Thermal cycles for fossil fuel fired power plants with integrated CO2 capture technologies

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.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

Thermal cycles for fossil fuel fired power plants with integrated CO2 capture technologies

126 σ.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.Αντώνιος Κ. Κουμανάκο

Auditor awareness of earnings management

This study examines whether auditor reporting in Greece is associated with different levels of discretionary accruals – a common proxy for earnings management. We focus our research on 91 cases of quoted companies on the Athens Stock Exchange (ASE). These are listed companies that were asked in year 2003 by the Athens Stock Exchange Board to quantify the effects of the qualifications made by their external auditors and post them in the ASE website. Those auditors' reports were referred to published financial statements of the year 2002. By employing some variations of the traditional Jones-discretionary accrual model, we document that several major Greek companies in financial distress with qualified audit opinions do appear to manipulate their reported earnings by exploiting the weaknesses of the Greek GAAP.auditing; earnings management; financial distress; Greece; qualified opinions; auditor awareness; Greece; auditor reporting; discretionary accruals; Athens Stock Exchange; Greek GAAP.

NOVEL CONCEPTS FOR NEAR-ZERO EMISSIONS IGCC POWER PLANTS by

The pa per aims in ex am in ing and eval u at ing the state-of-the-art in tech no-log i cal con cepts to wards zero-emis sion coal-fired power plants. The dis-cus sion is based on the eval u a tion of a novel con cept deal ing with the car-bon ation-cal ci na tion pro cess of lime for CO2 cap ture from coal-fired power plants, com pared to the in te gra tion of CO2 cap ture in an In te grated Gasi fi-ca tion Com bined Cy cle power plant. Re sults from ther mo dy namic sim u la-tions deal ing with the most im por tant fea tures for CO2 re duc tion are pre-sented. Pre lim i nary eco nomic con sid er ations are made, tak ing into ac count in vest ment and op er at ing costs, in or der to as sess the elec tric ity cost re lated to the two dif fer ent tech no log i cal ap proaches. The cy cle cal cu la tions were per formed with the ther mo dy namic cy cle cal cu-la tion soft ware ENBIPRO (ENergie-BIllanz-PRO gram), a pow er ful tool for heat and mass bal ance solv ing of com plex ther mo dy namic cir cuits, cal cu la-tion of ef fi ciency, exergetic and exergoeconomic anal y sis of power plants. The soft ware code mod els all pieces of equip ment that usu ally ap pear in power plant in stal la tions and can ac cu rately cal cu late all ther mo dy namic prop er ties at each node of the ther mo dy namic cir cuit, power con sump tion of each com po nent, flue gas com po si tion etc. [1]. The code has proven its va lid ity by ac cu rately sim u lat ing a large num ber of power plants and through com par i son of the re sults with other com mer cial soft ware. Key words: IGCC power plants, CO2 captur

Novel concepts for near-zero emissions IGCC power plants

The paper aims in examining and evaluating the state-of-the-art in technological concepts towards zero-emission coal-fired power plants. The discussion is based on the evaluation of a novel concept dealing with the carbonation-calcination process of lime for CO2 capture from coal-fired power plants, compared to the integration of CO2 capture in an Integrated Gasification Combined Cycle power plant. Results from thermodynamic simulations dealing with the most important features for CO2 reduction are presented. Preliminary economic considerations are made, taking into account investment and operating costs, in order to assess the electricity cost related to the two different technological approaches. The cycle calculations were performed with the thermodynamic cycle calculation software ENBIPRO (ENergie-BIllanz-PROgram), a powerful tool for heat and mass balance solving of complex thermodynamic circuits, calculation of efficiency, exergetic and exergoeconomic analysis of power plants. The software code models all pieces of equipment that usually appear in power plant installations and can accurately calculate all thermodynamic properties at each node of the thermodynamic circuit, power consumption of each component, flue gas composition etc. [1]. The code has proven its validity by accurately simulating a large number of power plants and through comparison of the results with other commercial software.