Θερμικά κυκλώματα με διατάξεις δέσμευσης του CO2 για θερμοηλεκτρικούς σταθμούς που χρησιμοποιούν ορυκτά καύσιμα

Abstract

Δεδομένου ότι το παραγόμενο CO2 από θερμοηλεκτρικούς σταθμούς αποτελεί περίπου το 1/3 των συνολικών εκπομπών στην ατμόσφαιρα, οι τεχνολογίες δέσμευσης του CO2 αναμένεται να συνεισφέρουν σημαντικά στη μείωση του φαινομένου του θερμοκηπίου. Το γεγονός αυτό δικαιολογεί την έντονη ερευνητική δραστηριότητα προς την κατεύθυνση απομόνωσης και δέσμευσης του CO2 από θερμοηλεκτρικές μονάδες, με στόχο την επίτευξη βιώσιμων τεχνολογικών λύσεων. Στόχος της παρούσας εργασίας είναι η εκτίμηση των επιδόσεων λιγνιτικής ατμοηλεκτρικής μονάδας με δέσμευση CO2, αντιπροσωπευτικής για τα Ελληνικά δεδομένα. Τυπικά, η εγκατεστημένη ισχύς λιγνιτικών μονάδων στην Ελλάδα κυμαίνεται από 300- 350 MW. Δεδομένης της μείωσης της καθαρής παραγόμενης ηλεκτρικής ισχύος που συνεπάγεται η εφαρμογή των τεχνολογιών δέσμευσης, η μονάδα που επιλέγεται είναι 380 MW ενώ το καύσιμο που χρησιμοποιείται είναι λιγνίτης Φλώρινας. Για τον υπολογισμό των επιδόσεων των θερμοηλεκτρικών μονάδων που εξετάζονται, γίνεται χρήση του λογισμικού GateCycle της General Electric. Επίσης, στα πλαίσια της εργασίας αυτής, προσδιορίζονται τα βασικά τεχνικά χαρακτηριστικά των μονάδων με δέσμευση CO2, πραγματοποιείται η βελτιστοποίηση θερμοδυναμικού τους σχεδιασμού και εξετάζεται η οικονομική βιωσιμότητά τους. Ο βασικός σχεδιασμός της θερμοηλεκτρικής μονάδας με την εφαρμογή της τεχνολογίας δέσμευσης του CO2 με καύση με καθαρό οξυγόνο παρουσιάζεται στο 3ο κεφάλαιο. Αναλυτικά, παρουσιάζονται τα βασικά τεχνικά χαρακτηριστικά του ατμοπαραγωγού, του συστήματος καθαρισμού του καυσαερίου, της μονάδας διαχωρισμού του αέρα και του συστήματος συμπίεσης και καθαρισμού του CO2. Αρχικά, παρουσιάζεται η μονάδα χωρίς να εξεταστούν οι επιλογές βελτιστοποίησης των επιδόσεών της. Ωστόσο, με την εκμετάλλευση της θερμότητας που αποβάλλεται στο ψυκτικό νερό από τις διεργασίες του διαχωρισμού του αέρα, της ψύξης των καυσαερίων και της συμπίεσης του CO2 στο κύκλωμα προθέρμανσης του τροφοδοτικού νερού του ατμοστροβίλου αλλά και στα ρεύματα των αερίων που εισέρχονται στο λέβητα, είναι δυνατό το «κόστος» σε καθαρή ισχύ και σε καθαρό βαθμό απόδοσης που συνεπάγεται η εφαρμογή της τεχνολογίας δέσμευσης του CO2, να μειωθεί. Τελικά προτείνεται ο σχεδιασμός με βάση τον οποίο μεγιστοποιείται ο καθαρός βαθμός απόδοσης της μονάδας. Στο 4ο κεφάλαιο εξετάζεται η εφαρμογή της τεχνολογίας δέσμευσης του CO2 με χημική απορρόφηση με αμίνες. Αρχικά, παρουσιάζονται τα τεχνικά χαρακτηριστικά του συστήματος, του οποίου ο βασικός εξοπλισμός περιλαμβάνει τη στήλη απορρόφησης του CO2 από τα καυσαέρια και τη στήλη αναγέννησης του διαλύματος αμίνης. Βαρύτητα δόθηκε σε ότι αφορά τις απαιτήσεις της στήλης απορρόφησης ως προς τη συγκέντρωση των καυσαερίων σε SOx και ΝΟ2 στην είσοδο αυτής. Καθώς οι ενώσεις αυτές αντιδρούν με το διάλυμα της αμίνης παράγοντας άλατα τα οποία δε διασπώνται στη στήλη αναγέννησης, η συγκέντρωσή τους στα καυσαέρια πρέπει να είναι αρκετά χαμηλές. Επιπλέον, εξετάζονται οι τεχνικές επιλογές ενσωμάτωσης θερμότητας στο κύκλωμα του τροφοδοτικού νερού του ατμοστροβίλου αλλά και τον ατμοπαραγωγό και προτείνεται ο σχεδιασμός που βελτιστοποιεί τις θερμοδυναμικές επιδόσεις της θερμοηλεκτρικής μονάδας με δέσμευση του CO2. Τα συμπεράσματα που προκύπτουν αφορούν το θερμικό βαθμό απόδοσης του ατμοπαραγωγού, του ατμοστροβίλου αλλά και τον καθαρό βαθμό απόδοσης της μονάδας συνολικά. Προτείνεται ο σχεδιασμός που βελτιστοποιεί τις επιδόσεις της μονάδας λαμβάνοντας υπόψη τις τεχνικές απαιτήσεις του εξοπλισμού δέσμευσης του CO2. Επιπλέον, γίνεται η αξιολόγηση των οικονομικών παραμέτρων της εφαρμογής των τεχνολογιών δέσμευσης του CO2 της ατμοηλεκτρικής μονάδας για στερεά ορυκτά καύσιμα χαμηλής Κ.Θ.Ι. Τέλος, παρουσιάζονται τα προτεινόμενα θέματα προς περαιτέρω διερεύνηση.

Taking into account the fact that thermal power plants are responsible for the 1/3 of the anthropogenic CO2 emitted to the atmosphere, it is argued that Carbon Capture and Storage (CCS) technologies will contribute drastically to the reduction of the Greenhouse effect. This reality justifies the intensive research activity towards the CO2 abatement from thermoelectric power units in order to achieve feasible technical and economic solutions. The aim of this thesis is to evaluate the performance of a power plant representative to the Greek electricity production industry fired with low quality lignite. The gross power output of a typical Greek lignite power plant lies within the range of 300- 350 MWel. Taking into account that the application of CCS technologies results in the considerable reduction of the net power output of the unit, the size of the unit under investigation is 380 MWel gross, while the fuel chosen is the lignite extracted from the region of Florina. In order to estimate the performance parameters of the thermal power plants, the GateCycle software is used which is developed by General Electric. In the context of this thesis, the basic design characteristics of the CCS units are determined. In addition, the optimization of the thermodynamic design as well as the economic feasibility study is included. The application of the oxy-fuel technology is examined in the 3rd chapter of the thesis. Specifically, this chapter includes the basic technical characteristics of the steam boiler, the flue gas treatment line, the air separation unit and the CO2 purification and compression system. Primarily, the power plant performance is assessed without any efficiency optimization options being investigated. However, a large amount of heat produced from the air separation and flue gas treatment processes, is rejected to the cooling water. The exploitation of this low quality heat results in the significant reduction of the efficiency penalty implied by the application of the oxy-fuel CO2 abatement technology. Finally, the thermodynamic design that maximizes the plant’s net efficiency is proposed. In the 4th chapter the CO2 chemical absorption from the flue gas with amines is evaluated. The CO2 removal equipment consists mainly of the absorption column and the amine solution regeneration column. The technical characteristics of the equipment are presented. Importance has been placed on the examination of the requirements regarding the SOx and NO2 concentration of the flue gas at the inlet of the absorber. Given that the amine will react preferentially with more acidic gases than CO2 such as SO2 and NO2 to form more stable salts that cannot be broken down in the stripper, the concentration in the flue gas should be very low. Additionally, the technical options concerning the integration of low quality heat that is rejected to the cooling water are investigated. Finally the process integration that results in the optimal power plant performance is proposed. The conclusions that emerge from this thesis concern the performance of the steam generators, the specific heat consumption of the steam turbine as well as the net electrical efficiency of the power plant which integrate the CO2 control technologies. The optimum plant design which maximizes the thermodynamic performance is proposed taking into account the CO2 capture equipment requirements. As far as the economic viability is concerned, emphasis is placed on the economic remarks specific to the CO2 control technologies application.