tym bloku po raz pierwszy w Niemczech zastosowano układ odzysku ciepła odpadowego spalin wylotowych .

W Polsce bloki na parametry nadkrytyczne to uruchomiony w 2008 r. blok w elektrowni Pątnów II o mocy 460 MW , w 2009 r. w Elektrowni Łagisza blok o mocy 460 MW wyposażony w pierwszy na świecie kocioł fluidalny typu CFB oraz w Elektrowni Bełchatów blok o mocy 858 MW.

1.1.2.4. Układy kombinowane gazowo-parowe

Na wzrost sprawności bloków energetycznych wpłynęło skojarzenie układów parowych z turbinami gazowymi. W tym przypadku wymienia się kilka najważniejszych, z których pierwszy to układ gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem węgla (IGCC). W układzie tym mamy do czynienia z procesami separacji azotu i tlenu z powietrza, zgazowaniem paliwa, oczyszczaniem powstałego gazu syntezowego, a następnie jego spaleniem. Powstałe w tym procesie spaliny wprawiają w ruch turbinę gazową, a pozostałe w spalinach ciepło zostaje wykorzystane do produkcji pary wodnej w kotle odzyskowym. Pierwszą tego typu instalację uruchomiono w 1972 r. w Lunen w Niemczech. Główną wadą tej technologii są wysokie koszty budowy .

Inne rozwiązania stanowią układ gazowo-parowy z ciśnieniowym procesem spalania (PFBC), układ z cyrkulacyjnym kotłem fluidalnym (PCFB) oraz układ z ciśnieniowym kotłem fluidalnym z cyrkulacją wewnętrzną (PICFB).

1.1.2.5. Suszenie węgla

Kolejną metodą podnoszącą sprawność jest spalanie paliwa z jak najmniejszą zawartością wilgoci. Największy problem w tym przypadku stanowi spalanie węgla brunatnego, w którym zawartość wilgoci przekracza 50%. Z tego względu od lat dziewięćdziesiątych XX w. intensywnie prowadzone są prace związane z badaniem technologii suszenia węgla . Aktualnie do suszenia węgla najczęściej wykorzystuje się:

• ciepło odpadowe, np. ze spalin wylotowych;

• dimetyloeter do absorpcji wody z węgla;

• ciepło ze źródeł zewnętrznych – metoda DWT;

• ciepło odzyskiwane z kondensacji oparów pochodzących z suszonego węgla – metoda WTA.

1.1.3. Rozwój technik zmniejszających emisje zanieczyszczeń

1.1.3.1. Odpylanie

Początek rozwoju technologii umożliwiających zmniejszenie emisji zanieczyszczeń datuje się na koniec lat osiemdziesiątych XX w. Zastąpiono wówczas odpylacze mechaniczne wysokosprawnymi elektrofiltrami oraz filtrami tkaninowymi. Dzisiaj emisja pyłu, popiołu i lotnego koksiku spełnia wszystkie wymagania norm UE .

1.1.3.2. Odsiarczanie spalin

Spalanie paliw z dużą zawartością siarki wpłynęło na znaczną degradację środowiska. Z tego względu w latach sześćdziesiątych XX w. podjęto prace nad technologiami umożliwiającymi zmniejszenie emisji siarki do atmosfery . W początkowej fazie rozwijano głównie następujące metody:

• wapniakową – polegającą na wprowadzaniu do komory paleniskowej zmielonego wapienia lub dolomitu;

• SIMA – polegającą na wprowadzeniu amoniaku w postaci gazowej do spalin kotłowych już za wentylatorem spalin;

• MOWAP – polegającą na absorpcji SO₂ w wodnej zawiesinie mączki wapiennej.

Aktualnie stosowane są trzy metody: sucha – polegająca na wprowadzeniu sorbentu do komory spalania, półsucha – rozpryskiwanie w gorącym gazie roztworów lub zawiesiny sorbentu, oraz mokra – przemywanie spalin wodną zawiesiną wapna w wieży absorpcyjnej. Najczęściej jest stosowana metoda mokra, w wyniku której produkuje się gips. Sprawność tej metody wynosi 98–99%.

Inne stosowane metody to metoda radiacyjna, magnezowa oraz amoniakalna.

1.1.3.3. Odazotowanie spalin

Emisja tlenków azotu stanowi od wielu lat duży problem. W związku z powyższym powstało wiele metod redukcji emisji NO_(x) do atmosfery. Główną metodą jest tzw. metoda pierwotna polegająca m.in. na: niestechiometrycznym procesie spalania, recyrkulacji spalin, doprowadzeniu wody lub pary w celu obniżenia temperatury płomienia, doprowadzeniu do komory dodatkowego paliwa lub iniekcji amoniaku (SNCR). Do wtórnych metod redukcji NO_(x) są zaliczane: selektywna redukcja katalityczna (SCR) polegająca na użyciu amoniaku jako gazu redukcyjnego w obecności katalizatora oraz metody jednoczesnego usuwania tlenku siarki i tlenku azotu za pomocą metod mokrych lub suchych .

Aby ograniczyć emisję tlenków azotu, stosowane są też kotły fluidalne ze względu na niską temperaturę procesu spalania.

1.1.3.4. Usuwanie CO₂ ze spalin

Obecnie prowadzone są badania nad technologiami umożliwiającymi wychwyt i składowanie CO₂ (ang. Carbon Capture and Storage). Technologie te są postrzegane jako zeroemisyjne metody produkcji energii elektrycznej i ciepła z węgla . Najistotniejsze są trzy , z których pierwsza to tzw. Post-Combustion, czyli separacja CO₂ po procesie spalania (wadą tej technologii jest konieczność użycia dużej ilości ciepła, którego nośnikiem jest niskoprężna para upustowa ), druga to tzw. Oxyfuel, polegająca na spalaniu w atmosferze tlenu, który jest oddzielany od azotu w specjalnej instalacji i doprowadzany do komory paleniskowej kotła. Trzecia metoda to Pre-Combustion, czyli wychwyt CO₂ ze zgazowania węgla. Technika ta wykorzystuje omówiony wcześniej układ IGCC. Tlenek węgla jest w tym przypadku kierowany do reaktora konwersji, gdzie za pomocą katalizatora jest przekształcany w dwutlenek węgla i wodór .

Choć znane są metody wychwytywania CO₂, to jednak największy problem stanowią sposoby jego magazynowania.1.2. Układy alokacji i odzysku ciepła ze spalin w elektrowniach

1.2.1. Alokacja ciepła odpadowego

W większości aktualnie pracujących bloków energetycznych dużą uwagę poświęca się podgrzewaniu spalin oczyszczonych, mając na uwadze ochronę kanałów i urządzeń przed korozją spowodowaną kondensacją zasiarczonych spalin . Problem ten pojawił się szczególnie, gdy zaczęto oczyszczać spaliny w instalacji odsiarczania spalin. W celu zapewnienia odpowiednich warunków procesu oczyszczania spalin z siarki temperatura spalin w instalacji jest znacząco obniżana. Spaliny na wylocie z instalacji IOS mają temperaturę niższą od temperatury punktu rosy i ciągiem kanałów płyną do komina. Jednak w celu zabezpieczenia przewodów kominowych przed wykraplaniem się wilgoci, a co za tym idzie korozją ścian komina, spaliny oczyszczone są podgrzewane o minimum 10°C powyżej punktu rosy. Proces ten przeprowadza się w różny sposób. Pierwszy z nich polega na podniesieniu temperatury spalin oczyszczonych przez doprowadzenie strumienia gorącego powietrza kierowanego z regeneracyjnego obrotowego podgrzewacza powietrza i zmieszanie go z nimi (rys. 1.8). Podstawową zaletą tego systemu jest gwarancja wzrostu temperatury spalin powyżej temperatury nasycenia. Natomiast główne wady to: zwiększenie strumienia spalin, możliwość zanieczyszczenia spalin pyłem niesionym przez gorące powietrze z obrotowych podgrzewaczy powietrza oraz możliwość przedostania się gorącego powietrza do instalacji odsiarczania spalin, co powoduje nieodwracalne uszkodzenie okładzin absorbera. Aktualnie odchodzi się od tego typu rozwiązań.

Rys. 1.8. System podgrzewania spalin oczyszczonych za pomocą gorącego powietrza

IOS – instalacja odsiarczania spalin, WW – wentylator wspomagający, WS – wentylator spalin, WP – wentyaltor powietrza, PPP – parowy podgrzewacz powietrza, E – elektrofiltr

Innym stosowanym sposobem podniesienia temperatury spalin oczyszczonych jest użycie systemu podgrzewu spalin oczyszczonych spalinami surowymi (rys. 1.9). W tym układzie przed IOS instaluje się krzyżowy wymiennik ciepła (gaz–gaz), którego zadaniem jest z jednej strony schłodzić spaliny do temperatury zapewniającej skuteczny proces odsiarczania, a z drugiej – podnieść temperaturę spalin oczyszczonych do temperatury wyższej od temperatury punktu rosy. W związku z powyższym układ realizuje tzw. alokację ciepła odpadowego spalin, co niewątpliwie stanowi jego zaletę. Wspomniany wymiennik ciepła jest wykonany z tworzyw fluorowych, które charakteryzują się dużą odpornością na korozję i małą podatnością na zanieczyszczenia. Wadą układu są niestety znaczące gabaryty wymiennika oraz konieczność stosowania wewnątrz niego układów płuczących rury z resztek pyłu niesionego przez spaliny .

Kolejnym systemem jest układ pokazany na rys. 1.10. Są w nim instalowane dwa wymienniki ciepła: jeden przed, a drugi za instalacją odsiarczania spalin. Zadaniem wymienników ciepła, podobnie jak w poprzednim przypadku, jest schłodzenie spalin surowych przed IOS i podgrzanie spalin oczyszczonych do temperatury wyższej od temperatury punktu rosy. Różnicą w stosunku do systemu pokazanego na rys. 1.9 jest zastosowanie medium pośredniczącego (cieczy) przenoszącego ciepło między wymiennikami. Niewątpliwą zaletą tego układu są niewielkie wymiary wymienników ciepła w stosunku do wymiennika krzyżowego typu spaliny–spaliny oraz możliwość przenoszenia ciepła na większe odległości. W tym przypadku cieczą pośredniczącą może być woda. Niestety głównym problem jest konieczność zastosowania instalacji przygotowującej wodę pośredniczącą oraz konieczność dodawania środków chemicznych do jej uzdatniania. Uzdatnianie wody jest związane z możliwością przedostawania się do niej związków siarki .