1-2 / 2001 - strona startowa

TERAŹNIEJSZOŚĆ I PRZYSZŁOŚĆ ZGAZOWANIA WĘGLA

Referat wygłoszony na Konferencji w Agencji Techniki i Technologii 30.11.2000 r.

Marek Ściążko

1. WPROWADZENIE

Aktualne kierunki rozwoju technologii zgazowania węgla związane są z wytwarzaniem energii elektrycznej w tzw. układach kombinowanych, kojarzących stosowanie turbin parowych z gazowymi [1]. Coraz częściej wskazuje się, że w dłuższym horyzoncie czasowym węgle kamienny i brunatny mogą stanowić poważną bazę surowcową do otrzymywania paliw płynnych, w szczególności metanolu [2].

2. UKŁADY GAZOWO - PAROWE SKOJARZONE ZE ZGAZOWANIEM WęGLA

Zainteresowanie zgazowaniem węgla połączonym z produkcją energii elektrycznej związane jest z rozwojem turbin gazowych umożliwiających efektywne wykorzystanie niskokalorycznego gazu wytwarzanego w generatorach parowo - tlenowych lub parowo - powietrznych. Nowoczesne zintegrowane układy gazowo - parowe (Integrated Gas Combine Cycle - IGCC) posiadają możliwość osiągnięcia wysokiej sprawności termodynamicznej przemiany węgla na energię elektryczną oraz charakteryzują się niską emisją zanieczyszczeń do otoczenia (<10mgSO2/m3u, <60mgNOx/m3u, <3mg pyłu/m3u) [4]. Najważniejszymi elementami układu są: generator gazu, instalacja schładzania i oczyszczania gazu, turbina gazowa oraz parowa z kotłem odzysknicowym. Przykładowy schemat blokowy układu IGCC przedstawiono na rys.1.

Do procesu zgazowania stosowane są różne sorty-menty węgla, pozostałości po rafinacji ropy oraz biomasa (pod warunkiem odpowiedniej adaptacji reaktora zgazo-wania). Sprawność energetyczna instalacji IGCC wynosi 45% w przypadku zasilania jej węglem niskiej jakości, a przy zastosowaniu wysokojakościowych węgli i nowoczesnych turbin gazowych możliwe jest uzyskiwanie 54% sprawności przy niskich kosztach produkcji.

W latach 1994-1998 uruchomiono 5 demonstracyjnych bloków gazowo-parowych w następujących elektrowniach: Demkolec (Buggenum, Holandia) -252 MWe, Wabash River (Indiana, USA) -252 MWe, Tampa Electric (Floryda, USA)-250 MWe, Puertollano (Hiszpania)-300 MWe, Pinon Pine (Nevada, USA) -100 MWe. Podstawową charakterystykę instalacji zgazowania węgla dla wybranych układów przedstawiono w tablicy 1.

3. CHARAKTERYSTYKA TYPOWYCH UKŁADÓW ZGAZOWANIA UKIERUNKOWANYCH NA PRODUKCJę METANOLU

Koncepcja połączenia układu zgazowania węgla z wytwarzaniem metanolu wynika przede wszystkim z możliwości poprawy efektywności ekonomicznej procesu skojarzonego poprzez pełne wykorzystanie zdolności produkcyjnej reaktora zgazowania niezależnie od bieżącego poziomu odbioru energii elektrycznej. Dodatkowymi zale-tami procesu jest możliwość przetwarzania paliw niskiej jakości, wysokiej lepkości oraz emulsji, zawiesin i innych odpadów płynnych.

3.1. System Lurgi (Multi Purpose Gasification - MPG) [6]

Proces zgazowania MPG stosuje się do utylizacji ciężkich pozostałości rafineryjnych oraz wielu innych ciekłych i stałych odpadów przemysłu chemicznego.

Proces polega na zgazowaniu paliwa w temperaturze od 1200 do 1450OC w zależności od jego właściwości. Ciśnienie zgazowania może wahać się w zakresie 1 do 10 MPa, ale w pra-ktyce zawiera się ono w przedziale od 3,0 MPa (przy wykorzystaniu reaktora w układzie IGCC) do 7,0 MPa (przy produkcji wodoru).

Układ zgazowania występuje w dwóch zasadniczych wariantach: z bezprzeponowym i z przeponowym chłodzeniem gazu.

3.1.1. Układ z bezprzeponowym schładzaniem gazu

Schemat układu przedstawiono na rys. 2. Proces zgazowania zachodzi bez udziału katalizatora. Paliwo wprowadzane jest do reaktora poprzez zamontowany w jego górnej części palnik charakteryzujący się prostą i wytrzymałą konstrukcją dającą możliwość stosowania różnorodnych materiałów wsadowych, którymi mogą być ciecze o bardzo wysokiej lepkości, emulsje i zawiesiny o rozmiarach cząstek rzędu milimetrów, jak również różnego rodzaju nie mieszające się substancje. Utleniacz (powietrze, powietrze wzbogacone lub tlen) mieszany jest przed doprowadzeniem do palnika z parą, która pełni rolę moderatora. Gorący gaz surowy wychodzący z reaktora chłodzony jest bezprzeponowo wodą doprowadzaną do pierścienia natryskowego umieszczonego w dolnej części reaktora. Gaz ochłodzony do temperatury pary nasyconej kierowany jest do układu odzysku ciepła, a ciekły żużel w postaci szklistych kulek (1-2 mm średnicy) odprowadzany jest z dolnej części układu chłodzenia poprzez lej samowyładowczy.

Wariant z bezprzeponowym chłodzeniem gazu oferuje potencjalnie największą elastyczność, jeśli chodzi o własności surowca wsadowego przy najmniejszych kosztach inwestycyjnych.

Tablica 1

Zestawienie porównawcze układów zgazowania węgla stosowanych w systemach IGCC [5].

3.1.2. Układ z odzyskiem ciepła

Schemat układu przedstawiono na rys. 3. Różnica polega na tym, że gaz opuszczający reaktor kierowany jest bezpośrednio do wysokociśnieniowego kotła odzysknicowego.Układ zgazowania z odzyskiem ciepła może być stosowany wówczas gdy materiał wsadowy zawiera małe ilości zanieczyszczeń mogących wytrącić się i zablokować rurki kotła odzysknicowego. W takich przypadkach proces może być prowadzony z dużą sprawnością przy wytwarzaniu znacznych ilości pary o wysokim ciśnieniu, co również w przypadku połączenia reaktora zgazowania z produkcją energii elektrycznej przyczynia się do wysokich sprawności uk3adu skojarzonego.

Tablica 2

Charakterystyka surowców

Tablica 3

Skład gazu syntezowego.

3.1.3. Surowce i produkty procesu zgazowania MPG

Surowcami wsadowymi w procesie zgazowania w reaktorze Lurgi może być wiele substancji zawierających węglowodory poczynając od smół i olejów węglowych, ciężkich pozostałości procesu rafinacji a kończąc na zawiesinie węglowej i chemicznych odpadach. W tablicy 2 przedstawiono zakresy robocze stężeń podstawowych składników stosowanych surowców.

Tablica 3 przedstawia natomiast skład gazu syntezowego uzyskanego przez zgazowanie oleju pochodzenia karbochemicznego (wariant z bezprzeponowym chłodzeniem gazu) oraz ciężkich pozostałości rafineryjnych (wariant z odzyskiem ciepła). W obu przypadkach zgazowanie przebiegało przy ciśnieniu 3 MPa (IGCC).

3.2. Proces LPMEOHŞ(Liquid Phase Methanol) produkcji gazu syntezowego w powiązaniu z IGCC

Koncepcja technologii LPMEOHŞ została opracowana w roku 1980. Pierwsza instalacja demonstracyjna została zbudowana w latach 1995 ÷ 97 w Eastman Chemical Co. w Kingsport, (USA). W skład układu wchodzi instalacja zgazowania węgla o zawartości siarki 3÷ 5% (ok. 1000 t/dobę). Surowy gaz jest schładzany, częściowo oczyszczany (Rectisol), a następnie rozdzielany w instalacji kriogenicznej na dwa niezależne strumienie, jeden o dużej zawartości H2, a drugi o dużej zawartości CO w celu korekty składu gazu syntezowego. Strumienie te doprowadzane są do instalacji syntezy metanolu. W okresie od uruchomienia w kwietniu 1997 do końca roku 1998 instalacja demonstracyjna wyprodukowała 132,5 tys. m3 metanolu o czystości 98%, który został wykorzystany przez zakłady Eastman Chemical jako surowiec do dalszej produkcji. Przewiduje się do końca eksploatacji doświadczalnej (2001) osiągnięcie dobowej wydajności produkcyjnej 260 t/dobę metanolu, jak też symulację warunków współpracy instalacji LPMEOHŞ z blokiem gazowo-parowym IGCC [7].

3.2.1. Opis procesu

Zasadniczym elementem instalacji LPMEOHŞ jest reaktor suspensyjny SBCR (Slurry Bubble Column Reactor) syntezy metanolu, w którym sproszkowany katalizator jest zawieszony w inertnym oleju mineralnym. Olej ten pełni rolę moderatora temperatury odprowadzając ciepło reakcji do zanurzonej w złożu chłodnicy wodnej, wykorzystującej to ciepło do wytwarzania pary wodnej. Temperaturę w reaktorze dobiera się na ogół w granicach 225 ÷ 270OC, a ciśnienie 5 ÷ 10 MPa. Utrzymywanie zadanej wartości temperatury katalizatora jest sprawą istotną, ponieważ jej ewentualne przekroczenia wydatnie skracają czas jego aktywności. W reaktorze zawiesinowym SBCR współczynnik wymiany ciepła po stronie zawiesiny jest bardzo wysoki. Dzięki temu stosunkowo mały wymiennik ciepła umożliwia utrzymywanie stałej temperatury złoża w całym przekroju reaktora. Pozwala to na precyzyjną regulację jej wartości. Zadanie to ułatwia ponadto duża pojemność cieplna reaktora SBCR, dzięki czemu proces LPMEOHŞ jest stabilny [8].

W tradycyjnym reaktorze ograniczanie wzrostu temperatury osiągane jest poprzez recyrkulację dużej ilości gazu bogatego w wodór, natomiast zawartość CO w surowcu wejściowym do reaktora nie może przekraczać 16 %. W rezultacie narzuca to konieczność zastosowania korekty składu gazu o wyższej zawartości tlenku węgla, pozwalającej na zwiększenie udziału wodoru.

W procesie LPMEOHŞ zawartość CO może nawet przekraczać 50%. Stwierdzono, że nie powoduje to ujemnego oddziaływania na aktywność katalizatora.

Reaktor zawiesinowy jest również odporny na gwałtowne zmiany obciążenia np. w postaci skokowego wzrostu lub spadku wydajności, szybkie zatrzymywanie lub uruchamianie procesu, a także pracę reaktora na biegu jałowym, tzn. bez obciążenia Jest to szczególnie istotne przy współpracy z instalacją IGCC.

Proces LPMEOHŞ umożliwia również usuwanie z reaktora SBCR zużytego katalizatora w trakcie normalnej eksploatacji. Dotyczy to również możliwości bieżącego doprowadzania świeżego katalizatora [8,9].

3.2.2. Przewidywane współdziałanie z IGCC

Wymienione uprzednio zalety procesu LPMEOHŞ, w tym zwłaszcza możliwość bezpośredniego przetwarzania gazu syntezowego o dużej zawartości CO oraz dopuszczalne duże fluktuacje ilości doprowadzanego gazu, pozwalają mieć nadzieje na to, że proces LPMEOHŞ będzie mógł współpracować z IGCC. Współpraca ta będzie mogła być realizowana bądż to w układzie szeregowym, bądż też w układzie równoległym.

W układzie szeregowym w najprostszej konfiguracji, gaz z instalacji zgazowania (IGCC) przepływałby w całości przez instalację LPMEOHŞ gdzie byłby przetwarzany na metanol, jednak bez ponownego wprowadzania do obiegu gazu nie przereagowanego, jak też bez odwadniania gazu oraz bez usuwania CO2. Gaz nie przereagowany byłby kierowany do komory spalania turbiny gazowej. Takie rozwiązanie cechuje niska konwersja gazu z IGCC na metanol.

W układzie równoległym (dotyczy równoległego połączenia turbiny gazowej z instalacją LPMEOHŞ lub inną instalacją syntezy metanolu), gaz z IGCC w okresie szczytu energetycznego powinien być w całości doprowadzany do turbiny gazowej. W okresie poza szczytem część tego gazu mogłaby być wykorzystywana do syntezy metanolu. Za optymalne uważa się przetwarzanie na metanol 20 ÷ 33% całego wytwarzanego w IGCC gazu syntezowego (w skrajnym przypadku możliwe jest przetwarzanie do 50% tego gazu).

Podkreślane przez zwolenników procesu LPMEOHŞ zalety, jak też dotychczasowe wyniki pierwszych dwóch lat eksploatacji próbnej pozwalają na założenie, że po zakończeniu eksploatacji doświadczalnej w roku 2001 nastąpić może dobudowanie do istniejącej instalacji LPMEOHŞ małego bloku IGCC lub, co wydaje się bardziej prawdopodobne, budowa dużego bloku IGCC połączonego z procesem LPMEOHŞ. Można założyć, że zaistnieją podstawy do ekonomicznego uzasadnienia takiego przedsięwzięcia w niedalekiej przyszłości.

3.3. Instalacji zgazowania odpadów przemysłowych i komunalnych (Schwarze Pumpe) [10]

Instalacja ciśnieniowego zgazowania organicznych odpadów komunalnych i przemysłowych powstała w latach 1992-1995 na bazie zakładu zgazowania węgla brunatnego, którego eksploatację rozpoczęto w połowie lat 50-tych. Koncepcję technologiczną zgazowania odpadów stałych i płynnych opracowano w oparciu o doświadczenia zdobyte w uprzednich pracach nad zgazowaniem olejów i lignitów.

Ideą procesu jest przetwarzanie odpadów do gazu syntezowego, a następnie wytwarzanie energii elektrycznej i metanolu.

3.3.1. Charakterystyka procesu

W procesie odpady komunalne są zgazowywane w mieszance z węglem lub z węglem zawierającym olej. Odpady stałe ulegają zgazowaniu w reaktorze ze złożem stałym, a odpady płynne zawierające oleje i rozpuszczalniki zgazowywane są w reaktorze przepływowym. W obu typach reaktorów proces zgazowania przebiega na zasadzie całkowitej chemicznej konwersji przy udziale mieszaniny tlenowo-parowej jako medium zgazowującego. Temperatura procesu w złożu stałym wynosi 1200OC, natomiast ciśnienie 2,5 MPa. W reaktorze przepływowym zgazowywane są odpady o różnym stopniu zanieczyszczenia metalami ciężkimi, dioksynami i furanami. Wysoka temperatura procesu zgazowania do 1600OC przy ciśnieniu 2,5 MPa, gwarantuje stopienie, a następnie zestalenie pozostałości w żużel. Schemat procesu przedstawiono na rys. 4.

Surowy gaz będący produktem zgazowania w obu typach reaktorów zawiera głównie wodór, tlenek węgla i metan. Jest on następnie oczyszczany do żądanego poziomu w zależności od planowanego jego wykorzystania jako:

• gazu do bloku parowo-gazowego,
• gazu do produkcji metanolu.

Szacowany koszt instalacji o wydajności 100 000 m3/h gazu syntezowego wysokiej czystości (około 13 t/h metanolu) wynosi 60 milionów DM.

4. EFEKTYWNOŚŽ POŁ´CZONYCH UKŁADÓW wytwarzania metanolu i energii elektrycznej

Zalety połączenia zintegrowanego układu gazowo-parowego oraz instalacji do wytwarzania metanolu są następujące:

• możliwość stałej pracy reaktora zgazowania węgla przy obciążeniu nominalnym,
• obniżenie kosztów wytwarzania energii elektrycznej,
• poprawa "elastyczności ekonomicznej" układu (dwa produkty).

W aspekcie połączenia produkcji metanolu i energii elektrycznej szczególnie interesującą jest rozwijana obecnie trójfazowa technologia syntezy metanolu [7-9]. Badania związane z technologią syntezy metanolu w systemie trójfazowym prowadzone są również w kraju. W ramach prowadzonych prac (polsko-niemiecki projekt badawczy) opracowany został w skali ćwierćtechnicznej proces syntezy metanolu w zawiesinie katalizatora Cu-Zn-Mn. W układach IGCC zarówno ciśnienie gazu przed turbiną jak również ciśnienia zgazowania węgla wynosi 2-3 MPa [5] (zwiększanie ciśnienia gazu przed turbiną nie jest uzasadnione ekonomicznie).

Synteza metanolu natomiast wymaga ciśnień z zakresu 5-10 MPa. Dopasowanie układów wytwarzania energii elektrycznej i produkcji metanolu wiąże się z koniecznością sprężania oczyszczonego gazu, bądż z zastosowaniem reaktora zgazowania węgla pracują-cego w zakresie ciśnień wymaganych przy produkcji metanolu wraz z układem rozprężającym gaz przed turbiną.

Na rys. 5 przedstawiono wyniki obliczeń symulacyjnych, przedstawiające charakter zmiany jednostkowego kosztu produkcji energii elektrycznej jako funkcji wskażnika wykorzystania mocy bloku. Obliczenia przeprowadzono przy założonych kosztach inwestycji w wysokości 1100USD/kW, cenie sprzedaży energii elektrycznej 115zł/MWh i cenie węgla 120zł/t, dla różnej produkcji metanolu oraz dla wariantu stałego obciążenia generatora gazu.

Przy stałej wydajności reaktora zgazowania (ustalona produkcja gazu syntezo-wego, stałe zużycie węgla) wzrost produkcji metanolu (obniżenie produkcji energii elektrycznej) powoduje obniżenie jednostkowych kosztów produkcji energii elektrycznej.

5. PODSUMOWANIE

Technologie współczesnego przetwórstwa węgla nawiązują do koncepcji skojarzonych systemów energetyczno-chemicznych, prowadzących do jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i paliw płynnych. Zasadniczą przesłanką do rozwoju tych koncepcji są pozytywne wyniki eksploatacji nowoczesnych układów gazowo-parowych zintegrowanych ze zgazowaniem węgla. Doświadczenia zebrane w pięciu dotychczas eksploatowanych instalacjach demonstracyjnych w skali 100-300 MWe wskazują na możliwość osiągnięcia wysokich sprawności przemiany na energię elektryczną (45-54%) oraz dają podstawę do projektowania instalacji o wielkości rzędu 1000 MWe, co oznacza przerób ok. 450 t węgla/h. Nowymi elementami rozwijanych technologii jest użytkowanie odpadów w mieszaninie z węglem. Z drugiej strony komercyjnie eksploatowane zakłady wytwarzania metanolu działające na bazie zgazowania węgla w USA (LPMEOH) stanowią podstawę do skojarzenia obydwu układów z wytwarzaniem energii elektrycznej. Istotą skojarzenia jest pełne wykorzystanie instalacji zgazowania węgla w sytuacji zmniejszonego zapotrzebowania na energię elektryczną. Nadmiar gazu kierowany może być do syntezy metanolu co pozwoli uzyskać zarówno wysoką sprawność układu jak i ekonomiczność produkcji.

6. LITERATURA

[1] Chmielniak T.J, Kotowicz J., Ściążko M. Elektrownie gazowo-parowe z częściowym zgazowaniem węgla, Seminarium Komitetu Problemów Energetyki PAN i Instytut Elektroenergetyki PP pt.: Nowe technologie wytwarzania energii elektrycznej z paliw konwencjonalnych, Poznań 27-28 luty (1997) 47-58.
[2] Kotowski W. Synteza Metanolu, Wydawnictwo Wyższej Szkoły Inżynierskiej w Opolu (1989).
[3] Rozmowa z prof. dr hab. inż. Włodzimierzem Kotowskim: "Dziś i jutro" syntezy metanolu z węgla, Karbo-Energochemia--Ekologia 10 (1995) 247-250.
[4] Pruschek R., Oeljeklaus G., Boeddicker D., Haupt G., Zimmerman G. Enhancement potentials of combined cycles with integrated coal gasification - efficiency, cost effectiveness and availability, PowerGen Budapest (1996).
[5] Rakowski J. Pierwsze doświadczenia z blokami gazowo-parowymi na gaz z węgla, Energetyka 7 (1998) 282-290.
[6] Liebner W. MPG - Lurgi/SVZ Multi Purpose Gasification, another commercially proven gasification technology, EPRI/GTC Gasification Technologies Conference (1998)1-8.
[7] Commercial - Scale Demonstration of the Liquid Phase Methanol (LPMEOHŞ) Process, US Department of Energy Topical Report No. 11 April (1999).
[8] E.C.Heydorn i in. Liquid Phase Methanol (LPMEOHŞ) Project Operational Experience, Gasification Technologies Conference (1998).
[9] E.C.Heydorn i in. Liquid Phase Methanol (LPMEOHŞ) Project Startup, Gasification Technologies Conference (1997).
[10] Short Description of the Processing Centre for Residual Substances. Schwarze Pumpe -materiały informacyjne.
[11] Kotowski W., Ledakowicz S., Zarzycki R, Nowicki L., Berndt H. Methanol-Synthese an einem suspendierten CuO-ZnO-Mn2O3-Katalysator - Kopplung der Erzeugung von Methanol und Elektroenergie, Chem.-Ing. -Tech. 67 nr 1(1995) 80-82.

dr inż. Marek Ściążko
Dyrektor Instytutu Chemicznej Przeróbki Węgla