2.2. Система ccs после сжигания топлива.
При сжигании топлива в воздухе устанавливается система разделения уходящих газов абсорбцией. Несомненным достоинством подхода является возможность внедрения на действующих электростанциях без модернизации существующего оборудования, необходима лишь установка системы абсорбции углекислого газа. Недостатками метода являются существенное снижение КПД ТЭС, увеличение затрат на собственные нужды и УКЗ по сравнению с пылеугольным блоком без систем CCS, а также невозможность получения некоторых дополнительных продуктов (водорода, метанола и др.) в отличие от ПГУ IGCC/CCS.
Наибольшее распространение в качестве абсорбента СО2 получили моноэтаноламин (МЭА), соединения аммиака и карбонат калия. Первая установка работающая по этой технологии, была запущена на угольной ТЭС Pleasant Prairie (США, штат Висконсин) компании WeEnergiesв 2008 году. На одном из двух блоков станции мощностью 617 МВт была установлена система абсорбции углекислого газа мощностью 5 МВт. В этой схеме менее 1% уходящих газов идет в систему абсорбции, а степень улавливания углекислого газа составляет 90%. Стоимость проекта – около 10 млн. долларов. В апреле 2009 года в Швеции на ТЭС Karlshamn была запущена вторая установка абсорбции СО2 аммиаком мощностью 5 МВт. В планах компании Alstom совместно с AEP запустить в 2011 году установку мощностью 200 МВт на ТЭС Northeastern (США). Согласно расчетам мощность паровой турбины в данном случае снизится на 8%, а затраты на собственные нужды увеличатся почти на 80%.
При сжигании топлива в кислороде (Oxyfuelcombustion) устанавливается система разделения уходящих газов, работа которой основана на процессе конденсации. При сжигании топлива в воздухе сложности с улавливанием СО2 в значительной степени связаны с его низкой концентрацией в дымовых газах. Кислородное сжигание позволяет получить дымовые газы с содержанием СО2 более 90%, что существенно облегчает его сепарацию. Промышленных установок, работающих по данной технологии, пока нет: сдерживающими факторами являются высокая температура в зоне горения, высокие затраты на получение кислорода (2–4% от мощности блока) и рециркуляцию газов. Первой в мире демонстрационной ТЭС с технологией такой является установка с пылеугольным энергоблоком мощностью 30 МВт на территории комбината Schwarze Pumpe (Германия), запущенная в 2008 году. В данном проекте СО2 сжимается в компрессоре до 50 МПа и депонируется на глубину около 1000 м.
При использовании схемы с газификацией твердого топлива ограничения по концентрации кислорода снимаются, а механизм рециркуляции исключается полностью. Понижение адиабатной температуры горения происходит в основном за счет более чем трехкратного уменьшения экзотермического эффекта окисления углерода до монооксида вместо диоксида, а также в результате химического охлаждения (квенчинга) при восстановлении реагирующей смеси водяного пара или СО2, вводимых в реактор для регулирования в сравнительно небольших количествах до водорода и оксида углерода. Строительство новых ТЭС с системами CCS планируется во многих странах мира – Германии, США, Великобритании, Канаде, Австралии и др.
Проекты ПГУ IGCC/CCS cо связыванием СО2 после сжигания в турбине. Данная установка внедряется компанией CES на демонстрационной ТЭС Kimberlina (Калифорния, США) в рамках проекта Zero emission power plants (ZEPP). Развитие установки намечено в три этапа. На первом предполагается использовать в качестве топлива природный газ, на втором – синтез-газ внутрицикловой газификации угля / биомассы с системой CCS после сгорания (Oxyfuel), на третьем – создание ПГУ IGCC / CCS на базе высокотемпературной паротурбинной установки (ВПТУ).
Согласно схеме второго этапа, очищенный синтез-газ, состоящий из Н2, СО и СО2, направляется в камеру сгорания газовой турбины для сжигания в кислороде. В результате на выходе из газовой турбины получают смесь водяного пара и углекислого газа, разделение которой происходит в конденсаторе/сепараторе. Полученная в конденсаторе вода после нагрева используется для снижения температуры в камере сгорания газовой турбины до 538–593°С. Особенностью камеры сгорания является подача в нее не чистого водорода, а смеси газов – CO, CO2, H2, H2O. Это может быть синтез-газ из угля/биомассы или природный газ.
Аналогичные проекты будут реализованы компанией CESв Голландии (проект SEQ-1), Норвегии (проект ZENG) и США.
К 2015 году компания CES планирует модернизировать данную технологию (третий этап) путем объединения газовой и паровой турбины в одном агрегате – высокотемпературной паротурбинной установке ВПТУ. Модернизированная схема связывания СО2 после сжигания показана на рисунке 2:
1 – газификатор с газоохладителем; 2 – система газоочистки; 3 – ВПТУ.
Рисунок 2. Модернизированная схема ПГУ-Т IGCC/CCS со связыванием СО2 после сжигания и с ВПТУ.
Предполагается, что ВПТУ будет состоять из трех цилиндров. Между ЦВД и ЦСД планируется установка дополнительной камеры сгорания для повышения температуры пара на входе в ЦСД, выполняющей функцию промперегрева.
Несомненным достоинством метода является возможность получения дополнительных продуктов из угля, несколько более высокий КПД ПГУ по сравнению с пылеугольными блоками, а также новые возможности для развития турбостроения.