WarmteKrachtKoppeling
in de LNG-terminal van Zeebrugge

Electrabel ontwikkelt sinds verscheidene jaren een actief beleid van warmtekrachtkoppeling met haar industriële partners. In partnerschap met diverse bedrijven werden de voorbije jaren voor ongeveer 600 MW aan warmtekrachtkoppelingprojecten gerealiseerd of beslist. Wat aansluit bij het Electrabel-beleid om de uitbreiding van het vermogen aan warmtekrachtkoppeling gestaag verder te zetten.

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Onlangs werd een nieuwe parel op de kroon bijgezet door het opstarten van de warmtekrachteenheid in de LNG-terminal van Distrigas in Zeebrugge.

In de aardgasterminal van Distrigas te Zeebrugge wordt LNG of vloeibaar aardgas bij –160° aangevoerd. Het moet worden hervergast tot een temperatuur van – 2°C, zodat het onder een bruikbare vorm in het aardgasnet kan worden geïnjecteerd. Voor de nodige verdampingswarmte zorgt de verbranding van een deel van het aardgas; maar om de energie in de brandstof vervat beter te benutten, besloten Distrigas en Electrabel een warmtekrachteenheid te bouwen.

De installatie bestaat uit een gasturbine, een warmterecuperatietoren en meerdere vergassingsbaden. Terwijl de gasturbine via een alternator maximaal 38 MW elektriciteit aan het net levert, zorgt de recuperatietoren voor grote hoeveelheden lauw water bij 40°C. Die sterk "anergetische" warmtebron volstaat om het zeer koude aardgas in de verbrandingsbaden te verdampen. Bijna alle bruikbare energie van de benodigde brandstof wordt op die manier benut: de totale energieopbrengst bereikt 98%, en dat is uitzonderlijk. De lage-Nox-branders beperken ook hier de vorming van stikstofoxide.

Werkingsprincipe
Er bestaan verscheidene systemen om simultaan warmte en elektriciteit op te wekken. De technologie dient afgestemd op de karakteristieken van de warmtevraag. Om LNG te vergassen, is warmte op erg lage temperatuur vereist, onder de vorm van lauw water (40°C). Een klassieke warmtekrachteenheid met een recuperatie(stoom)ketel is daartoe minder geschikt. Daarom viel de keuze op een bijzonder type warmterecuperatietoren, die ook condensatiewarmte terugwint uit de rookgassen en uit waterdamp. Zo wordt de bovenste verbrandingswarmte van het aardgas benut. Dat verklaart ook het uitzonderlijke energierendement van de installatie.

Het systeem bestaat in hoofdzaak uit een gasturbine, een warmterecuperatietoren en meerdere vergassingsbaden. Terwijl de gasturbine, via een alternator, stroom levert aan het elektriciteitsnet, zorgt de recuperatietoren voor de productie van lauw water. Dat dient om het zeer koude, vloeibare aardgas te verdampen in de vergassingsbaden.

De gasturbine van de warmtekrachtkoppelingeenheid van de LNG-terminal produceert 40 MW met een elektrisch rendement van 38% wat een aardgasverbruik betekent van 40/0,38 = 105,3 MW (10.060 m³/h).

De bestemde elektriciteit is bestemd voor Electrabel. De warmte in de uitlaatgassen van de gasturbine (64 MW bij 480°C) is bestemd voor de LNG-verdampers in de LNG-terminal. Het elektrisch vermogen dat door de gasturbine ontwikkeld wordt, kan geregeld worden in functie van de warmte en de hoeveelheid LNG die men nodig heeft voor de verdamping. Distrigas beslist dus hoeveel vloeibaar aardgas moet verdampen, waarbij Electrabel het elektrisch vermogen krijgt dat overeenstemt met de verdamping van het LNG.

Dankzij deze nieuwe warmterecuperatie-eenheid kan het eigen gasverbruik van de LNG-terminal op jaarbasis van 54 miljoen m³ worden herleid tot 26 miljoen m³. Dit betekent een energiebesparing van 28 miljoen m³ aardgas per jaar. De eigen CO2-uitstoot wordt zo jaarlijks met 60.000 ton verminderd.

Vergeleken met de afzonderlijke productie van elektriciteit en warmte bedraagt de globale energiebesparing 28%. Dit is duidelijk meer dan bij andere cogeneratie-eenheden, waar gemiddeld 20% wordt bespaard. In deze specifieke toepassing kan de waterdamp in de rookgassen inderdaad volledig worden gecondenseerd.

Energetisch rendement
De gasturbine is te vergelijken met een jetmotor. Een compressor zuigt via een filter lucht op uit de omgeving en perst die samen in een verbrandingskamer. Injectoren spuiten er aardgas bij en het mengsel ontbrandt. De hete verbrandingsgassen drijven vervolgens een turbine aan. Die brengt op haar beurt een alternator aan het draaien, die via een transformator stroom levert aan het 36 kV-net.

Een bypass schoorsteen kan een eventueel teveel aan rookgassen in de atmosfeer lozen. Dat is het geval bij een geringe warmtebehoefte en een grote stroomvraag. Het elektrisch rendement bedraagt ca. 38% en het vermogen is max. 43 MW. De gasturbine bestaat uit twee concentrische assen, die aan verschillende snelheden draaien: een eerste as voor de lagedrukcompressor en –turbine, die de alternator aandrijft via een reductiekast, draait aan 3.600 omwentelingen per minuut. Een tweede as omheen de eerste voor de hogedrukcompressor en –turbine draait aan ruim 10.000 omwentelingen per minuut. Dat maakt de opstelling compact.

De warmtekrachtkoppelingeenheid heeft een globaal energetisch rendement van 106,8% Dat bewijst dat de waterdamp, die gevormd wordt bij de gasverbranding in de gasturbine, volledig condenseert en het systeem een toegevoegde warmte levert om het water voor de LNG-verdampers te verwarmen. Die prestaties zijn slechts mogelijk dankzij de koeltoren voor de uitlaatgassen van de gasturbine.

De energiebesparing vergeleken met de afzonderlijke productie van elektrische energie en stoom bedraagt 27,8%. Ter vergelijking: in een centrale van het STEG-type (stoom- en gasturbine) heeft de productie van elektrische energie een rendement van 50% op de COW.

Warmterecuperatie
In de koeltoren van de gasturbine produceert men door warmterecuperatie lauw water van 40°C, dat dan gebruikt wordt om de LNG-verdampers te verwarmen.

De uitlaatgassen verlaten de gasturbine bij 480°C. Om de thermische energie die ze bevatten terug te winnen, worden ze naar de warmterecuperatietoren geleid. Hier moeten ze zo efficiënt mogelijk lauw water van 45°C produceren. Daartoe wordt naast de voelbare warmte, ook een groot deel van de condensatiewarmte van de rookgassen benut. Het proces verloopt in meerdere stappen.

In een eerste fase, het "quenchen" genaamd, worden de uitlaatgassen in de gasturbine afgeschrikt door het verstuiven van water dat onmiddellijk verdampt tot waterdamp. Hierdoor daalt de temperatuur van de gassen heel snel van 480°C tot 65°C, maar worden de uitlaatgassen met waterdamp verzadigd.

In een tweede fase, het "condenseren" genaamd, wordt alle waterdamp gecondenseerd om de extra condensatiewarmte te kunnen recupereren. Ook de waterdamp die ontstaat bij de verbranding van aardgas in de gasturbine komt hierbij aan bod.

Met water van 15°C dat terugstroomt van de LNG-verdampers, besproeit men een gestructureerde roestvaststalen "packing" boven in de koeltoeren. Deze packing bevordert de warmte-uitwisseling tussen de gassen in de gasturbine die verzadigd zijn met waterdamp en het water dat naar beneden druppelt. Mede door de condensatie van de waterdamp uit de uitlaatgassen van de gasturbine (quench en verbranding van aardgas), wordt dit water verwarmd van 15 tot 40°C.

Na het besproeien van de packing wordt het water opgevangen via een vernuftig gotensysteem en naar de binnenwanden van de toren gekanaliseerd. Vervolgens stroomt het onder invloed van de zwaartekracht tot op de bodem. De toren is uiterst efficiënt. Dit blijkt uit de shouwtemperatuur (16°C). Ze ligt nauwelijks 1°C hoger dan die van het geïnjecteerde koelwater.

De warmte die in deze toren gerecupereerd wordt, bedraagt 62 + 10,5 = 72,5 MW. Het lauwe water (40°C) wordt onder in de toren verzameld, weggepompt en gestockeerd in een buffertank, van waar het naar de LNG-verdampers wordt gepompt. Door indirect contact met het vloeibare aardgas dat vergast en opgewarmd moet worden, koelt het water af. Daarop wordt het opnieuw in het bovenste gedeelte van de toren gesproeid bij 15°C.

De pompen van deze waterkringloop verbruiken ongeveer 400 kW elektriciteit, wat niet verwonderlijk is gezien het hoge waterdebiet (2.500 m³/h).

Tenslotte
Door het uitzonderlijk hoge energierendement zijn de emissies in de atmosfeer beperkt. Bovendien komt er geen zwaveldioxide vrij, maar ook de uitstoot van stiksofoxides is miniem door het gebruik van het ‘Dry Low Nox Combustion System" in de gasturbine. Een gecomputeriseerde sturing zorgt ervoor dat de temperatuur in de verbrandingskamers binnen nauwe grenzen blijft, onafhankelijk van de brandstofkenmerken en van de belasting. Zo worden er extreem lage Nox-emissies bekomen (25 ppm – droog, 15% O2).

Door de chemische samenstelling van aardgas (vooral methaan of CH4), is ook de uitstoot van koolzuurgas (CO2) beperkt.

De installatie heeft geen externe koelkring, er wordt dus geen koelwater opgenomen of geloosd. De enige lozing is die van zuiver condenswater uit de rookgassen
door Hubert Lahaut,

Cogénération
au terminal de GNL de Zeebrugge

Electrabel développe depuis plusieurs années avec ses partenaires industriels une politique active de cogénération. C’est ainsi qu’il fut réalisé ou décidé de réaliser, en partenariat avec diverses entreprises, des projets de cogénération à hauteur d’environ 600 MW. Ce qui correspond à la politique d’Electrabel de poursuite constante de l’extension de la puissance dans la cogénération.

A cette couronne vint s’ajouter un nouveau fleuron par la mise en service de l’unité thermique du terminal GNL de Distrigaz à Zeebrugge.

Dans le terminal gazier de Distrigaz à Zeebrugge, le GNL (gaz naturel liquéfié) est amené sous une température de - 160°C. Afin de pouvoir être injecté sous une forme utilisable dans le réseau de distribution de gaz naturel, il doit être à nouveau gazéifié à une température de - 2°C. La chaleur requise pour ce processus de vaporisation est fournie par la combustion d’une partie du gaz naturel; afin d’utiliser alors au mieux l’énergie contenue dans le combustible, Distrigaz et Electrabel décidèrent de construire une unité de centrale thermique.

Cette installation se compose d’une turbine à gaz, d’une tour de récupération de chaleur et de plusieurs bains de gazéification. Alors que la turbine à gaz délivre - via un alternateur - 38 MW d’énergie électrique au réseau, la tour de récupération fournit de grandes quantités d’eau tiède à 40°C. Cette source de chaleur extrêmement "inénergétique" est suffisante pour gazéifier le gaz naturel à très basse température dans les bains de gazéification. De cette manière, quasiment toute l’énergie du combustible nécessaire est utilisée : le rendement d’énergie total se monte à 98%, et ceci est exceptionnel. Les brûleurs à faible Nox limitent également ici la formation d’oxyde d’azote.

Principe de fonctionnement
Il existe divers systèmes pour produire simultanément de la chaleur et de l’électricité. La technologie doit s’adapter aux caractéristiques de la demande de chaleur. Pour gazéifier du GNL, de la chaleur sous très basse température est requise, sous forme d’eau tiède (40°C). Pour ce faire, l’utilisation d’une classique unité de centrale thermique comportant une chaudière à récupération (de vapeur) est moins indiquée. C’est pour cette raison que le choix se porta sur un type particulier de tour de récupération de chaleur, qui récupère également la chaleur de condensation des gaz de fumée et de la vapeur d’eau. De la sorte, le pouvoir calorifique supérieur du gaz naturel est pleinement utilisé. Ceci explique aussi le rendement énergétique exceptionnel de l’installation.

Le système se compose essentiellement d’une turbine à gaz, d’une tour de récupération de chaleur et de plusieurs bains de gazéification. Tandis que la turbine à gaz délivre - via un alternateur - du courant au réseau électrique, la tour de récupération se charge de la production d’eau tiède, qui sert à gazéifier le gaz naturel liquide à très basse température dans les bains de gazéification.

La turbine à gaz de l’unité de cogénération du terminal gazier produit 40 MW sous un rendement électrique de 38%, ce qui requiert donc une consommation de gaz naturel de 40/0,38 = 105,3 MW (10.060 m³/h).

L’électricité ainsi obtenue est destinée à Electrabel. L’énergie calorifique contenue dans les gaz d’échappement de la turbine (64 MW sous 480°C) est destinée aux vaporisateurs de GNL du terminal gazier. La puissance électrique qui est développée par la turbine peut être réglée en fonction de la chaleur et de la quantité de GNL qui est nécessaire en vue de la vaporisation. Distrigaz décide donc de la quantité de gaz liquide qui doit être gazéifiée, alors qu’Electrabel reçoit la puissance électrique qui correspond à la vaporisation du GNL.

Grâce à cette nouvelle unité à récupération de chaleur, la consommation propre du terminal gazier est ramenée, par année, de 54 millions de m³ à 26 millions de m³. Ceci représente une économie d’énergie de 28 millions de m³ de gaz naturel par an. L’émission de CO2 en est réduite de 60.000 tonnes par an.

Comparée à la production séparée de l’électricité et de la chaleur, cette approche combinée permet de réaliser une économie d’énergie globale de 28%. Ceci est manifestement supérieur à ce qui peut être obtenu dans d’autres unités de cogénération, dans lesquelles seulement un cinquième de l’énergie peut être économisé. Dans cette application spécifique, la vapeur d’eau des gaz de fumée peut en effet être complètement condensée.

Rendement énergétique
La turbine à gaz peut être comparée à un moteur à réaction. Un compresseur aspire, via un filtre, de l’air environnant et le comprime dans une chambre de combustion. Des injecteurs y pulvérisent du gaz naturel, ce qui fait s’enflammer le mélange. Les gaz chauds produits par la combustion entraînent alors une turbine. Celle-ci entraîne à son tour un alternateur, qui fournit - après passage dans un transformateur - de l’énergie électrique au réseau à 36 kV.

Une cheminée de ‘bypass’ peut relâcher dans l’atmosphère un éventuel excédent de gaz de fumée. C’est le cas notamment lorsque le besoin en chaleur est faible alors que celui en électricité est important. Le rendement électrique se monte à environ 38% et la puissance est au maximum de 43 MW. La turbine à gaz comporte deux arbres concentriques qui tournent à des vitesses différentes : un premier arbre (intérieur) pour la turbine et le compresseur à basse pression, qui entraîne l’alternateur au travers d’une boîte de vitesses à rapport réducteur, tourne à une vitesse de 3.600 tours par minute. Un second arbre, qui entoure le premier, pour la turbine et le compresseur à haute pression tourne à environ 10.000 tours par minute. Cette configuration rend l’ensemble compact.

L’unité de cogénération présente un rendement énergétique global de 106,8% Ceci prouve que la vapeur d’eau, qui se forme dans la turbine à gaz lors de la combustion du gaz, se condense totalement et que le système délivre une chaleur additionnelle pour le réchauffement de l’eau des vaporisateurs de GNL. Ces performances sont seulement possibles grâce à la tour de refroidissement des gaz d’échappement de la turbine à gaz.

Comparé à la production de façon séparée d’énergie électrique d’une part et de vapeur d’autre part, ceci représente une économie d’énergie de 27,8%. En comparaison, la production d’énergie électrique dans une centrale du type STEG (turbine à gaz et à vapeur) présente un rendement de 50% sur le COW.

Récupération de chaleur
Dans la tour de refroidissement de la turbine à gaz, de l’eau tiède à 40°C est produite par récupération de chaleur, qui peut alors être utilisée pour réchauffer les vaporisateurs de GNL.

Les gaz d’échappement quittent la turbine sous une température de 480°C. Pour récupérer l’énergie thermique qu’ils contiennent, ils sont conduits vers la tour de récupération de chaleur. Ils y produisent de l’eau tiède à 45°C de la manière la plus efficace possible. A cet effet, non seulement la chaleur perceptible est utilisée, mais aussi une grande part de la chaleur de condensation des gaz de fumée. Le processus se déroule en plusieurs étapes.

Durant la première phase, dénommée le "quenching" (trempe), les gaz d’échappement sont brusquement refroidis par nébulisation d’eau qui se vaporise immédiatement en vapeur d’eau. Cette nébulisation provoque une chute très rapide de la température des gaz de 480°C à 65°C, mais les gaz d’échappement sont saturés de vapeur d’eau.

Lors d’une deuxième phase dite de "condensation", toute la vapeur d’eau est condensée pour pouvoir récupérer la chaleur de condensation supplémentaire. La vapeur d’eau qui est produite lors de la combustion du gaz naturel dans la turbine à gaz entre ici aussi en ligne de compte.

On utilise l’eau à 15°C, qui reflue des vaporisateurs de GNL, pour asperger un "packing" structuré fait d’aciers inoxydables qui se trouve dans la partie supérieure de la tour de refroidissement. Ce ‘packing’ facilite l’échange thermique entre les gaz de la turbine, qui sont saturés de vapeur d’eau, et l’eau qui s’égoutte vers le bas. De ce fait, et également grâce à la condensation de la vapeur d’eau des gaz d’échappement de la turbine, cette eau voit sa température passer de 15 à 40°C.

Après avoir aspergé le ‘packing’, l’eau est recueillie dans un ingénieux système de gouttières et elle est canalisée vers les parois intérieures de la tour. Elle coule ensuite vers le bas, par gravité, jusqu’au fond de la tour. Cette tour présente un rendement extrêmement efficace. Ceci est prouvé par la température de la cheminée (16°C), soit 1°C de plus que la température de l’eau de refroidissement injectée.

La chaleur qui est récupérée dans ces tours renferme une énergie de 62 + 10,5 = 72,5 MW. L’eau tiède (40°C) est collectée au bas de la tour, elle y est pompée et stockée dans un réservoir-tampon, d’où elle peut alors être pompée et acheminée vers les vaporisateurs de GNL. Elle se refroidit alors par contact indirect avec le gaz naturel liquide qui doit être vaporisé et réchauffé. Elle sera alors à nouveau utilisée dans la partie supérieure de la tour pour y asperger, sous une température de 15°C, le ‘packing’ (comme décrit ci-avant).

Les pompes de ce circuit d’eau consomment à peu près 400 kW d’électricité, ce qui n’est pas étonnant compte tenu du débit d’eau élevé (2.500 m³/h).

Conclusion
Grâce au rendement énergétique exceptionnellement élevé, les émissions dans l’atmosphère sont limitées. Non seulement aucune émission de dioxyde de soufre ne se produit, mais encore le rejet d’oxyde d’azote est minime grâce à la mise en oeuvre, dans la turbine à gaz, du ‘Dry Low Nox Combustion System". Une commande par ordinateur veille à ce que la température dans les chambres de combustion reste dans des limites précises, indépendamment des caractéristiques du combustible et de la charge. On obtient de la sorte un taux d’émission de Nox extrêmement bas (25 ppm – sec, 15% O2).

Du fait de la composition chimique du gaz naturel (principalement du méthane ou CH4), le rejet de dioxyde de carbone (CO2) est également limité.

L’installation ne possède pas de circuit de refroidissement externe, et aucune eau de refroidissement n’est donc ni utilisée ni évacuée. La seule évacuation présente est celle de l’eau de condensation pure en provenance des gaz de fumée.
par Hubert Lahaut