AUTORZY

dr hab. inż. Wojciech Bujalski

Politechnika Warszawska

dr hab. inż., prof. IMP Dariusz Butrymowicz

Instytut Maszyn Przepływowych PAN

dr inż. Izydor Drela

Politechnika Wrocławska

dr Jarosław Karwacki

Instytut Maszyn Przepływowych PAN

dr hab. inż. Marek Kułażyński

Politechnika Wrocławska

dr Marcin Lackowski

Instytut Maszyn Przepływowych PAN

prof. dr hab. inż. Janusz Lewandowski

Politechnika Warszawska

dr hab. inż. Janusz Lichota

Politechnika Wrocławska

dr inż. Rafał Łużny

Politechnika Wrocławska

dr inż. Jan Masalski

Politechnika Wrocławska

prof. dr hab. inż. Dariusz Mikielewicz

Politechnika Gdańska
Instytut Maszyn Przepływowych PAN

dr inż. Bolesław Solich

Politechnika Wrocławska

prof. dr hab. inż. Bogdan Szczygieł

Politechnika Wrocławska

dr inż. Piotr Szulc

Politechnika Wrocławska

dr inż. Kamil Śmierciew

Instytut Maszyn Przepływowych PAN

dr inż. Tomasz Tietze

Politechnika Wrocławska

prof. dr hab. inż. Janusz Trawczyński

Politechnika Wrocławska

dr inż. Jan Wajs

Politechnika Gdańska
Instytut Maszyn Przepływowych PAN

prof. dr hab. inż. Jerzy Walendziewski

Politechnika Wrocławska

prof. dr hab. inż. Kazimierz Wójs

Politechnika Wrocławska

mgr inż. Paweł Ziółkowski

Instytut Maszyn Przepływowych PAN

Projekt okładki i stron tytułowych Przemysław Spiechowski

Ilustracja na okładce Mikhail Starodubov/Shutterstock

Wydawca Izabela Ewa Mika

Redaktor prowadzący Irena Puchalska

Produkcja Mariola Grzywacka

Skład wersji elektronicznej na zlecenie Wydawnictwa Naukowego PWN Marcin Kapusta / konwersja.virtualo.pl

Wydanie publikacji dofinansowane przez Wydział Mechaniczno-Energetyczny Politechniki Wrocławskiej

Książka, którą nabyłeś, jest dziełem twórcy i wydawcy. Prosimy, abyś przestrzegał praw, jakie im przysługują. Jej zawartość możesz udostępnić nieodpłatnie osobom bliskim lub osobiście znanym. Ale nie publikuj jej w internecie. Jeśli cytujesz jej fragmenty, nie zmieniaj ich treści i koniecznie zaznacz, czyje to dzieło. A kopiując jej część, rób to jedynie na użytek osobisty.

Szanujmy cudzą własność i prawo

Więcej na www.legalnakultura.pl

Polska Izba Książki

Copyright © by Wydawnictwo Naukowe PWN SA

Warszawa 2015

eBook został przygotowany na podstawie wydania papierowego z 2015 r., (wyd. I)

Warszawa 2016

ISBN: 978-83-01-18946-4

Wydawnictwo Naukowe PWN SA

02-460 Warszawa, ul. Gottlieba Daimlera 2

infolinia 801 33 33 88

tel. 22 69 54 321; faks 22 69 54 288

e-mail: pwn@pwn.com.pl; www.pwn.pl

Spis treści

Przedmowa

Spis oznaczeń

1. Odzysk niskotemperaturowego ciepła odpadowego ze spalin wylotowych
prof. dr hab. inż. Kazimierz Wójs, dr inż. Piotr Szulc, dr inż. Tomasz Tietze

1.1. Ewolucja węglowych bloków energetycznych

1.1.1. Rozwój siłowni parowych na przestrzeni lat

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

1.1.2.1. Ewolucja kotłów parowych

1.1.2.2. Wzrost parametrów pary kotłowej

1.1.2.3. Bloki na parametry nadkrytyczne

1.1.2.4. Układy kombinowane gazowo-parowe

1.1.2.5. Suszenie węgla

1.1.3. Rozwój technik zmniejszających emisje zanieczyszczeń

1.1.3.1. Odpylanie

1.1.3.2. Odsiarczanie spalin

1.1.3.3. Odazotowanie spalin

1.1.3.4. Usuwanie CO₂ ze spalin

1.2. Układy alokacji i odzysku ciepła ze spalin w elektrowniach

1.2.1. Alokacja ciepła odpadowego

1.2.2. Odzysk i wykorzystanie ciepła odpadowego

1.2.3. Układy do jednoczesnego oczyszczania i odzysku ciepła ze spalin

1.3. Wpływ ochładzania spalin poniżej temperatury punktu rosy na pracę instalacji odsiarczania spalin

1.3.1. Zastosowanie kondensacyjnego wymiennika ciepła do zwiększenia skuteczności usuwania SO₂ ze spalin

1.3.1.1. Wydłużenie czasu kontaktu spalin z zawiesiną sorpcyjną w absorberze SO2

1.3.1.2. Wpływ obniżonego stężenia SO₂ w spalinach przed absorberem IOS na wzrost skuteczności usuwania SO₂

1.3.1.3. Siarkowy punkt rosy

1.3.2. Usuwanie NOx w wymienniku ciepła przed instalacją odsiarczania spalin

1.3.3. Wykorzystanie wymiennika ciepła jako zabezpieczenie absorbera IOS przed awarią (tzw. black-out)

1.4. Proces kondensacji pary wodnej w obecności gazu inertnego

1.4.1. Izobaryczne ochładzanie gazu wilgotnego

1.4.2. Bilans cieplny w procesie ochładzania spalin z uwzględnieniem kondensacji pary wodnej

1.5. Porównanie możliwości odzysku ciepła odpadowego ze spalin z węgla brunatnego i kamiennego

1.6. Modelowanie matematyczne kondensacyjnych wymienników ciepła do odzysku ciepła odpadowego ze spalin

1.6.1. Bilansowy model matematyczny wymiennika ciepła

1.6.2. Różniczkowy jednowymiarowy model kondensacyjnego wymiennika ciepła

1.6.3. Model matematyczny VDI

1.7. Fizyka zjawiska zanieczyszczania powierzchni wymiany ciepła w wymienniku ciepła

1.7.1. Opis zjawiska zanieczyszczenia powierzchni wymiany ciepła

1.7.2. Model matematyczny procesu zanieczyszczenia powierzchni

1.8. Badania laboratoryjne odzysku ciepła odpadowego ze spalin wylotowych

1.8.1. Stanowisko badawcze

1.8.1.1. Kondensacyjny wymiennik ciepła

1.8.1.2. Układ wodnego chłodzenia kondensacyjnego wymiennika ciepła

1.8.1.3. Komora spalania z układem nawilżania

1.8.1.4. Strumienica mieszająca

1.8.1.5. Odprowadzenie spalin

1.8.1.6. Układ dozowania popiołu do spalin

1.8.1.7. System zbierania danych pomiarowych

1.8.2. Wyniki badań eksperymentalnych

1.8.2.1. Eksperymentalna weryfikacja współczynników zawilżenia spalin

1.8.2.2. Wpływ temperatury spalin na wlocie na punkt pracy kondensacyjnego wymiennika ciepła

1.8.2.3. Wpływ strumienia objętości spalin na punkt pracy kondensacyjnego wymiennika ciepła

1.8.2.4. Wpływ strumienia objętości wody chłodzącej na punkt pracy kondensacyjnego wymiennika ciepła

1.8.2.5. Wpływ współczynnika zawilżenia spalin na punkt pracy kondensacyjnego wymiennika ciepła

1.8.2.6. Wpływ zapylenia spalin na punkt pracy wymiennika ciepła

1.9. Badania niskotemperaturowego odzysku ciepła odpadowego ze spalin na instalacji pilotowej

1.9.1. Instalacja pilotowa

1.9.1.1. Kondensacyjny wymiennik ciepła

1.9.1.2. Układ zasilania spalinami kondensacyjnego wymiennika ciepła

1.9.1.3. Układ wodnego chłodzenia kondensacyjnego wymiennika ciepła

1.9.1.4. Zastosowane przyrządy pomiarowe

1.9.1.5. Układ zbierania i wizualizacji pomiarów oraz sterowania instalacją pilotową

1.9.2. Wyniki badań na instalacji pilotowej

1.9.2.1. Badania testowe wybranych wielkości

1.9.2.2. Badanie zmian wielkości cieplnych i przepływowych kondensacyjnego wymiennika ciepła.

1.9.2.3. Wpływ zmian strumienia objętości spalin na punkt pracy kondensacyjnego wymiennika ciepła

1.9.2.4. Wpływ zmian strumienia objętości wody chłodzącej na punkt pracy kondensacyjnego wymiennika ciepła

1.9.2.5. Badanie wpływu zanieczyszczenia wymiennika ciepła na jego punkt pracy

1.10. Podsumowanie

Literatura do rozdziału 1

2. Wykorzystanie niskotemperaturowego ciepła odpadowego w bloku energetycznym
prof. dr hab. inż. Janusz Lewandowski, dr hab. inż. Wojciech Bujalski

2.1. Wykorzystanie niskotemperaturowego ciepła odpadowego w bloku energetycznym

2.1.1. Wprowadzenie

2.1.2. Wariantowa analiza możliwości wykorzystania ciepła niskotemperaturowego w bloku kondensacyjnym i ciepłowniczym

2.1.2.1. Blok referencyjny 900 MW

2.1.2.2. Blok ciepłowniczy BC-100

2.2. Modele matematyczne do analizy skutków termodynamicznych wykorzystania ciepła

2.2.1. Model bloku referencyjnego 900 MW

2.2.1.1. Założenia do budowy modelu bloku referencyjnego 900 MW

2.2.1.2. Budowa modelu bloku referencyjnego 900 MW

2.2.2. Model bloku ciepłowniczego klasy BC-100

2.2.2.1. Założenia do budowy modelu bloku BC-100

2.2.2.2. Budowa modelu bloku BC-100

2.2.2.3. Porównanie wyników

2.3. Wymienniki do odzysku ciepła niskotemperaturowego

2.3.1. Parametry wymienników pracujących w układzie bloku klasy 100 MW

2.3.2. Parametry wymiennika pracującego w układzie bloku klasy 900 MW

2.3.3. Projekty koncepcyjne wymienników

2.3.3.1. Projekty koncepcyjne wymienników dla bloków klasy 100 MW

2.3.3.2. Projekty koncepcyjne wymienników dla bloków klasy 900 MW

2.3.4. Koszty dostawy wymienników

2.4. Charakterystyki bloku z odzyskiem ciepła

2.4.1. Blok ciepłowniczy klasy BC-100

2.4.1.1. Założenia do obliczeń

2.4.1.2. Model obciążenia ciepłowniczego

2.4.1.3. Porównanie osiągów bloków koncepcyjnych

2.4.1.4. Wnioski

2.4.2. Blok referencyjny 900 MW

2.4.2.1. Założenia do analiz

2.4.2.2. Wyniki obliczeń obciążeń częściowych bloku referencyjnego klasy 900 MW wykorzystującego ciepło niskotemperaturowe

2.5. Ocena ekonomiczna proponowanych rozwiązań

2.5.1. Założenia dotyczące analizy ekonomicznej

2.5.1.1. Podstawowe założenia do analizy rentowności rozważanych przypadków

2.5.1.2. Opis podstawowych założeń dotyczących cen i kosztów

2.5.1.3. Metodyka określania wolnych przepływów pieniężnych

2.5.2. Ceny i koszty

2.5.2.1. Zestawienie cen i stawek bez uwzględnienia kosztów uprawnień do emisji CO₂

2.5.2.2. Zestawienie cen i stawek z uwzględnieniem kosztów zakupu uprawnień do emisji CO₂

2.5.3. Wyniki obliczeń ekonomicznych

2.5.3.1. Blok ciepłowniczy

2.5.3.2. Blok referencyjny

2.5.4. Wnioski i podsumowanie

Literatura do rozdziału 2

3. Technologia kogeneracyjna w obiegu z czynnikiem organicznym wykorzystania ciepła odpadowego bloku
prof. dr hab. inż. Dariusz Mikielewicz, dr inż. Jan Wajs, dr Marcin Lackowski, dr hab. inż., prof. IMP Dariusz Butrymowicz, dr Jarosław Karwacki, dr inż. Kamil Śmierciew, mgr inż. Paweł Ziółkowski

3.1. Wprowadzenie – technologie kogeneracyjne wykorzystania ciepła odpadowego

3.1.1. Klasyfikacja układów kogeneracyjnych

3.1.1.1. Układy wysokotemperaturowe

3.1.1.2. Układy niskotemperaturowe

3.1.2. Przykłady typowych układów kogeneracyjnych

3.1.2.1. Układy kogeneracyjne z turbiną parową

3.1.2.2. Układy kogeneracyjne z turbiną gazową

3.1.2.3. Układy kogeneracyjne z silnikami spalinowymi

3.1.3. Rozwój obiegów binarnych w Polsce

3.1.4. Aspekt naukowo-badawczy podjęty przez autorów

3.2. Wybór typu obiegu termodynamicznego

3.2.1. Wyznaczanie głównych parametrów obiegu ORC

3.2.1.1. Faza ekspansji w turbinie

3.2.1.2. Faza skraplania

3.2.1.3. Faza pompowania

3.2.1.4. Faza podgrzewu i odparowania (przegrzania pary)

3.2.2. Wpływ parametrów czynnika roboczego na sprawność obiegu CR

3.2.2.1. Wpływ ciśnienia pary na wlocie do turbiny

3.2.2.2. Wpływ temperatury pary na wlocie do turbiny

3.2.2.3. Wpływ ciśnienia skraplania pary

3.2.2.4. Możliwości poprawy sprawności obiegu parowego

3.2.2.5. Międzystopniowe przegrzanie pary

3.2.2.6. Regeneracyjne podgrzewanie wody zasilającej

3.2.2.7. Obiegi na parametry nadkrytyczne

3.3. Czynniki robocze do wykorzystania w obiegach ORC

3.3.1. Wybór czynnika ze względu na własności termofizyczne

3.3.2. Kryterium termodynamiczne doboru czynnika roboczego

3.3.2.1. Obieg podkrytyczny bez regeneracji

3.3.2.2. Obieg nadkrytyczny bez regeneracji

3.3.2.3. Obieg podkrytyczny z wewnętrzną regeneracją energii cieplnej

3.3.3. Metoda pinch w obliczeniach wymienników ciepła

3.3.3.1. Koncepcja metody i jej założenia

3.3.3.2. Metoda pinch

3.3.3.3. Wytyczne metody pinch

3.3.3.4. Określenie optymalnej sieci wymienników ciepła

3.3.4. Przypadki współpracy źródła ciepła z obiegiem ORC

3.3.4.1. Dostarczanie ciepła do obiegu ORC za pomocą czynnika jednofazowego

3.3.4.2. Dostarczanie ciepła do obiegu ORC za pomocą czynnika zmieniającego fazę

3.3.4.3. Dostarczanie ciepła do obiegu ORC za pomocą czynnika zmieniającego fazę oraz dodatkowego jednofazowego niskotemperaturowego źródła ciepła odpadowego

3.3.5. Optymalizacja wymiarów płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła na podstawie kryterium minimum produkcji entropii

3.3.5.1. Model wymiennika ciepła

3.3.5.2. Kryterium optymalizacyjne

3.3.5.3. Wyniki obliczeń

3.4. Układ ORC skojarzony z blokiem elektrowni

3.4.1. Wprowadzenie do teorii bloków nadkrytycznych

3.4.1.1. Parametry nadkrytyczne czynnika roboczego

3.4.1.2. Sprawność bloków nadkrytycznych i ultra-nadkrytycznych

3.4.1.3. Nadkrytyczne obiegi Szewalskiego

3.4.2. Wykorzystanie ciepła ze spalin

3.4.3. Koncepcja obiegu termodynamicznego ORC odzysku ciepła z bloku elektrowni

3.4.4. Modelowanie obiegu i jego elementów kodami Computational Fluid Mechanics

3.4.4.1. Model matematyczny turbiny parowej

3.4.4.2. Model matematyczny pompy

3.4.4.3. Model matematyczny wymienników ciepła

3.4.4.4. Model matematyczny odgazowywacza

3.4.4.5. Elementy rozdzielcze i łączące

3.4.4.6. Definicje podstawowych wskaźników pracy bloku

3.4.4.7. Parametry użyte do porównania układów hybrydowych z różnymi czynnikami niskowrzącymi

3.4.5. Obieg referencyjny

3.4.5.1. Dane techniczne bloku referencyjnego

3.4.5.2. Dane techniczne urządzeń wytwórczych

3.4.5.3. Schemat cieplny wyjściowego bloku referencyjnego

3.4.5.4. Parametry w poszczególnych punktach obiegu

3.4.5.5. Struktura paliw węglowych

3.4.5.6. Struktura emisyjności spalin

3.4.6. Model numeryczny referencyjnego bloku nadkrytycznego

3.4.6.1. Układ ORC zasilany ciepłem odpadowym z bloku oraz ciepłem jednego upustu

3.4.6.2. Układ ORC zasilany ciepłem odpadowym z bloku oraz ciepłem dwóch upustów turbiny

3.4.6.3. Układ ORC zasilany ciepłem odpadowym z bloku, ciepłem dwóch upustów oraz ciepłem z instalacji wychwytu CO₂

3.4.6.4. Układ ORC z etanolem jako czynnikiem roboczym zasilany ciepłem odpadowym z bloku, ciepłem dwóch upustów oraz ciepłem z instalacji wychwytu CO₂

3.5. Wysokosprawne wymienniki ciepła do pracy w układzie ORC

3.5.1. Metody pasywne oraz aktywne intensyfikacji wymiany ciepła

3.5.1.1. Pasywne techniki intensyfikacji procesu wymiany ciepła

3.5.1.2. Aktywne techniki intensyfikacji procesu wymiany ciepła

3.5.2. Intensyfikacja wnikania ciepła przy wrzeniu i skraplaniu

3.5.2.1. Intensyfikacja wnikania ciepła przy wrzeniu

3.5.2.2. Intensyfikacja wnikania ciepła przy skraplaniu

3.5.3. Opracowanie prototypowego wymiennika ciepła EHD

3.5.3.1. Geometria układu elektrod w prototypowym wymienniku ciepła

3.5.3.2. Stanowisko do badań prototypowego wymiennika ciepła EHD

3.5.3.3. Źródło wysokiego napięcia – zasilacz wysokonapięciowy

3.5.4. Wstępne wyniki badań intensyfikacji wymiany ciepła EHD

3.5.4.1. Pomiar własności elektrycznych wybranych czynników roboczych

3.5.4.2. Wybrane wyniki badań intensyfikacji skraplania EHD

3.5.5. Intensyfikacja wymiany ciepła w wymiennikach siłowni z zastosowaniem pokryć porowatych

3.5.5.1. Przedmiot badań

3.3.5.2. Wyniki badań cieplnych

3.3.5.3. Wyniki badań przepływowych

3.5.5.4. Podsumowanie

3.6. Rozwiązania poligeneracyjne wykorzystania ciepła odpadowego – produkcja chłodu

3.6.1. Ocena różnych rozwiązań układów poligeneracyjnych wykorzystujących ciepło odpadowe z bloku energetycznego

3.6.2. Analiza możliwości zastosowania układów strumienicowych do produkcji chłodu w poligeneracji

3.6.2.1. Rozwiązanie podukładu strumienicowego do produkcji chłodu przy wykorzystaniu ciepła odpadowego bloku energetycznego

3.6.2.2. Weryfikacja eksperymentalna pracy podukładu strumienicowego do produkcji chłodu

3.6.3. Ocena możliwości zastosowania rozwiązań poligeneracyjnych układów do zagospodarowania ciepła odpadowego z bloku energetycznego

3.7. Stanowisko demonstracyjne siłowni ORC do odzysku ciepła odpadowego z bloku energetycznego

3.7.1. Stanowisko eksperymentalne siłowni ORC

3.7.2. Zasada działania stanowiska siłowni ORC

3.7.3. Badania eksperymentalne siłowni ORC

3.8. Podsumowanie i zalecenia na przyszłość

Literatura do rozdziału 3

4. Akumulacja niskotemperaturowego ciepła odpadowego w materiałach z przemianą fazową
prof. dr hab. inż. Kazimierz Wójs, dr hab. inż. Janusz Lichota

4.1. Materiały z przemianą fazową i ich zastosowania

4.1.1. Właściwości materiałów PCM

4.1.2. Kaskada materiałów PCM

4.1.3. Dobór materiału PCM

4.1.4. Technologie enkapsulacji PCM

4.1.4.1. Metoda chemicznej koacerwacji – mikrokapsułki

4.1.4.2. Metoda wykorzystująca suszarkę fluidalną – mikrokapsułki

4.1.4.3. Metoda mechaniczna – makrokapsułki

4.1.5. Zastosowania materiałów PCM

4.1.5.1. Elektrownie węglowe

4.1.5.2. Elektrownie słoneczne

4.1.5.3. Budynki i konstrukcje budowlane

4.1.5.4. Układy kogeneracyjne i trigeneracyjne

4.2. Modelowanie akumulacji z przemianą fazową

4.2.1. Równowaga termodynamiczna zmiany fazy

4.2.2. Problem Stefana

4.2.2.1. Model matematyczny

4.2.2.2. Rozwiązanie numeryczne

4.2.3. Model zerowymiarowy

4.2.3.1. Model matematyczny

4.2.3.2. Rozwiązanie numeryczne

4.2.3.3. Zastosowania modelu

4.2.3.4. Optymalizacja czasu ładowania akumulatora

4.2.4. Uproszczone obliczenia cieplne akumulatora

4.3. Badania doświadczalne

4.3.1. Stanowisko badawcze

4.3.2. Zjawiska w czasie topnienia i krzepnięcia materiału PCM

4.3.3. Właściwości dynamiczne akumulatora płaszczowo-rurowego

4.3.4. Właściwości dynamiczne akumulatora ze złożem filtracyjnym

4.3.4.1. Pojedyncza kula

4.3.4.2. Akumulator wypełniony kulami

4.3.4.3. Cylinder

4.3.5. Problem Stefana – model fizyczny

4.3.5.1. Wyniki badań laboratoryjnych i ich analiza

4.3.6. Model zerowymiarowy

4.3.6.1. Stanowisko badawcze

4.3.6.2. Ciepło właściwe materiału PCM

4.3.6.3. Dynamika kul z materiałem RT-82

4.3.7. Optymalizacja czasu topnienia

4.3.8. Korozyjność materiału PCM

4.4. Przykład charakterystyk pracy akumulatora

4.5. Podsumowanie

Literatura do rozdziału 4

5. Wpływ odzysku ciepła na proces odsiarczania, powstawania zanieczyszczeń oraz korozję wymienników ciepła

5.1. Wpływ parametrów procesu na przebieg procesu odsiarczania spalin
prof. dr hab. inż. Jerzy Walendziewski, dr hab. inż. Marek Kułażyński, dr inż. Bolesław Solich, dr inż. Rafał Łużny, prof. dr hab. inż. Janusz Trawczyński

5.1.1. Aktualne metody odsiarczania spalin

5.1.1.1. Porównanie rozwiązań technicznych instalacji odsiarczania spalin energetycznych

5.1.1.2. Metoda mokra wapienna

5.1.2. Porównanie parametrów pracy i efektywności instalacji odsiarczania spalin ze spalania węgla kamiennego i brunatnego dla bloku 900 MWel

5.1.3. Określenie wpływu parametrów spalin na stopień usunięcia SO2 metodą mokrą

5.1.3.1. Analiza wyników pracy IOS w elektrowni zasilanej węglem brunatnym

5.1.3.2. Analiza wyników pracy IOS w elektrowni zasilanej węglem kamiennym

5.1.4. Obliczenia paliwowe oraz bilansowe IOS bloku 900 MWel

5.1.5. Bilansowe porównanie procesów odsiarczania spalin ze spalania węgla kamiennego i brunatnego mokrą metodą wapienną dla bloku energetycznego 900 MW

5.1.6. Wpływ temperatury spalin wprowadzanych do instalacji mokrego odsiarczania spalin na efekty procesu. Symulacja procesu w oprogramowaniu ChemCad

5.1.6.1. Symulacja procesu

5.1.6.2. Wyniki symulacji

5.1.7. Symulacja mokrego odsiarczania spalin w funkcji temperatury i zawartości SO3

5.1.7.1. Wprowadzenie

5.1.7.2. Symulacja procesu

5.1.7.3. Wyniki symulacji

5.1.8. Recyrkulacja spalin odsiarczonych

5.1.8.1. Wprowadzenie

5.1.8.2. Symulacja recyrkulacji spalin

5.1.9. Analiza wpływu obniżenia temperatury spalin w procesie ich odsiarczania metodą mokrą wapienną na bilans wody

5.1.9.1. Wprowadzenie

5.1.9.2. Czynniki wpływające na skuteczność odsiarczania spalin metodą mokrą

5.1.9.3. Analiza wpływu obniżenia temperatury spalin na bilans wody w procesie mokrego odsiarczania spalin

5.1.10. Podsumowanie i wnioski

Literatura do podrozdz. 5.1

5.2. Materiały inżynierskie w mokrej wapiennej instalacji odsiarczania spalin
prof. dr hab. inż. Bogdan Szczygieł, dr inż. Izydor Drela, dr inż. Jan Masalski

5.2.1. Źródła skażenia atmosfery przez SO₂

5.2.2. Metody zmniejszenia emisji SO₂ do atmosfery

5.2.3. Instalacje mokrego odsiarczania spalin

5.2.3.1. Agresywność korozyjna środowisk w mokrych IOS

5.2.3.2. Elementy IOS najbardziej narażone na działanie agresywnego środowiska

5.2.4. Materiały konstrukcyjne stosowane w IOS

5.2.4.1. Materiały polimerowe

5.2.4.2. Stopy metali

5.2.4.3. Materiały ceramiczne

5.2.5. Metody oceny zdolności ochronnej materiałów inżynierskich stosowanych do pracy w IOS

5.2.5.1. Spektroskopia impedancyjna

5.2.5.2. Spektroskopia mikrofalowa

5.2.5.3. Pomiary polaryzacyjne stałoprądowe

5.2.5.4. Badania przyspieszone w komorach korozyjnych

5.2.5.5. Badanie wnikania pary wodnej do wykładzin gumowych

5.2.6. Właściwości ochronne materiałów konstrukcyjnych z tworzyw sztucznych stosowanych w instalacji odsiarczania spalin – przykłady badań

5.2.6.1. Sposoby przyspieszonego starzenia materiałów z tworzyw sztucznych

5.2.6.2. Zmiana właściwości wykładzin gumowych po przyspieszonym starzeniu i/lub po pracy w warunkach rzeczywistych w IOS

5.2.6.3. Właściwości ochronne wykladzin gumowych po kilkunastoletniej eksploatacji w warunkach przemysłowych w IOS

5.2.6.4. Polimerowe tworzywa fluorowe

5.2.7. Odporność korozyjna stopów niklu 31 i 59 oraz stali 304 w środowisku imitującym warunki IOS

5.2.7.1. Badania w środowisku zawierającym kwas siarkowy (VI) oraz jony chlorkowe i fluorkowe

5.2.7.2. Badania polaryzacyjne w środowisku zawierającym kwas siarkowy (VI), jony siarczanowe (IV) oraz jony chlorkowe i fluorkowe

5.2.7.3. Odporność stali stopowej i stopów niklu na obecność jonów rtęci w środowisku IOS

5.2.8. Kompleksowa ochrona antykorozyjna IOS – zalecenia i przykłady rozwiązań

5.2.8.1. Zalecane materiały i powłoki ochronne dla różnych fragmentów IOS

5.2.8.2. Stosowane materiały, sposób ich aplikacji oraz koszt wykonania zabezpieczeń absorbera IOS

5.2.8.3. Nowe rozwiązania w budowie mokrych IOS

Literatura do podrozdz. 5.2

Wszystkie rozdziały dostępne w pełnej wersji książki.

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
Odzysk niskotemperaturowego ciepła odpadowego ze spalin wylotowych
prof. dr hab. inż. Kazimierz Wójs, dr inż. Piotr Szulc, dr inż. Tomasz Tietze

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 [21, 40, 61]. 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 [40, 61].

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 [21, 40, 53], 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 [12, 35, 40].

Rys. 1.1. Roczna moc wytwarzana przez bloki węglowe zainstalowane w latach 1928–2003 (na podstawie [61])

Rys. 1.2. Wzrost mocy turbogeneratorów w latach 1890–1980 (na podstawie [40])

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 [12].

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 [12])

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 [34, 44].

Rys. 1.4. Zmiana wartości średniej sprawności elektrowni węglowych w skali światowej w latach 1880–2020 (na podstawie [34, 44])

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 [21]. 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 [26, 40, 61] 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 [4, 5].

Rys. 1.5. Wzrost wydajności węglowych kotłów energetycznych na świecie w latach 1930–2005 (na podstawie [61])

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 [52].

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 [61].

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 [1, 24, 32, 36, 61, 63].

Rys. 1.6. Zmiany temperatury pary kotłowej w blokach węglowych w latach 1990–2010 (na podstawie [40])

Rys. 1.7. Zmiany ciśnienia pary kotłowej w blokach węglowych w latach 1900–2010 (na podstawie [61])

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 [40, 44, 61].

Wprowadzenie stali chromowo-molibdenowej w latach pięćdziesiątych XX w. pozwoliło na podniesienie parametrów pary do 17 MPa i 566°C [35]. 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 [12, 35], elektrownia Hülls w Niemczech – 29 MPa i 600°C oraz blok w elektrowni Drakelow w Wielkiej Brytanii – 24 MPa i 593°C [35].

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 [26, 33, 61]. 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 [39], 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% [39].

W Europie, w Danii, w latach 1984–1998 uruchomiono w koncernie energetycznym Elsam cztery bloki węglowe nowej generacji o mocach 400 MW [9, 33]. Maksymalna sprawność tych bloków osiąga wartość 47% [39]. Natomiast w 2002 r. w elektrowni Niederaussem uruchomiono blok o mocy brutto 1012 MW i sprawności 45% [10, 25]. 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 [25].

W Polsce bloki na parametry nadkrytyczne to uruchomiony w 2008 r. blok w elektrowni Pątnów II o mocy 460 MW [39], 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 [16, 17, 40].

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 [25, 68]. 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 [30, 40, 42, 43].

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 [30, 42, 43]. 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 NOx 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 NOx 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 [19, 20, 40].

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 [25, 38]. Najistotniejsze są trzy [31], 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 [38]), 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 [18, 40, 96].

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 [40, 41, 45, 55, 58, 59, 60]. 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 [40, 45, 55, 59, 60].

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 [40, 45, 55, 59, 60].