t - Nowe technologie w energetyce

EFEKTYWNOŚĆ EKONOMICZNA UKŁADU GAZOWO-PAROWEGO
ZINTEGROWANEGO ZE ZGAZOWANIEM WĘGLA ORAZ Z INSTALACJĄ
CCS
Autor: Katarzyna Janusz-Szymańska
(„Rynek Energii” – nr 5/2012)
Słowa kluczowe: IGCC, wychwyt CO2, sprawności cząstkowe, cena energii
Streszczenie. W artykule przeprowadzono analizę efektywności ekonomicznej elektrowni IGCC. Badany układ składa się
z generatora gazu, instalacji wychwytu i separacji CO2 oraz z układu gazowo-parowego. Dla wybranego układu IGGC zintegrowanego z instalacją CCS określono nakłady inwestycyjne. Wyznaczono podstawowe wskaźniki efektywności ekonomicznej. Obliczono graniczną cenę sprzedaży energii elektrycznej oraz koszt emisji unikniętej. Analizowano wpływ zmiany
sprawności układu oraz wskaźnika potrzeb własnych układu na koszt wytworzenia 1MWh energii elektrycznej. Również
określono wpływ dyspozycyjności, wysokości nakładów inwestycyjnych, ceny paliwa na poszczególne składniki kosztowe
oraz na wielkości makroekonomiczne.
1. WPROWADZENIE
Ponad 50% wytwarzanej energii elektrycznej w UE pochodzi ze spalania paliw kopalnych (węgla i gazu
ziemnego), natomiast około 40% energii elektrycznej w skali świata wytwarzana jest z węgla. Pomimo
rosnącego zużycia energii elektrycznej sytuacja odnośnie paliw nie zmieni się znacząco w najbliższej
przyszłości [1].
Sprawność wytwarzania energii elektrycznej w blokach węglowych na parametry nadkrytyczne przekroczy w najbliższym czasie 50% [2]. Wymogi związane z ograniczeniem emisji CO2 i stosowaniem
instalacji CCS (ang. Carbon Capture and Storage) sprawność tę obniżają o 5÷9 punktów procentowych
[3,4]. W układach gazowo-parowych opalanych gazem odpowiednio dobrane parametry [5,6] i struktura [7] zapewniają osiągnięcie wysokiej sprawności, w przypadku elektrociepłowni dochodzącej do 80%
[5,8], dla elektrowni do 60% [2]. Stosowanie gazu ziemnego oprócz wysokiej sprawności powoduje
obniżenie emisji CO2 [2]. Dlatego też analizowane są w literaturze przedmiotu układy równoległe dwupaliwowe np. węgiel - gaz ziemny [9,10] lub węgiel biomasa [11]. Inną z technologii są układy
gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem węgla tzw. układy IGCC (ang. Integrated Gasification
Combined Cycle) [12].
Układy IGCC zintegrowane z instalacją do wychwytu i składowania CO2 zaliczane są do technologii
czystego węgla, które pozwalają na znaczną redukcję emisji szkodliwych substancji do środowiska.
2. UKŁAD IGCC
Układy IGCC charakteryzują się przede wszystkim stosunkowo wysoką sprawnością produkcji energii
elektrycznej (na poziomie 40÷50% [12]), niską emisją zanieczyszczeń oraz wysoką elastycznością paliwową (możliwość wykorzystania paliw różnych jakości). Wprowadzenie instalacji CCS istotnie
wpływa na obniżenie sprawności całego układu (do poziomu około 31,5÷40%) [13].
W układach IGCC w generatorze następuje zamiana substancji zgazowywanej np. węgla kamiennego,
brunatnego, biomasy [14,15], w nisko i średnio-kaloryczne paliwo gazowe, którego skład zależy od
zastosowanego paliwa oraz technologii zgazowania. Powstały gaz głównie składa się z tlenku węgla i
wodoru oraz różnego typu zanieczyszczeń pyłowych i gazowych, które w znacznym stopniu muszą zostać usunięte przed spaleniem tego gazu w turbinie gazowej. Ponadto do zgazowania najczęściej wykorzystywany jest tlen (wytwarzany w tlenowni - ASU), bądź powietrze i para wodna.
Wychwyt ditlenku węgla w układach IGCC wymaga wprowadzenia pewnych modyfikacji. W celu
zwiększenia udziału CO2 w gazie procesowym konieczne jest wprowadzenie reaktora Shift – układu
konwersji CO do CO2. Istotne jest również dostosowanie turbiny gazowej do spalania paliwa o znacznej
zawartości wodoru [16]. Konieczne jest także dobudowanie instalacji wychwytu CO2 i przygotowania
go do dalszego transportu (instalacja sprężania CO2). Przykładowy schemat układu IGCC zintegrowanego z instalacją CCS jest przedstawiony na rys. 1.
W układach IGCC ditlenek węgla wychwytywany jest przed procesem spalania – z gazu syntezowego,
który składa się głównie z tlenku węgla i wodoru. Do wychwytu CO2 z gazu syntezowego wykorzystane mogą być różne procesy, które bazują na absorpcji chemicznej lub fizycznej, adsorpcji, separacji
kriogenicznej lub też membranowej [17]. Procesy te są na różnym etapie rozwoju technologicznego, w
związku z czym możliwość ich wykorzystania dla układów IGCC jest różna.
Rys. 1. Schemat układu IGCC zintegrowanego z instalacją wychwytu CO2; C – sprężarka,
T – turbina, CCH – komora spalania, KO – kocioł odzyskowy, ST – turbina parowa, ASU – tlenownia
Dojrzałe technologicznie wykorzystują właściwie wyłącznie absorpcję zarówno fizyczną (Selexol) jak
i chemiczną (MEA, MDEA). Procesy absorpcji wymagają dużej czystości gazu, jak również doprowadzenia znacznych ilości ciepła do wydzielenie CO2 z rozpuszczalnika. Ze względu na duże zapotrzebowanie energii procesy wykorzystujące separację kriogeniczną nie są brane pod uwagę jako przyszłościowe dla układów IGCC [7]. Natomiast atrakcyjne pod względem kosztów jak i zapotrzebowania na
energię wydają się być procesy membranowe. Techniki membranowej separacji gazów są znane i wykorzystywane od wielu lat w przemyśle chemicznym, petrochemicznym np. do oczyszczania gazu
ziemnego czy do separacji tlenu z powietrza.
W układach IGCC gaz syntezowy składa się głównie z wodoru i tlenku węgla (który po reakcji Shift
zamienia się w CO2), zatem membrany wykorzystywane w tych układach to membrany najczęściej selektywne dla wodoru (rozdział H2/CO2) lub selektywne dla ditlenku węgla (rozdział CO2/H2).
3. ANALIZA TERMODYNAMICZNA I EKONOMICZNAUKŁADU IGCC
Sprawność energetyczna brutto układu IGCC zintegrowanego z instalacją wychwytu CO2 wynosi:
η IGCC =
N TG + N TP − N ASU − N CCS − N AUX
( m& pWd ) w
(1)
Można ją również określić równaniem:
η IGCC = ηbr (1 − δ ) ,
(2)
N TG + N TP
,
( m& pWd ) w
(3)
gdzie sprawność układu brutto to
η br =
natomiast wskaźnik potrzeb własnych to:
δ = δ ASU + δ CCS + δ AUX ,
(4)
gdzie:
δ ASU =
N ASU
N TG + N TP
, δ CCS =
N CCS
N TG + N TP
, δ AUX =
N AUX
N TG + N TP
Wykorzystując [2, 12, 13] dla układu IGCC bez i z instalacją CCS określono sprawność ηbr = 0,5, zaś
wskaźnik potrzeb własnych dla układu z CCS wynosi δ = 0,3410, a dla układu bez CCS jest równy
δ = 0,1760. Tak więc sprawność wytwarzania energii elektrycznej w układzie IGCC zintegrowanego z
instalacją CCS wynosi 0,3295, natomiast w układzie IGGC bez CCS sprawność ta wynosi 0,4120
(układ taki oznaczony jest dalej jako referencyjny -REF).
W analizach opłacalności inwestycji energetycznych stosuje się różne metody i wskaźniki oceny efektywności ekonomicznej. Przeprowadzoną analizę opłacalności budowy bloku IGCC zintegrowanego z
instalacją CCS oparto o wartość zaktualizowaną netto NPV. NPV jest sumą, zdyskontowanych oddzielnie dla każdego roku przepływów pieniężnych netto, zaobserwowanych w całym cyklu życia projektu,
przy założonym stałym poziomie stopy dyskontowej. NPV oznacza zatem zysk, jaki osiągnie potencjalny inwestor. Wybór wariantu optymalnego inwestycji powinien być dokonany przy założeniu NPV →
max.
Do obliczenia wartości NPV wykorzystuje się następującą zależność:
N
NPV = ∑
t =1
CFt
(1 + r )t
,
(8)
gdzie r – stopa dyskonta, t – kolejne lata budowy i eksploatacji układu.
Pochodną metody NPV jest metoda bazująca na określeniu progu rentowności BEP (ang. Break Even
Point). Metoda ta zakłada wyznaczenie granicznej wartości jednej z wielkości strumienia środków pieniężnych netto CFt. Wartość wybranej wielkości wyznaczana jest z warunku NPV = 0.
W analizie efektywności ekonomicznej układu IGCC z instalacją wychwytu CO2 za funkcję celu przyjęto graniczną cenę sprzedaży energii elektrycznej. Cena ta określa próg rentowności, tzn. taką sytuację,
w której uzyskane przychody ze sprzedaży energii elektrycznej zrównują poniesione wydatki.
Strumień środków pieniężnych netto CFt wyznaczamy z zależności:
CFt = [− J + Sel − (KPR + Pd + Kobr ) + A + F + L]t ,
(9)
gdzie: J - całkowite nakłady inwestycyjne, Sel - przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, KPR - całkowite koszty produkcji, Pd - wartość podatku dochodowego, Kobr - koszty kapitału obrotowego, A wartość amortyzacji, F - koszty pozyskania kredytu, L - wartość likwidacyjna określaną dla ostatniego
roku użytkowania układu IGCC.
Nakłady inwestycyjne na budowę układu IGCC w uproszczonej analizie można wyznaczyć z zależności
J = i N ⋅ N el ,
(10)
gdzie: iN – jednostkowe nakłady inwestycyjne na moc, USD/kW.
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej wyznacza się z zależności
S el = (1 − δ ) N el,REF ⋅ Cel ⋅ τ el ,
(11)
gdzie: Cel – średnia cena sprzedaży energii elektrycznej, PLN /MWh, τel – roczny całkowity czas pracy,
h.
Całkowite koszty produkcji stanową sumę poszczególnych kosztów i są obliczane ze wzoru
K PR =K F + K o + K ps + K E + K sr + K r + A + F
(12)
gdzie:
KF
–
koszt
paliwa,
Ko
–
koszt
obsługi,
Kps – koszt pozostałych surowców, KE – koszt eksploatacyjny, Ksr – koszt użytkowania środowiska,
Kr – koszt remontów, A – amortyzacja, F – odsetki.
W analizie ekonomicznej wyznaczono graniczną cenę sprzedaży energii elektrycznej Cgr którą dla układu IGCC oznaczono indeksem „REF”, a dla układu IGCC zintegrowanego z instalacją CCS oznaczono
indeksem „CCS”.
Wielkości te wyznaczono z równania:
t =N
∑
C gr =
t =0
[J + (K PR + Pd + K obr ) − A − F − L]t
(1 + r )t
t =N
∑
((1 − δ ) N
el,REF
t
(1 + r )
t =0
⋅ τ el )t
. (13)
Zakładając stabilność kosztów paliwa oraz pozostałych kosztów, jak i poziom produkcji energii elektrycznej równanie (13) na graniczną cenę sprzedaży energii elektrycznej można zapisać także w postaci
C gr = CJ + CF + CNF ,
(14)
gdzie: CJ – składowa inwestycyjna, CF – składowa paliwowa, CNF – składowa pozapaliwowa.
Są one wyznaczane z następujących zależności [2]:
t=N
CJ =
t=N
∑
t =0
[J ]t
∑ (1 + r )
t =0
t
(1 − δ ) N el, REF ⋅ τ el
(1 + r )t
(15)
t=N
CF =
t=N
∑
t=N
∑
p t
(1 − δ ) N el, REF ⋅ τ el
(16)
(1 + r )t
t=N
[K NF ]t
∑
t
t = 0 (1 + r )
(1 − δ ) N el, REF ⋅ τ el
(17)
t
t=0
t =0
C NF =
[K ]
∑ (1 + r )
t =0
(1 + r )t
Istotnym wskaźnikiem ekonomicznym w przypadku układów połączonych z instalacją wychwytu CO2
jest koszt emisji unikniętej ditlenku węgla (CAV). Wartość ta wyznaczana jest z równania:
gr
gr
CCCS
− CREF
,
EAV
(18)
(n)
(n)
EAV = EREF
− ECCS
.
(19)
CAV =
gdzie
Określenie kosztu emisji unikniętej jest użyteczne przy porównywaniu z innymi technologiami wychwytu ditlenku węgla, jak również przy porównaniu z kosztem zakupu uprawnień do emisji CO2.
Założenia przyjęte w obliczeniach ekonomicznych przedstawiono w tabeli 1.
Tabela 1
Główne założenia do analizy ekonomicznej
Parametr charakterystyczny
Moc brutto
Czas pracy
Nakłady inwestycyjne na IGCC
Nakłady inwestycyjne na IGCC z CCS
Czas budowy
Podział kosztów inwestycyjnych na poszczególne lata budowy
Udział środków własnych w finansowaniu inwestycji
Udział kredytu komercyjnego w finansowaniu inwestycji
Oprocentowanie kredytu
Czas spłaty kredytu
Stopa dyskonta
Czas użytkowania układu IGCC
Średnia stawka amortyzacji
Stawka podatku dochodowego
Koszty remontów odniesione do nakładów inwestycyjnych
Cena węgla
Zatrudnienie
Jednostka
MW
h/rok
USD/kW
USD/kW
lata
%
%
%
%
lata
%
lata
%
%
%, 1 rok
%, 2-3 rok
%, 4-7 rok
%, 8-11 rok
%, 12-15 rok
%, 16-20 rok
PLN/GJ
osoba/MW
Wartość
693,5
7000
2000
2700
3
15/30/55
25
75
6
10
6,2
20
6,667
19
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
14,48
0,4
Wynagrodzenie
Koszt zakupu membran
Żywotność membran
Wartość likwidacyjna odniesiona do nakładów inwestycyjnych
Koszt uprawnień do emisji CO2
Kursy walut: 1 EUR
1 USD
EUR/osoba/m-c
USD/m2
lata
%
PLN/Mg
PLN
PLN
1100
20
5
20
50
4,26
3,39
W tabeli 2 przedstawiono wyniki analizy ekonomicznej, natomiast na wykresie rys.2 pokazano emisję
ditlenku węgla z układu IGCC bez i z instalacją CCS.
Przeprowadzono szereg analiz wrażliwości m.in. zmiany sprawności i współczynnika potrzeb własnych
układu, wpływu czasu pracy układu, zmiany nakładów inwestycyjnych, zmiany ceny paliwa na składowe ceny energii elektrycznej oraz na graniczną cenę sprzedaży energii elektrycznej i kosztu emisji
unikniętej dla układu IGCC bez i z instalacją CCS. Wyniki tych analiz przedstawiono na rys. 3 – 10.
W pierwszej kolejności zbadano wpływ zmiany sprawności oraz wskaźnika potrzeb własnych układu
IGCC bez i z instalacja CCS. Zarówno sprawność jak i potrzeby własne zmieniono o 10%. Wyniki
przedstawiono na rys.3 i rys.4. Wzrost sprawności układu IGGC o 10% powoduje spadek ceny energii
elektrycznej o niecałe 16 PLN/MWh, natomiast dla układu IGGC zintegrowanego z wychwytem CO2
skutkuje obniżeniem ceny energii elektrycznej do wartości 403, 7 PLN/MWh. Zmiana wskaźnika potrzeb własnych dla układu IGCC bez instalacji CCS powoduje zmianę w cenie energii elektrycznej o
około 8 PLN/MWh, natomiast dla układu zintegrowanego z wychwytem CO2 zmiana ceny ulega o około 21 PLN/MWh.
Rys. 2. Emisja CO2 z układu IGCC zintegrowanego
z instalacją CCS oraz emisja uniknięta
Największy wpływ na koszt emisji unikniętej ma zmiana wskaźnika potrzeb własnych dla układu IGCC
zintegrowanego z separacją CO2. Zmiana tego wskaźnika o 10% powoduje zmianę w koszcie emisji
unikniętej o około 30 PLN/MgCO2. Zmiana sprawności układu o 10% powoduje zmianę w koszcie emisji unikniętej o 14,8 PLN/MgCO2.
Na rys. 5 i 6 przedstawiono wpływ poszczególnych składowych ceny wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej na koszt całkowity energii elektrycznej dla układu IGCC bez i z instalacją CCS jako funkcja
dyspozycyjności układu. Największy udział w koszcie wytworzenia energii elektrycznej ma składowa
inwestycyjna. Dość znaczący udział w tym koszcie ma również składowa paliwowa, która jest niezależna od czasu pracy bloku.
Tabela 2
Wyniki analizy ekonomicznej
Parametr charakterystyczny
Jednostkowy nakład inwestycyjny na
referencyjny układ IGCC, USD/kW
Nakład jednostkowy na układ IGCC
zintegrowany z CCS, USD/kW
Wskaźnik potrzeb własnych ukł. IGCC
bez CCS
Wskaźnik potrzeb własnych ukł. IGCC
z CCS
Graniczna cena sprzedaży energii elekgr
trycznej C REF
, PLN/MWh
Graniczna cena sprzedaży energii elekgr
trycznej po separacji CO2 C CCS
,
PLN/MWh
Koszt emisji unikniętej CAV,
PLN/MgCO2
Wartość
2000
2700
0,176
0,341
322,1
418,6
133,3
Rys. 3. Wpływ zmiany sprawności oraz wskaźnika potrzeb własnych układu IGCC na cenę energii elektrycznej
Rys. 4. Wpływ zmiany sprawności oraz wskaźnika potrzeb własnych układu IGCC na koszt emisji unikniętej
Rys. 5. Wpływ czasu pracy bloku na składowe cząstkowe oraz na graniczną cenę sprzedaży energii elektrycznej
Rys. 6. Wpływ czasu pracy bloku na składowe cząstkowe oraz na graniczną cenę sprzedaży energii elektrycznej
dla układu z instalcją CCS
Dla przyjętych złożeń składowa kosztu paliwowego dla układu IGCC bez wychwytu CO2 i dla zwiększonego czasu pracy do 8500 h rocznie przewyższa składowa inwestycyjną o około 13 PLN/MWh. Z
przeprowadzonej analizy wynika również, że najmniejszy wpływ na cenę energii elektrycznej ma składowa pozapaliwowa, i jest ona wyższa w układzie IGCC bez instalacji CCS niż dla układu zintegrowanego z wychwytem CO2 o około 30 PLN/MWh.
Na rys.7 i 8 przedstawiono wpływ zmiany nakładów inwestycyjnych na koszt wyprodukowania energii
elektrycznej i koszt emisji unikniętej. Nakłady te zmieniano dla wartości 0,8 oraz 1,5 nominalnych nakładów inwestycyjnych dla układu bez i z instalacją CCS. Z przeprowadzonej analizy wynika, że zarówno spada cena energii elektrycznej jak i koszt emisji unikniętej im są mniejsze nakłady inwestycyjne
na budowę układu.
Rys. 7. Wpływ zmiany nakładów inwestycyjnych oraz czasu pracy bloku na graniczną cenę sprzedaży energii elektrycznej
Rys. 8. Wpływ zmiany nakładów inwestycyjnych oraz czasu pracy układu IGCC na koszt emisji unikniętej
Rys. 9. Wpływ zmiany ceny paliwa oraz czasu pracy układu na graniczną cenę sprzedaży energii elektrycznej
Rys. 10. Wpływ zmiany ceny paliwa oraz czasu pracy układu IGCC na koszt emisji unikniętej
Na rys.9 i rys.10 przedstawiono wyniki analizy zmiany ceny paliwa oraz dyspozycyjności układu IGCC
na cenę energii elektrycznej i koszt emisji unikniętej. Również wydłużenie czasu pracy obniża zarówno
cenę energii elektrycznej jak i koszt emisji unikniętej. Zwiększając czas pracy układu do 8500h obniża
się cena energii elektrycznej o około 44 PLN dla układu z wychwytem CO2, a dla układu bez instalacji
CCS cena zmienia się o 25 PLN.
Istotną rolę w koszcie wytworzenia energii elektrycznej ma cena paliwa. Analiza wrażliwości wpływu
ceny paliwa została wykonana dla zmiany ceny węgla w granicach 0,8 i 1,5 ceny nominalnej przyjętej
do obliczeń.
4. WNIOSKI
W pracy przedstawiono wyniki analizy ekonomicznej dla układu IGCC zintegrowanego z instalacją
wychwytu CO2. Przeprowadzona analiza uwzględnia w swych założeniach zarówno nakłady, jak
i koszty związane z układem wychwytu ditlenku węgla. Istotnym elementem analizy ekonomicznej
każdego bloku energetycznego z wychwytem CO2 jest podanie granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej wyznaczonej z warunku NPV=0 oraz kosztu emisji unikniętej. Wyznaczona cena energii elektrycznej dla układu IGCC bez wychwytu CO2 jest równa 322,1 PLN/MWh, natomiast po integracji
układu IGCC z instalacją CCS koszt wyprodukowania 1 MWh energii elektrycznej wzrasta o ponad
96 PLN i wynosi 418,6 PLN/MWh. Koszt emisji unikniętej ditlenku węgla kształtuje się na poziomie
133,3 PLN/MgCO2.
Przeprowadzono szereg analiz wrażliwości. Badano wpływ zmiany sprawności układu, wskaźnika potrzeb własnych, nakładów inwestycyjnych oraz ceny paliwa i dyspozycyjność układu,. Cena wyprodukowania 1 MWh energii elektrycznej maleje wraz ze wzrostem dyspozycyjności układu IGCC. Również wraz ze zmniejszeniem nakładów inwestycyjnych na budowę układu spada zarówno cena energii
elektrycznej jak i koszt emisji unikniętej. Największy wpływ na cenę energii elektrycznej oraz koszt
emisji unikniętej ma zmiana wskaźnika potrzeb własnych dla układu IGCC zintegrowanego z instalacją
CCS. Wzrost tego wskaźnika o 10 procent powoduje wzrost ceny o 20 PLN natomiast koszt emisji
unikniętej wzrasta o ponad 30 PLN do wartości 166 PLN/MgCO2.
LITERATURA
[1] Franco A., Diaz A.R.: The future challenges for ‘‘clean coal technologies’’: Joining efficiency increase and pollutant emission control. Energy 34 (2009), 348–354
[2] Kotowicz J., Skorek - Osikowska A., Bartela Ł.: Economic and environmental evaluation of selected advanced power generation technologies. Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Part A: Journal of Power and Energy 2011;225(3):221-232
[3] Kotowicz J., Bartela Ł.: Optimisation of the connection of membrane CCS installation with a supercritical coal- fired power plant. Energy 2012;38:118-127
[4] Kotowicz J., Chmielniak T, Janusz - Szymańska K.: The influence of membrane CO2 separation on
the efficiency of a coal-fired power plant. Energy 2010;35(2):841-850
[5] Kotowicz J., Bartela Ł.: The influence of the legal and economical environment and the profile of
activities on the optimal design features of a natural-gas-fired combined heat and power plant. Energy 2011;36(1):328-338
[6] Kotowicz J., Bartela Ł.: The influence of economic parameters on the optimal values of the design
variables of a combined cycle plant. Energy 2010;35(2):911-919
[7] Kotowicz J., Bartela Ł., Balicki A.: Thermodynamic analysis of a new conception of supplementary firing in a combined cycle. Archives of Thermodynamics 2010;31(4):15-24
[8] Kotowicz J., Lepszy S.: Wpływ temperatury otoczenia i strumieni ciepła grzewczego na charakterystyki termodynamiczne elektrociepłowni gazowo-parowej. Inżynieria Chemiczna i Procesowa
2005;26(4):907-922
[9] Kotowicz J.: Nadbudowa bloków parowych o parametrach nadkrytycznych turbinami gazowymi.
Rynek Energii 2008;77(4):45-49
[10] Chmielniak T.J., Kotowicz J., Łyczko J.: Parametric analysis of a dual fuel parallel coupled combined cycle. Energy 2001;26(12):1063-1074
[11] Kotowicz J., Bartela Ł.: Równoległe współspalanie biomasy w nadkrytycznym bloku węglowym Część I. Rynek Energii 2008;79(6):69-74
[12] Kotowicz J., Iluk T.: Układy gazowo - parowe zintegrowane ze zgazowaniem. Rynek Energii
2008;76(3):34-40
[13] Kotowicz J., Skorek - Osikowska A., Janusz - Szymańska K.: Membrane separation of carbon dioxide in the integrated gasificaion combined cycle systems. Archives of Thermodynamics
2010;31(3):145-164
[14] Sobolewski A., Kotowicz J., Iluk T., Matuszek K.: Badania eksperymentalne zgazowania biomasy
pod katem wykorzystania gazu procesowego w układzie kogeneracji. Przemysł Chemiczny
2010;89(6):794-798
[15] Sobolewski A., Kotowicz J., Iluk T., Matuszek K.: Wpływ rodzaju biomasy na parametry pracy
generatora gazu ze złożem stałym. Rynek Energii 2009;82(3):53-58
[16] Miller, A., Lewandowski, J., Badyda, K., Kiryk, S., Milewski, J.: Hydrogen combustion turbine
cycles. (2003) Archives of Thermodynamics, 24 (3), pp. 17-30
[17] Kotowicz J., Janusz - Szymańska K.: Influence of membrane CO2 separation on the operating characteristics of a coal-fired power plant. Chemical and Process Engineering - Inżynieria Chemiczna i
Procesowa 2010;31(4):681-698
Praca naukowa finansowana przez Ministerstwo Nauki i Szkolnictwa Wyższego ze środków na naukę w
latach 2009-2012 jako projekt badawczy nr 3605/B/T02/2009/37.
ECONOMIC EFFICIENCY
INSTALLATION
OF
AN
IGCC
SYSTEM
INTEGRETED
WITH
CCS
Key words: IGCC, CCS, CO2 capture, partial efficiency, break-event price
Summary. In this article the economic efficiency of an IGCC power plant was analyzed. This system consists of a gas generator, CO2 membrane installation (CCS) and a combined cycle. The investment cost was assumed for the selected IGCC
systems integrated with the CCS installation. The basic indicators of economic analysis were determined. For the conducted
analysis it is essential to determine the break-even price of electricity, as well as the cost of CO2 avoided emission. The effect of changes of the efficiency of the system and the auxiliary power rate on the price of 1 MWh of electricity was analyzed. Also, the effect of the availability, the investment cost, the price of fuel, the cost of individual elements and the size
of macroeconomic factors was analyzed.
Katarzyna Janusz-Szymańska, dr inż. Jest adiunktem w Zakładzie Miernictwa i Automatyki Procesów Energetycznych w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, 44-100 Gliwice. E-mail: [email protected]