Analiza możliwości mieszania biogazu z gazem ziemnym z uwzględnieniem limitów wymaganej jakości gazu sieciowego

Transkrypt

1 Analiza możliwości mieszania biogazu z gazem ziemnym z uwzględnieniem limitów wymaganej jakości gazu sieciowego Autor: dr inż. Wojciech Kostowski, mgr inż. Krzysztof Górny - Cieplnej, Politechnika Śląska w Gliwicach Instytut Techniki ( Instal nr 3/2010) W artykule przedstawiono analizę możliwości mieszania biogazu z gazem ziemnym wysokometanowym. Określono parametry gazu po procesie mieszania z uwzględnieniem limitów wymaganej jakości gazu sieciowego. Przeprowadzono analizę skali procesu z uwzględnieniem wielkości strumieni gazu przesyłanych systemem gazowym w Polsce. Przeprowadzono dyskusję wyników pracy i podano najważniejsze wnioski. Wprowadzenie Biogaz otrzymywany w rolnictwie, oczyszczalniach ścieków i wysypiskach odpadów można wykorzystać w różnego rodzaju procesach energetycznych. Służyć on może jako paliwo do gazowych układów kogeneracyjnych energetyki rozproszonej (skojarzona produkcja ciepła i energii elektrycznej), do spalania w kotłach gazowych oraz urządzeniach kuchennych. Obecnie biogaz wykorzystuje się głównie lokalnie, w miejscu jego pozyskania. W przyszłości jednak, wobec wyczerpywania się złóż gazu ziemnego i nieuchronnie rosnącej ceny tego surowca interesująca stanie się koncepcja mieszania biogazu z sieciowym gazem ziemnym, będąca przedmiotem niniejszego artykułu. Mieszanie biogazu z gazem sieciowym jest badane i wdrażane w takich krajach jak m.in. Niemcy, Dania czy Finlandia [9], [10]. Zazwyczaj uważa się, że surowy biogaz musi być poddany oczyszczeniu {cleaning) a następnie procesowi konwersji do biometanu (upgrading), po którym zakłada się osiągnięcie parametrów kalorycznych (ciepło spalania, liczba Wobbego) zgodnych z normami jakości gazu sieciowego. Proces konwersji jest realizowany w oparciu o wodną absorpcję CO 2, absorpcję metodą PSA [Pressure-Swing] bądź procesy membranowe. W każdym przypadku upgrading niesie za sobą bardzo wysokie koszty (od 17 do nawet 50 eurocentów / m 3 n [9]). W pracy przeanalizowano koncepcję alternatywną, polegającą na bezpośrednim wprowadzeniu biogazu do systemu gazu ziemnego. W tym przypadku konieczne jest usunięcie z biogazu składników szkodliwych bądź niepożądanych w systemie gazowym (związki siarki, tlenek węgla, para wodna, tlen), rezygnuje się natomiast z upgradingu tj. nie usuwa się dwutlenku węgla i azotu. Parametry kaloryczne oczyszczonego biogazu są zatem inne (gorsze) niż gazu sieciowego. Niniejsza praca dotyczy przede wszystkim gazu pozyskiwanego z biogazowni rolniczych. Biogazy z innych źródeł (wysypiska odpadów, oczyszczalnie ścieków) charakteryzują się zbliżonym składem ([8], [9], [11 ]) i ich wprowadzanie do systemu może być również rozważane w przyszłości. Wykorzystaniu biogazu rolniczego do mieszania z gazem sieciowym szczególnie sprzyja znaczna nieraz odległość dzieląca ośrodki rolnicze od regionów dużego zapotrzebowania na nośniki energii wokół aglomeracji miejskich.

2 W Polsce w najbliższych latach planowana jest budowa znacznej liczby (kilkuset) biogazowni rolniczych. W ramach projektu Polityka energetyczna Polski do roku 2030 założono wdrożenie programu, którego efektem ma być wybudowanie do roku 2020 średnio jednej biogazowni rolniczej w każdej gminie [3], [4]. W Ministerstwie Rolnictwa i Rozwoju Wsi opracowano Program rozwoju biogazowni rolniczych [5], którego celem jest wsparcie dla rozwoju biogazowni rolniczych wytwarzających biogaz w oparciu o surowce rolnicze oraz dla wykorzystania wytworzonego biogazu jako odnawialnego źródła energii. W ramach ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne, ustawy o wpłatach z zysku przez jednoosobowe spółki Skarbu Państwa, ustawy - Prawo ochrony środowiska oraz ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych [7] wprowadzono pojęcie świadectw pochodzenia biogazu na wytwarzanie biogazu rolniczego i wprowadzanie go do sieci gazowych. Gaz ziemny i jego jakość Gaz ziemny jako paliwo naturalne charakteryzuje się różnym składem w zależności od złoża. Poszczególne źródła gazu różnią się przede wszystkim zawartością azotu, co rzutuje na jakość paliwa, określaną m.in. ciepłem spalania H s i górną liczbą Wobbego Wo, zdefiniowaną jako stosunek ciepła spalania do pierwiastka z ilorazu gęstości gazu przez gęstość powietrza: Norma [6] wyróżnia 5 podgrup gazu w zależności od nominalnej wartości górnej liczby Wobbego (Wo). Obecnie w Polsce stosowane są 3 grupy: gaz wysokometanowy E (Wo = 50,0 MJ/m 3 n), gaz zaazotowany Lw (Wo = 41,5 MJ/m 3 n) oraz gaz zaazotowany Ls (Wo = 35,0 MJ/m 3 n). Gazy E, Lw i Ls określano dawniej nazwami GŻ-50, GZ-41,5 oraz GZ-35. Norma ta dla każdej z grup gazu określa ponadto dopuszczalny zakres liczby Wobbego, minimalne ciepło spalania i wartość opałową a także zawartość tlenu, siarkowodoru, siarki merkaptanowej i całkowitej oraz pyłu i rtęci. Wartości minimalne ciepła spalania i liczby Wobbego przedstawiono w tablicy 1. Właściwości mieszaniny biogazu z gazem ziemnym W niniejszym artykule rozważono mieszanie trzech rodzajów biogazu rolniczego z gazem ziemnym wysokometanowym (grupa E). Ze względu na fakt, że celem opracowania jest uzyskanie podstawowych informacji o możliwości mieszania biogazu z gazem ziemnym sieciowym, uwzględniono jedynie 3 podstawowe składniki biogazu, tj. metan, dwutlenek węgla i azot. Założono, że składniki niepożądane w gazie sieciowym (związki siarki, tlenek węgla, para wodna, tlen), zostaną usunięte przed wprowadzeniem biogazu do systemu gazowego ze względu na bezpieczeństwo dalszego transportu i wykorzystania gazu oraz zachowanie wymaganych parametrów dystrybuowanego paliwa. Przyjęto następujący skład molowy gazu ziemnego: CH 4 96,0%, C 2 H 6 1,24%, C 3 H 8 0,3%, C 4 H 10 0,15%, C 5 H 12 0,05%, C 6 H 14 0,4%, N 2 1,88% oraz C0 2 0,34%. Symbol C 4 H ]0 oznacza łącznie izobutan i n-butan, zaś symbol C 5 H 12 oznacza łącznie izopentan i n-pentan.

3 Rozważono mieszanie gazu z dwoma rodzajami biogazu zdefiniowanymi następująco: - BI: biogaz ubogi w metan, skład molowy: CH 4 55%, CO 2 44%, N 2 1%; - B2: biogaz bogaty w metan: CH 4 70%, CO 2 29%; N 2 1%; Parametry biogazu dla wymienionych wariantów przedstawiono w tablicy 1. W obliczeniach przyjęto mieszanie gazu ziemnego E z biogazem w różnych stosunkach tak, aby po zmieszaniu otrzymać gaz spełniający kryteria różnych grup (E, Ls, Lw). Skład gazu po zmieszaniu obliczono z bilansu poszczególnych składników gazu. Udział molowy i-tego składnika w mieszaninie biogaz + gaz ziemny z j B+G wynika z udziałów tego składnika w czystym gazie z j G, udziału tegoż składnika w biogazie z j B oraz stosunku mieszania biogazu z gazem ziemnym x: przy czym stosunek mieszania x zdefiniowano jako: (kmol biogazu/kmol gazu ziemnego). (3) Udział biogazu w otrzymanej mieszaninie wynosi x/(l + x). Tablica 2. przedstawia wartości stosunków x odpowiadające nominalnej oraz minimalnej liczbie Wobbego mieszaniny przy równoczesnym zachowaniu kryterium minimalnego ciepła spalania odpowiedniego dla danej grupy gazu (Ls, Lw, E). Wyniki obliczeń wskazują na możliwość uzyskania odpowiedników gazu ziemnego grupy E, Lw i Ls spełniających kryteria minimalnej liczby Wobbego i ciepła spalania w relatywnie szerokim zakresie stosunków mieszania. Dla najbardziej niekorzystnego wariantu (biogaz ubogi B1 przy wymaganym gazie wynikowym E) dopuszczalny udział biogazu pozwalający na uzyskanie nominalnej liczby Wobbego 50 MJ/m 3 n wynosi 5,5%, natomiast maksymalny udział uwarunkowany ograniczeniem Wo > 45 MJ/m 3 n wynosi aż 18,7%. W przypadku pozyskania biogazu bogatego w metan (B2) lub dopuszczenia możliwości produkcji gazu odpowiadającego klasom Lw i Ls można dopuścić wysoki i bardzo wysoki udział biogazu w

4 uzyskiwanej mieszaninie. Warto dodać, że mieszanie biogazu z gazem ziemnym nie stanowi problemu w kontekście bezpieczeństwa przeciwwybuchowego. Badania raportowane w publikacji [2] wykazały, że obecność CO 2 w gazie zawęża granice wybuchowości mieszaniny. Analiza miejsc i warunków mieszania biogazu z gazem sieciowym Znając dopuszczalne wartości stosunku mieszania biogazu z gazem ziemnym można określić dopuszczalną skalę instalacji produkcji biogazu odpowiednią do jego mieszania z gazem ziemnym w różnych punktach systemu gazowego. Rys. 2-4 ilustrują ten fakt przy założeniu, że uzyskiwana mieszanina odpowiada nominalnej liczbie Wobbego.

5 Na rys. 2-4 przedstawiono dodatkowo zakresy skali obiektów systemu przesyłu i dystrybucji gazu w Polsce, w których można potencjalnie rozważać instalacje wprowadzania biogazu. System gazowy w Polsce obejmuje: - 6 podziemnych magazynów gazu o poj. od 65 do min m 3 n i wysokich wartościach ciśnienia roboczego (od 2,6 do 21,3 MPa). Magazyny te występujg tylko w systemie gazu E. - ok stacji redukcyjno-pomiarowych I stopnia o przepustowości od 60 do m 3 n/h i nadciśnieniu wyjściowym ok. 0,28 MPa. W przypadku systemów gazu Ls i Lw największe stacje mają przepustowości odpowiednio m 3 n/h dla Lw oraz m 3 n/h dla Ls). - ok 4000 stacji redukcyjno-pomiaro-wych II stopnia o przepustowości nie-przekraczającej 3000 m 3 n/h (zazwyczaj m 3 n/h) i nadciśnieniu wyjściowym 2.5 kpa. Oprócz wymienionych obiektów stacje wprowadzania biogazu można przewidywać w zasadzie w dowolnym miejscu systemu gazowego, z tym że należy uprzednio określić zakres rzeczywistych strumieni gazu ziemnego płynących przez dany odcinek sieci.

6 Z rys. 2-4 wynika, że proces mieszania biogazów z gazem ziemnym najkorzystniej jest prowadzić w stacjach redukcyjnych zapewniających koncentrację odpowiednio dużych strumieni źródłowego gazu ziemnego (grupa E). W przypadku realizacji procesu w stacjach redukcyjnych II nie jest wymagane sprężanie biogazu, jednak należy mieć na uwadze, że rzeczywiste strumienie w tych stacjach sq mniejsze od nominalnych. Z punktu widzenia wymaganego strumienia gazu ziemnego korzystniejsze jest zatem mieszanie w stacjach I, z tym że w tym przypadku konieczne jest sprężanie biogazu do ciśnienia około 0,4 MPa. Można by również rozważyć potencjalne mieszanie biogazu z gazem sieciowym w podziemnych magazynach gazu (PMG), co wymagałoby znaczących ingerencji konstrukcyjnych w PMG. Takie rozwiązanie byłoby szczególnie korzystne ze względu na możliwość uśrednienia parametrów gazu po zmieszaniu (produkcja biogazu ma charakter cykliczny). Tym niemniej, istotną przeszkodą jest tu sprężanie biogazu przy obecności CO 2. Rozważając realizację takiego procesu należy zapewnić, by CO 2 pozostał w fazie gazowej, co narzuca ograniczenie ciśnienia. Przykładowo, dla temperatury 5 C ciśnienie nasycenia czystego CO 2 wynosi ok. 3,97 MPa. Orientacyjne wartości ciśnienia, do których dopuszcza się sprężenie biogazów BI i B2 wynoszą odpowiednio 9,0 MPa i 13,7 MPa, są więc relatywnie wysokie i mogą mieć znaczenie jedynie przy analizie wprowadzania biogazu do PMG. Diagramy przedstawione na rys. 2-4 mogą być wykorzystane do określenia punktu systemu gazowego odpowiedniego do wprowadzenia określonego strumienia biogazu, wynikającego z charakterystyki danej instalacji produkcyjnej. Wnioski Przedstawione obliczenia wskazują na fakt, że mieszanie biogazu z gazem ziemnym z zachowaniem normatywnych parametrów gazu jest możliwe. Na podstawie wyników dla gazu wysokometanowego (E) można stwierdzić, że dodatek 5-10% biogazu ubogiego w metan pozwala zachować klasę E tego paliwa. Przedstawiono również obliczenia dla sytuacji, gdy po zmieszaniu biogazu z gazem grupy E uzyskiwany jest gaz odpowiadający klasom Lw lub Ls. Realizacja takich procesów jest możliwa na terenach, w których sieci przesyłowe i dystrybucyjne obu paliw sasiadują ze sobą, np. w Wielkopolsce i na Dolnym Śląsku. Ze względu na fakt, że skład biogazu a także (choć w mniejszym zakresie) gazu sieciowego może być zmienny należy zalecić, by instalację mieszania projektowano tak, aby otrzymana mieszanina cechowała się nominalną wartością liczby Wobbego. Pozwoli to zachować margines bezpieczeństwa w przypadku zmiany parametrów biogazu. Punkt systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego wykorzystywany do wprowadzenia biogazu z danej instalacji należy dobrać uwzględniając wymagany stosunek mieszania. Znając wartość tego stosunku oraz wydajność instalacji produkcji biogazu otrzymuje się minimalny strumień gazu sieciowego zapewniający utrzymanie wymaganych parametrów gazu po zmieszaniu. Oprócz parametrów Wo, Hs, wskazane jest ponadto określenie liczby Weavera, zwigzanej ze stabilnością płomienia [1 ]. Należy podkreślić, że otrzymane gazy różnią się jednak od gazów ziemnych wyższą zawartością dwutlenku węgla, co wprawdzie nie jest regulowane normami jakości gazu, lecz może stanowić pewien problem ze względu na limity emisji CO 2 dla odbiorców. Autorzy są jednak zdania, że emisja ta jest wielokrotnie mniej szkodliwa od emisji metanu w przypadku zaniechania energetycznego wykorzystania biogazu.

7 LITERATURA [1] Barczyński A.: Wprowadzanie biogazu do systemu dystrybucyjnego - szanse i możliwości. Materiały konferencji Rynek Gazu 2009, pp , [2] Dupont L, Accorsi A.: Explosion characteristics of synthesised biogas at various temperatures. Journal of Hazardous Materials, BI 36 (2006), pp [3] Ministerstwo Gospodarki: Polityka energetyczna Polski do roku 2030, wersja nr 4, projekt z dnia , Warszawa [4] Ministerstwo Gospodarki: Program działań wykonawczych na lata Załącznik 3 do projektu Polityki energetycznej Polski do roku 2030, wersja nr 4, projekt z dnia , Warszawa [5] Ministerstwo Rolnictwa i Rozwoju Wsi. Założenia programu rozwoju biogazowni rolniczych. Warszawa - maj [6] PN-C-04753:2002 Gaz ziemny. Jakość gazu dostarczonego odbiorcom z sieci rozdzielczej. [7] Ustawa z dnia r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz. U. Nr 21 poz. 104). [8] Skorek J., Kalina J.: Gazowe układy kogeneracyjne. WNT, Warszawa [9] Jonsson O. et al. Sustainable gas enters the European gas distribution system. Raport Danish Gas Technology Center, 2003 dostępny na: gas.pdf [10] S. Rasi et al. Trace compounds of biogas from different biogas production plants Energy 32 (2007), pp [11] Informacja własna uzyskana od Przedsiębiorstwa Składowania i Utylizacji Odpadów Sp. z o.o. w Gliwicach.