В настоящий момент лидером в области промышленного использования технологии () является компания ABB Carbon (Швеция), разработавшая проекты ПГУ на основе типовых энергоблоков тепловой мощностью 200 и 800 МВт — Р200 и Р800 соответственно. Технические характеристики ПКСД-энергоблоков и используемые газовые турбины для каждого из них представлены в табл. 3.1. Значения КПД получены относительно низшей теплоты сгорания для температур охлаждающей воды 10 °С, пара 540/540 °С и газов на входе газовой турбины 830 °С. Блоки могут быть объединены и нагружены на одну паровую турбину, что позволит перекрыть диапазон электрической мощности от 80 до 700 МВт. КПД большего по мощности блока несколько больше, так как рабочее давление составляет 1,6 вместо 1,2 МПа, а потери вспомогательным оборудованием — меньше. КПД спаренных блоков (2 х Р200 или 2 х Р800) также немного выше, чем одиночного.
Процесс сжигания твердого топлива в ПКСД компании ABB Carbon организован по следующей технологической схеме:
Атмосферный воздух поступает на вход компрессора низкого давления газовой турбины i, в качестве которой применяется специально доработанная двухвальная газовая турбина (GT35P в блоке Р200 или GT140P в Р800) с промежуточным теплообменником. Через промежуточный теплообменник сжатый воздух подается в компрессор высокого давления газовой турбины, а затем во внешнюю часть коаксиального трубопровода 2, где нагревается от горячих отходяших газов, поступающих в газовую турбину по центральной части трубопровода. В корпусе высокого давления 3 воздух используется для горения угля и ожижения материала слоя ПКСД топки 4, а также для охлаждения внутренних узлов ПКСД-установки.
Уголь, максимальный размер частиц которого составляет 5 мм (средний 1 мм), поступает в ПКСД-топку в виде пасты или посредством пневмотранспорта в зависимости от своего качества. Угли зольностью менее 25 % с высшей теплотой сгорания более 14 МДж/кг подаются в виде водоугольной пасты, содержащей от 20 до 25 % влаги. Угли высокой зольности с низкой теплотой сгорания подают пневматически. При этом доля углерода в слое составляет 0,5—1,0 % общей массы слоя (примерно 70 т в блоке Р200). Для связывания серы угля с Sd < 1 % в кипящий слой подается сорбент (известняк или доломит) вместе с углем в виде пасты, в случае высокого содержания серы — пневматически.
Процесс горения угля и связывания серы топлива сорбентом происходит в ПКСД-топке под давлением 1,2(Р200) или 1,6 МПа (Р800), при температуре 850—870 °С. Скорость псевдоожижения не превышает 0,9—1 м/с, высота слоя достигает 3—4 м. Использование высоких слоев и низких скоростей ожижения приводит к увеличению (в 4—8 раз) времени пребывания газа в ПКСД (4 с в слое и 3—4 с в надслоевом пространстве) по сравнению с ПКС при атмосферном давлении, а также повышает эффективность сгорания топлива (96—98 %).
Очистка дымовых газов от твердых частиц протекает в две стадии:
1) горячая очистка газов в двух ступенях циклонов, где происходит сепарация твердой фазы с размером частиц более 10 мкм и эффективностью улавливания около 98 %;
2) санитарная очистка газов от пыли в рукавных фильтрах (или электрофильтрах) перед выбросом в дымовую трубу. Выход летучей золы из первичных циклонов составляет 45—75 % (1—300 мкм) общего выхода, включая в себя донную золу, из вторичных — 3 % (1 — 10 мкм). Крупные частицы золы (0,3—5 мм) выводятся через систему вывода донной золы (20—50 % общего выхода). Очищенные дымовые газы по внутренней части коаксиального трубопровода, 2 поступают на вход газовой турбины 1, где расширяются, приводя в движение компрессор и генератор, вырабатывающий около 20 % общего количества электроэнергии. С выхода газовой турбины дымовые газы идут в 10, где отдают часть своей тепловой энергии (10—15 % парового цикла) на подогрев питательной воды. Перед выбросом в дымовую трубу газы проходят очистку от пыли (вторая стадия) в рукавных фильтрах. Обычно применяется прямоточная схема парового цикла. Генерация пара происходит в поверхностях нагрева и испарения воды, погруженных непосредственно в кипящий слой ПКСД-топки (эрозия труб пароперегревающих поверхностей незначительна из-за низкой скорости ожижающего газа). Это позволяет в 4—5 раз повысить коэффициент теплоотдачи от горячих частиц слоя к трубному пучку. Возможно размещение в кипящем слое и поверхностей . Генератор паровой турбины 7 вырабатывает около 80 % обшей электроэнергии станции. Пар, отработавший в паровой турбине, поступает в конденсатор 8, с выхода которого питательная вода насосом 9 через 10 подается в трубный пучок ПКСД-топки. Емкость хранения материала слоя 6 предназначена для изменения нагрузки блока путем пневматического перемещения части слоя из ПКСД-топки 4 в емкость 6 и наоборот. Изменение нагрузки энергоблока (до 30—40 % номинальной) осуществляют вследствие снижения высоты слоя при постоянной температуре. При удалении материала слоя в емкость хранения часть трубного пучка, находившегося в слое, оказывается в наделоевом пространстве. Это ведет к снижению температуры генерируемого пара и газов на входе газовой турбины. При необходимости уменьшить нагрузку лишь до 70 % номинальной снижают температуру слоя (750—950 °С), изменяя расход топлива. Изменение пагруз ки происходит со скоростью 3—4 %/мин. Пуск установки из холодного состояния занимает около 5—6 ч, из горячего — 2ч.
ПКСД-блоки могут быть объединены и нагружены на одну паровую турбину, что позволяет перекрыть диапазон электрической мощности от 80 до 700 МВт. Большая часть оборудования, в том числе ПКСД-топка, циклоны, емкость хранения материала слоя, расположена внутри цилиндрического корпуса высокого давления, изготовленного из низкоуглеродистой стали. Он содержит минимальное количество движущихся частей с целью облегчения их обслуживания и ремонта оборудования, а также ремонта складской техники.
Связывание (более 90 %) оксидов серы доломитом или известняком происходит при относительно малых расходах сорбента при мольном соотношении Ca/S = 1,8…2,0. Выбросы оксидов серы и азота не превышают 250 мг/ям3 (6 % 02). Уровень выбросов твердых частиц в атмосферу не превышает 50—100 мг/нм3.